View
216
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
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
IMPACTOS DA PRODUÇÃO DE 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
IMPACTOS DA PRODUÇÃO DE ÁGUA
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);
IMPACTOS DA PRODUÇÃO DE ÁGUA
• 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.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
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
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.
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.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
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
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
DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
- 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.
DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
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
DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
- 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
-+
-
- +
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
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
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
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
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
Recommended