FACULDADE SALESIANA MARIA AUXILIADORA CURSO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO COM ÊNFASE EM ENGENHARIA DE INSTALÇÕES NO MAR

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1 FACULDADE SALESIANA MARIA AUXILIADORA CURSO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO COM ÊNFASE EM ENGENHARIA DE INSTALÇÕES NO MAR Por MICHELLE ALMENDRO VASCONCELOS CONTRIBUIÇÃO DA UNIDADE DE REMOÇÃO DE SULFATO NA REDUÇÃO DE PERDAS POR INCRUSTAÇÃO: UM ESTUDO COMPARADO APLICADO AO CASO DE UMA PLATAFORMA DE PRODUÇÃO OFFSHORE Macaé - RJ Janeiro/2009

2 FACULDADE SALESIANA MARIA AUXILIADORA CURSO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO COM ÊNFASE EM ENGENHARIA DE INSTALÇAÕES NO MAR Por MICHELLE ALMENDRO VASCONCELOS CONTRIBUIÇÃO DA UNIDADE DE REMOÇÃO DE SULFATO NA REDUÇÃO DE PERDAS POR INCRUSTAÇÃO: UM ESTUDO COMPARADO APLICADO AO CASO DE UMA PLATAFORMA DE PRODUÇÃO OFFSHORE Monografia apresentada ao Curso de Graduação, em Engenharia de Produção com ênfase em Engenharia de Instalações no Mar, da Faculdade Salesiana Maria Auxiliadora, como requisito parcial à obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Produção com ênfase em Engenharia de Instalações no Mar. Orientador: Prof. Msc. Warlley Ligório Macaé - Rj Janeiro/2009

3 MICHELLE ALMENDRO VASCONCELOS CONTRIBUIÇÃO DA UNIDADE DE REMOÇÃO DE SULFATO NA REDUÇÃO DE PERDAS POR INCRUSTAÇÃO: UM ESTUDO COMPARADO APLICADO AO CASO DE UMA PLATAFORMA DE PRODUÇÃO OFFSHORE Monografia apresentada ao Curso de Graduação, em Engenharia de Produção com ênfase em Engenharia de Instalações no Mar, da Faculdade Salesiana Maria Auxiliadora, como requisito parcial à obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Produção com ênfase em Engenharia de Instalações no mar. COMISSÃO EXAMINADORA Prof. Dr. Xxxxxx Faculdade Salesiana Maria Auxiliadora Prof. MSc. Xxxxxx Faculdade Salesiana Maria Auxiliadora Prof. MSc Xxxxxx Faculdade Salesiana Maria Auxiliadora Macaé - Rj 2009

4 LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Incrustação em Duto de água produzida Figura 2 - Mecanismo de formação de incrustação Figura 3 - Filtros descartáveis de 10 µ absolutos, novo e usado respectivamente Figura 4 - A presença dos grupos carboxílicos dissociados formam a camada = negativa repelindo os íons SO Figura 5 - Estrutura da membrana de nanofiltração Figura 6 - Vasos das membranas da URS Figura 7 - Esquema do arranjo das membranas nos vasos e divisão de estágios Figura 8 - Sistema de remoção de sulfato Figura 9 - Torre desaeradora e injeção do seqüestrante de oxigênio

5 LISTA DE QUADROS Quadro 1 Caracterização química da água do mar Quadro 2- Concentração de sais com potencial de precipitação relevante Quadro 3-Custos estimados

6 Eu sou o caminho, a Verdade e a vida. Jesus Cristo

7 AGRADECIMENTOS Primeiramente ao meu Deus que sempre esteve comigo a cada passo da minha vida e principalmente em mais esta etapa onde por muitas vezes quis desistir, ao Prof. MSc. Orientador Warlley ligório, que aceitou este desafio de me acompanhar neste trabalho, sendo meu incentivador em momentos de fraqueza e desânimo, ao professor Mauro Destri pela forte confiança depositada em cada um dos alunos desta primeira turma de engenheiros de produção de Macaé e a professora Paula Scovino que sempre esteve presente me ajudando em cada dúvida a respeito do presente trabalho. Agradeço a minha família, em especial meus pais, pela confiança e motivação que sem a qual eu não teria alcançado esta meta, aos professores e colegas de Curso que me aturaram até o fim e por dividirem comigo muitos momentos de alegria e de sufoco em cada importante etapa da faculdade. Aos profissionais entrevistados, pela concessão de informações valiosas para a realização deste estudo. A toda equipe da UN-BC\ ENGP\ EIS que muito me apoiou e incentivou a desenvolver este trabalho com este tema. Aos amigos e colegas, pela força e pela vibração em relação a esta jornada. A todos que, com boa intenção, colaboraram para a realização e finalização deste trabalho. Agradeço ao Alexandre Reis pelo grande apoio nas horas de desistência, de preocupação e de superação. A todos deixo o meu muito obrigado. Sem a ajuda de cada um, o todo não seria possível. Deus os abençoe.

8 RESUMO Os campos de produção de petróleo, geralmente quando estão no início de seu desenvolvimento apresentam em seu reservatório poços surgentes que com o tempo começam a perder a pressão e para dar continuidade na produção de petróleo faz-se necessário a injeção de água do mar. Quando a água original da formação (conata) entra contato com a água injetada estas podem apresentar incompatibilidades que podem impactar na produção, tais como precipitação de sais incrustação. Com a evolução dos projetos e do conhecimento da tecnologia, desenvolveu-se a tecnologia da redução de sulfato da água do mar para injeção nos reservatórios de potencial de incrustação relevantes. Este trabalho apresenta de que forma a unidade de remoção de sulfato pode contribuir na redução das perdas provocadas por incrustação, a partir de um estudo comparado de procedimentos de controle, com aplicação ao caso de uma plataforma de produção offshore. Palavras-chave: unidade de remoção de sulfato; URS; incrustação.

9 ABSTRACT The oilfield production, generally when it s in the beginning of development it s common have wells, that come lose the pressure for production, and for to give continue of the oil production, it should be inject seawater. How the oil production are combined with the formation water production, when it came together with the seawater, it should be present incompatibility that influence in the oil production, like that scale. With the projects evolution and knowing technology, develop the sulfate removal unit for removal the sulfate of the seawater for injection in the reservoir with high potential of scale. This monograph introduces how the sulfate removal unit should contribute in a reduce of loss aggravated by scale, using a study compared of control procedure, applying in a production offshore unit. Key-words: sulfate removal unit; URS; scale.

