CONCEPÇÃO DE UNIDADE DE SEPARAÇÃO TRIFÁSICA COMPACTA DESIGN FOR COMPACT THREE-PHASE SEPARATION UNIT

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1 CONCEPÇÃO DE UNIDADE DE SEPARAÇÃO TRIFÁSICA COMPACTA DESIGN FOR COMPACT THREE-PHASE SEPARATION UNIT CONCEPCIÓN DE UNA UNIDAD DE SEPARACIÓN TRIFÁSICA COMPACTA Giovani Cavalcanti Nunes 1 RESUMO Recentemente as tecnologias ciclônicas e eletrostáticas para o tratamento de água e óleo têm evoluído no sentido de gerar equipamentos compactos. Será mostrado aqui que uma combinação de equipamentos ciclônicos (degassers e dewaterers) e coalescedores em linha, associada a uma malha de controle adequada, possibilita a geração de um sistema de separação trifásica muito mais compacto que os tradicionais. ABSTRACT Recently, both cyclonic and electrostatic technologies for the treatment of water and oil have been evolved with the purpose to generate compact equipment. It will be presented a combination of cyclonic equipment (degassers and dewaterers) and in line coalescers connected to a proper control network, enabling the generation of a three-phase separation system which is much more compact than the traditional ones. RESUMEN Recientemente las tecnologías ciclónicas y electrostáticas para el tratamiento del agua y el óleo han evolucionado en el sentido de generar equipamientos compactos. Será demostrado aquí que una combinación de equipamientos ciclónicos (degassers y dewaterers) y coalescedores en línea, asociada a una malla de control adecuada, posibilita la generación de un sistema de separación trifásica mucho más compacto que los tradicionales. 1. INTRODUÇÃO As plantas de processamento primário tradicionalmente usadas na indústria do petróleo utilizam, no processo de separação gás/óleo/água, uma tecnologia baseada em decantadores gravitacionais. Portanto se faz necessário dimensionar vasos separadores de grandes volumes, de modo a proporcionar tempo de residência para a separação óleo/água (tipicamente de cinco a dez minutos para os separadores trifásicos e de 20 a 30 minutos para os tratadores eletrostáticos). 1 Pesquisa e Desenvolvimento da Produção, Tecnologia de Processamento Primário e Avaliação de Petróleos, Centro de Pesquisas (Cenpes) giovanicn@petrobras.com.br Bol. téc. da Petrobras, Rio de Janeiro, 48 (1/2): 18 24, jan./jun

