Projeto do iniciação cientifica 4ª parte

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UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ – UNESA
Engenharia de Petróleo
DANIEL FARACHE MARQUES DE SOUZA
PROJETO DE INICIAÇÃO CIENTIFICA
Injeção de Químicos no Offshore
Macaé-RJ 
2019
1. Introdução
A indústria do petróleo abrange um grande número de operações destinadas à exploração, produção, transporte e tratamento do óleo, água e gás oriundo dos poços. Em cada etapa desta cadeia são utilizados aditivos químicos para ajudar no processamento, corrigir problemas operacionais ou enquadrar cada fase (líquido ou gás) em seus requisitos legais (MELLO, 2007). Por exemplo:
a) O gás natural não pode conter quantidades excessivas de CO2 e H2S, deve ser liberado a uma pressão especificada e não deve conter vapor de água que pode condensar e formar hidratos causando perdas de carga adicionais ou corrosão nas tubulações;
b) O óleo não pode conter excessivas quantidades de água e sedimentos (BS&W) e sais dissolvidos na água;
c) A água produzida deve possuir um valor limitado de óleo disperso (teor de óleo e graxas - TOG) para poder ser descartada e também deve ser controlada a própria temperatura da água de descarte.
A Tabela 1 abaixo apresenta um resumo das principais especificações exigidas após o processamento primário realizado nas unidades de produção de óleo e gás.
Tabela 1: Principais Especificações após Processamento Primário
	Corrente
	Parâmetro
	Especificação
	Gás
	Teor de água
	Máx.: 3 a 5 lb/Mscf
na Petrobras: 2 lb/Mscf
	
	Teor de H2S
	Máx.: 10 a 15 ppm
	
	Teor de inertes, CO2
	Máx.: 4% vol
Na Petrobras: 2% vol
	Óleo
	BS&W
	Refino: máx. 1% vol
Exportação: máx. 0,5% vol
	
	Teor de sais
	Refino: máx. 570 mgl (em NaCl)
Exportação: máx. 285 mg/l (em NaCl)
Água Produzida	 		TOG	Máx.: 20 ppm	 Temperatura		Máx.: 40ºC
Fonte: ANP, 2013
O petróleo é constituído basicamente por uma mistura de compostos químicos orgânicos: hidrocarbonetos parafínicos, isoparafínicos, naftênicos e aromáticos. Além destes, também apresenta outros constituintes em menor percentual que são os compostos orgânicos contendo elementos químicos como nitrogênio, enxofre, oxigênio (chamados genericamente de compostos NSO) e metais, principalmente níquel e vanádio. Tais constituintes são considerados nocivos aos produtos, equipamentos e ao meio ambiente, sendo por isso considerado impurezas devendo ser removidos em processos de tratamento específicos. A presença de contaminantes irá implicar diretamente na qualidade do petróleo comercializado, quanto mais contaminantes, orgânicos ou inorgânicos, pior a qualidade do óleo. A Tabela 2 resume alguns problemas causados pela presença destes contaminantes nos hidrocarbonetos.