10 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO PROBLEMA DE PESQUISA OBJETIVO GERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS JUSTIFICATIVA PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA SQUEEZE DESSULFATAÇÃO DA ÁGUA DO MAR PRÉ- TRATAMENTO A UNIDADE DE REMOÇÃO DE SULFATO Membrana Configuração das membranas FUNCIONAMENTOS DA URS Sistema de Limpeza química das membranas PRODUTOS QUÍMICOS INCOMPATIBILIDADE DA MEMBRANA RESULTADOS E ANÁLISES CONCLUSÕES

11 1 INTRODUÇÃO Considerada a maior reserva petrolífera da Plataforma Continental brasileira, a Bacia de Campos tem cerca de 100 mil quilômetros quadrados e se estende do estado do Espírito Santo nas imediações da cidade de Vitória até Arraial do Cabo, no litoral norte do Estado do Rio de Janeiro. (CLICKMACAE, 2008) A exploração da Bacia de Campos começou no final de 1976, com o poço 1- RJS-9-A, que deu origem ao campo de Garoupa, situado em lâmina d água de 100 metros. Já a produção comercial, começou em agosto de 1977, através do poço 3- EM-1-RJS, com vazão de 10 mil barris/dia, no campo de Enchova. Dos 55 campos existentes hoje na Bacia de Campos, 36 são considerados maduros, ou seja, já atingiram o pico de produção. Para aumentar ao máximo a vida útil dessas áreas a Petrobras aplicou novas tecnologias e conseguiu um aumento de três pontos percentuais no fator de recuperação de óleo na bacia como um todo, entre 2004 e (PETROBRAS, 2008a) Com o intuito de equilibrar a pressão dos reservatórios que tende a declinar com a produção de petróleo, e aumentar o fator de recuperação do mesmo, a bacia de campos iniciou a injeção de água do mar em seus campos maduros. Devido sua 11

12 alta densidade e grande facilidade de deslocamento, a água do mar foi escolhida para ser injetada nestes reservatórios, equilibrando sua pressão e ajudando no varrido do mesmo. Segundo estudos de pesquisas elaborados pelo CENPES Centro de Pesquisas da Petrobras a água do mar contém em sua composição uma média de 2800ppm de sulfato (Relatório Técnico; Cenpes), que quando combinada com elevadas concentrações de bário, estrôncio e cálcio encontrado na água conata, podem causar incrustações (scale) no reservatório, nas proximidades do poço produtor assim como na coluna de produção. O uso de produtos químicos inibidores de incrustação remediam temporariamente o problema e exigem um constante acompanhamento. (BEZERRA, 2004) Um dos problemas conseqüentes deste caso de incrustação é o prejuízo gerado quando as colunas de produção são tomadas de incrustações, pois as mesmas precisam ser trocadas, o que gera um custo elevado para a unidade, tornando-se inviável e o poço é fechado. Outro ponto relevante na injeção de água do mar é que devido a sua composição com alto teor de sulfato, este também pode ajudar no processo de crescimento das bactérias redutoras de sulfato (BRS). Estas bactérias são responsáveis por consumir o sulfato e como produto desta reação liberam no sistema S -2, que quando reage com o H + livre na água, forma o H 2 S, um produto ácido e letal para a vida humana, que produzido em alta quantidade no fluido, faz com que o mesmo perca seu valor no mercado. (PETROBRAS; 2008b) 12

13 Este trabalho irá abordar as vantagens de utilizar nos sistemas de injeção de água na Bacia de Campos a unidade de remoção de sulfato, mais conhecida pela sigla URS, que tem como objetivo prevenir os eventuais problemas de incrustação. Este trabalho tem por objetivo analisar como a unidade de remoção de sulfato pode contribuir na redução das perdas provocadas por incrustação, a partir de um estudo comparado de procedimentos de controle, com aplicação ao caso de uma plataforma de produção offshore. 1.1 PROBLEMA DE PESQUISA De que forma a unidade de remoção de sulfato pode contribuir na redução das perdas provocadas por incrustação, a partir de um estudo comparado de procedimentos de controle, com aplicação ao caso de uma plataforma de produção offshore? 1.2 OBJETIVO GERAL Este trabalho tem por objetivo analisar a unidade de remoção de sulfato como contribuinte na redução das perdas provocadas por incrustação, a partir de um estudo comparado de procedimentos de controle, com aplicação ao caso de uma plataforma de produção offshore. 1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1) Analisar as técnicas tradicionalmente utilizadas em controle de incrustação do segmento analisado; 13

14 2) Comparar as inviabilidades de utilizar a técnica convencional e a opção de utilização da unidade de remoção de sulfato; 3) Identificar os requisitos que impactam na operação da unidade de remoção de sulfato; 4) Descrever tópicos de lições aprendidas com a operação da unidade de remoção de sulfato em uma unidade offshore. 1.4 JUSTIFICATIVA O trabalho pretende mapear pontos chaves na operação da unidade da unidade de remoção de sulfato, pontos estes identificados através de lições aprendidas proporcionadas por engenheiros que trabalham diretamente com a URS. As descrições mencionadas no trabalho irão proporcionar às unidades offshore situadas em campos de reservatórios de potencial de incrustação relevante, uma operação contínua da unidade de remoção de sulfato, reduzindo o tempo de parada para manutenção da mesma. Esta redução no tempo de parada garante a continuidade da operação da unidade e assim a qualidade da água que estará sendo injetada, garantindo a manutenção da pressão do reservatório e garantindo a elevação do petróleo. Desta forma mostrará como uma unidade de remoção de sulfato contribui na redução das perdas provocadas por incrustação, a partir de um estudo comparado de procedimentos. 14

