Relatório Estágio Processamento Primário

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Universidade Estácio de Sá – Campus Macaé
	
	
	Disciplina: 
ESTAGIO SUPERVISIONADO EM ENGENHARIA
	Data de Emissão do Relatório:
20/03/2020
	
	
	Professor (a): 
CARLOS EDUARDO BARATEIRO
	Curso:
 ⃝ Engenharia Química
 ⃝ Engenharia de Petróleo
 ⃝ Engenharia Civil
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Nome do Aluno (a): 
	Nº da Matrícula: 
	RAQUEL DE OLIVEIRA FERREIRA
	201602710023
	Tipo de Estágio:
 ⃝ Empresa 
 ⃝ Vivência Profissional
 ⃝ Iniciação Cientifica
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DO PETRÓLEO.
RESUMO
Este relatório tem como objetivo apresentar todas as etapas cumpridas no estágio curricular do curso de Engenharia de Petróleo, no projeto de Iniciação Científica da Universidade Estácio de Sá. O projeto tem como objetivo analisar os principais processos de injeção de produtos químicos na indústria do petróleo, principalmente no ambiente de produção offshore.
A importância do petróleo em nossa sociedade é extensa e fundamental. O petróleo não é apenas uma das principais fontes de energia utilizadas pela humanidade como também seus derivados são amplamente utilizados na manufatura de inúmeros bens de consumo. O petróleo é a principal fonte de energia da economia mundial, sendo necessárias diversas etapas e métodos de separação e refino, a fim de se conseguir produtos finais dentro das especificações que o mercado exige. 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 somente na produção de hidrocarbonetos, é necessário dotar os campos produtores de facilidades de produção, para que ocorra o processamento primário do petróleo, ou seja, a separação do óleo, do gás e da água. Em decorrência de tais fatos, a indústria de petróleo, pode ser muitas vezes uma grande degradadora do meio ambiente, pois afeta todos os níveis (ar, água, solo e todos os seres vivos). Analisando a literatura sobre o histórico da produção do petróleo, sua composição e principais propriedades físico-químicas do petróleo, também foi feito o descritivo dos principais processos envolvidos na indústria petrolífera. Um enfoque maior foi dado ao estudo do processamento primário do óleo, gás e água, sendo feita uma análise dos impactos ambientais ocasionados pela produção da água nessa atividade.
INTRODUÇÃO 
 
O petróleo e um elemento de extrema importância em nossa sociedade, não apenas como uma das principais fontes de energia utilizadas pela humanidade. Além de fornecedor de energia, seus derivados servem como matéria-prima para a manufatura de inúmeros bens de consumo, tendo uma participação cada vez mais marcante na economia mundial (MARIANO, 2001).
O petróleo é raramente produzido na forma de um fluido homogêneo, ocorrendo ao longo da vida do campo petrolífero a produção simultânea de óleo, gás, água e contaminantes. Em geral, esses campos petrolíferos são constituídos por plantas de processamento primário, que são equipadas por instrumentos e sistemas que visam promover a separação dos componentes desejados, uma vez que a necessidade de mercado consiste na produção dos hidrocarbonetos (óleo e gás) (BRASIL et al., 2011).
O principal objetivo do processamento primário de petróleo é de separar o gás, sob condições controladas, e remover a água e impurezas, para que o óleo permaneça estável e possa ser transferido para a unidade de refino. Dependendo do tipo de fluidos produzidos num campo petrolífero e da viabilidade técnico-econômica, a planta de processamento primário pode ter um grau de complexidade variável. As mais simples realizam apenas a separação gás/óleo/água, enquanto que as complexas incluem o condicionamento e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo, e o tratamento da água para descarte ou reinjeção (THOMAS, 2004).
O presente trabalho tem como objetivo principal o estudo sobre o processamento primário de petróleo, analisando a separação das fases oleosa/gasosa/aquosa nos vasos separadores, bem como o tratamento empregado para cada fase e uma análise do impacto ambiental ocasionado pelo tratamento da água de produção nesse processo.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DO 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. 
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; 
· 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 trata mento da água para reinjeção ou descarte (THOMAS, 2004). 
A Figura 1 apresenta um diagrama 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 – Fluxograma do processamento primário de fluidos.
Fonte: Thomas (2004).
SEPARAÇÃO LÍQUIDO - VAPOR (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). 
Os vasos separadores são fabricados nas formas verticais e horizontais. Em geral, os separadores horizontais (Figura 2) são mais eficientes, pois apresentam uma maior área interfacial que 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.
 
