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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO
UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE PRÓ-REITORIA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA
CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CONTROLE DE H2S NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
Autor: Ricardo Alexandre Santana da Silva Orientador: Prof. D.Sc. Gabriel Francisco da Silva
São Cristóvão - Sergipe Fevereiro de 2007
ii
SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO
UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE PRÓ-REITORIA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA
CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CONTROLE DE H2S NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
Autor: Ricardo Alexandre Santana da Silva Orientador: Prof. D.Sc. Gabriel Francisco da Silva Curso: Especialização em Engenharia de Petróleo Área de Concentração: Petróleo
Monografia apresenta ao curso: Especialização em Engenharia de Petróleo, como requisito para a obtenção do título de Especialista em Engenharia de Petróleo.
São Cristóvão - Sergipe Fevereiro de 2007
FICHA CATALOGRÁFICA ELABORADA PELA BIBLIOTECA CENTRAL
UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE
Silva, Ricardo Alexandre Santana da S586c Controle de H2S na Produção de Petróleo / Ricardo Alexandre Santana da Silva. – São Cristóvão, 2007. 54f. : il.
Monografia ( Especialização em Engenharia de Petróleo) – Pró- Reitoria de Pós-Graduação e Pesquisa, Universidade Federal de Sergipe, 2007.
Orientador: Prof. Dr. Gabriel Francisco da Silva 1. Produção de Petróleo. 2. Gás Natural. 3. Gás Sulfidrico. I. Título.
CDU 622.323
iv
DEDICATÓRIA
Dedico esse trabalho aos meus pais (José Aloísio da Silva e Gilma Santana da Silva)
que sempre acreditaram em mim.
v
AGRADECIMENTOS
A Deus primeiramente, pois este possibilitou minha existência e nunca me deixou
fraquejar diante das dificuldade encontradas.
Aos Professores e Coordenadores do Curso de Pós Graduação em Engenharia de
Petróleo , pela orientação, paciência, amizade e momentos de descontração.
vi
“Embora ninguém possa voltar atrás e fazer um novo começo, qualquer um pode começar agora e fazer um novo fim”.
Ricardo Alexandre
vii
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO
1.1 – Origem do Trabalho 14
1.2 – Objetivo 23
1.3 – Estrutura do Trabalho 24
CAPÍTULO 2 – REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
2.1 – Gás Natural 25
2.1.1 – Características e Vantagens 26
2.1.2 – Aplicação do Gás Natural 27
2.1.3 – Composição e Propriedades 28
2.2 – Característica do Fluido H2S 29
2.3 – Gás Sulfídrico 31
2.4 – Definição da Estratégia de Produção 34
2.4.1 – Indicadores Físicos 35
CAPÍTULO 3 – PROPOSIÇÃO METEDOLOGICA
3.1 – Introdução 39
3.2 – Métodos Empregados na Pesquisa 40
3.3 – Premissas Gerais 41
3.3.1 – Fundamentos Básicos 41
3.3.2 – Estratégia de Produção 42
viii
CAPÍTULO 4 – RESULTADOS
4.1. Tratamento de Injeção Continua 43
4.1.1. Vantagens do Tratamento 44
4.1.2. Monitoração do Tratamento 44
4.2. Monitoramento Analítico Quantitativo de Rotina nas Linhas 45
4.3. Qualitativo de Rotina da Atmosfera com Tiras de Acetato de Chumbo 46
4.4. Outras Medições 48
4.4.1. Teor de H2S no Domo dos Tanques 48
4.5. Novas Tecnologias Desenvolvidas 50
4.5.1. Remoção de H2S Com Névoa Sequestrante 50
4.5.2. Remoção de H2S Com Espuma Sequestrante 51
CAPÍTULO 5 – CONCLUSÕES
5.1. Conclusões Obtidas Através Dos Resultados 53
BIBLIOGRAFIA 54
ix
RESUMO SILVA, Ricardo Alexandre S. Controle de H2S na Produção de Petróleo. Aracaju: Universidade Federal de Sergipe, 2006. 54p. Monografia (Pós-Graduação).