15 1.5 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS Para Ruiz (2006) "pesquisa científica é a realização concreta de uma investigação planejada, desenvolvida e redigida de acordo com as normas da metodologia consagradas pela ciência.ainda segundo este autor, o método é o conjunto de etapas e processos a serem vencidos e a metodologia é a escolha dos métodos e das tipologias das pesquisas. Esta pesquisa é exploratória e descritiva. Na visão de Ruiz (2006) pesquisa exploratória consiste numa identificação inicial do problema, na sua classificação e perfeita definição. Para Salomon (2005), pesquisas exploratórias buscam definir melhor o problema, descrever comportamentos, definir e classificar fatos e variáveis, mas não no mesmo nível das pesquisas puras e teóricas. Quanto ao procedimento de coleta dados, utilizou-se num primeiro momento um levantamento de dados dentro do ramo de óleo e gás, em sites, revistas, e publicações especializadas como exemplo cita-se as publicações da SPE, e entrevistas com profissionais que atuam diretamente com a operação de unidades de remoção de sulfato (URS) constituindo a informação de forma consistente possibilitando o fechamento do trabalho. Assim, com vistas à resolução do problema de pesquisa e alcance dos objetivos pretendidos, esta pesquisa foi realizada conforme as seguintes fases: 1ª Etapa: Revisão da literatura sobre os seguintes temas: incrustação, problemas gerados pela incrustação, técnicas de prevenção de incrustação, novas 15

16 tecnologias, unidade de remoção de sulfato, descrição técnica de uma URS, operação da URS e custos aplicados a técnicas de prevenção de incrustação. 2ª Etapa: Os dados foram coletados através de pesquisas em sites oficiais de publicações de artigos técnicos bem como a SPE Society of Petroleum Engineer, jornais como Oil & Gas e documentos internos da rede Petrobrás. O estudo de caso se aplicou em uma unidade offshore situada na Bacia de Campos que permitiu maiores conhecimentos sobre o assunto. 3ª Etapa Análise dos Dados: A análise dos dados foi realizada através de comparação de artigos publicados com os dados de campo que retratam a realidade vivida atualmente na unidade offshore no qual o trabalho foi desenvolvido. Houve ainda um estudo comparado das técnicas convencionais de tratamento de incrustação com a nova tecnologia utilizada nos campos de potencial de incrustação relevante. 4ª Etapa Conclusões e Recomendações: As conclusões e recomendações foram sintetizadas através da seqüência de dados apresentados, com foco nos detalhes da operação que fazem com que a unidade de remoção de sulfato opere com eficiência de forma que seu objetivo seja alcançado prevenir a formação de incrustação. 1.6 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO No capítulo 1, foi apresentada uma introdução sobre o trabalho, identificado também o problema, os objetivos, a metodologia de pesquisa e os procedimentos metodológicos utilizados para elaboração do trabalho. 16

17 No capítulo 2, abordou-se a fundamentação teórica do assunto, definição de incrustação e problemas relacionados à incrustação. Capítulo 3 disserta-se sobre a técnica convencional para tratamento de prevenção de incrustação, o tratamento de squeeze. O capítulo 4 tem como objetivo o detalhamento da importância da unidade de remoção de sulfato no sistema de injeção de água e na prevenção de incrustação nos reservatórios de potencial de incrustação relevante, bem como as melhores práticas para operação e particularidades da operação do sistema. No capítulo 5 discutimos os resultados e as análises realizadas através do conhecimento dissertado e em seguida o capítulo 6 descreve a conclusão do presente trabalho. 17

18 2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA A injeção de água é um método de recuperação secundária, muito utilizado nos campos de produção de petróleo para aumentar o fator de recuperação do fluido daquele reservatório. (BEDRIKOVETSKY et. al.; 2005) Nas unidades de produção marítimas, a água a ser injetada, na maioria das vezes, é a própria água do mar. (BOIM, 2003.) No início da produção a água que é produzida, tende a ser a que está presente no reservatório em forma de aqüífero (água conata). Com o passar do tempo a água do mar injetada começa a fazer parte da composição da água produzida. A esta produção de água de injeção junto da água conata damos o nome de breakthrough e a partir deste fenômeno pode-se dizer que é quando os problemas de incrustação começam a ficar relevante, a depender da percentagem da água injetada na água produzida. Em função da incompatibilidade da água do mar com a água conata e de alterações físico químicas (ph, temperatura, pressão, etc), pode ocorrer a formação de incrustação no reservatório, nos poços produtores e nos equipamentos de 18

19 superfície. A incrustação geralmente é composta por sais pouco solúveis em água como: sulfato de bário, carbonato de cálcio, sulfato de cálcio e etc. Segundo Henrichsen (2000, apud ROSÁRIO, 2002), incrustação é definida como Depósito mineral duro que precipita de uma solução salina. A Figura 1 é um exemplo de incrustação em duto de água produzida. Figura 1 - Incrustação em Duto de água produzida. Fonte: ABRACO (2008). A precipitação dos sais pouco solúveis em água gerando a incrustação ocorre quando os mesmos atingem seus limites de solubilidade, em função das alterações físico-químicas no sistema e a taxa de incompatibilidade dos elementos químicos presentes na água injetada e na água conata. (DAHER;2003) 19

20 A Figura 2 mostra o mecanismo de formação dos sais e os parâmetros que aceleram este processo. Figura 2 - Mecanismo de formação de incrustação. Fonte: PETROBRAS (2008b). Para mensurar o potencial de incrustação no reservatório e identificar se o mesmo apresenta viabilidade econômica é realizado o cálculo do índice de saturação do sistema aquoso, daquele reservatório, em relação aos seus componentes químicos. Neste estudo as condições de temperatura e pressão devem ser mantidas constantes. 20

21 O índice de saturação é expresso como: I.S. = aa. ac / KpsAC Onde, aa = atividade do ânion A ac = atividade do cátion C KpsAC = produto de solubilidade do composto AC. Para cada condição de temperatura, pressão e percentual de mistura da água da formação com a água de injeção, a massa dos sais insolúveis formados deve ser interpretada como a máxima massa a precipitar (Mppt), pois os sistemas aquosos podem existir em seu estado saturado. A precipitação total desta massa depende do seu grau de saturação (I.S.) e da perturbação a qual o sistema é submetido (variações no nível de turbulência, de pressão, velocidade de fluxo, presença de agentes nucleantes, etc). O máximo valor de I.S., previsto para uma determinada mistura de água com a água da formação, define a condição mais crítica para precipitação que nem sempre corresponde à maior massa a precipitar (MMppt). Esse valor máximo de I.S. indica aos engenheiros se há viabilidade técnica e econômica para aquele reservatório apenas com injeção de antiincrustante ou se a viabilidade somente será aprovada com a instalação de uma unidade de remoção de sulfato. (BEZERRA, 2004) O tratamento de squeeze normalmente utilizado nos campos de produção consiste em injeção de antiincrustante no poço produtor de modo que o produto seja 21

