epa janeiro 2007 apresenta o - engenharia química · dos agentes emulsionantes. o...

UNIVERSIDADE PETROBRASESCOLA DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA DO E&P

PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO

Rosana Kunert Chave: BQ09 Ramal: 816-09 18

VOCÊ FUROU UM POÇO E PRODUZIU .....

I

Mas tambémproduziu …..

� Gás� Água (salmoura) � Sólidos (produtos de corrosão, incrustação,areia …)

A ÁGUA PRESENTE NO PETRÓLEO PRODUZIDO PODE ESTAR EM

VÁRIAS FORMAS:

Água emulsionada

PRESENÇA DE AGUA NO PETRÓLEO

Água dissolvida

Água livre

Amostrade

petróleo

Fase oleosa

Fase aquosa

FORMAÇÃO DE EMULSÃO DURANTE A PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

Válvula Choke, Bombas

A agitação e o cisalhamento imposto durante a eleva ção e o escoamento dos fluidos promove a formação de emulsão do tipo água–em–óleo (A/O)

FLUIDOS PRODUZIDOS

BACIA DE CAMPOS: Histórico e Previsão de Produção e Injeção(Considerada a Eficiência Operacional)

2.500.000

3.000.000

3.500.000

4.000.000

Vaz

ão (

bbl/d

)

Produção de Água

Produção de Óleo

Injeção de Água

BACIA DE CAMPOS: Histórico e Previsão de Produção e Injeção(Considerada a Eficiência Operacional)

2.500.000

3.000.000

3.500.000

4.000.000

Vaz

ão (

bbl/d

)

Produção de Água

Produção de Óleo

Injeção de Água

CAMPO MADURO

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

Vaz

ão (

bbl/d

)

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

Vaz

ão (

bbl/d

)

Baixo BS&W

CAMPO NOVO

CAMPO MADURO

Alto BS&W

Na elevação e escoamento: - aumento da perda de carga em linha , levando à perda de produção e perda de eficiência do sistema de bombeio etransferência

IMPACTOS DA PRODUÇÃO DE ÁGUA

- aumento da taxa de corrosão e da formação de incrustação , com o aparecimento de água livre;

PRECIPITAÇÃO DE SAIS:FORMAÇÃO DE INCRUSTAÇÕES

Ba++ + SO4-- BaSO4

ÁGUA de formação

ÁGUA do mar

• formação de hidrato, com o aparecimento de águalivre e o resfriamento do fluido.

250

300

350

400

450

500

Pre

ssão

(kg

f/cm

2 )

Hidrato

“Gelo que queima” –Mistura sólida

de gás com água


0

50

100

150

200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Temperatura ( oC)

Pre

ssão

(kg

f/cm

Condições: baixa T e alta P

No processamento primário, a emulsão:• dificulta a separação de água, requer temperaturas mais elevada, equipamentos de tratamento de maior p orte e consumo de produtos químicos desemulsificantes; • promove o aparecimento de espuma, com necessidade do uso de produto químico antiespumante


No terminal, o aparecimento de água promove:• corrosão nos tanques de armazenamento; • custos adicionais de operação para separar aágua, tratá-la e descartá-la ;

Na refinaria, o aparecimento de água contendo água promove:• formação de depósitos inorgânicos nas torresde destilação, mediante a evaporação de água;

• corrosão nas torres de destilação e de craqueamento catalítico, pelo ácido clorídrico formado a partir da decomposição do cloreto de sódio, cálcio e magnésio a elevadas temperaturas (700 °C);


• corrosão de caldeiras e fornos, pelos resíduoformado pela combustão do óleo combustível contendocloreto de sódio;

• diminuição da atividade e da vida útil do catalisador de FCC pelo cloreto de sódio.