Tabela 2: Problemas Causados por Contaminantes
2
Contaminantes	Elementos Químicos
Presentes
Problema Causado
Compostos Orgânicos Sulfurados Compostos Orgânicos Nitrogenados Compostos Orgânicos Oxigenados
Enxofre (S)	Corrosão, toxidez, poluição
Nitrogênio (N)	Retenção de água emulsionada, contaminação de
catalisadores, alteração da coloração de produtos finais Oxigênio (O)	Acidez, corrosividade, formação de gomas, odor
Compostos Orgânicos Metálicos
Metais (principalmente Ni e V)
Agressão a materiais, contaminação de catalisadores
Fonte: THOMAS, 2001
Sabe-se que a utilização de aditivos químicos não é a única forma de combater os problemas operacionais causados pelos contaminantes acima, a indústria do petróleo também dispõe das aplicações de técnicas no processo de separação/tratamento para a resolução destes problemas que independe do uso de produtos químicos. Dentre as muitas opções disponíveis, destacam-se aqui alguns exemplos mais utilizados:
a) Isolamento: retenção de calor para retardar o aparecimento de parafinas ou de hidrato de gás de formação;
b) Aquecimento da linha: prevenção de parafinas e hidratos de gás;
c) Aquecimento do separador: resolução de emulsões;
d) Diminuição da pressão: reduz a formação de hidratos na linha de gás;
e) Uso de materiais e revestimentos resistentes: minimizando a corrosão;
f) Alteração no regime de fluxo para turbulento: minimizando asfaltenos, parafinas, biofilme;
g) Manter o processo em altas pressões: retarda formação de asfalteno, incrustação, naftenatos;
h) Diminuição da vazão: minimizando a formação de espuma e emulsão
i) Aumento no tamanho do separador: melhorando a separação água-óleo;
j) Uso de campos elétricos: aumentando a coalescência de gotas de água em emulsão de óleo-água;
k) Centrifugação: separação de emulsões de óleo-água;
l) Utilização de membranas e filtros finos: remoção partículas coloidais e íons específicos;
m) Lançamento de Pig: evitando o acúmulo de sólidos em tubulações;
n) Raspagem: remoção de depósitos, especialmente no fundo do poço;
o) Aplicação de vácuo: retirando gases de água;
p) Telas e removedor de cascalho: para controle de areia.
Porém, em alguns campos produtores a utilização destas técnicas não é suficiente para eliminar os problemas operacionais e faz-se necessário a seleção de atidivos químicos apropriados à cada finalidade, conforme alguns exemplos mostrados na Tabela 3.
Tabela 3: Principais Aditivos Químicos Utilizados
Princípio Ativo	Finalidade	Problema
Composto Nitrogenado	Controle de Corrosão,
Biocida, Sequestrante de H2S Composto Sulforosos	Controle de Corrosão,
Precipitação de Graxas e Asfaltenos
Corrosão, problemas ambientais, qualidade do produto
Problemas ambientais
Fósforo	Inibidor de Incrustações	Incrustações, Envenenamento de Catalisador Silicone				Anti-espumante			Problemas Ambientais e Operacionais Metanol			Inibidor de Hidrato			Problemas Ambientais e Operacionais Glicóis		Inibidor de Hidrato		Problemas Ambientais e Operacionais
Sulfactantes	Controle de Incrustação	Problemas Ambientais e Operacionais
Ácidos Minerais	Meio Ambiente, Inibidor de
Corrosão
Problemas Ambientais e Operacionais, Corrosão
Fonte: RIAZI, 2005
Em geral, os fatores que motivam a injeção de aditivos químicos em cada etapa do processo de produção podem ser classificados em quatro grupos:
a) Problemas causados pelas propriedades físicas do fluido: espuma, emulsão, etc.
b) Problemas que afetam a segurança e integridade estrutural, basicamente relacionado à corrosão;
c) Problemas causados por incrustação: definido como a deposição de qualquer material indesejado, como cera, parafina, asfalteno, nafteno, material biológico e hidratos;
d) Problemas de segurança e punho ambiental: qualidade da água descartada, presença de enxofre como sulfeto de hidrogênio (H2S), etc.
Neste contexto, o objetivo desse artigo é fazer uma revisão bibliográfica sobre as necessidades de injeção de aditivos químicos, os principais produtos utilizados, os pontos de injeção mais recomendados, principais fatores que impactam na escolha dos produtos e o estado-da-arte na medição e controle dessa injeção. As pesquisas foram conduzidas através de literatura especializada no assunto, documentos acadêmicos, artigos técnicos e entrevistas com usuários e fabricantes de equipamentos.
