Aula 3 - UI - Indústria do Petróleo

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Utilidades 
Industriais
Prof. Me. Elenilson Tavares Cabral
170101295@prof.uninassau.edu.br
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A American Society for Testing and
Materials (ASTM) define o petróleo como:
"uma mistura de hidrocarbonetos, de
ocorrência natural, geralmente no estado
líquido, contendo ainda compostos de
enxofre, nitrogênio, oxigênio, metais e
outros elementos".
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Introdução
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O termo “petróleo” origina-se do latim,
Petra=rocha e oleum=óleo.
É o nome dado às misturas naturais de
hidrocarbonetos que podem ser
encontradas no estado sólido, líquido ou
gasoso, a depender das condições de
pressão e temperatura a que estejam
submetidos.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Introdução
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Origem do Petróleo
1. Teoria Biogênica: petróleo é formado a partir da sedimentação de
variadas matérias em depressões da crosta terrestre. Estes sedimentos
resultado da erosão de rochas antigas e de microorganismos de natureza
animal ou vegetal, foram acumulados durante milhões de anos em fundos
de lagos ou mares pobres em oxigênio e se converteram em rochas.
Essas camadas sobrepostas formaram as bacias sedimentares.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Introdução
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Origem do Petróleo
A ação de bactérias, do calor e da pressão causada por esse empilhamento
de novas camadas transformou essa matéria orgânica em querogênio,
composto químico a partir do qual são gerados todos os tipos de
hidrocarbonetos.
Ao serem submetidos a temperaturas da ordem de 80°C, as moléculas de
querogênio se partem e dão origem ao óleo, com gás associado. Acima de
130°C, forma-se apenas gás e, acima de 210°C, os hidrocarbonetos
desaparecem totalmente, restando apenas vestígios de carbono.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Introdução
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Origem do Petróleo
2. Teoria Abiogênica: Petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos
primordiais de grande estabilidade termodinâmica, formados a altas
pressões e temperaturas no manto da terra.
Gases primordiais como metano, hélio e nitrogênio conduzem o petróleo
para níveis crustais mais rasos, alojando-se em espaços porosos,
sobretudo em rochas sedimentares, constituindo os reservatórios.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Introdução
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Origem do Petróleo
Os hidrocarbonetos são excelentes nutrientes para bactérias primitivas que
vivem no interior da terra. Essas bactérias contaminam o petróleo com
moléculas biológicas chamadas de biomarcadores (biomarkers), além de
outros contaminantes também presentes nos sedimentos.
Alguns metais, sobretudo níquel e vanádio, mas também cádmio, arsênio,
chumbo, mercúrio, platinóides entre outros também estão associados ao
petróleo e atestam a origem mantélica. Portanto o petróleo não é um
combustível fóssil, como muitos ainda imaginam, mas sim uma substância
originalmente inorgânica sobre a qual atuam processos geológicos
posteriormente retrabalhados por biologia.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Introdução
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O petróleo bruto está comumente
acompanhado por quantidades variáveis
de outras substâncias, tais como água,
matéria inorgânica e gases dissolvidos.
Uma vez que os constituintes do petróleo,
hidrocarbonetos e os demais compostos
presentes, podem ocorrer nos estados
gasoso, líquido e sólido em proporções
variáveis, forma-se uma dispersão
coloidal.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Introdução
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O petróleo, em seu estado natural, não pode ser aproveitado de forma prática para
outros fins que não o de fornecimento de energia via combustão, porém sua
composição química, baseada em hidrocarbonetos de grande heterogeneidade
molecular, abre caminhos para usos industriais especializados e sofisticados,
como o requerido pelas modernas máquinas de combustão interna.
Assim, o petróleo, também chamado de óleo cru, é a principal matéria-prima
empregada para produzir os derivados utilizados tais como combustíveis,
lubrificantes e produtos petroquímicos.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Introdução
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As características dos petróleos variam
grandemente de acordo com a região
produtora, sendo o petróleo processado uma
mistura de vários campos. Na bacia de
Campos, nomes de peixes e outros animais
marinhos foram dados aos campos de
petróleo.
É importante frisar que esses nomes não
designam características do petróleo, embora,
sob o ponto de vista de suas propriedades
físico-químicas, o fato de conhecermos a sua
origem gera expectativas sobre sua
composição e propriedades.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Introdução
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Tanto a composição química quanto a
aparência do petróleo podem variar muito. Seu
aspecto pode ser viscoso, com tonalidades
desde o castanho-escuro até o preto,
passando pelo verde.
Quando ocorrem como óleos de baixa
densidade, apresentam um alto potencial de
produção de derivados combustíveis leves,
como a gasolina; quando muito escuros,
viscosos e densos, possuem grandes
proporções de derivados pesados, como o
asfalto.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Composição e Propriedades do Petróleo
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A composição elementar do petróleo varia pouco, como ilustrado na tabela
abaixo, o que pode ser explicado pelo fato de ser constituído por séries
homólogas de hidrocarbonetos, que são substâncias compostas por átomos de
carbono e hidrogênio, com tamanhos de cadeia que vão desde um átomo de
carbono - o metano - até 60 ou mais.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Composição e Propriedades do Petróleo
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Os outros elementos presentes aparecem geralmente associados às moléculas
de hidrocarbonetos e, normalmente, em maiores teores nas frações pesadas do
petróleo.