FLUIDOS PRODUZIDOS

Chegada dos fluidos à plataforma

Manifold de produção


TRATAMENTO DO GÁS

SEPARAÇÃOSEPARAÇÃO

TRATAMENTODE ÁGUA

TRATAMENTODE ÓLEO

ESQUEMA DO PROCESSAMENTO PRIMÁRIO

t

EXPORTAÇÃOsistema de compressãomanifold de

produção separaçãoCONSUMO

condicionamento

GAS LIFT

GERAÇÃO DE

INJEÇÃO

Desemulsificanteantiespumante

DESCARTE

EXPORTAÇÃO

tratamento / condicionamento REINJEÇÃO

elevaçãobombeio

GERAÇÃO DE ENERGIA

tratamento

EMULSÕES


1a etapa: Co-produção de água e petróleo

FORMAÇÃO DE EMULSÃO ÁGUA-EM -ÓLEO

2a etapa: CISALHAMENTO durante operações

de elevação e escoamento

3a etapa: EMULSIFICANTES NATURAIS do petróleo

(resinas, asfaltenos, ácidos naftênicos...)

PARTÍCULAS COM CARGA ELÉTRICA (sais...)

ou FINAS (areia, produtos de corrosão...)

alojam-se na superfície das gotas, formando uma barreira,impedindo o contato entre as gotas

agente emulsificante

parte hidrofóbica

parte hidrofílica

MECANISMOS DE ESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES A/O

Argilominerais e Compostos polares(Ácidos Naftênicos e Nitrogenados) Asfaltenos

Água em óleo (A/O) – emulsão normalEx.: emulsões de petróleo

TIPOS MAIS COMUNS DE EMULSÕES

Óleo em água (O/A) – emulsão inversaEx.: água oleosa

Fase interna: água - até 60% v/vFase interna: óleo - até 1% v/v

FATORES QUE AFETAM A ESTABILIDADE DAS EMULSÕES

. Natureza do petróleo (Tipo e quantidade de emulsifi cante)

• Presença de sólidos

• Idade da emulsão (envelhecimento)

• Volume da fase dispersa

EMULSÕES mais estáveis apresentam:maior quantidade de emulsificantes naturaisestão presentes nas frações mais pesadas do petróleo

isto é, petróleos com maior densidade (API).

ESTABILIDADE DE EMULSÃO ÁGUA-EM -ÓLEO

Influência da COMPOSIÇÃO DOS PETRÓLEO:

Petróleo leves �� fáceis de serem tratadosPetróleos pesados �� difíceis de serem tratados

Influência do VOLUME DA FASE DISPERSA

20%

ESTABILIDADE DE EMULSÃO ÁGUA-EM -ÓLEO

5% 40%

Menor teor de água �� emulsão mais estável �� mais difícil de tratar.

SEPARAÇÃO


VELOCIDADE DE SEPARAÇÃO DE EMULSÃO ÁGUA-EM -ÓLEO

PROPRIEDADES RELATIVAS À LEI DE STOKES

• Tamanho das gotas de água

• Viscosidade do óleo

• Diferença de densidade entre água e óleo

Lei de Stokes

0

2

18µρρ dg

v oa −=

PROCESSO DE SEPARAÇÃO

MECANISMOS DE SEPARAÇÃO

-Decantação -Impacto -Força centrífuga-Mudança de direção de fluxo -Mudança de velocidade

EQUIPAMENTOS DE SEPARAÇÃO

Entrada

Seção de SeparaçãoPrimária

Gás

Líquido

Seção de SeparaçãoSecundária

Seção de Acúmulo de Líquido

Seção deAglutinação

Saídade Gás

Saída deSaída deLíquido

SEÇÕES DE UM SEPARADOR

Seção de separação primária : Na entrada do vaso - placas defletoras, difusores .Seção de separação secundária : Na parte superior do vaso – separação das gotículas de óleo arrastadas pelo gás por decantação .