2. A Injeção de Aditivos Químicos
O objetivo de toda empresa que necessita injetar aditivos químicos é obter a melhor eficiência de cada produto com menor custo de aquisição. Porém, o desempenho dos aditivos pode estar relacionado com mais de um fator. Por exemplo, inibidor de incrustação pode ter um excelente desempenho no processo, mas se injetado no poço pode reduzir a permeabilidade da rocha reservatório; alguns inibidores de corrosão podem causar emulsões e espuma nos separadores; a sobredosagem de metanol e glicol pode contribuir com a formação de incrustações; sequestrantes de H2S em grande concentração aumenta o pH da água produzida; a utilização de ácidos para estimulação dos poços pode causar a precipitação de asfaltenos.
Com estes exemplos percebe-se que a precisão e confiabilidade de um sistema de injeção são fatores importantes a serem considerados, pois estão diretamente relacionados aos tópicos como: desempenho do aditivo, estabilidade do processo, segurança, restrições e compatibilidade com outros produtos químicos. Algumas questões importantestambém precisam ser respondidas antes da injeção de aditivos químicos, tais como:
a) O aditivo químico terá tempo suficiente para exercer sua função?
· Alguns sequestrantes de H2S, por exemplo, tem a reação bastante lenta e pode requisitar mais tempo no processo para exercer sua função, portanto sua eficiência está diretamente ligada ao tempo de exposição na linha;
· Desimulsificante é tipicamente injetado nos equipamentos subsea que potencializa a separação da água do óleo durante o escoamento, antes do fluido chegar aos separadores.
b) O aditivo químico é compatível com a temperatura do processo?
· Alguns inibidores de hidratos podem criar incrustação na presença de água em altas temperaturas, especialmente quando há alta salinidade. Injeção downhole deste aditivo nas linhas de gás lift pode levar a deposição química se o fluido utilizado como solvente evaporar rapidamente;
· O produto químico tem de ser compatível com o pH e salinidade dos fluidos aquosos, especialmente em elevadas temperaturas.
c) O aditivo químico provocará alguma reação indesejada durante a injeção, produção ou processamento?
· Alguns químicos afetam a eficiência de outros, portanto testes devem ser realizados em produtos que serão injetados simultaneamente. Se diferentes químicos são utilizados num sistema, questões relacionadas a compatibilidade pode se tornar extremamente importante;
· Químicos como inibidores de corrosão pode afetar a eficiência dos desimulsificantes injetados nos equipamentos de superfície, que por sua vez pode também afetar a qualidade da água descartada;
· O uso de biocida nas linhas de injeção de água causa a remoção do biofilme na tubulação, que é um benefício positivo, porém ao entrar no reservatório e com o passar do tempo este biofilm pode gerar perda temporária na capacidade de injeção;
· O uso de inibidores de corrosão nas linhas de gás pode provocar espuma e outros efeitos negativos na torre deglicol;
· Sequestrante de H2S pode provocar um aumento no pH do fluido produzido;
· Anti-espumante pode reduzir a eficiência de muitos inibidores de incrustação e desimulsificantes. Em alguns casos, o desempenho pode ser totalmente anulado.
d) Onde injetar?
· Injeção topside: quando necessário que os aditivos sejam injetados a montande dos equipamentos ou ponto potencial de formação. Por exemplo, inibidores de incrustação podem ser injetados a montande do ponto de saturação;
· Injeção subsea: quando necessário que os aditivos sejam injetados via umbilicais para proteção dos equipamentos subsea ou aumentar o tempo de exposição dos químicos com o fluido. A viscosidade dos químicos injetados deve ser baixa o suficiente para permitir o bombeia, principalmente porque a temperatura da água diminui a medida que a profundidade aumenta. Incompatibilidades podem ocorrer se diferentes produtos são injetados no mesmo umbilical, por exemplo, inibidor de corrosão injetado na mesma linha utilizada para dosagem de inibidor de incrustação pode causar o bloqueio;
· Injeção downhole: quando necessário que os aditivos sejam injetados no poço sempre que a injeção nos sistemas subsea não é capaz de combater a formação de incrustação ou outros problemas.