22 fixado na rocha reservatório e seja liberado junto da água e do óleo quando o poço produtor começar a produzir. Essa técnica apresenta algumas limitações que inviabilizam a sua utilização em determinados projetos de desenvolvimento de campos de petróleo. Diante das novas descobertas de reservatórios com potencial de incrustação relevante, em 1987 a Marathon iniciou o estudo de aplicação de nanofiltração para retirada da maior concentração de sulfato da água a ser injetada. Em se tratando da pioneira no mercado a Marathon trabalhou em sociedade com a DOW Filmtec membranas de nanofiltração e a primeira unidade a apresentar em seu sistema uma unidade de remoção de sulfato foi a plataforma Brae A, situada no Mar do Norte. Em 1990 Agip U.K. adotou a nova tecnologia no campo Tifany e ambas unidades apresentavam um I.S. de alta relevância o que justificava a implantação na URS.(DOW; 2008). 22

23 3 SQUEEZE A técnica de squeeze consiste na injeção, sob pressão, de um inibidor (polímeros, fosfonatos, etc), em concentrações relativamente altas, dentro do reservatório, através dos poços produtores. Em seguida, é feito um repouso para a retenção deste inibidor no meio poroso. Esta retenção pode ocorrer através de dois mecanismos principais: adsorção nos grãos da rocha ou precipitação dentro do reservatório. Quando o poço é recolocado em produção, a água potencialmente incrustante dissolve gradualmente o inibidor que ficou retido no reservatório em uma concentração mínima necessária à prevenção da incrustação, ou seja, para que o tratamento seja bem sucedido, a concentração de inibidor que se dissolve junto com o fluxo de água precisa estar acima de uma concentração mínima efetiva de inibidor por um período de tempo o mais longo possível. (BOIM, 2003). Como garantia de uma operação completa de squeeze, autores como Shuler e Jenkins (1989), indicam as fases de operação, como: Preflush: injeção de água para esfriar a formação e permitir que o inibidor de incrustação propriamente dito seja transportado para dentro do reservatório e não adsorva ou precipite nas proximidades do poço; Injeção do inibidor de incrustação propriamente dito; 23

24 Overflush: injeção de água para empurrar o banco de inibidor de incrustação para dentro do reservatório, longe do poço produtor; Fechamento do poço: período sem fluxo para permitir que, com o aquecimento do inibidor, ocorra a adsorção ou precipitação do mesmo no reservatório; Recolocação do poço em produção: antes do poço retornar à sua produção original, haverá um período de limpeza, onde os fluidos injetados no tratamento serão produzidos. A depender do potencial de incrustação do reservatório e da freqüência de necessidade de squeeze, é importantes a avaliação técnica e economia do uso desta técnica de prevenção, principalmente em poços muito profundos, onde se faz necessário a diária de um barco, recurso este de alto custo e de disponibilidade crítica no cenário atual. 24

25 4 DESSULFATAÇÃO DA ÁGUA DO MAR Neste capítulo serão abordados as etapas de pré tratamento da água do mar, antes da mesma passar pelo sistema de remoção de sulfato, considerando um projeto onde a unidade de remoção de sulfato encontra-se instalada a montante da desaeradora. Arranjo este que ainda se encontra em estudo pelas operadoras do ramo petrolífero para que seja aprovada a melhor alocação do sistema de modo a obter menor CAPEX, OPEX e menores potenciais de danos à membrana. 4.1 PRÉ- TRATAMENTO A água do mar para ser injetada necessita passar por vários processos de enquadramento até ser considerada uma água com características ideais para injeção. Esta qualidade da água é mensurada através de análises feitas diariamente ou semanalmente de forma que seus resultados viabilizem a injeção da água. Os parâmetros de maior impacto nesta qualidade da água são: Teor de oxigênio dissolvido na água, a contagem de partículas, bactérias, sólidos suspensos e o teor de sulfetos solúveis. (PETROBRAS, 2008b). No foco deste trabalho a água do mar passará ainda pelas membranas antes de ser injetada, com isso outros parâmetros deverão ser avaliados como quantidade 25

26 de ferro e cloro livre, visto a incompatibilidade da membrana a estes materiais. As incompatibilidades das membranas serão identificadas posteriormente. A seguir são descritas as etapas de tratamento da água de injeção, típico nas unidades offshore com URS, podendo ser alterado as configurações à depender do projeto. A primeira etapa do pré tratamento é a captação da água do mar. Nas primeiras unidades com sistema de injeção de água, a captação não acontece em grandes profundidades, já nas unidades que contêm a unidade de remoção de sulfato é indicado que a captação seja realizada a uma profundidade média de 100 m abaixo do nível da superfície, o que proporciona uma qualidade de água melhor, com menor possibilidade de vida marinha e sólidos dispersos. (AKER KVAERNER,2007) Ainda nesta etapa é usual dosar hipoclorito de sódio, que atua na matéria orgânica prevenindo que a mesma seja carreada em grande quantidade para o sistema de injeção de água. Seguido da captação, a água do mar passa por um sistema de filtração constituído por dois filtros de 40 µ, um em operação e outro em stand by, cada filtro contém em seu interior 24 elementos filtrantes que trabalham com uma eficiência de até 40 µ. Este sistema de filtragem chamada também de filtração grosseira, pode ser projetado para filtros convencionais ou para filtros auto-limpantes, onde a retrolavagem pode ser acionada por tempo de operação, diferencial de pressão ou comando manual. Em seqüência a água de injeção passa pelos filtros cartuchos que na maioria dos projetos estão configurados em 3 x 50%, onde dois operam e um fica em stand 26