Seção de acúmulo de líquido - Na parte inferior do vaso – separação do gás arrastado

pelo líquido (tempo de residência)

Seção de aglutinação : Perto da saída do gás – grande área de contato para

coalescência das gotas de líquido arrastado (demist er)

QUANTO À FINALIDADE: QUANTO À FORMA: - Bifásico : Gás / Líquido - Horizontal - Trifásico : Gás / Emulsão / Água livre - Vertical

Saída de Gás

Válvula de Controlede Pressão

Saída de Gás

Válvula de Controlede Pressão

TIPOS DE EQUIPAMENTOS DE SEPARAÇÃO

Seção de Separação Seção de Saída

Entrada

Condutor deLíquido

Espalhador

Chaminé

Defletor deEntrada

Saída de Água

Extrator de Nevoa

Saída de Óleo

Válvula de Controlede Nível

Água

Óleo

Entrada

Condutor deLíquido

Espalhador

Chaminé

Defletor deEntrada

Saída de Água

Extrator de Nevoa

Saída de Óleo

Válvula de Controlede Nível

Água

Óleo

SEPARADOR VERTICAL TRIFÁSICO

Entrada

Seção de SeparaçãoPrimária

Gás

Líquido

Seção de SeparaçãoSecundária

Seção de Acúmulo de Líquido

Seção deAglutinação

Saídade Gás

Saída deLíquido

SEPARADOR HORIZONTAL BIFÁSICO

Formação de espuma :Causa: Bolhas de gás devido à presença de impurezas.Problema: Controle de nível dos separadores

Arraste de líquido para o sistema de gás.Controle: Dispositivos internos do vaso + antiespumante

Produção de areia:Causa: Proveniente do reservatório, arrastada pelo líquido.Problema: Erosão de válvulas e obstrução de internos.

PROBLEMAS OPERACIONAIS NOS SEPARADORES

Controle: Remoção do fundo do vaso por aspersores e drenos.

Arraste de óleo pelo gás :Causa: Nível excessivamente altoProblema: Danos nos componentes internos, espuma,

obstrução na saída de líquido.

Parafina:Causa: Composição química do petróleo.Problema: Entupimento dos internos.Controle: Aquecimento.

TRATAMENTO


TRATAMENTO


TRATAMENTO DO GÁS

TRATAMENTODE ÓLEO

Remoção de água ---- Desidratação

Remoção de gases ácidos (CO 2 e H2S)---- Adoçamento

Remoção de gás ----- estabilização

Remoção de água (salmoura) emulsionada

TRATAMENTODE ÁGUA

DE ÓLEO Remoção de água (salmoura) emulsionada

Remoção de óleo emulsionadoRemoção de sólidos

Remoção das bactériasRemoção de oxigênio

Remoção de óleo emulsionadoDESCARTE

INJEÇÃO

Corrente Parâmetro Especificação

Gás * Água H2SInertes, CO 2

Máx.3-5 lb//Mscf (na BR: 2lb/Mscf) Máx 10 a 15 ppm (tóxico > 4ppm)Máx 4% vol (na BR: 2%)

ALGUMAS ESPECIFICAÇÕES

BSW Refino: máx 1% v/v

Máx. 20 ppmMáx. 40°C

BSW

TOG Temperatura

Óleo

Água Produzida

Refino: máx 1% v/vExportação: máx. 0,5% v/v

Refino: máx 570 mg/L (NaCl)Exportação: máx. 285 mg/L (NaCl)

Sais

Fonte: *Especificação do Gás Natural – ANP Portaria 104/2002

TRATAMENTO DE ÓLEO


TRATAMENTO DE ÓLEO

DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES

ETAPAS:

MÉTODOS: DECANTAÇÃO (ação da gravidade: tempo)Acelerados:

- ELEVAÇÃO DA TEMPERATURA- ADIÇÃO DE PRODUTO DESEMULSIFICANTE- ADIÇÃO DE ÁGUA- EMPREGO DE CAMPO ELETROSTÁTICO


- Reduz a viscosidade

- Aumenta a freqüência e intensidade

dos choques entre gotas

1. ELEVAÇÃO DA TEMPERATURA:Tratamento térmico

dos choques entre gotas

- Dilata a gota, enfraquece a película

emulsionante

- Aumenta a solubilidade no petróleo

dos agentes emulsionantes

O desemulsificante, desloca os emulsificantes naturais da interface.