2 Em unidades offshore, restrições de carga e de espaço disponível motivaram o desenvolvimento de equipamentos compactos como os hidrociclones e coalescedores eletrostáticos em linha. Os deoilers, como são conhecidos os hidrociclones atualmente em uso, utilizam o campo centrífugo para produzir acelerações de ordens de grandeza superiores à aceleração gravitacional, sendo, portanto, muito mais eficientes e compactos. Por outro lado têm como principal desvantagem a alta sensibilidade a oscilações de carga, sejam tais variações na vazão total ou na relação entre as fases líquidas. O bom desempenho no tratamento de águas oleosas com baixas concentrações (até ppm) propiciou seu uso no tratamento da água descartada por separadores gravitacionais cujos grandes volumes proporcionam as condições de amortecimento das oscilações de carga necessárias aos hidrociclones. Desenvolvimentos recentes na tecnologia de hidrociclones têm permitido o uso desses equipamentos para lidar com teores crescentes de óleo. Propõe-se aqui a extensão deste conceito com o intuito de se utilizarem hidrociclones para o tratamento do óleo, ou seja, para remoção de água de correntes oleosas, os chamados dewaterers. Para o tratamento eletrostático de óleo, a inovação 2 mais recente é o coalescedor em linha. Este equipamento é composto de tubos concêntricos que aplicam um campo elétrico transversal ao fluxo do óleo, coalescendo as gotas de água. Como executam apenas a coalescência da água presente no óleo, necessitam de equipamento capaz de removê-la. Para facilitar esta separação propõe-se o uso dos dewaterers. Atualmente o projeto de Qualificação de Coalescedores em Linha para Óleos Pesados, coordenado pelo Cenpes/PDP/TPAP, visa determinar as curvas de desempenho deste equipamento, assim como o melhor processo de separação água/óleo, se através de decantadores ou hidrociclones dewaterers, ou ainda uma combinação de ambos. Protótipos estão sendo instalados em skids e enviados a plataformas e sítio de testes para avaliação. Com base nestas novas tecnologias, criou-se uma concepção de sistema de separação trifásica inovadora. Será aqui demonstrado que uma combinação dos equipamentos acima citados, associada a uma malha de controle adequada, é capaz de gerar um sistema de separação trifásica muito mais compacto que os tradicionais. 2. DESCRIÇÃO DA PLANTA DE PROCESSO CONVENCIONAL Num sistema convencional, a separação de fases é obtida por meio de um conjunto de separadores gravitacionais, conectados em série. O primeiro estágio de separação situa-se imediatamente a jusante do manifold de produção e realiza a separação das três fases: gás, óleo e água. A água efluente do separador é dirigida ao sistema convencional de tratamento de águas oleosas, antes de seu descarte ao mar. O sistema de tratamento de águas oleosas é, em geral, composto por um conjunto de hidrociclones deoilers, seguidos de uma unidade de flotação, de forma a assegurar a qualidade requerida pela legislação ambiental. O óleo efluente do separador é enviado ao segundo estágio de separação. Muitas vezes é necessário o aquecimento dos fluidos. Para isto, há o sistema de aquecimento composto por trocadores de calor, situados a montante do segundo estágio de separação. O óleo efluente do separador de produção vai para o segundo estágio de separação, que em geral é um separador bifásico. Posteriormente um tratador eletrostático efetua o tratamento do óleo, reduzindo a concentração de água a 1%. Finalmente um separador bifásico retira o gás residual e estabiliza o óleo para exportação (fig. 1). 2 Apesar de ser considerada inovação de mercado, há registro de patente Petrobras datada 1996, conforme referência bibliográfica (1). Bol. téc. da Petrobras, Rio de Janeiro, 48 (1/2): 18 24, jan./jun

3 Fig. 1 - Planta convencional. Fig. 1 - Traditional plant. 3. DESCRIÇÃO DA UNIDADE DE SEPARAÇÃO TRIFÁSICA COMPACTA Propõe-se aqui a utilização de um arranjo de hidrociclones, coalescedores eletrostáticos, ciclones gás/líquido e vasos gravitacionais, de modo que a separação trifásica seja efetuada em estágios ciclônicos. Cada estágio possui a seguinte ordem de equipamentos (fig. 2): 1. degasser (ciclônico ou gravitacional) para retirada do gás; 2. coalescedor; 3. hidrociclones dewaterers para separação água/óleo. Fig. 2 - Estágio de separação trifásica compacta. Fig. 2 - Stage of compact three-phase separation. Em cada estágio, o gás é retirado da carga por um ciclone gás/líquido (recomendado por ser mais compacto) ou por um vaso gravitacional. O efluente oleoso passa por um coalescedor eletrostático, cujo tempo de residência é muito reduzido (da ordem de dezenas de segundos). Após o coalescimento das gotas de água, a separação água/óleo é efetuada num hidrociclone dewaterer. A água descartada é direcionada para o seu sistema de tratamento e o óleo pode seguir para o estágio de separação seguinte ou ser encaminhado para um decantador. O controle de nível gás/líquido do degasser atua sobre a vazão de saída de gás, de modo que não há válvulas no Bol. téc. da Petrobras, Rio de Janeiro, 48 (1/2): 18 24, jan./jun