27 by, para utilização em caso de eventuais problemas e\ou necessidade de troca dos elementos filtrantes. Estes filtros são constituídos em média por 25 cartuchos descartáveis com grau de filtração de 10 µ absoluto e eficiência de 5 µ. A capacidade destes filtros deve ser avaliada em fase de projeto a depender da vazão que será injetada naquele determinado reservatório em estudo. A figura 3 abaixo ilustra filtros do tipo cartucho de 10 µ utilizados em filtros cartuchos em unidades offshore. Figura 3 - Filtros descartáveis de 10 µ absolutos, novo e usado respectivamente. A montante do sistema de remoção de sulfato da água do mar é importante ter um analisador de Cloro livre, pois conforme comentado anteriormente a membrana apresenta forte incompatibilidade com o Cloro Livre, podendo ser instantaneamente afetada no caso de contato. Como é realizada na captação a dosagem de hipoclorito de sódio, utiliza-se também a injeção de Bissulfito de sódio 27

28 sem catalisador (cobalto) para seqüestrar este cloro livre, porém em questões de segurança total das membranas o analisador de cloro on line, verifica e atesta se realmente não há presença de cloro livre na água que irá passar pelas membranas. Em caso de presença de Cloro o analisador de Cloro livre aciona a parada do sistema de remoção de sulfato, logo temos uma parada no sistema de injeção de água. Em caso de não presença de cloro livre na água do mar, a mesma passa pelas bombas booster que têm a finalidade aumentar a pressão de alimentação das membranas no sistema de remoção de sulfato. (AKER KVAERNER,2007) Outro caráter fundamental no pré-tratamento é a avaliação da quantidade de sólidos suspensos encontrados nesta água após Sua filtração, pois através desta informação que é mensurada pelo método Silt Density Index (SDI) e que deve estar sempre abaixo de 5 (caracteriza as partículas maiores que 0,45 µ). O monitoramento deste parâmetro indicará o grau de limpeza que está se obtendo no pré-tratamento o que irá refletir diretamente com a vida útil das membranas de nanofiltração. (JUNIEL et al. 2003) É importante alertar que nesta configuração onde o sistema de remoção de sulfato encontra-se a montante da desaeradora, todos os equipamentos precisam ser projetados para trabalhar com uma concentração média de 8ppm de oxigênio na água do mar (BEZERRA, 2005), o que dá a água um potencial de corrosão que seria impactante para nosso sistema. 4.2 A UNIDADE DE REMOÇÃO DE SULFATO A unidade de remoção de sulfato é um equipamento composto por várias partes que serão descritas abaixo, cada qual com a sua finalidade. 28

29 4.2.1 Membrana Para entender o funcionamento do sistema de remoção de sulfato é necessário entender o processo de nanofiltração. As membranas de nanofiltração utilizadas no sistema de remoção de sulfato têm por característica remover da água do mar os íons sulfato deixando passar por seus poros os íons cloretos que são importantes para garantir a salinidade da água que será injetada. A membrana de nanofiltração é constituída por poros de 10 Å (Angstrom) e uma camada de carga negativa que ajuda a repelir os íons sulfato e permite a passagem de íons cloreto (1.8 Å).(ROY;2006) A primeira membrana desenvolvida para ser usada no processo de dessulfatação foi a série FILMTEC NF 40, porém buscando aprimoramento e aumentar a eficiência do processo a Dow Filmtec desenvolveu a série FILMTEC SR90, utilizada até hoje nos processos de dessulfatação da água do mar para injeção.(dow, 2008) 29

30 A figura 4 ilustra a estrutura química dos grupos carboxílicos que compõem a superfície das membranas com íons negativos, repelindo assim os íons sulfato. Figura 4 - A presença dos grupos carboxílicos dissociados formam a camada negativa repelindo os íons SO 4 =. Fonte: JUNIEL (2008) Abaixo estão listados alguns dados das membranas fornecidos pelo fabricante(filmtec): Especificação: Fluxo permeado: 28,4 m³/d NaCl 36 m³/d MgSo 4 Rejeição de Sais: 85-95% Solução NaCl >97% MgSo 4 * Valores obtidos em experimentos com: Concentração de solução = 2000mg/L ; P= 700Psi; T=25 C ; recuperação = 30%. 30

31 Limites de Operação: Tipo de membrana: TFC poliamida Temperatura máxima de operação = 45 C Pressão máxima de operação = 41 bar Faixa de ph para operação contínua = 3-10 Faixa de ph para regime de limpezas = 1-12 Velocidade máxima de fluxo de alimentação = 15,9m³/h Tolerância a cloro livre <0,1mg/L Para maximizar a área filtrante, as membranas de nanofiltração são fabricadas em forma de espiral e apresentam na sua configuração um espaçador de fluxo de água dessulfatada conforme figura 5. Figura 5 - Estrutura da membrana de nanofiltração Fonte: DOW (2008) 31

32 4.2.2 Configuração das membranas As membranas de nanofiltração são fabricadas cada uma com um conector em suas extremidades que permitem a conexão de mais de uma membrana, conforme a estrutura do módulo de membranas a ser instalado em cada unidade. Usualmente utilizam-se seis membranas conectadas entre si que são envelopadas em um vaso e a quantidade de vasos que irá configurar o projeto depende da vazão que irá ser tratada. Esta configuração permite que a água do mar tenha maior eficiência na seleção dos íons que irão ser retirados para a injeção. A unidade de remoção de sulfato é em sua maioria composta por dois trens de membranas. Cada trem comporta o seqüencial de primeiro e segundo estágio. No primeiro estágio temos dois bancos A (alfa) e B (bola) e no segundo estágio temos o banco C. A figura 6 demonstra a configuração de um trem de membranas da URS. 32

33 Figura 6 - Vasos das membranas da URS. 4.3 FUNCIONAMENTOS DA URS A água do mar apresenta, em sua característica físico química, uma concentração média de 2800ppm de Sulfato (ROSÁRIO; BEZERRA, 2008), como mostrado na Figura 7. 33

34 Constituintes Concentração Na K Ca Mg Ba 2+ 1 Sr 2+ 9 Cl HCO SO ph (25 0C) 8 Salinidade (NaCl mgl) Quadro 1 Caracterização química da água do mar. Fonte: PETROBRAS (2008b) Depois de captada e de passar por todo o pré-tratamento a água com estes parâmetros irá passar pelas membranas de nanofiltração. Existem dois parâmetros que são importantes para garantir a boa funcionalidade das membranas que é a pressão e a temperatura da água que é alimentada no sistema. 34