A despeito da pequena variação da composição elementar dos petróleos, suas
propriedades físicas podem variar bastante de acordo com a proporção dos
diferentes tipos de compostos presentes, que podem ser divididos em duas
grandes classes:
1. Hidrocarbonetos propriamente ditos;
2. Não hidrocarbonetos: compostos por resinas, asfaltenos e contaminantes
orgânicos sulfurados, oxigenados, nitrogenados e organometálicos.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Composição e Propriedades do Petróleo
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De acordo com o estado físico que a
mistura se encontra no reservatório e o
estado físico que a mistura estará em
condições de separação, podemos
classificar em:
- Reservatórios de óleo de alta/baixa
contração;
- Reservatórios de gás úmido;
- Reservatórios de gás seco;
- Reservatórios de gás retrógrado.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Tipos de Reservatórios de Petróleo
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As atividades integrantes da cadeia produtiva de petróleo e gás podem ser
agrupadas em dois grandes blocos:
1. Upstream: onde se encontram atividades correlatas à exploração e
produção do óleo propriamente dito.
2. Downstream ou abastecimento: caracterizado pelas atividades de
escoamento, refino, transporte, distribuição e comercialização ou revenda.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
16INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
17INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
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Exploração
Faz-se necessário obter primeiramente a concessão/licitação da
exploração de algum campo de produção.
No Brasil, o órgão regulador ANP (Agencia Nacional de Petróleo)
realiza uma rodada de licitação que dão o privilégio de uma
empresa ou um grupo de empresas de explorar uma determinada
região por um período de tempo.
Este tipo de legislação começou após a quebra do monopólio em
1997. Já foram realizadas varias rodadas de licitações com
audiências públicas com a participação de diversas empresas
nacionais e internacionais.
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Processo Produtivo
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Prospecção/Sísmica
Mapeamento geológico do subsolo através
da reflexão de ondas sonoras.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
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Exploração – Perfuração e Construçãode Poços
Consiste basicamente em comunicar o reservatório,
localizado no subsolo, com a superfície através de um
furo ou poço.
A exploração de uma região inicia com um poço
pioneiro (primeiro poço de uma região). Somente o poço
pioneiro confirmará a existência de óleo ou gás nessa
área. Extremamente cara, a perfuração de um poço
pioneiro se faz com muita prudência e cautela.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
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Exploração – Perfuração e Construção de Poços
A perfuração pode ser classificada em:
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
Vertical Desviada tipo J
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Exploração – Perfuração e Construção de Poços
A perfuração pode ser classificada em:
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
Horizontal
Desviada tipo S
Multilateral
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Terminação – Testes de Produção
Consistem em fluir o poço para determinar diversos parâmetros de fluxo.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
Definir um Modelo ou padrão de fluxo de 
reservatório para se que possa uma maior 
otimização da produção.
Dimensionar exatamente o tamanho do reservatório;
Otimizar a perfuração de poços de desenvolvimento (locais);
Estimar o fluxo diário de óleo e gás durante toda a vida útil do reservatório 
através de
complexos softwares de interpretação e simulação de reservatórios;
Teste Descritivo
+
Testes de Produtividade
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Produção
Consiste em transformar o poço
perfurado em um poço produtor de
óleo e gás.
Sistemas de Produção compreendem
toda a estrutura por trás da atividade
exploratória de petróleo e gás natural.
Essa estrutura é montada levando-se
em conta características do
reservatório, focando sempre a
otimização do custo.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
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Produção
Três principais características de um
Sistema de Produção:
1. Tipo de completação (seca ou
molhada);
2. Tipo de plataforma (UEP) utilizada;
3. Arranjo submarino (árvores de natal,
linhas de produção e equipamentos
submarinos - Engenharia Submarina).
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
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Produção
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processo Produtivo
Esquema básico de produção.
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Entende-se por processamento primário de petróleo a primeira etapa, ainda na
fase de produção pela qual o petróleo passa depois que sai do reservatório e
alcança a superfície. O termo primário é usado para distingui-lo do processamento
mais complexo, que o petróleo sofre na refinaria.
No reservatório de um campo produtor, o petróleo encontra-se em uma fase
líquida conhecida como fase oleosa ou simplesmente óleo. No entanto, ao
alcançar a superfície, os hidrocarbonetos mais leves e alguns outros gases, como
o gás sulfídrico (H2S) e o dióxido de carbono (CO2), aparecem também na fase
vapor, em equilíbrio termodinâmico com a fase líquida (óleo).
Isso ocorre devido à queda de pressão durante a elevação do petróleo à
superfície e às quedas de pressão localizadas em válvulas de controle nas
instalações de produção.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Além das fases oleosa e gasosa, um campo de petróleo normalmente produz água,
após um certo período de operação do campo, seja por estar presente inicialmente
no reservatório ou pela sua injeção, em um processo que visa ao aumento da
recuperação do petróleo. Como será visto adiante, na realidade, trata-se de
salmoura, uma solução aquosa rica em sais.
O processamento primário de petróleo pode ter como objetivos:
— promover a separação das três fases mencionadas anteriormente: oleosa,
gasosa e aquosa, nos equipamentos conhecidos como separadores;
— tratar a fase oleosa para redução do teor da água emulsionada e dos sais nela
dissolvidos;
— tratar a fase gasosa para redução do teor de água (vapor) e de outros
contaminantes, se necessário;
— tratar a água separada do petróleo, para descarte e/ou para reinjeção em poços
produtores.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Na figura abaixo está representado um esquema com as principais etapas do
processamento primário que ocorre na região produtora de petróleo, em instalações
de superfície localizadas na terra ou no mar, denominadas instalações de produção.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Dependendo da previsão da quantidade de fluidos produzidos e de um estudo de
viabilidade técnico-econômico, a instalação da superfície pode variar em
complexidade, sendo que: as mais apenas simples consistem em vasos separadores
bifásicos gás/óleo ou trifásicos gás/óleo/água, enquanto as mais complexas, além dos
separadores, podem incluir o tratamento e a compressão do gás, o tratamento do óleo
e o tratamento da água, tanto para descarte como para reinjeção nos poços.
