Indústria do Petróleo. Produção de Petróleo e Préprocessamento

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1 Indústria do Petróleo - parte 3 Produção de Petróleo e Préprocessamento Prof. Jacques Fernandes Dias jacques@fat.uerj.br dias@usc.edu Onde está o petróleo? Localização das bacias sedimentares no Brasil 1

2 Classificação de Reservatórios A composição não é determinantes nem do estado físico do fluido nem do tipo de fluido que aflorará na superfície Dependência das condições de pressão e temperatura a que o fluido está submetido Ponto de bolha, ponto de Orvalho e pressão de saturação são parâmetros termodinâmicos importantes (no reservatório os processos de vaporização ocorrem a T constante) Misturas não se comportam como substâncias simples Classificação de Reservatórios Reservatórios de Líquido ou Óleo A mistura de hidrocarbonetos pode ser denominada de óleo saturado (sobre a curva de bolha ponto 1) ou óleo subsaturado (acima dela ponto R) Percurso R s (reservatório superfície): diferenças de condições de P e T fazem com que haja vaporização de parte da mistura de HC (60% de liq.) R, percurso vertical (T constante): surgimento da fase gasosa Havendo liberação de gás, o óleo sofre redução de volume Baixa contração (óleo normal) Alta contração (óleo volátil presença de leves) 2

3 Classificação de Reservatórios Reservatórios de Gás HC nas condições (T e P) do reservatório no estado gasoso. Classificados em: Gás Úmido (produção de líquido no pré-processamento) Gás Seco GásRetrógradooude Gás Condensado (ponto 2) Ao se produzir o gás, ocorre, a certa altura da produção, liquefação Na continuação do processo volta a se obter somente gás Reservatórios de Gás e Líquido (duas fases no reservatório) Métodos de Recuperação Processos usados para aumentar a produção indo além da produção primária ou natural (fruto da energia natural do reservatório) Primeiras tentativas: injeção de fluido para manter a pressão alta dentro do reservatório (nem sempre é o caso dependendo do tipo de escoamento do fluido no meio poroso). Mais complexo do que simplesmente intervir em um determinado poço abragendo todo o reservatório Recuperação primária (natural) é seguida pela secundária (injeção de água ou gás) e terciária (demais embora o termo não seja claro) Não há necessidade de se esperar o declínio completo da produção e o normal é se procurar manter a pressão, ou seja, se utilizam métodos de recuperação ainda nas condições de recuperação primária 3

4 Métodos Convencionais de Recuperação Deslocamento para fora do poro do óleo (fluido deslocado) por outro fluido (fluido deslocante) Comportamento mecânico sem interação química ou termodinâmica Óleo residual fica retido no poro por capilaridade Recuperação primária é classificada como convencional Projeto de Injeção Condições de injeção Menor número possível de poços novos a serem perfurados Exclusivo para cada situação Parâmetros: quantidade e distribuição dos poços de injeção, pressões e vazões de injeção, estimativas de produção e volumes injetados e produzidos Injeção na base (água), no topo (gás) ou em malhas (em vários pontos do reservatório) 4

5 Métodos Recuperação Eficiências Eficiência de Varrido Horizontal (EVH): % da área em planta do reservatório invadida pelo fluido injetado Eficiência de Varrido Vertical (EVV): % da área de secção vertical invadida pelo fluido injetado Eficiência volumétrica = EVH x EVV (relação do volume invadido pelo volume do reservatório) Eficiência de deslocamento: o quanto é deslocado Eficiência de varrido baixa significa que o fluido está indo direto a produção e eficiência de deslocamento baixa significa que o óleo não está sendo deslocado. Métodos Especiais de Recuperação Quando o convencional não funciona (viscosidade muito baixa do fluido em relação ao deslocado ou quando não ocorre deslocamento do poro) Métodos Térmicos: redução da viscosidade do óleo atra ves do aumento de temperatura do óleo Injeção de fluido aquecido Combustão in situ Métodos Miscíveis: recomendado para baixo deslocamento eliminando tensões interfaciais Dióxido de carbono, gás natural e nitrogênio Métodos Químicos: interações químicas entre o fluido injetado e o óleo Solução de polímeros (aumento de viscosidade), tensoativos, microemulsão (micelas), solução alcalina (NaOH, para reagir com ácidos orgânicos gerando tensoativos), etc Métodos Microbiológicos: efeitos causados pela ação (metabolismo) de microorganismos 5