35 O primeiro parâmetro é a pressão. À medida que a pressão é aumentada a água alimentada vai se tornando mais concentrada, o que aumenta a pressão osmótica e diminui a passagem de íons através da membrana, o segundo parâmetro é a temperatura da água de alimentação do sistema. À medida que a temperatura aumenta a retenção de magnésio também aumenta. Segundo estudiosos este fato se dá pelo aumento da viscosidade do fluido causada pelo incremento da temperatura. A temperatura máxima admissível para operação das membranas é de 45 C e a pressão de 41 bar. (AKER KVAERNER,2007) Quando a água do mar passa pelo primeiro estágio de membranas, ela se divide nos dois bancos de forma similar e a medida que a água passa pelo interior dos vasos, a seleção dos íons acontece. Como cada vaso trabalha à 50%, teremos na configuração duas saídas de água uma caracterizada como permeado e outra como rejeito. (AKER KVAERNER,2007) A água caracterizada como permeado é aquela cuja concentração de sulfato encontra-se abaixo de 100ppm e a água caracterizada como rejeito é a que sai do primeiro estágio com uma concentração média de 6000 ppm de sulfato. Essa água, que de agora em diante chamaremos apenas de rejeito, irá passar pela segunda seqüência de membranas, o segundo estágio. Ao passar pelo segundo estágio que é constituído de apenas um banco de membranas a água entra com uma concentração alta de sulfato em uma vazão reduzida de água, o que a torna autoincrustante, por isso faz-se necessário a injeção do antiincrustante a montante do sistema de remoção de sulfato (a descrição deste produto químico e de outros será abordado em capítulo posterior). Neste ponto a água denominada de rejeito do primeiro estágio, torna-se a alimentação do segundo estágio que também trabalha à 35

36 50%, logo 50% desta água que representa 25% da alimentação total do sistema irá representar o rejeito de toda URS e a concentração de sulfato em média desta água é em torno de ppm. O restante da água que irá sair do segundo estágio (permeado), irá se unir ao permeado do primeiro estágio somando assim, 75% do total de água alimentada no sistema de remoção de sulfato. Na Figura 8 podemos visualizar o esquema de funcionamento da unidade de remoção de sulfato com a definição de seus estágios. Figura 7 - Esquema do arranjo das membranas nos vasos e divisão de estágios. Fonte: PETROBRAS (2008b). Devido à eficiência de 75% da URS e neste trabalho a URS encontrar-se a montante da desaeradora, faz-se necessário registrar a necessidade de captação de um volume maior de água do que se espera injetar, o que acarreta num custo maior no pré-tratamento desta água visto que 25% dela irão ser descartadas, porém esta estruturação permite um investimento menor no projeto da desaeradora e ainda diminui a possibilidade de contaminação das membranas por bactéria, já que a desaeradora é um grande foco de contaminação. Existem projetos que comportam a 36

37 URS a jusante da desaeradora que também apresenta seus prós e contras, porém esta avaliação ainda está em estudo e a discussão técnica para o mesmo foge do escopo deste trabalho. Ocorrido a seleção dos íons da água, a água do mar encontra-se dessulfatada e pronta para ser injetada nos poços injetores do reservatório que está sendo explotado. Para injeção no reservatório o sistema de injeção de água apresenta geralmente duas bombas de injeção que trabalham a 100% sendo uma em operação e outra em stand by, mas existem projetos onde são utilizadas duas bombas a 50%. Esta configuração pode gerar perda de injeção em caso de parada para manutenção ou parada desprogramada. As características das bombas também irão depender da vazão que será injetada. A figura 9 ilustra o sistema de injeção de água desde a sua captação até a unidade de remoção de sulfato, identificando o permeado (água com baixa concentração de sulfato) e o overboard, caracterizada como água do mar com alta concentração de sulfato. 37

38 Unidade de remoção de Sulfato Filtro Cartucho Absoluto (10µm) Filtro Auto-limpante (40µm) Bomba Booster 1º estágio 2º estágio FV Overboard Gerador de Hipoclorito FV Caixa de mar Antiincrustante Biocida SRU Seqüestrante de Cl Permeado Figura 8 - Sistema de remoção de sulfato Sistema de Limpeza química das membranas Para o bom funcionamento da URS e limpezas das membranas, a unidade de remoção de sulfato apresenta no seu conjunto um sistema de injeção de produto químico que permite a limpeza das membranas, a depender do diferencial de pressão que as mesmas estiverem indicando. O sistema de limpeza é composto por dois tanques misturados de produto químico com água livre de cloro. A capacidade do tanque é em média 7m³/h e um apresenta um potencial elétrico de 150Kw. Após ser realizado a mistura do produto no tanque, o mesmo passa por um filtro cartucho de 5 µm, que tem como objetivo reter as partículas maiores que 5 µm que podem vir a afetar as membranas de nanofiltração. A solução preparada é 38

39 enviada para a URS através de uma bomba que trabalha a 100% e a tubulação que conecta a unidade de limpeza a URS deve ser reforçada devido à pressão e a vibração das tubulações em unidades marítimas. O isolamento da unidade quando a mesma não está sendo utilizada é feita através de válvulas gaveta. O sistema de limpeza das membranas foi desenvolvido para executar a limpeza de cada trem de uma vez, portanto o trem de membranas será parado e os três bancos serão limpos em seqüência. Em geral os sistemas não têm capacidade para limpar os dois trens simultaneamente. O objetivo do sistema de limpeza das membranas é permitir a realização da limpeza ácida e da limpeza alcalina quando necessário. A limpeza alcalina é a mais comum de acontecer, ela atua na limpeza orgânica da membrana eliminando a matéria orgânica que possa ter ficado acumulada na superfície das membranas e a limpeza ácida atua na limpeza de metais pesados que possa estar afetando a eficiência da membrana. A limpeza ácida deve ser bem monitorada para que a mesma não afete a integridade da membrana, devido o baixo ph. A indicação para a limpeza das membranas deve ser acompanhada rigorosamente através de planilhas normalizadas. Os fabricantes do sistema de remoção de sulfato em conjunto com o fabricante da membrana indicam que seja realizada a limpeza ao menos de três em três meses para que a vida útil da membrana, que é em média de três anos, seja garantida. 39