O objetivo deste trabalho é estudar a ocorrência de gás sulfidrico nos reservatórios
de Petróleo e seus efeitos no processo de produção, transporte e armazenamento de óleo,
como também, no gás natural, associado e não associado. Um dos maiores problemas nas
atividades de exploração, perfuração e produção de petróleo é a água co-produzida que
representa a maior corrente dos efluentes gerados. A quantidade de água gerada com óleo
associado, varia muito durante a produção de petróleo. No início, um campo produz pouca
água, em torno de 5 a 15% da corrente produzida. Entretanto à medida que a vida econômica
dos poços vai se esgotando, o volume de água pode aumentar significativamente,
correspondendo a uma faixa de 75 a 90%. O tratamento anaeróbio desse efluente, contendo
altas concentrações de sulfato, apresenta problemas relacionados principalmente à produção
de sulfeto. Uma alternativa que vem sendo cada vez mais explorada no controle da atividade
de BRS e conseqüentemente na remoção de H2S. Tem sido aplicação de nitrato, que favorece
a atividade das bactérias redutoras de nitrato (BRN), que em conseqüência inibe o
metabolismo das BRS, A compreensão sistemática dos processos de origem, acumulação e
x
contaminação do H2S, durante o processo produtivo de Petróleo e Gás, facilitará a prevenção
dos danos aos materiais e ao meio ambiente, bem como a implementação das providências
mitigadoras. Logo, o controle deste contaminante (H2S) é muito importante, tanto para a
manutenção da integridade dos componentes metálicos do sistema de produção, transporte e
armazenamento, quanto para a segurança dos processos envolvidos nestas etapas do sistema
produtivo.
Palavras Chave: Estratégias de Produção, Gás Natural, Produção de Petróleo.
xi
ABSTRACT
SILVA, Ricardo Alexandre S. Control of H2S in the Production of Oil. Aracaju:
Federal University of Sergipe, 2006. 54p. Monografia ( Pós Graduation).
The objective of this work is to study sulfidrico gás occurence in the reservoirs
of Oil and its effect in the productio process, has carried and storage from the óil, as
well as, in the natural gás, associated and not associate. One of the biggest problems in
the activities of exploration, perforation and production of oil is generated the co-
produced water that represents the current greater of the effluent ones. The amount of
water generated with associated oil, varies very during the oil prouction,. At the
beginning, a field produces little water, around 5 15% of produced chain. However to
the measure that the economic life of the wells gos 75 90%. The anaerobic treatment of
this effluent one, I contend high sulfeto and sulfídrido gás for the activity of reducing
sulphate bacteria (BRS), from the sulphate reduction. An alternative that comes more
being each explored time in the control of the activity of BRS and consequently in the
removal of H2S. It has been the nitrate application, that favors theactivity of reduring
nitrate bacteria (BRN), that in consequence it inhibits the metabolism of the BRS.
xii
The systematic undestanding of the processes of origin, accumulation and
contamination of the H2S, during the productive process of Oil and Gás, will facilitante
the prevention of the damages to the materials and to the environment, as well as the
(H2S) is very important, as much for the maintenance of the integrity of the metallie
components of the production system, has carried and storage, how much to the secutity
of the involded processes in theses stages of the productives system.
Words Key: Strategies of Production, Natrual Gás , Production of Oil.