6 EXPLOTAÇÃO - Perfuração Torre de Perfuração EXPLOTAÇÃO - Completação Preparação para a produção Árvore de natal 6

7 EXPLOTAÇÃO - Produção Bombeamento mecânico Injeção de Gás (repressuring) EXPLOTAÇÃO - Produção Injeção de água (water flooding) 7

8 EXPLOTAÇÃO - Produção Produção off-shore EXPLOTAÇÃO - Produção Plataforma Fixa (até 100 m) Plataforma Auto Elevável 8

9 EXPLOTAÇÃO - Produção Plataforma Semi-submersível (até 1000 m) Navio Sonda 9

10 PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO Antes do refino é necessário um PROCESSAMENTO PRIMÁRIO do petróleo ainda dentro da fase de produção (upstream), antes de ser transportado (midstream) e refinado (downstream). O objetivo é obter o ÓLEO ESTABILIZADO sem a presença do gás associado e da salmoura (mistura de de água, sais e sedimentos). A separação visa: (1) aumentar o nível de segurança (gás associado possui substâncias corrosivas e altamente inflmamáveis); (2) diminuir o gasto com transporte e bombeamento (líquidos que não serão processados) e (3) o risco de acúmulo de sólidos e corrosão devido a salmoura. Assim evita-se problemas PROCESSAMENTO PRIMÁRIO Primeira etapa: Separação tri-fásica (gás-óleo-água livre) por diferença de densidade e ação da gravidade (decantação). 10

11 Segunda etapa: PROCESSAMENTO PRIMÁRIO Desidratação do óleo separado. Retirada da água emulsionada do óleo com o uso de DESEMULSIFICANTES (coalescência das gotículas e posterior decantação). Assim, o óleo estabilizado poderá atender as especificações de refino: Mínimo de componentes leves (gases) Quantidade de sais abaixo de 300 mg / L de óleo Água e sedimentos abaixo de 1% em volume de óleo (BS&W Basic Sediments and Water ou sedimentos básicos e água) FLUXOGRAMA DO PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE FLUIDOS 11

12 SEPARAÇÃO DO GÁS NATURAL Quanto tipo de separação: Bifásico; Trifásico Quanto a forma: Vertical; Horizontal SEPARADORES Horizontais Maior área superficial (maior eficiência de separação) Ideias para sistemas com espumas e altas razões gás/óleo Verticais Deposição localizada no fundo (melhor remoção de sólidos) Maior capacidade de absorver grandes variações de fluxo (golfadas) Mecanismos de Separação: Ação da gravidade e diferença de densidades (mais pesado cai) Separação inercial (mudanças bruscas de velocidade e direção do fluxo levando o gás a se despreender do líquido) Aglutinação das partículas (coalescência das gotículas de óleo e posterior aglutiação e decantação) Força centrífuga (uso diferenciado da diferença de densidades) 12

13 SEPARADORES Seções Seção de Separação Primária: choque com defletores ou difusores (movimento giratório), remoção de golfadas e partículas de maiores do líquido e diminuição da turbulência (retorno do líquido a fase gasosa) maior parte do líquido é separado aqui. Seção de Acumulação ou Coleta de Líquido: separação de bolhas com tempo de retenção de 3 a 4 minutos. Seção de Separação Secundária: separação das gotículas menores de líquido carregadas pelo gás Seção Aglutinadora: gotículas arrastadas pela corrente de gás são aglutinadas em meios porosos e recuperadas. SEPARADORES BIFÁSICOS 13