Em seguida, ocorre a

DESESTABILIZAÇÃO POR AÇÃO DOS DESEMULSIFICANTES

Tratamento químico

Em seguida, ocorre a coalescência das gotas em gotas de maior tamanho.

Finalmente, ocorre a sedimentação das gotas de maior tamanho, com a separação da água do petróleo.


3. ADIÇÃO DE ÁGUA (Dessalgação)- Aumento da concentração de gotas: aumento das colis ões- Diferença de pressão entre gotas grandes e pequena s- Diluição dos tensoativos naturais que estabilizam a emulsão

Fontes de água de lavagem:Fontes de água de lavagem:No E&P: água captada de rios, de aquíferos, do mar (menos utilizado)No Refino: água da torre de condensado, de resfria mento, de utilidades .

4. CAMPO ELETROSTÁTICO

- Sob ação do Campo elétrico aplicado :

Gotas tendem a se alinhar com o campo elétrico. As gotas ficam polarizadas e se deformam, facilitando a ruptura do filme interfacial . A atração elétrica aproxima as gotas o que causa a sua coalescência .

- Em Corrente AC


- Em Corrente DC

atração eletrostática

+ - + -Antes da ação do Campo

Atração por dipolo Filme 3

COMPORTAMENTO DAS GOTAS NO CAMPO AC

� O movimento de alongamento das gotas durante

o processo de polarização facilita o

deslocamento dos agentes estabilizantes

adsorvidos na superfície das gotas. Atração entre

os polos contrários das gotas polarizadas

promovem a coalescência.

Depois da ação do Campo

+ -

Eletrodos +

+-

COMPORTAMENTO DAS GOTAS NO CAMPO DC

Fluxovertical

Gota de água

Eletrodos

-+

-

- +

TRATADOR ELETROSTÁTICO

Separadores Gravitacionais: teores de água elevadosTemperaturas : 70 – 120ºC (viscosidade 16 a 25 cSt)Tempo de residencia pequenos (3-10’)Trata emulsões > 100 um

OPÇÕES DE TRATAMENTO DE PETRÓLEO

Tratadores eletrostáticos : BSW < 20%Temperaturas : maiores (viscosidade de 3 a 10 cSt)Trata emulsões < 100 um (até 0,1 a 10 um)

-BSW <= 1 %-Salinidade <= 285 mg/l-Estabilizado

Separadorde Água LivreSeparadorde Água LivreSeparadorde Água Livre

Gás para Recuperadorde Vapor

Gás para Compressor Principal

PoçosProdutores

T = 10 - 60°CP = 7-10 kgf/cm 2a

Bomba Transf.

Produto quimico

FLUXOGRAMA DO PROCESSAMENTO PRIMÁRIO

DE ÓLEO

DegaseificadorAquecedor

Aquecedor

óleo

SeparadorProdução

Gás p/ Recuperadorde Vapor

BSW: 5 a 30%

Tratador de óleo(eletrostático)

T = 70-120°CP = 5.5 kgf/cm 2a

T = 90-160°CP = 4 kgf/cm 2a

Hidrociclones

Hidrociclones

Hidrociclones

TRATAMENTO DE


TRATAMENTO DE

GÁS NATURAL

COMPOSIÇÃO: Hidrocarbonetos gasosos de metano (CH4) ao Hexano ( C6H14),

com C1: 80% e C2:10% (volume molar). Outros componentes: N2, vapor d’água, H2S, CO2

Poder calorífico: 8.000 a 10.000 kcal/m3Densidade: 0,7 em relação ao ar @ 20C

GÁS NATURAL

UTILIZAÇÃO:PRÓPRIA:

Na produção:Elevação artificial de petróleo ( gas lift)Recuperação secundária (injeção em poços)

Utilidades: Geração de energia (turbogeradores) ;Combustível para fornos e caldeiras.