Todo o sistema de produção de petróleo começa na cabeça do poço, por meio de um
equipamento constituído por um conjunto de válvulas, denominado árvore de natal,
cujo objetivo é controlar a produção dos fluidos. Nesse equipamento, ocorre a maior
queda de pressão entre o reservatório e o primeiro vaso separador. Quando dois ou
mais poços são alinhados para a mesma instalação de superfície é indicado o uso de
um equipamento, conhecido como «manifold de produção", que reúne todos os fluidos
e equaliza a pressão de alimentação da instalação de processamento primário.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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O sistema de separação utilizado no processamento primário do petróleo é constituído
de um conjunto de vasos separadores (bifásicos ou trifásicos) em série, que pode ter
várias configurações, que diferem entre si pelo número de estágios utilizados,
dependendo da qualidade da separação desejada entre o gás e o óleo e da densidade
do petróleo produzido.
Tipicamente, petróleos pesados são separados em um ou dois vasos com níveis de
pressão diferentes, enquanto os leves podem passar por vasos separadores que
operam com até três níveis de pressão: alta, intermediária e baixa, o que permite a
maximização da produção de óleo e o processamento, na mesma instalação de
produção, de óleos de poços com diferentes níveis de pressão. Mesmo para petróleos
muito leves, normalmente não há justificativa económica para mais de quatro estágios.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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As correntes gasosas obtidas nos níveis de pressão, baixo e intermediário, precisam
ser comprimidas para serem exportadas da instalação, ou para serem levadas às
unidades de tratamento do gás.
A corrente gasosa final é conhecida como gás natural úmido que normalmente é
encaminhada a uma unidade de processamento de gás natural, em terra, para reduzir
o teor de hidrocarbonetos mais pesados do que o etano, gerando então o gás natural
para o uso final como combustível.
Uma parcela do gás é usada como gas lift, no processo de elevação artificial do
petróleo, e como gás combustível na própria plataforma.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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O petróleo efluente do último estágio de separação possui, em sua composição, uma
parcela de água, dispersa no óleo em forma de gotículas de pequeno diâmetro (entre
1 mm e 10 mm), ou seja, emulsionada, a qual deve ser removida do óleo no
equipamento denominado tratador de óleo, em que uma combinação de vários
métodos é empregada:
- adição de compostos químicos desemulsificantes;
- aquecimento e aplicação de um campo elétrico; e
- separação por gravidade em um vaso de grande diâmetro.
A água produzida nos separadores trifásicos e no tratador de óleo, por sua vez, ainda
necessita sofrer um tratamento para redução do teor de óleo emulsionado e do óleo
arrastado com a água.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primáriode Petróleo
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Todo esse processamento na instalação de produção visa a atender aos requisitos de
exportação do gás e do óleo, bem como aos requisitos de descarte da água produzida,
de forma que:
- o gás natural úmido deve estar disponível em uma pressão especificada para
exportação e não deve conter teores excessivos de H2S, CO2 e H2O (vapor);
- o petróleo não pode conter mais do que 1% (em volume) de água emulsionada e de
sedimentos (BS&W, Basic Sediments and Water: % em volume de água e sedimentos
em relação ao volume total da emulsão) e o teor de sais dissolvidos na água deve ser
de, no máximo, 285 mg/L de óleo;
- a água produzida deve ser tratada antes de ser descartada para atender às
regulamentações ambientais. Por exemplo, no Brasil, de acordo com a Resolução
CONAMA 393/07, a concentração média mensal de óleos e graxas é limitada ao valor
máximo de 29 mg/L, com valor máximo diário de 42 mg/L, para descarte no mar.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Sistemas de Separação Líquido-Vapor
Como mencionado anteriormente, os fluidos provenientes do reservatório passam
inicialmente por um sistema de separação, que pode ser simples ou complexo,
dependendo da capacidade de produção e das características do campo. É comum a
injeção de compostos químicos antiespumantes, para facilitar a separação gás-óleo, e
de desemulsificantes, para facilitar a separação óleo-água.
Nos sistemas mais simples, tem-se um separador bifásico, líquido-gás, de onde a
mistura água-óleo, separada do gás, é normalmente encaminhada para outra
instalação, de maior capacidade, para a separação da água, conforme representado
na figura do slide seguinte.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Sistemas de Separação Líquido-Vapor
Sistemas com separação bifásica.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Sistemas de Separação Líquido-Vapor
Outros sistemas empregam um separador trifásico na figura a seguir, a partir do qual o
petróleo produzido, praticamente isento de água livre, é encaminhado a outra
instalação que disponha do sistema de tratamento de óleo para remoção da água
emulsionada.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Sistemas de Separação Líquido-Vapor
Finalmente, no sistema mais completo, representado na figura a seguir, a separação
trifásica é feita em dois estágios, e, além disso, estão presentes a etapa de
desidratação, para remoção da água emulsionada, e a etapa final, de ajuste da
pressão de vapor do petróleo, para evitar problemas de segurança no transporte e no
armazenamento nos terminais.
A decisão de se projetar uma separação bifásica ou trifásica, ou mesmo um sistema
completo, é económica, sendo o sistema da figura do próximo slide, o mais comum
nas plataformas de grande capacidade de produção.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Sistemas de Separação Líquido-Vapor
Sistemas com separação trifásica e tratamento do óleo.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Sistemas de Separação Líquido-Vapor
Cabe ressaltar que nos sistemas das figuras anteriores não estão
representados os trocadores de calor, em que água quente é usada como
meio de aquecimento do petróleo.