4 PIC PIC percurso do óleo. Assim, a perda de carga ao longo do escoamento das fases líquidas se localiza basicamente nos hidrociclones. Na figura 3 é apresentado um exemplo de como o sistema pode ser utilizado numa unidade de produção Decantador Tratamento d`água Tratamento d`água Fig. 3 - Exemplo de unidade de produção. Fig. 3 - Example of production unit. O primeiro equipamento da planta deve ser um separador trifásico de tamanho muito reduzido, pois seu propósito é apenas separar grosseiramente as fases água, óleo e gás. Assim, tal equipamento pode ser um vaso vertical. O teor máximo de óleo na corrente aquosa efluente deste vaso estaria então limitado apenas pela manutenção de fase contínua água, pois consideram-se aqui que os recentes avanços no desenvolvimento de hidrociclones para altos teores de óleo possibilitam o tratamento destas correntes. Analogamente, para a fase oleosa, deve-se garantir apenas que a fase contínua seja óleo, não importando o teor de água. É importante notar que, nas unidades convencionais, o separador trifásico tem especificação muito restrita para a água descartada (concentração máxima ppm), o que faz com que boa parte dela seja carreada pelo óleo. As condições descritas anteriormente permitem que o primeiro estágio de separação (separador gravitacional trifásico) possa ser muito menor que os convencionais, pois necessitará de menor tempo de residência. Para alguns óleos, a interface água/óleo poderá se tornar difusa, de modo que se recomenda a utilização de um vaso vertical como meio de atenuar tais efeitos. O efluente aquoso é direcionado para o sistema de tratamento de água e o efluente oleoso para o sistema trifásico de separação. Bol. téc. da Petrobras, Rio de Janeiro, 48 (1/2): 18 24, jan./jun

5 A unidade de separação trifásica é composta por vários estágios de separação. Cada um deles é projetado para trabalhar com uma determinada carga (vazão e BS&W). As águas oleosas, efluentes dos dewaterers, são cargas dos respectivos deoilers, a montante do sistema de tratamento d água. A água descartada pelos dewaterers irá, em geral, conter altos teores de óleo, de modo que o sistema de tratamento de água deverá ser capaz de lidar com estas correntes (hidrociclones para altos teores de óleo). A rigor, os deoilers fazem parte do sistema de tratamento de água mas foram aqui mostrados em separado para efeitos ilustrativos. O número de estágios de separação deverá ser determinado de acordo com as características do óleo (RGO, viscosidade, grau API etc.) e com a perda de carga requerida entre estágios. Tipicamente a perda de carga por hidrociclone é de 1 kgf/cm 2. Ao final da seqüência de estágios de separação, poderá haver um decantador gravitacional ou tratador eletrostático para polimento do óleo. A água descartada por este vaso pode ter um teor de óleo muito elevado, uma vez que será direcionada para o sistema de tratamento de água. Conseqüentemente este equipamento também pode ser muito menor que o encontrado nos sistemas convencionais. O controlador de nível de óleo do primeiro estágio de separação atua sobre a saída de óleo do decantador (ou tratador). Assim, toda perda de carga nos estágios de separação fica localizada nos hidrociclones. A pressão é utilizada a favor da separação, diferentemente do sistema convencional, onde a energia provoca cisalhamento da emulsão, uma vez que a válvula fica localizada entre os separadores de primeiro e segundo estágios. O controlador de nível de interface água/óleo atua sobre o descarte de água do sistema de tratamento de água. Não se entrará em detalhes sobre a malha de controle ou sobre a instrumentação necessária para monitoramento do processo. Entretanto, é importante citar que a unidade deverá ter um algoritmo de controle capaz de evitar oscilações de vazão (1). A concepção abordada aqui é radicalmente diferente da concepção tradicional da planta de processo, tanto do ponto de vista dos equipamentos quanto da prática operacional. Sua utilização resulta, entretanto, em ganhos nos custos de investimento devido à menor carga e área ocupada sobre o convés da unidade de produção offshore. 4. EXEMPLO DE APAÇÃO Como um exemplo da aplicação do novo conceito aqui proposto, considera-se que, no separador trifásico, os tempos de residência são baixos e que as fases oleosa e aquosa possuem BS&W de 40% e 70%, respectivamente. A água descartada alimenta o seu sistema de tratamento cujo conjunto de hidrociclones para altos teores de óleo remove boa parte do óleo. As correntes ricas em óleo efluentes são encaminhadas ao sistema de tratamento de óleo. Apesar de tais correntes possuírem valores altos de BS&W, (~50%) deverão, ao se misturar às correntes oleosas do sistema de tratamento de óleo, formar uma fase contínua óleo. O óleo descartado pelo separador trifásico é enviado ao sistema de tratamento de óleo, onde o primeiro estágio descarta água suficiente para reduzir o BS&W de 40% para 30%. O tempo de residência no coalescedor em linha deverá ser de aproximadamente um minuto. O óleo segue para o segundo e terceiro estágios de tratamento. Lá, mais água é descartada reduzindo o BS&W a 20% e 10%, respectivamente. Finalmente, este óleo é enviado para um decantador cujo tempo de residência é baixo. O BS&W final dependerá das características do óleo e dos tamanhos (tempo de residência) do coalescedor e do decantador. Bol. téc. da Petrobras, Rio de Janeiro, 48 (1/2): 18 24, jan./jun