xiii
LISTA DE FIGURAS
Figura 4.1 – Tratamento de Injeção Continua 44
Figura 4.2 – Depois da Estabilidade do Sistema 45
Figura 4.3 – Antes da Estabilização do Sistema 45
Figura 4.4 – Casa de Morador 46
Figura 4.5 – Ponto de Monitoramento em Lameiro 46
Figura 4.6 – Tiras de Acetato de Chumbo 47
Figura 4.7 – Com o tanque recebendo produção 48
Figura 4.8 – Com o tanque transferido produção 49
Figura 4.9 – Sistema de bombeio 50
Figura 4.10 – Montagem do Primeiro Protótipo 50
Figura 4.11 – Instalação do Sistema de Bicos 51
Figura 4.12 – Montagem do Sistema de Bombeio 51
Figura 2.12 – Sistema instalado, com monitoração 52
Figura 2.13 – Espuma gerada no tanque, do domo 52
Capítulo 1
INTRODUÇÃO
1.1 ORIGEM DO TRABALHO
Um dos mais temidos agentes de riscos encontrados em alguns campos de
petróleo é o H2S. Também conhecido por Gás Sulfidrico, Gás de Ovo Podre, Gás de
Pântano etc. Ele pode originar-se de várias fontes e muitas vezes é resultante de processos
de biodegradação. Por exemplo, a decomposição de matéria orgÂnica vegetal e animal.
Este gás foi o responsável por diversos acidentes, sendo alguns deles fatais, pois é
extremamente tóxico e inflamável, exigindo vigilância permanente e um plano de controle
de emergência especifico. Em algumas plataformas os empregados mantêm máscaras de
fuga, presas a sua cintura humanos também produzem H2S e o exalam através da
respiração ( 25 a 200 ppb) e do trato intestinal (25ppm).
Na indústria do petróleo o H2S poderá estar presente nos reservatórios de petróleo
e nos campos onde há injeção de água do mar. Pode ser resultante de mecanismos de
dissolução de sulfeto minerais, da decomposição de compostos orgânicos sulfatos etc.
15
Outra fonte de H2S tem sido atribuída a atividade da bactéria redutora de sulfato BRS, no
interior do reservatório.
A contaminação por BRS das instalações de superfície planta de processo e
tanques e também dos oleodutos por estar bactérias aliada a condições favoráveis ao seu
desenvolvimento pode resultar em geração de H2S, como resultado de seu metabolismo.
Condições de Tipo: estagnação, anaerobiose (ausência de oxigênio), presença de
nutrientes (fontes de enxofre, como o sulfato presente na água produzida e na água do
mar) e temperatura adequada ao grupo de bactéria presente no meio favorecem o processo
microbiológico. Este processo tende a ser mais intenso onde houver acúmulo de material
sedimentável e borras.
Características:
o Muito Tóxico;
o Incolor;
o Mais pesado que o ar;
o Tem odor de ovo pode a baixas concentração, mais
inibe o sentido do olfato em concentração elevadas;
o Forma misturas explosivas com o ar ataca o aço e
selos de borrachas rapidamente;
o Também conhecido como gás sulfidrico e sulfeto de
hidrogênio.
16
Apesar do termo gás o H2S, que é solúvel em água, poderá estar na forma
dissolvida e que, sob certas condições, é liberado para a atmosfera, sob a forma de gás.
Este se for inalado, poderá causar danos à saúde dos seres vivos. Portanto, se o H2S está
em contato com água, esta também o conterá, liberando-o para a atmosfera.
Por ter densidade maior que a do ar, são esperadas concentrações mais elevadas
nos pontos mais baixos.
Exposição prolongada ao H2S poderá acarretar perda da sensibilidade ao odor,
de intensidade variável de acordo com a concentração do mesmo. Então, uma pessoa
exposta ao H2S pode pensar que a concentração do gás está diminuindo, quando na
realidade poderá estar aumentando. A susceptibilidade ao envenenamento pelo H2S varia
de acordo com a concentração e o tempo das exposições a este gás.
Aonde poderá estar presente?
Pode ser encontrado em processos de produção e refino de petróleo, sistemas de
esgoto, industria de papel, água subterrâneas e numa variedade de processos industriais.
Locais onde haja estagnação de água com quantidades variadas de matéria orgânica /
nutrientes e em ambientes contaminados com bactérias, estão sujeitos a processos de
geração de H2S.
Portanto, tanques de slop, tanques com água produzida parada por muitas dias,
anel de incêndio com água estagnada que não foi clorada e parada por alguns meses etc.
17
Outros compostos sulfurados que geram odores desagradáveis tais como
mercaptans e sulfeto de dimetila também poderão estar presentes em concentrações
variáveis juntamente com o H2S. Desta forma, somente uma medição confiável poderá
indicar a gravidade da situação.