Fonte: Thomas (2004).
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.
 
Fonte: Thomas (2004).
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: 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 líquidodeve 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. 
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 providenciados 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 que eventualmente 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 (THOMAS, 2004). 
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 (THOMAS, 2004). 
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 está 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 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);
· Métodos de recuperação utilizados (injeção de água, vapor, etc.).
Águas oriundas de formações produtoras de hidrocarbonetos apresentam sais, microrganismos 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) (THOMAS,2004). 
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 desemulsificante (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
A corrente gasosa obtida nos separadores consiste numa mistura de hidrocarbonetos leves cuja composição abrange do metano até hidrocarbonetos parafínicos com sete átomos de carbono, além de teores variáveis de gás sulfídrico, dióxido de carbono, nitrogênio e vapor d’água (BRASIL et al., 2011). 
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 e a remoção dos gases ácidos.REMOÇÃO DOS GASES ÁCIDOS
 Os principais objetivos da remoção gases ácidos (CO2 e compostos de enxofre) na produção do gás natural são: segurança operacional, especificação do gás para comercialização e redução da corrosividade do sistema. 
Os processos mais usados são:
· 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;
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 é realizado em um vaso, onde o gás flui em contracorrente a uma solução de glicol (monoetilenoglicol ou trietilenoglicol), de grande poder higroscópico, que é posteriormente regenerada através de aquecimento e retorna ao processo (THOMAS, 2004).
Normalmente, o trietilenoglicol é escolhido por ser mais facilmente regenerável (maior ponto de ebulição e maior temperatura de degradação térmica), possuir menor pressão de vapor (menor perda por evaporação) e exigência de menores custos de investimentos e manutenção (BRASIL et al., 2011). 
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). 
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 etano que 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). 
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, turbo expansão, expansão Joule-Thompson (THOMAS, 2004). 
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. O tratamento de água tem por finalidade recuperar parte do óleo nela presente em emulsão e condicioná-la para rejeição ou descarte (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 4. 
Figura 4 – 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, os flotadores e hidrociclones são os processos de separação óleo/água mais usados pela indústria do petróleo. A flotação recupera o resíduo de óleo através da separação gravitacional, enquanto que os hidrociclones procuram acelerar este processo (THOMAS, 2004). 
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 epóxi poliamida (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, H2Setc.) nos efluentes aquosos. Devendo ser realizado o mais próximo possível do campo produtor, para evitar problemas de transporte e armazenamento, além dos desperdícios de energia (THOMAS, 2004). 
REFERÊNCIA
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FARIAS, R. F. de. Introdução à química do petróleo. Rio de Janeiro: Ciência Moderna, 2008. 
 
GOMES, E. A. Tratamento combinado da água produzida de petróleo por eletroflotação e processo fenton. 2009. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Processos) – Universidade Tiradentes, Vitória, 2009. 
 
ROSA, A. J. CARVALHO, R. S., XAVIER, J. A. D. Engenharia de reservatórios de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2006. 
 
SILVA, C.R.R. Água produzida na extração de petróleo. 2000. Monografia (Especialista em Gerenciamento e Tecnologias Ambientais na Indústria) – Escola Politécnica, Universidade Federal da Bahia, Salvador, 2000. 
 
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THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2. ed. Rio de Janeiro: Interciência: Petrobras, 2004.