40 4.4. PRODUTOS QUÍMICOS Dado os conhecimentos necessários para compreender a atuação do sistema de remoção de sulfato no sistema de injeção, como ela funciona e em qual projeto ela é viável é necessário demonstrar que para a funcionalidade total do sistema existe uma gama de produtos químicos que garantem a operacionalidade do sistema. URS. Neste tópico descreve-se sucintamente dos produtos inerentes a operação da Para o sistema de injeção de água convencional é necessário que seja dosado alguns produtos químicos que são chamados pelo mercado de commodities, que são aqueles de maior utilização. O primeiro produto que utilizamos no sistema de injeção é o hipoclorito de sódio dosado na captação de água do mar que tem como função prevenir contra as matérias orgânicas que se alocam ou na caixa de mar ou no tubulão de captação a depender do tipo de unidade de produção. Para controle de bactérias, são dosados os biocidas de choque que atuam nas bactérias sésseis do sistema e o biodispersante que atua na inibição das bactérias planctônicas. O crescimento dessas bactérias pode vir a ser grande foco de problema de corrosão, visto que a classe das bactérias redutoras de sulfato- BRS, são consumidoras do sulfato que existe na água e geram produtos de alto potencial de corrosão nas estruturas do tubulão do sistema de injeção de água. 40

41 Outra característica da água é a presença de oxigênio. A água do mar apresenta uma concentração média de 8 ppm de oxigênio dispersos em sua composição e este oxigênio também é um relevante indicador de corrosão para nosso sistema, por isso é injetado o seqüestrante de oxigênio na saída da desaeradora. A eficiência da desaeradora consiste em reduzir a concentração do oxigênio da água de 8 ppm para 50 ppb, porém para garantir a proteção das tubulações e da coluna de produção, essa concentração precisa estar abaixo de 10 ppb. É aí que entra a atuação do seqüestrante de oxigênio que atua na redução da concentração de 50ppb para menor que 10 ppb, chegando a 0 zero. Na figura 10, podemos identificar o desenho simplificado de uma desaeradora e no local onde é adicionado o seqüestrante de oxigênio. O X, ilustra a altura do recheio na desaeradora onde passa o gás e a água em fluxos contrários. 41

42 Figura 9 - Torre desaeradora e injeção do seqüestrante de oxigênio. Fonte: (Apostila de injeção de água Petrobras;2001) Todos estes produtos que foram mencionados precisam ser injetados mesmo que o projeto do sistema de injeção não apresente a unidade de remoção de sulfato, porém se a mesma estiver no projeto, faz-se necessário a injeção de mais alguns produtos citados abaixo. Devido à incompatibilidade da membrana com o cloro livre e a injeção de hipoclorito de sódio utiliza-se a dosagem do seqüestrante de cloro para garantir que não haverá nenhum contato do mesmo com a superfície da membrana. No sistema em estudo, onde a URS encontra-se a montante do sistema de injeção, utiliza-se também um biocida próprio para prevenção de bactérias nas membranas que é o chamado o DBNPA (2,2-Dibromo-3-Nitrilopropionamide) e por 42

43 último o produto químico mais importante para a funcionalidade da URS, é o antiincrustante. O antiincrustante deve ser injetado a montante da URS, assim como os demais produtos químicos, porém este tem como características proteger as membranas da incrustação que a água poderá causar devido à alta concentração de sulfato contida no rejeito do primeiro estágio (~6000ppm) e no rejeito do segundo estágio (~11000ppm), pois nestas concentrações a água se torna praticamente autoincrustante INCOMPATIBILIDADE DA MEMBRANA As membranas de nanofiltração são feitas por matérias de alta sensibilidade química e mecânica, por isso é fundamental a prevenção do contato das membranas com os agentes citados. - Cloro livre; - Anti-espumante (polímero de silicone); - Sólidos; - Íons Metálicos (Co, Cu, Ni, Fe,etc); - Alumínio; - Matéria orgânica; Dentre estes parâmetros é muito importante o acompanhamento de três parâmetros que quando bem monitorados permitem a identificação 43

44 de possíveis problemas de incrustação nas membranas. Os parâmetros monitorados são: - Efeito da variação da vazão; a diminuição da vazão propicia um aumento na polarização das membranas e aumento da concentração; - Baixa eficiência no pré-tratamento; propicia a presença de oxigênio e microorganismo na água de alimentação das membranas; - Mudança na temperatura da água. 44

45 5 RESULTADOS E ANÁLISES O método de prevenção de precipitação de sais a ser utilizado em determinado reservatório é definido na fase conceitual de projeto e vai depender do potencial de precipitação de sais e as características da água conata no reservatório estudado. Estudos de simulações termodinâmicas são de extrema importância para conhecer qual a concentração de sais que irá precipitar e a representatividade na água produzida. Ao conhecer estes dados identificamos se o potencial de precipitação do reservatório em estudo é de baixa relevância ou não, permitindo aos engenheiros a definição da melhor alternativa a ser utilizada naquele projeto. Neste capítulo aborda-se alguns custos estimados para determinados tipos de prevenção a serem utilizados em um estimado projeto cujo potencial de precipitação dos sais seja relevante podendo a água conata ser até classificada como uma água auto-incrustante. Considerando estudos que demonstrem que determinado reservatório apresente a seguinte característica em sua água de formação: 45

46 ÍON CONCENTRAÇÃO (mg/l) (Ba 2+ ) 90 (Sr 2+ ) 400 (SO 4 2- ) 25 Quadro 2- Concentração de sais com potencial de precipitação relevante Conhecidas as características da água de formação, são realizadas simulações que indiquem a concentração da água do mar na água produzida,desta forma os engenheiros identificam a janela de maior preocupação para o reservatório em caso de precipitação dos sais. Baseados nas simulações vários cenários são desenvolvidos e estudados economicamente, de modo que através destes seja possível a identificação da melhor estratégia a ser utilizada no reservatório em estudo. De acordo com o (ROSÁRIO, 2004) os custos estimados para tratamento com squeeze e com a unidade de remoção de sulfato estão relacionados no quadro 3 abaixo. Estes são custos médios e podem ser alterados a depender das situações de cada projeto, porém para este trabalho ficam significativas as descrições referidas nesta citação. 46