COMERCIALIZAÇÃO:Combustível: GLP, LGN, GNV

(doméstico, industrial, automotivo)Matéria prima petroquímicaRedutor Siderúrgico

1000

1500

2000

2500

quan

tidad

e de

gás

em m

il m

3 /dia

Transferência

Perdas

Consumo Interno

CURVA DE PRODUÇÃO DE GÁS E SUA UTILIZAÇÃO

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

0

500quan

tidad

e de

gás

em m

il m

Consumo Interno

Exportação

Produção

Estimativa para o período de desenvolvimento Campo de Albacora Leste.

GásGás

Óleo + GásÓleo + Gás

Gás Livre

Gás em SoluçãoGásGás

Óleo + GásÓleo + Gás

Gás Livre

Gás em Solução

Gás Não Associado Gás Associado

OCORRÊNCIAS DO GÁS NATURAL

ÁguaÁgua ÁguaÁgua

Origem: reservatório produtor de gás (ex: Mexilhão, Merluza)

Composição : Alto teor de HCs leves (C1, C2).

Origem: reservatório produtor de óleo (em solução ou capa de gás)

Composição : Maior teor de HCs mais pesados.

1. SEPARAÇÃO

Primeira etapa: sob ação da gravidade, próximo à área produtor

Separação �� Condicionamento �� Processamento

ETAPAS DO TRATAMENTO DO GÁS NATURAL

petróleo

Gás

compressão

água livreEmulsão

Compressão principal : elevar o gás à maior pressão de utilização na plata forma => o gas lift (≅≅≅≅200 kgf/cm2)

2. CONDICIONAMENTO DE GÁS NATURAL

Visa especificar o gás para transporte e utilização (controle de contaminantes para atender requisitos de qualidade e segurança). .

Desidratação : remoção de água.

Adoçamento : remoção de gases ácidosDessulfurização: H 2SDessulfurização: H 2SRemoção de CO 2

.

Remoção com uma solução de glicol ( TEG)que retorna ao processo após ser regenerado por aqu ecimento.

PROCESSOS DE DESIDRATAÇÃO DE GÁS NATURAL

Absorção

(alta pressão)

Gás Natural TEG Pobre Regeneração

Gás Natural Desidratado (seco)

Alternativa: material sólido

(membranas, peneiras moleculares)

TORRE ABSORVEDORA

(alta pressão)

Torre Absorvedora

Gás x TEG

Saturado

TEG Pobre

TEG Rico

Regeneração

(baixa pressão)

Retirada de água do TEG

Remoção em Fase Sólida: Exemplo: - Processo Sulfatreat ®suporte granulado a base de óxido de ferro

- Peneiras moleculares

REMOÇÃO DE GASES ÁCIDOS

Remoção em Fase Líquida: reação com aminas

Remoção em Fase Sólida ------ em Unidades onshoreem Fase Líquida ---- em Unidades offshore

3. PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL

Ocorre nas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN)

É a separação das frações mais leves (C 1 e C2) das frações mais pesadas, condensáveis (LGN, Líquido de Gás Natural) , de maior valor econômico.

Plantas UPGNs (ou plantas de gasolina) : SP, RJ, ES, BA, SE, RN, CE, AM

Processos mais usados:

1) Absorção Refrigerada : fluído auxiliar (óleo de absorção) remove as frações mais pesadas sob altas pressões e baixas temperaturas. Refrigeração com propano, em geral.

2) Turbo-Expansão : condensação das frações mais pesadas durante o resfriamento do gás devido a expansão em uma turbina. (Efeito Joule-Thompson : expansão em válvula)

Gás Natural UPGN

C1, C2, N2, CO2

C3, C4, C5, C6+

gás residual

LGN

ESQUEMAS DE PROCESSAMENTO

Gás Natural UPGN

C1, (C2), N2, CO2

(C2), C3, C4

C5, C6+

gás residual

GLP

LGN

TRATAMENTO DE ÁGUA


TRATAMENTO DE ÁGUA

COMPOSIÇÃO DA ÁGUA PRODUZIDA

Salinidade: Elevada (até 3 a 4 vezes > água do mar (35.000 mg/L)

Teores e composição variáveis para cada reservatór io (pouco sulfato)

� Microrganismos: podem gerar produtos corrosivos em seu metabolismo

� Gases: carbônico e sulfídrico dissolvidos

� Sólidos : em suspensão.

TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA

SEPARADOR API �� campos terrestres


HIDROCICLONES �� campos marítimos


FLOTADORES �� campos terrestres e marítimos

Em campos terrestres as águas produzidas tratadas : teores de óleo em torno de 5 mg/L. Em sistemas offshore (tempo de residência pequeno) : valores bem superiores (>30 mg/L).

Solução: utilização de produtos químicos (polieletrólitos) .

Planta simplificada da P-40

hidrociclones

do separador de teste

do separador de produção

do tratador eletrostático

dreno

flotador

gás flare

do separador do condensado do

sistema de compressão

floculante

TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA OFFSHORE

petróleo dos headers de Produção A e B

condensados do sistema de

compressão de gás

permutador de placas

paraseparador de

produção

descarte caissondrenos

dreno

slop tanque de água produzida

(30 m3)

descarte

floculante

DESTINO DA ÁGUA PRODUZIDA OFFSHORE

DESCARTE :TOG: 20 ppm

Temperatura: 40 °C

TRATAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA ONSHORE PARA REINJEÇÃO

Desemulsificante10 ppm

Tanque de lavagem a frio

(separação por densidade)

Água

± 1400 ppm de óleo ± 200 ppm

BSW máximo: 4 % EMED

t ≈37 °Cd ≈ 0,83

ÓleoOleodutos

28500 m3/diaBSW 78 %

Tq petróleo Tq petróleo Tq petróleo

Tanque pulmão

Polieletrólito

SeparadorÁgua-Óleo

Tanques de Mistura Rápida

e Lenta

60-70kgf/cm212.500 m3/dia

10.000 m3/dia

± 2 ppm de óleo ± 20 ppm de óleo

± 1400 ppm de óleo ± 200 ppmde óleo

Para Guamaré

Água-Óleo e Lenta

FlotadorAr

Reator de saturação

Filtros de Areia

Filtros de Cartucho

Tanque pulmão de

água tratada

Estação de Injeção

Manifold de Injeção

(± 600 poços)

ETO - ETE CANTO DO AMAROUN - RNCE

4 kgf/cm2

Bactericida +bissulfito de Na

BSW 65%

INJEÇÃO DE ÁGUA

INJEÇÃO DE ÁGUA : Método de recuperação secundária mais usado.

Objetivo: manter a Pressão do reservatório . Representa grande parte dos fluidos manipulados na plataforma Unidades offshore: tratamento da água do mar para injeção

RISCOS:- Desenvolvimento de bactérias (BRS) – SOURING (H2S)

- INCRUSTAÇÃO por incompatibilidade química:água do mar �� sulfatoágua do reservatório �� bário

- PLUGUEAMENTO DOS POROS DA ROCHA : material particulado.

TRATAMENTO DE ÁGUA DO MAR PARA REINJEÇÃO

compressor booster

biocida choque

água para usos diversos

gás de stripping

pré-filtro de 80 um

permutador de placas

flare

água para sistema de água potável

desaeradora

Planta simplificada da P-40

biocida contínuo

teor máximo de oxigênio residual: 0,05ppm

CAIXA DE MAR

filtro cesta de 500 µm

eletroclorador

filtros cartucho

5 µm

seqüestrante de oxigênio

bomba de injeção de água

seqüestrante de oxigênio

hipoclorito(NaClO)

bomba booster

desaeradora

DESAFIOS E TENDÊNCIAS

SEPARAÇÃODO GÁS

GÁS E ÓLEO

SEPARADOR

ÁGUA

ÓLEO

GÁS

PRODUÇÃO

Sistema submarino de separação

POÇOINJETOR

SISTEMA SUBMARINO DESEPARAÇÃO DE ÁGUA

LINHA DE INJEÇÃODE ÁGUA SEPARADA

LINHA DE ÓLEO E GÁS

LINHA DE PRODUÇÃO

POÇOPRODUTOR

epa janeiro 2007 apresenta o - engenharia química · dos agentes emulsionantes. o...

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