O objetivo desse aquecimento é facilitar a separação água-óleo,
principalmente pela redução da viscosidade do óleo, o que facilita a
decantação da água oleosa, que tem maior densidade.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Equipamentos de Separação Líquido-Vapor (Vasos Separadores)
A carga que alimenta os vasos separadores é constituída das fases líquida (óleo +
água) e gasosa, em íntimo contato, ocorrendo dispersões tanto de gotículas de
óleo na fase gasosa como de bolhas de gás na fase oleosa.
A concepção e o dimensionamento desses equipamentos baseiam-se no
fundamento que rege a operação unitária de sedimentação (ou decantação), a lei
de Stokes, equação a seguir, e na termodinâmica, especialmente no equilíbrio
líquido-vapor, sendo a separação líquido-gás controlada pela pressão e pela
temperatura do sistema.
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Processamento Primário de Petróleo
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Equipamentos de Separação Líquido-Vapor (Vasos Separadores)
Na equação de Stokes, v é a velocidade de sedimentação das gotas, Ipa - pol é o
valor absoluto da diferença entre as massas específicas da água e do óleo, m é a
viscosidade da fase contínua, d é o diâmetro das gotículas que sedimentarão ou
flotarão, e g é a aceleração devido à força de campo (gravitacional ou centrífuga).
Para garantir a melhor separação possível entre as fases, os vasos separadores
são normalmente dotados de dispositivos especiais, como, por exemplo, uma
placa defletora na entrada e um eliminador de névoa na saída do gás.
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Processamento Primário de Petróleo
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Equipamentos de Separação Líquido-Vapor (Vasos Separadores)
Os vasos separadores são normalmente classificados em horizontais e verticais, e
a seleção da configuração se baseia na proporção líquido/gás da carga e na sua
tendência à formação de espuma, de forma que:
— os vasos horizontais são normalmente mais eficientes quando é alta a razão
gás/óleo ou quando há formação de espuma, pois permitem uma melhor
separação das bolhas de gás, devido à maior área interfacial óleo-gás, bem como
facilitam a decantação das gotas de óleo arrastadas na fase gasosa, pois elas
caem perpendicularmente à direção do escoamento do gás;
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Processamento Primário de Petróleo
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Equipamentos de Separação Líquido-Vapor (Vasos Separadores)
Separador bifásico horizontal.
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Processamento Primário de Petróleo
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Equipamentos de Separação Líquido-Vapor (Vasos Separadores)
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
- os verticais requerem uma
menor área para instalação, e a
sua geometria facilita a remoção
de sedimentos porventura
depositados no fundo. Devido à
sua altura, os vasos verticais não
são normalmente usados em
plataformas, sendo mais usuais
em instalações terrestres.
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Separadores Biásicos
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
Nos separadores bifásicos a mistura gás-líquido, ao entrar no vaso, choca-se
com um defletor de entrada, que provoca uma alteração brusca na direção e na
velocidade dos fluidos. A parte líquida da mistura desce então por gravidade
para o fundo do vaso, onde se acumula devido à sua maior densidade, sendo
retirada por controle de nível.
O tempo de residência do líquido acumulado nesse vaso deve ser suficiente
para que as bolhas de gás retidas na fase líquida se desprendam e se
desloquem para a parte superior do vaso.
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Separadores Biásicos
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
O gás separado no defletor de entrada, contendo gotas de líquido de diferentes
diâmetros, se desloca pela parte superior do vaso, onde as gotas maiores se
chocam entre si e com as paredes do vaso, se aglutinam e caem sobre a
interface gás-líquido. As gotas menores, ao passarem pelo eliminador de névoa
na saída do vaso, podem coalescer (aumentar de diâmetro), vencendo a
velocidade de ascensão do gás e gotejando no sentido da interface gás-líquido.
Com um teor mínimo de gotículas de líquido arrastadas, o gás sai do vaso sob
controle de pressão que atua na abertura de uma válvula posicionada na linha
de saída do gás. Existem diferentes tipos de eliminadores de névoa que podem
ser utilizados, dependendo da eficiência desejada.
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Separadores trifásicos
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
Os vasos separadorestrifásicos, mostrados esquematicamente nas figuras do
próximo slide, são usados quando se deseja separar a água livre. Seu
dimensionamento é semelhante ao do vaso bifásico, com a diferença de que um
volume maior é necessário para a seção inferior do vaso, a fim de permitir a
separação das duas fases líquidas: óleo e água contendo sais (salmoura).
Com um teor mínimo de gotículas de líquido arrastadas, o gás sai do vaso sob
controle de pressão que atua na abertura de uma válvula posicionada na linha
de saída do gás. Existem diferentes tipos de eliminadores de névoa que podem
ser utilizados, dependendo da eficiência desejada.
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Separadores trifásicos
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
Separadores trifásicos verticais
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Separadores trifásicos
A salmoura contendo certa quantidade de óleo, por ser mais densa que a fase
oleosa, se acumula na parte inferior do vaso e é removida por controle de nível da
interface água-óleo. A parte oleosa passa sobre um vertedor para a seção
seguinte do vaso, onde se acumula, e é removida por controle de nível.
No caso do vaso vertical, a parte líquida, efluente do defletor de entrada, é
conduzida para a seção de fundo do vaso por um tubo condutor de líquido e
distribuída na fase aquosa em baixa velocidade, para não provocar turbulência na
região e não prejudicar a separação água-óleo.
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Processamento Primário de Petróleo
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Separadores trifásicos
Em princípio, o dimensionamento dos vasos separadores bifásicos ou trifásicos
não é uma tarefa difícil, depois de estabelecidas as vazões previstas de gás, óleo
e água. O problema é que esses valores vão sendo alterados ao longo do tempo,
pois dependem da curva de produção do campo produtor.