47 Custos estimados (U$ milhões) Custo com injeção de antiincrustante em poço vertical Custo com remoção de incrustação em poço vertical Custo com injeção de antiincrustante em poço horizontal Custo com remoção de incrustação em poço horizontal CAPEX Unidade de remoção de Sulfato OPEX Unidade de remoção de Sulfato 3.5 Quadro 3-Custos estimados. Fonte: Rosário et al (2004). Pode-se identificar que os custos relativos à unidade de remoção de sulfato são maiores que os custos do tratamento por squeeze, surge então a questão: Quando a unidade de remoção se torna economicamente viável para um projeto? A depender das características do reservatório, alguns projetos se tornam totalmente inviáveis para trabalhar com tratamento de squeeze, mesmo este sendo de menor custo conforme demonstrado no quadro 3, porém em alguns projetos o intervalo de intervenção nos poços, mais o tempo da operação, mais o custo da perda de produção devido à operação, acaba apresentando um custo maior do que a instalação de uma unidade de remoção de sulfato. Essa comparação deve ser realizada economicamente através de um estudo de viabilidade técnica e econômica, considerando o índice de saturação dos sais no reservatório, conforme afirmado acima, em sendo um reservatório de potencial de incrustação relevante e 47

48 com o custo de sonda super estimado no atual cenário do mercado Oil & gas, fica quase sempre viável a instalação de uma unidade de remoção de sulfato nas unidades offshore. (WYLDE; ALLEN; COLLINS, 2002). Pode-se ainda identificar como um grande aliado na frente inicial de projetos de engenharia FEED, na hora da escolha do melhor tratamento de prevenção de incrustação a unidade de remoção de sulfato quando do desenvolvimento de projetos que encontram-se em águas profundas e a intervenção em determinados poços, quando possível, chega à $ 9MM (COLLINS; STALKER; GRAHAM, 2004). Este valor a depender da quantidade de poços e do intervalo das intervenções, justificam a instalação da planta de remoção de sulfato. 48

49 6 CONCLUSÕES Nas etapas demonstradas no presente trabalho, pôde-se conhecer cada parte constituinte do sistema de remoção de sulfato utilizados nas unidades offshore para prevenção de incrustação em reservatórios de petróleo. Pode-se identificar que através da operação controlada e supervisionada conforme os procedimentos, a URS apresenta grande potencial de eficiência, permitindo que a injeção de água com baixa concentração de sulfato, permita uma melhor garantia de prevenção, diminuindo o tempo de parada de produção para intervenção em poços que foram obstruídos pela formação de incrustação, sendo ainda um aliado na economia com sondas, pois atualmente o mercado encontra-se concorrido para conseguir uma sonda e com isso o preço sobe, lei da ofertademanda. Em projetos de águas rasas ou até mesmo profundas, mas com potencial de incrustação não relevante para projeto, a técnica convencional de squeeze tende a ser a melhor opção como tratamento para prevenção de incrustação, porém quando tratamos de potenciais relevantes para elaboração de um projeto, a 49

50 localização dos poços e o tipo do poço, sugeri-se um estudo técnico-econômico considerando opção da instalação da URS. Caso a opção de instalação da unidade de remoção de sulfato seja viável, é de suma importância o acompanhamento dos parâmetros indicados neste trabalho, a fim de garantir a operação com menor tempo de manutenção, sendo assim maior constância na injeção de água, que atua no equilíbrio da pressão do reservatório e logo atua no varrido do mesmo, aumentando o potencial de produção de petróleo. Durante o trabalho, foi possível o embarque em unidades offshore que permitiram o maior conhecimento das lições aprendidas por operadores do sistema. Essas indicações foram relatadas durante o trabalho com o foco de ajudar aos leitores a identificar como podem aumentar a eficiência na operação de suas unidades em favor de uma produção contínua e segura. 50

51 REFERÊNCIAS ABRACO. Associação Brasileira de Corrosão. Disponível em: < Acesso em: out AKER KVAERNER. Apostila treinamento, 2007.Curso de treinamento para operadores MODEC. Macaé. BEZERRA, Maria Carmen Moreira. Avaliação do potencial de incrustação na reinjeção de água produzida nos projetos dos campos de jubarte e marlim sul. Comunicação técnica Petrobras, nº 136 de Julho de (CENPES/PDP/TR)Rio de Janeiro, BEDRIKOVETSKY, Pagel G. et al. Caracterização do dano de formação devido à incrustação de sulfato de bário para previsão da queda de produtividade do poço. Revista Petro&química. Edição 270, Março, BOIM, Jeferson Mello. Modelagem semi-analítica para incrustação de sulfato de bário em reservatórios heterogêneos. Tese de Mestrado. Lenep - Laboratório de Engenharia E Exploração de Petróleo. Universidade Estadual Do Norte Fluminense - UENF Macaé, Dez CLICK MACAÉ. Bacia de Campos. Disponível em: < Acesso em dez COLLINS, I.R.; STALKER, R.; GRAHAM, G.M.. Sulphate removal for Barium sulphate scale mitigation a deepwater subsea production system. Aberdeen, SPE 87465, Maio DAHER, José Sérgio, Avaliação de incrustação de sais inorgânicos em reservatórios inconsolidados atraves da simulação numérica. Tese de mestrado- lenep Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo; Universidade Estadual do Norte Fluminense UENF, Macaé, Dez DOW. Sulfate Removal from Injected Water in Oilfield Operations. Disponível em: < Acesso em: dez GRAHAM, G. M..; COLLINS, I. R.; JOHNSON, T. J.. Technical and economic analysis of the downhole scale risks and uncertainties for subsea and deepwater field developments. Aberdeen, SPE 95049, Maio HEATHERLY, M.W.; HOWELL, M.E.; MCELHINEY, E.J.., Sulfate Removal technology for seawater waterflood injection. Annual offshore technology conference, Houston, Out,

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