A própria água do mar, que apresenta diversos grupos de bactérias, entre elas as
BRS e nutrientes, se for mantida em condições de estagnação por longo tempo, poderá
apresentar teores de H2S perceptíveis ao olfato humano.
Quais são os efeitos danosos ao Homem?
Os efeitos de um intoxicação com este gás são sérios, similar aos do monóxidos
de carbono porém, mais intensos, e podem permanecer por um longo período de tempo
podendo causar danos permanentes. Estes gás tóxicos paralisa o sistema nervoso que
controla a respiração, incapacitando os pulmões de funcionar, provocando a asfixia.
Abaixo, são apresentados os efeitos do H2S nos seres humanos de acordo com a
concentração:
Obs.: Os efeitos toxicológicos dependem da concentração, duração, freqüência
das exposições e das condições físicas individuais.
18
Como detectar o H2S?
Formas de detecção de H2S na atmosfera:
1. Papel embebido em acetato de chumbo qualitativo;
2. Tubos colorimétricos (Bombas multi-gás) quantitativo com margem de erro de
25 a 25%;
3. Equipamentos portáteis de detecção para um tipo de gás ou para até 5 tipos
diferentes de gases (ex.: Five Star da MAS, GX 91 e GX 94 da Riken Keiki,
Minigas 4 da Neotronics, entre outros;
4. Sistemas fixos de detecção são sensores com células eletroquímicas
distribuídas estrategicamente em locais onde há possibilidade de ocorrência de
H2S, levando-se em consideração que o H2S é mais pesado que o ar.
Forma de determinação de H2S em água:
1. Papel embebido em acetato de chumbo qualitativo;
2. Determinação pelo método iodométrico determina sulfetos totais;
3. Determinação pelo método potenciométrico;
4. Kists de análise de H2S;
5. Outros.
19
O que fazer em caso de detecção de H2S?
1. Havendo suspeitas ou detecção de H2S em algum ponto da instalação,
deverão ser adotadas as seguintes orientações:
2. Retirar-se do local e dirigir-se para o local bem ventilado;
3. Comunicar imediatamente a sala de controle; A sala de controle devera
acionar imediatamente o técnico de segurança;
4. O técnico de segurança deverá equipar-se com conjunto autônomo de
respiração e detector portátil de gás para monitorar a presença do gás;
5. Confirmada a presença do gás, e dependendo da quantidade, o técnico de
segurança acionará o plano de ação especifico para cada caso;
Primeiro Socorros
1. Equipar-se com conjunto autônomo de respiração;
2. Avaliar o local do acidente;
3. Havendo possibilidade, resgatar o acidentado e levá-lo para um local
ventilado. Caso contrário, solicitar auxílio de uma equipe de resgate;
4. Requisitar a presença do técnico de enfermagem para dar continuidade aos
primeiros socorros.
20
Recomendações gerais e medidas preventivas
o Evitar de condições de estagnação de água de produção e água do mar,
seja em vasos de pressão, tanques e linhas;
o Manter os sistemas que manuseiam água de produção com a menor
quantidade de depósitos possível, através de limpezas mais freqüentes;
o Todo aditivo empregado em sistemas onde haverá prontos de estagnação
ou confinamento, não deverá constituir-se de substâncias que possam vir a ser
utilizados como nutrientes ou sofrer decomposição;
o Sempre que houver necessidade de drenar para atmosfera água
estagnada, seguir os procedimentos de segurança indicados para uma possível
ocorrência de H2S, especialmente em ambiente confinados;
o Todos os envolvidos nas operações de sistemas de produção,
armazenagem e transferência de óleo e água de formação devem conhecer os
procedimentos de segurança, operacionais e de emergência utilizados em
situações onde há presença de H2S.
o As instalações deverão estar equipadas com sistema de detecção e
alarme, específicos para H2S, bem como placas indicativas alertando para uma
possível exposição ao gás.
