Processamento Processamento PrimPrimáário de Petrrio de Petróóleoleo2 2 –– SeparaSeparaçção Lão Lííquidoquido--VaporVapor

Prof(a): MSc. Ana Carolina T. G. Abrantes

IntroduIntroduççãoãoA complexidade do sistema é definida:•pela capacidade de produção;•pelas características do campo produtor;•Viabilidade técnico-econômica.

•Dimensionamento depende das vazões de gás, óleo e água, que variam com o tempo.

Uso de produtos químicos:•Antiespumantes: separação gás-óleo•Desemulsificante: separação óleo-água

Vasos separadoresVasos separadores• São vasos normalmente cilíndricos (eventualmente

esféricos), com espessura de parede suficiente para

trabalhar com determinada pressão em seu interior.

• Através do princípio de decantação gravitacional,

promovem a separação da fases líquido e vapor

(separador bifásico) ou das fases água, óleo e vapor

(separador trifásico).

• Não são dimensionados para separar emulsões.

Separam principalmente a água livre e dispersões

grosseiras.

Vasos separadoresVasos separadores• Alimentação: fases líquida (óleo + água) e gasosa,

com dispersão de gotículas de óleo no gás e de

bolhas de gás no óleo.

• Operação unitária: Sedimentação (decantação),

seguindo a lei de Stokes.

υ = ρa-ρod2g/µ

υ– velocidade de sedimentação

ρa – massa específica da água

ρa – massa específica do óleo

d – diâmetro das gotículas

g – aceleração gravitacional ou centrífuga

Vasos horizontaisVasos horizontais

Vasos horizontaisVasos horizontais• Podem ser bifásicos ou trifásicos.

• São preferencialmente utilizados quando o produto principal da separação é a corrente LÍQUIDA.

• Mais eficientes para alta razão gás/óleo ou quando háformação de espuma.

• Melhor separação das bolhas de gás devido a maior área interfacial óleo-gás.

• Facilitam a decantação das gotas de óleo arrastadas pelo gás, pois caem perpendicularmente ao fluxo de gás.

Vasos verticaisVasos verticais

Vasos verticaisVasos verticais• Podem ser bifásicos (mais comum) ou eventualmente

trifásicos.

• Preferido quando o produto principal da separação é a corrente GASOSA.

• Necessitam de menor área para instalação.

• Facilitam a remoção de sedimentos depositados no fundo.

• Mais utilizados em instalações terrestres (altura).

SeSeçções de um separadorões de um separador

AcessAcessóórios dos vasos separadoresrios dos vasos separadores

Placa defletora (entrada):

•Limita a região perturbada pela carga que está chegando, através da dissipação da energia cinética da mistura de forma que não afete a tranquilidade da região de decantação de líquido.•Induz o início do processo de separação das fases, através da imposição de variações bruscas na direção e velocidade do escoamento,•O impacto frontal muito intenso pode levar à formação excessiva de espuma e emulsionamento da água no óleo.

AcessAcessóórios dos vasos separadoresrios dos vasos separadoresDistribuidor aletado:

•A fim de minimizar a turbulência na seção de separação primária, outras geometrias têm sido estudadas, como por exemplo o distribuidor aletado (inlet vane).

AcessAcessóórios dos vasos separadoresrios dos vasos separadoresCiclones:

•Promovem separação vapor-líquido (vapor sai pela parte superior e o líquido pela inferior);

•Boa eficiência na redução da espuma;

•Devem ter sua base mergulhada no líquido para evitar borbulhamento.

AcessAcessóórios dos vasos separadoresrios dos vasos separadores

Eliminador de névoa (saída do gás):

•Para coalescência da gotas de líquido arrastadas.

AcessAcessóórios dos vasos separadoresrios dos vasos separadoresChicanas “quebra-onda”(tranquilizador de fluxo):

•Minimizam o efeito das golfadas e balanço da embarcação;

•Evitam recirculação de fluidos;

•Evitam zonas de estagnação (zonas mortas);

•Auxiliam na quebra da espuma.

AcessAcessóórios dos vasos separadoresrios dos vasos separadoresPlacas coalecedoras:

•Aceleram a coalescência das gotas de água.

•Ao se chocarem com as placas, as gotas aderem e coalescem, escorrendo para a parte inferior.

•Contra-indicadas quando há alto potencial de formação de borras.

AcessAcessóórios dos vasos separadoresrios dos vasos separadoresDispositivo de remoção de areia:

SeparaSeparaçção Bifão Bifáásicasica

SeparaSeparaçção Bifão Bifáásicasica• Separação líquido-gás. A separação óleo-água é

realizada em outra etapa, de maior capacidade.

• Tempo de residência deve ser suficiente para que as bolhas de gás se desprendam do líquido.

• As gotículas maiores e líquido arrastadas pelo gás se chocam entre si e com a parede do vaso, aglutinando-se. As gotículas menores passam pelo eliminador de névoa e coalescem.