De maneira geral, a produção de água vai aumentando com o tempo, enquanto a
produção de óleo e gás vai diminuindo, e, por conseguinte, os tempos de
residência para os diversos fluidos vão se alterando, com a consequente perda de
eficiência dos equipamentos de separação.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Processamento Primário de Petróleo
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Problemas Operacionais nos Vasos Separadores
Tanto para os vasos bifásicos como para os trifásicos, alguns problemas operacionais
são comuns. Entre eles podem-se citar:
1. Formação de espuma: em função das características físico-químicas do petróleo,
das impurezas presentes e da queda de pressão imposta à mistura gás-líquido ao
longo do escoamento e na entrada do separador, tende a se formar certa quantidade
de espuma.
Um dimensionamento adequado do vaso, com alto tempo de residência, além do uso
de dispositivos que "quebram" a espuma, como placas coalescedoras inclinadas, são
medidas que reduzem a formação de espuma. No entanto, após certo tempo de
operação, é praticamente inevitável o uso de compostos químicos redutores da tensão
superficial do líquido, os antiespumantes, apesar do seu elevado custo.
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Processamento Primário de Petróleo
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Problemas Operacionais nos Vasos Separadores
2. Obstrução por parafinas: as parafinas de alta massa molar presentes no petróleo
podem se depositar e, principalmente no caso dos petróleos altamente parafínicos,
causar a obstrução dos dispositivos internos dos vasos, como as placas
coalescedoras e os eliminadores de névoa mais simples, do tipo demister, que
possuem pequenas aberturas para a passagem de líquido.
Nesses casos, é necessário prover o vaso com bocais de admissão de solvente de
limpeza, para solubilização das parafinas, ou mesmo de vapor d'água, se disponível
na instalação, para a fusão desses compostos.
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Processamento Primário de Petróleo
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Problemas Operacionais nos Vasos Separadores
3. Areia e sedimentos: em alguns campos é comum o petróleo chegar ao separador
carreando areia e sedimentos oriundos do próprio poço. Esses sedimentos são
responsáveis por erosão nas válvulas, obstrução em internos do vaso e redução do
tempo de residência do líquido devido ao acúmulo no fundo do vaso.
Quando o vaso não tem dispositivos internos para a remoção de areia e sedimentos, é
necessário interromper a produção para se fazer a limpeza, com os consequentes
custos de perda de produção, além do custo da limpeza;
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Processamento Primário de Petróleo
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Problemas Operacionais nos Vasos Separadores
4. Camada intermediária de emulsão: uma parte da água que alimenta o vaso
separador forma uma camada de emulsão, que se acumula sobre a fase aquosa. Tal
acúmulo é um problema na operação de um separador trifásico, porque dificulta o
controle de nível da interface e reduz o tempo de residência, tanto para o óleo como
para a água, diminuindo a eficiência da separação e prejudicando o tratamento do
petróleo na etapa seguinte.
O aquecimento da carga e o uso de agentes químicos desemulsificantes ajudam a
diminuir o problema;
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Processamento Primário de Petróleo
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Problemas Operacionais nos Vasos Separadores
5. Arraste: tanto pode ocorrer arraste de gotículas de líquido pelo gás como arraste de
bolhas de gás pela fase oleosa. O arraste de gotículas de líquido, embora sempre
ocorra, pode aumentar em função de vários fatores, como: formação elevada de
espuma; nível de óleo muito alto, devido a dificuldades na saída de líquido por
provável obstrução; eliminador de névoa inadequado; ou mesmo vazão de operação
acima da capacidade de projeto.
O arraste de gás na fase oleosa, por outro lado, decorre do baixo tempo de residência
(baixo nível da fase oleosa) para a liberação das bolhas, de placas transversais ou
quebra-vórtices• inadequados ou da ocorrência de falha no controle de nível.
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Processamento Primário de Petróleo
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Tratamento do Óleo
Toda vez que dois líquidos imiscíveis, como óleo e água, são
expostos a uma grande agitação, como por exemplo ao longo
do percurso do petróleo desde o reservatório até a superfície,
o líquido em menor proporção, no caso a água, se dispersa no
outro, gerando gotas de diversos diâmetros.
As gotas de diâmetros maiores tendem novamente a se
aglutinar e se separam como água livre" no separador trifásico,
onde há normalmente tempo suficiente para decantar. No
entanto, as gotículas de pequeno diâmetro (entre 1 mm e 10
mm) não têm tempo suficiente para se aproximarem e
coalescerem, permanecendo dispersas no meio oleoso,
formando uma emulsão.
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Processamento Primário de Petróleo
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Tratamento do Óleo
Assim, a água emulsionada que chega ao tratador se comporta como
mais um componente sem, no entanto, estar dissolvida, como
ilustrado na figura ao lado. O problema é que essa água, por ser na
realidade uma solução salina (salmoura), contém também sólidos
dispersos (sedimentos), além de microrganismos como algas,
bactérias e fungos.
A salmoura, em muitos aspectos semelhante à água do mar, pode
alcançar teores de sais tão altos quanto 30 % (em massa), e
raramente esse teor é inferior a 1,5 %, sendo muito comuns valores
na faixa de 2,0 % a 13,0 %, enquanto o teor de sais na água do mar
se situa na faixa de 3,0 % a 4,0 %. O teor de sais na salmoura está
muito relacionado com as formações rochosas de onde os petróleos
são oriundos.