6 5. RESULTADOS EXPERIMENTAIS Alguns resultados obtidos experimentalmente servem para demonstrar a aplicabilidade desta proposição. Na figura 4 são apresentados os resultados experimentais (2) obtidos em bancada com diferentes óleos, onde o BS&W da carga é 20%. O tempo de residência refere-se ao tempo dentro do coalescedor. Desempenho do Coalescedor em Linha BS&W (%) ,5 1 2 Tempo de Residência (min) API 20 API 28 API 30 Fig. 4 - Valores de BS&W do óleo tratado para diferentes tempos de residência. Fig. 4 - BS&W values for the oil treated during different periods of permanence. É importante ressaltar que, para reduzir o BS&W de 20% para 5%, é necessário um tempo de residência baixo (< 45 segundos). Nestes testes a emulsão foi gerada artificialmente com equipamentos de laboratório, o que invariavelmente produz uma emulsão muito severa. Resultados recentes obtidos nos estudos de desempenho dos hidrociclones para altos teores de óleo (3) indicam que estes equipamentos melhoram sensivelmente a tratabilidade das correntes oleosas pois, aparentemente, ocorre coalescência de gotas. Assim, espera-se que a severidade da carga seja menor com o uso de hidrociclones a montante dos coalescedores, o que promoveria melhores resultados do que aqueles apresentados na figura 3. Com base no exposto, acredita-se que os conceitos aqui apresentados poderão ser aplicados (com os devidos ajustes) futuramente. Estudos mais aprofundados de desempenho desta concepção serão feitos nos próximos anos no âmbito do projeto de Qualificação de Coalescedores em Linha para Óleos Pesados. 6. COMENTÁRIOS Como conseqüência da adoção da concepção de separação trifásica apresentada, têm-se as seguintes vantagens: redução no tamanho do separador do primeiro estágio; inexistência do separador do segundo estágio; redução no BS&W de entrada do tratador eletrostático, que terá assegurado um teor de água não superior a 20%; melhor tratabilidade da água e do óleo; utilização da energia de pressão existente na corrente de produção (a favor do processo de separação) para coalescimento de gotas de água no campo centrífugo gerado nos Bol. téc. da Petrobras, Rio de Janeiro, 48 (1/2): 18 24, jan./jun

7 hidrociclones. Assim, evita-se o cisalhamento provocado por válvulas de controle tradicionalmente localizadas entre os estágios de separação. 7. CONCLUSÃO Foi apresentada uma nova concepção de unidade de processamento primário de petróleo. A separação trifásica é executada em estágios compostos por hidrociclones (degassers e dewaterers) e coalescedores eletrostáticos. Os equipamentos são arranjados de tal forma que as perdas de carga no escoamento do óleo se localizam nos hidrociclones. Assim a energia de pressão dos fluidos é utilizada a favor do processo de separação na geração dos campos centrífugos, diferentemente dos sistemas convencionais onde a perda de carga entre estágios de separação está nas válvulas de controle. A passagem do óleo por sucessivos campos centrífugos melhora sua tratabilidade devido à coalescência das gotas dispersas. A unidade de produção resultante é muito menor que as convencionais pois, além de não possuir o segundo estágio de separação, requer um decantador ou tratador eletrostático de menor porte. Experimentos preliminares mostram que a proposta é promissora. A Petrobras realizará estudos mais aprofundados num futuro próximo de modo a determinar sua viabilidade. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS (1) (2) (3) NUNES, G. C. Controle por bandas para processamento primário: aplicação e conceitos fundamentais. Rio de Janeiro: PETROBRAS. CENPES. PDP. TE, f. Comunicação técnica 022. OLIVEIRA, R. C. G. et al. Desestabilizador eletrostático de emulsões. n. PI A, Apr., NUNES, G. C.; MELO, D. C. Implementação do controle por bandas e RDP no Cysep em Pampo. Rio de Janeiro: PETROBRAS. CENPES. PDP. TPAP, Relatório técnico 012. Bol. téc. da Petrobras, Rio de Janeiro, 48 (1/2): 18 24, jan./jun