• Retirada do líquido por controle de nível e do gás por controle de pressão.

SeparaSeparaçção Trifão Trifáásicasica

SeparaSeparaçção Trifão Trifáásicasica• Para separação de água livre.

• Necessário volume maior no fundo do vaso para permitir separação das fases líquidas.

• A salmoura (água + sais) acumula-se na parte inferior do vaso e é removida por controle de nível da interface água-óleo.

• A parte oleosa passa por um vertedor para a região de acumulação, onde é removida por controle de nível.

SeparaSeparaçção Trifão Trifáásicasica

• Vaso vertical: após o defletor, a parte líquida édirecionada com fundo por um tubo condutor e distribuída na fase aquosa em baixa velocidade.

SeparaSeparaçção Trifão Trifáásica de 2 estsica de 2 estáágiosgios

Problemas operacionaisProblemas operacionaisFormação de espuma:

o Causas

• características físico-químicas do petróleo

• impurezas

• liberação de gás nos pontos de queda de pressão

• turbulência excessiva

• presença de tensoativos no petróleo

o Problema

• dificuldade de controle de nível no separador

• arraste de líquido para o sistema de gás

Problemas operacionaisProblemas operacionaisFormação de espuma:

o Controle

• Dimensionamento adequado com alto tempo de residência

• Uso de dispositivos que “quebram” a espuma (placas coalecedoras inclinadas)

• Uso de antiespumantes, redutores de tensão superficial do liquido

• Instalação de dispositivos internos do vaso (ciclone)

• Fixar o nível óleo-gás em 50 % da altura do vasoObs: Freqüentemente se observa que a formação de

espuma é mais severa no separador de segundo estágio (atmosférico).

Problemas operacionaisProblemas operacionaisAcúmulo de parafinas:

o Causas

• Presença de parafinas de alta massa molecular em petróleo altamente parafínicos

• Baixas temperaturas (paradas não drenadas ou operação abaixo do projeto)

o Problema

• Entupimento dos internos

o Controle

• Prover o vaso de bocais de admissão de solvente de limpeza ou vapor d’água para limpeza

• operação com temperatura adequada

Problemas operacionaisProblemas operacionaisAreia e sedimentos:

o Causas

• Presença de areia no petróleo, proveniente do próprio poço.

o Problemas

• Erosão em válvulas

• Obstrução de internos do vaso

• Redução do tempo de residência devido ao acúmulo

o Solução

• Instalação do sistema de remoção.

• Interromper a produção para limpeza.

Problemas operacionaisProblemas operacionaisCamada intermediária de emulsão:

o Causas

• Agitação, Impurezas

o Problemas

• Forma acúmulo de material emulsionado e outras impurezas na interface água-óleo.

• Dificuldade no controle de nível.

• Diminuição do tempo de retenção efetivo do óleo ou água (redução da eficiência)

o Controle• Redução da turbulência.• Uso de desemulsificante.

Problemas operacionaisProblemas operacionaisArraste:

o Causas (gotículas de líquido no gás)

• Formação elevada de espuma.

• Nível de óleo muito alto.

• Eliminador de névoa inadequado.

• Vazão acima da capacidade de projeto.

o Causas (bolhas de gás no líquido)

• Baixo tempo de residência.

• Baixo nível da interface.

• Falha no controle de nível.

• Placas transversais ou quebra-vórtices inadequados.

Problemas operacionaisProblemas operacionaisArraste:

o Problemas (gotículas de líquido no gás)

• danos nos componentes internos,

• espuma,

• problemas no sistema de compressão.

o Problemas (bolhas de gás no líquido)

• dificuldade de enquadramento da água,

• problemas na planta de tratamento de água produzida.

o Controle

• supressores de névoa,

• tranqüilizadores de fluxo, controle de nível.

AtividadeAtividadeEm trios, cada integrante deverá fazer a leitura de um dos três artigos:

1)Aplicaciones de la tomografía industrial de procesos para la separación primaria de petróleo y gas.

2)Escoamento bifásico óleo-água com precipitação de parafinas em dutos submarinos de produção de petróleo.

3)Pré–separação de areia em plataformas de produção: resultados preliminares.

Após a leitura, cada integrante do grupo deverá explicar aos colegas sobre o conteúdo abordado no artigo lido.

Após a explicação, o grupo deverá redigir um texto explicando quais os problemas encontrados pelos autores e as soluções encontradas.

ReferênciasReferências• Brasil, N. I., Araújo, M. A. S., Sousa, E. C. M. Processamento de

Petróleo e Gás. LTC.

• Almendra, V. C. Tratamento de Óleo e Água. Petrobrás.

• Processamento Primário de Petróleo. Curso Prático & Objetivo.

• Processamento Primário de Petróleo. Universidade Petrobras, 2007

• http://instructivoseparador.blogspot.com.br/p/funcionamiento-de-un-separador.html