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59
Tratamento do Óleo
Os sais solúveis em água são principalmente: carbonatos, sulfatos e cloretos de
sódio, potássio, cálcio e magnésio, e estes são os maiores responsáveis por
problemas de corrosão (devida aos cloretos) e incrustação (devida aos sulfatos e
carbonatos) durante o refino do petróleo.
Entretanto, nem todo o sal encontrado no óleo cru está necessariamente dissolvidoem água, pois partículas cristalinas de sais podem ser encontradas na fase óleo, e
para a sua remoção é necessária uma lavagem adequada do óleo.
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60
Tratamento do Óleo
Os sedimentos são em geral oriundos das rochas (silte - fragmento de mineral ou rocha
menor do que areia fina e maior do que argila -, argiIas e areia), de processos de
oxidação (sulfetos e óxidos de ferro) e de incrustações (carbonatos de cálcio, sulfatos
de cálcio, bário e estrôncio).
Vários microrganismos estão frequentemente presentes nas águas geradas na
produção, que, por determinados metabolismos, podem gerar ácidos corrosivos como
o sulfídrico e o sulfúrico.
O objetivo do tratamento do óleo é reduzir o teor de água emulsionada presente no
petróleo, de forma a adequá-lo às condições de recebimento nas refinarias. Com a
remoção da água, praticamente todos os sais e sedimentos nela presentes também
são removidos.
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Tratamento do Óleo
Estabilidade da emulsão
Uma emulsão preparada pela mistura de hidrocarbonetos e água é instável, e as fases
são facilmente separadas. No entanto, o petróleo possui na sua composição
substâncias ditas agentes emulsionantes, cujas moléculas têm uma parte constituída de
heteroátomos com afinidade pela água (polar) e uma maior parte com afinidade pelo
óleo (apolar).
Devido a essa característica, a parte polar, chamada de hidrofílica, tende a se deslocar
para a fase água, enquanto a maior parte da molécula (apolar ou lipofílica) tende a
permanecer na fase óleo, se acumulando nas superfícies das gotículas, conforme
mostrado na figura a seguir.
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Tratamento do Óleo
Estabilidade da emulsão
Com o passar do tempo, mais moléculas dessas substâncias migram para a interface
água-óleo, formando uma película que age como uma barreira física que impede a
aproximação das gotículas vizinhas de água.
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Tratamento do Óleo
Quebra da emulsão
A quebra da emulsão consiste no enfraquecimento e no rompimento da película
formada pelos agentes emulsionantes sobre as gotículas de água, a fim de permitir que
as gotículas vizinhas se aglutinem e decantem, desestabilizando a emulsão. Os meios
usuais de quebra de emulsão são: aquecimento, adição de compostos químicos
chamados de desemulsificantes e uso de campo elétrico.
Os desemulsificantes são substâncias de alta massa molar, comparáveis aos
emulsificantes naturais, que são atraídas pela interface água-óleo e deslocam ou
rompem a película de emulsificante, promovendo a coalescência das gotículas, que
decantam através do óleo.
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Tratamento do Óleo
Quebra da emulsão
A seleção do tipo do desemulsificante e da
dosagem a ser usada no tratamento do óleo deve
ser feita mediante um teste de campo, conhecido
como "teste da garrafa". Na figura estão
mostradas duas microfotografias de uma emulsão,
antes e após a adição de desemulsificante.
Nota-se nitidamente o crescimento do tamanho
das gotas de água, ocorrido segundos após a
adição do desemulsificante.
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65
Tratamento do Óleo
Quebra da emulsão
Nas plataformas marítimas, onde normalmente os
volumes processados são muito altos, o sistema mais
utilizado é o tratamento eletrostático, por atingir maior
eficiência na coalescência das gotas e, portanto, na
separação.
A aplicação de um campo elétrico de alta intensidade
sobre uma emulsão provoca a polarização das gotículas
de água, principalmente pela migração dos sais
dissolvidos no interior das mesmas, fazendo com que as
gotículas de água passem da forma esférica para a
elíptica (figura).
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Tratamento do Óleo
Tipos de Tratadores Eletrostáticos
O equipamento usado no tratamento eletrostático é normalmente um vaso de grande
diâmetro, geralmente entre 3 m e 4,2 m, e de comprimento variável em função da vazão
processada.
Os internos são normalmente: distribuidores da carga, coletor de petróleo (no topo do
vaso) e coletor de salmoura (no fundo do vaso), grade horizontal de eletrodos ou placas
verticais de eletrodos (no caso do tratador de dupla polaridade), além dos
suportes/jsoladores dos eletrodos e das buchas e cabos de alimentação de eletricidade.
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Tratamento do Óleo
Tipos de Tratadores Eletrostáticos
Existem dois tipos de tratadores: os de baixa velocidade e os de alta velocidade.
1. Tratadores de alta velocidade: Os tratadores ditos de alta velocidade, em que a
emulsão é introduzida diretamente entre os eletrodos, são ampla- mente empregados
em refinarias, mas não são aconselháveis para os sistemas de produção, devido ao
aumento do teor de água que pode ocorrer na saída do separador trifásico, ao longo
da vida do poço
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Tratamento do Óleo
Tipos de Tratadores Eletrostáticos
Existem dois tipos de tratadores: os de baixa velocidade e os de alta velocidade.
2. Tratadores de baixa velocidade: O tratador tipicamente utilizado em plataformas é de
baixa velocidade, no qual a emulsão é introduzida e distribuída na parte inferior do vaso
horizontal, ao longo do seu comprimento, através de orifícios de um distribuidor. Dessa
forma, a emulsão é descarregada na fase aquosa, e, devido à diferença de densidades, a
emulsão sobe na direção dos eletrodos, que se encontram um pouco acima da linha de
centro do vaso.