14 SEPARADORES TRIFÁSICOS SEPARADORES Problemas Operacionais Espuma: causada por impurezas, dificulta o controle de nível do líquido, ocupa um volume prejudicando a coleta, pode aumentar o arraste. Uso de dispositivos internos. Obstrução por parafinas: placas coalescedoras e extratores de névoa são particularmente susceptíveis. Uso de bocas de visita e orifícios para a entrada de vapor e/ou solvente de limpeza. Areia: causa erosão nas válculas e obstrução dos elementos internos além de acúmulo no fundo. Evitar a produção de areia nos reservatórios. Emulsões: aumento da interface água/óleo (asfaltenos e resinas, argilas, sílica e sais agem como emulsificantes) dificulta o controle de nível, diminui o tempo de retenção efetivo reduzindo a eficiência. Uso de calor e produtos químicos são utilizados ou faz-se um tratamento posterior no óleo. Arraste: De óleo pela corrente gasosa pode indicar má operação ou funcionamento dos componentes internos, nível alto do líquido, formação de espuma Do gás pelo líquido pode indicar um nível muito baixo de líquido ou falha no sistema de controle de nível. 14

15 CONDICIONAMENTO DO GÁS NATURAL Desidratação Absorção com solução de glicol que são altamente higroscópicos (monoetilenoglicol e trietilenoglicol). Uso de calor para regeneração. Adsorção com sólidos com alta área superficial e afinidade pela água (sílica-gel, alumina e peneiras moleculares aluminosilicatos de alguns metais). Uso de calor para regeneração. Aplicação de produtos químicos como álcoois (metanol, etanol anidro e glicóis) para evitar a formação de hidratos diminuindo a temperatura de formação destes. Dessulfurização Remoção de gases ácidos (CO 2, H 2 S, CS 2 e mercaptans) com soluções de aminas (monoetanolamina, dietanolamina e trietanolamina). Uso de calor para regeneração. PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL Separação do Gás Úmido = Gás Residual (Gás Seco, GS, não-condensável) + Líquido de Gás Natural (LGN, condensável) Refrigeração Simples: líquido refrigerante em circuito fechado. Absorção Refrigerada: contato com fluido auxiliar (óleo de absorção) numa torre com alta pressão e baixa temperatura (líquido refrigerante em circuito fechado) Turboexpansão: abaixamento da temperatura de um gás através de uma expansão em turbina. Pode ser refrigerada. Expansão Joule-Thompson: expansão através de uma válvula, provocando uma redução de pressão e abaixamento de temperatura Eficiência:100% para butanos e mais pesados; 90 a 95 % para propanos; 80 % para etano 15

16 TRATAMENTO DO ÓLEO Problemas causados pelos contaminantes: Corrosão (água com ph abaixo de 7, microorganismos que geram compostos ácidos, etc ) Incrustações (carbonato de cálcio e sulfatos de bário, cálcio e estrôncio) No refino a presença de CaCl 2 e MgCl 2 provocam sob ação do calor o aparecimento de HCl que migra para o topo (corrosão, explosão e perdas) Superdimensionamento de instalações e equipamentos de transferência A eliminação da água gera: Aumento da vida útil das instalações, equipamentos Reduz o tempo/custo de manutenção e consumo de produtos químicos (NH 3 para neutralizar o HCl, inibidores de corrosão e incrustação) Operações de produção, transporte e refino com maior segurança e qualidade e menor custo TRATAMENTO DO ÓLEO Tanques de lavagem: tratamento termoquímico = C (desestabilização da emulsão pelo calor) + desemulsificantes (copolímeros de óxido de etileno e óxido de propileno) que quebram a película que circundam as gotas de água gerando coalescência e decantação. Tratadores eletrostáticos: aplicação de campo elétrico de alta voltagem ( a V) gerando um dipolo induzido nas gostas que ficam alinhadas em forma eliptica na direção do campo. A força atrativa resultante deste processo favorece a coalescência e decantação (mais usado em sistemas marítimos). 16

17 TRATAMENTO DA ÁGUA TRATAMENTO DA ÁGUA 17

18 TRATAMENTO DA ÁGUA Para reinjeção: tratamento para remoção de ácidos, sólidos e bactérias. Uso de sequestrantes de O2 (bisulfito de amônio), inibidores de corrosão (aminas filmídicas) e inibidores de incrustação (polímeros com fósforo incorporado) Descarte: problema com volume e composição (para cada m3/dia de petróleo produzido são gerados 3 a 4 m3/dia de água Teor de óleo < 20mg/L (Brasil, resolução CONAMA) GÁS NATURAL 18

19 GÁS NATURAL 19