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Tratamento do Gás
A corrente gasosa obtida nos separadores é uma mistura de hidrocarbonetos leves cuja
composição abrange desde o metano até hidrocarbonetos parafínicos com 7 átomos de
carbono, além de teores variáveis de gás sulfídrico (H2S), dióxido de carbono (C02),
nitrogênio (N2) e vapor d'água.
Uma vez que o uso principal do gás natural é como combustível, sabe-se que teores
elevados de CO2 e N2 reduzirão o seu poder calorífico; o H2S e o CO2 são gases de
caráter ácido, tornando-se corrosivos na presença de água líquida; e o vapor d'água, que
é inerte, pode, nas condições de escoamento e dos equipamentos (alta pressão e baixa
temperatura), formar hidratos que bloqueiam as tubulações e provocam corrosão, na
presença dos gases ácidos.
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Tratamento do Gás
O hidrato é uma solução sólida constituída de hidrocarbonetos de baixa massa molar
(principalmente metano e etano) e água, apresentando-se na forma de cristais, em que os
hidrocarbonetos ficam encapsulados dentro de uma estrutura cristalina muito semelhante
ao gelo.
Os hidratos tendem a se formar em pontos de estagnação dos equipamentos como em
pontos baixos das tubulações, curvas, conexões e desde que haja baixa temperatura e
alta pressão. Caso nada seja feito, pode ocorrer a completa obstrução da tubulação.
Basicamente, o tratamento ou o condicionamento do gás visa a remover gases ácidos
(H2S e CO2 e a água (desidratação) presentes em sua composição.
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Tratamento do Gás
Remoção de Gases Ácidos
Dentro do conjunto de processos de condicionamento do gás natural, a remoção dos
gases ácidos tem como objetivos: a segurança operacional, a especificação do gás para a
venda e a redução da corrosividade do sistema. Os processos mais utilizados são:
1. O tratamento com soluçãode MEA (monoetanolamina): este é o processo mais
tradicional e mais largamente usado para remoção de H2S e CO2.
2. A adsorção por peneiras moleculares (PSA): atualmente muito utilizada em refinarias na
do hidrogênio obtido nas unidades de geração de hidrogênio;
3. A permeação por membranas poliméricas: esta vem sendo usada industrialmente para
separação de gases.
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Tratamento do Gás
Desidratação
A desidratação do gás natural pode ser feita por um processo de absorção, com o uso de
um solvente liquido; ou de adsorção, em que se usa um sólido como a sílica-gel, alumina
ou peneira molecular; ou ainda de permeação através de membranas poliméricas. O
processo de absorção é o mais comum nas plataformas brasileiras.
O processo de absorção, visando à desidratação, consiste no contato do gás com um
solvente liquido higroscópico, isto é, capaz de solubilizar seletivamente a água, e de fácil
regeneração. Embora a família dos monoalcoóis tenha afinidade com a água, a família
dos dialcoóis (glicóis) é mais utilizada por questões econômicas. Entre os glicóis, o
trietilenoglicol (TEG) é normalmente escolhido.
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Tratamento do Gás
Desidratação
Isso se vede principalmente aos seguintes fatores:
1. É mais facilmente regenerável, alcançando teores maiores do que 98 %, devido ao seu
maior ponto de ebulição e à sua maior temperatura de degradação térmica (206 oC);
2. Possui menor pressão de vapor, causando menor perda por evaporação;
3. O processo exige menores custos de investimento e operacional.
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Tratamento do Gás
Desidratação
Conforme representado na figura do slide a seguir, o processo ocorre em uma torre de
absorção, normalmente recheada, onde o gás, após passar por uma seção de remoção
de hidrocarbonetos líquidos, sobe em contracorrente com a solução de TEG proveniente
do sistema de regeneração (chamada de TEG pobre). No topo da torre o gás passa por
um eliminador de névoa para a remoção de gotículas de TEG arrastadas.
A solução de TEG, efluente do fundo da torre de absorção (TEG rica), é encaminhada
para a torre regeneradora a fim de reduzir o seu teor de água, sendo antes aquecida em
uma serpentina instalada no topo, ao mesmo tempo que condensa os vapores de TEG
que sobem pela torre regeneradora, e em um trocador de calor, que resfria a corrente de
TEG já regenerada (TEG pobre).
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Tratamento do Gás
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Processamento Primário de Petróleo
Fluxograma simplificado
do processo de
desidratação com TEG.
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Tratamento do Gás
Desidratação
Após o aquecimento, a solução rica passa por um separador trifásico, em que o gás
dissolvido nessa solução é separado da fase líquida de hidrocarbonetos e da solução de
TEG, e esta alimenta a torre regeneradora.
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 a água livre, diminuindo a
temperatura em que ocorre a formação dos hidratos. Os mais utilizados são os álcoois
(metanol, etanol anidro, MEG, DEG e TEG), que, posteriormente, são removidos do gás.
O inibidor deve ser disperso na corrente gasosa por meio de bicos nebulizadores, em um
ponto onde a temperatura de formação de hidrato ainda não foi atingida
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77
Tratamento do Gás
Desidratação: Variáveis de Processo
As principais variáveis de processo são as seguintes:
1. Teor de TEG na solução pobre;
2. Vazão da solução de TEG
3. Temperatura de desidratação;
4. Temperatura do refervedor;
5. Temperatura de topo da torre regeneradora;
6. Vazão do gás de esgotamento.
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Tratamento da Água Produzida
O tratamento da água produzida numa instalação de processamento primário de petróleo
depende da sua destinação final: descarte ou reinjeção nos poços de produção.
A injeção de água tem sido um dos principais meios de recuperação secundária de
campos de petróleo, porém, a fim de evitar comprometer o poço, a água necessita ser
tratada para redução do teor de óleo emulsionado e remoção: de H2S CO2 dissolvidos,
evitando a corrosão; de sedimentos, evitando o tamponamento do reservatório; e de
bactérias redutoras de sulfato, evitando a corrosão pela formação de H2S.
O descarte da água só pode ser feito de acordo com a regulamentação do CONAMA e
com os regulamentos estaduais elou municipais aplicáveis. Embora a água produzida
contenha diversos compostos químicos, a Resolução CONAMA 393/07 apenas limita o
teor de óleo e graxas (TOG). Neste livro, será abordado apenas o tratamento que visa a
atender a essa especificação.
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Tratamento da Água Produzida
Nos sistemas mais simples de tratamento da água oleosa em plataformas, como está
esquematizado na figura, a salmoura, proveniente dos separadores trifásicos e do tratador
eletrostático do petróleo, é encaminhada a um vaso desgaseificador de baixa pressão e
alto tempo de residência, para remover hidrocarbonetos gasosos que estejam em solução
no óleo ainda presente na água; o gás removido é então encaminhado para queima.
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Tratamento da Água Produzida
Além do gás, uma parte do óleo é separada da
água nesse equipamento. Do vaso
desgaseificador, a água oleosa vai ao separador
água-óleo (SAO) para a remoção do restante de
óleo e envio ao tubo de despejo, que fica imerso
no mar.
Visando ao aumento da velocidade de
sedimentação, equipamentos como os flotadores
e, em especial, os hidrociclones (figura) vêm
sendo bastante empregados no tratamento de
água em plataformas marítimas, tornando-se o
padrão de tratamento nessas instalações.
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Tratamento da Água Produzida
Nos flotadores são produzidas microbolhas na câmara de flotação, que se prendem às
partículas oleosas, formando aglomerados que são carreados para a superfície. O
processo convencional consiste basicamente nas seguintes etapas:
1. Geração das bolhas gasosas, que podem ser de ar ou de gás (hidrocarbonetos);
colisão e adesão entre essas bolhas e as gotículas de óleo dispersas na água;
2. Ascensão dos agregados bolha-partícula até a superfície.
A separação é mais eficiente na medida em que se diminui o tamanho das bolhas e se
aumenta o tamanho das gotículas.
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Tratamento da Água Produzida
Flotadores
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Tratamento da Água Produzida
No uso da flotação para o tratamento de águas oleosas, destacam-se como processos
clássicos: a flotação natural (ou gravitacional), por ar dissolvido (FAD) ou gás dissolvido
(FGD); e a flotação por ar induzido (FAI) ou gás induzido (FGI). A flotação natural, por ser
realizada em tanques e necessitar de maior área, é usada em instalações terrestres.
Embora a FGD seja mais eficiente do que a FGI, por gerar bolhas menores, a FGI
necessita de menor tempo de residência, o que leva a um menor custo de instalação e de
operação.
Em plataformas marítimas, vem sendo utilizada uma bomba multifásica especial que
dissolve o gás reciclado do topo do flotador na corrente líquida, embora haja uma
tendência de se utilizar a FGI de terceira geração, emque a indução é feita por um
redutor gás-líquido, que resulta em unidades mais compactas, embora não sejam tão
eficientes como a FGD.
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Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN)
O gás natural é utilizado no Brasil principalmente como combustível industrial, doméstico
e automotivo, e, nesse último caso, passa a se chamar gás natural veicular (GNV).
Diferentemente do GLP, o gás natural processado, ou seco, só pode ser liquefeito sob
condições criogênicas, pois seu principal constituinte é o metano. A compressão do gás
natural gera o gás natural comprimido (GNC), permitindo o seu transporte até o
consumidor final.
Embora o GN possa ser encontrado em estado livre, formando uma capa de gás sobre
uma pequena quantidade de óleo presente no reservatório. Em qualquer das duas
formas, o gás natural é conhecido como gás úmido, devido à presença de
hidrocarbonetos com mais de 3 átomos de carbono, que irão gerar o GLP e uma nafta
leve, conhecida como gasolina natural.
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Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN)
Em função do seu maior valor agregado, tais hidrocarbonetos são conhecidos como a
riqueza do gás natural. Para ser comercializado, o gás úmido precisa passar por uma
unidade de processamento, cujas características dependerão da composição e da vazão
desse gás e do mercado a ser atendido.
Assim, o objetivo das unidades de processamento de gás natural (UPGN) é recuperar, na
forma líquida, o GLP e a gasolina natural e especificar o gás natural seco para os seus
diversos usos. Um esquema simplificado de uma UPGN está representado nas figuras.
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Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN)
Tipos de Processo
Em uma UPGN, a etapa mais importante é o abaixamento da temperatura do gás natural,
para permitir a liquefação dos hidrocarbonetos mais pesados do que o etano. Os tipos de
processos empregados diferem entre si quanto à rota termodinâmica adotada. São eles:
1. Expansão Joule-Thomson
2. Refrigeração simples
3. Absorção refrigerada
4. Turboexpansâo
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87
Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN)
Tipos de Processo
De maneira simplificada, pode-se dizer que esses processos são constituídos de uma
sequência de operações, que podem incluir: a desidratação, para eliminação da umidade
remanescente, a compressão, a absorção e o resfriamento.
Os hidrocarbonetos recuperados podem ser estabilizados e separados por
fracionamento, para obtenção dos produtos desejados, na própria UPGN ou em unidades
específicas, tais como as unidades de fracionamento de líquidos (UFL) e de
processamento de condensado de gás natural (UPCGN). A escolha do processo utilizado
depende dos fatores técnicos e económicos e do mercado a ser atendido.
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