o A localização dos sensores deverá seguir as indicações efetuadas pela
análise de risco;
o A concentração de H2S não deverá ser inferida apenas pelo odor, pois
esta indicação não é confiável;
o Como o H2S tende a se acumular nos pontos mais baixos de uma
instalação, é necessário intensificar os cuidados nestes locais;
21
o Incluir nos briefing e diálogos diários ou periódicos (DDS) os aspectos
relativos a segurança em operações onde possa haver a presença de H2S;
o No caso de alarme de emergência devido a presença de H2s, o
coordenador da emergência deverá observar a direção do vendo para escolha dos
melhores pontos de reunião;
o A utilização de máscara com filtro químico, tipo Parat II deverá se
restringir aos casos em que a atmosfera apresente no mínimo 18% de oxigênio e a
concentração de H2S não seja superior a 150 ppm. Deverá ser utilizada apenas
como máscara de fuga;
o Todas as instalações deverão possuir birutas ou bandeirolas distribuídas
pela unidade para facilitar a observação da direção do vendo de qualquer ponto
da instalação, inclusive À noite;
o Todo trabalho onde existe a possibilidade da presença de H2S deverá ser
executado mediante emissor de PT (permissão para trabalho) emitida pelo
supervisor da área e com o endosso do técnico segurança, observando-se as
disposições constantes neste documentos;
o Deverão ser realizados treinamentos teóricos sobre H2S, práticos sobre a
utilização dos equipamentos autônomos de respiração e simulados de emergência
com H2S com primeiros socorros para todo pessoal;
o Deverão ser instalados sensores fixos na sucção dos sistemas de VAC
(Ventilação e ar Condicionado)e dos compressores de ar;
o Garantir que o sistema de ventilação e exaustão esteja operacional e de
forma eficiente;
o Criar condições para facilitar a remoção rápida de pessoas intoxicadas
dos locais de difícil acesso e da própria instalação;
22
o Realizar análise de risco para determinar os possíveis locais com
presença de H2S;
o Prever facilidade para a instalação de ventilação forçada, bem como de
meios de comunicação em locais confinados;
o Todos os trabalhos em locais onde há possibilidade de ocorrências de
H2S deverão ser executados com a presença de pelo duas pessoas.
23
1.2. OBJETIVO
Estudar a ocorrência de gás sulfidrico nos reservatórios de Petróleo e seus efeitos
no processo de produção, transporte e armazenamento do óleo, como também, no gás
natural, associado e não associado.
24
1.3. ESTRUTURA DO TRABALHO
Este trabalho encontra-se estruturado em seis capítulos.
Neste capítulo apresenta, a origem e quais os objetivos perseguidos no trabalho e
como foi estruturada.
O segundo capítulo apresenta a fundamentação teórica sobre o Gás Sulfidrico
(H2S).
Fundamentação esta, para o desenvolvimento da metodologia proposta.
A metodologia proposta é abordada no terceiro capítulo e o quarto capítulo
apresenta o resultado, No quinto capítulo, a conclusão.
Finalmente, a bibliografia consultada é listada.
Capítulo 2
REVISÃO BIBLIOGRAFICA
2.1. GÁS NATURAL
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves que na temperatura
ambiente e pressão atmosférica , permanece no estado gasoso. O gás natural apresenta
características adequadas para ser utilizado como combustível em instalação industriais,
comerciais, residenciais e como matéria-prima em indústrias químicas, siderúrgicas e de
fertilizantes.
Os derivados de petróleo representam a principal fonte de energia utilizada hoje
pela humanidade, com a taxa de participação do gás natural na matriz energética
mundial corresponde a cerca de 24,2%. No Brasil, onde a hidrelétrica e o petróleo
respondem pela grande parte da energia gerada, esse índice não passa de 3,7%. O
consumo atual, no entanto, permite prever que as reservas conhecidas desse recurso se
esgotarão em pouco mais de 40 anos, o que impõe a necessidade de diversificar as
fontes de energia, para que as necessidades da sociedade continuem a serem atendidas.
Quase todas as fontes primárias com participação relevante na matriz energética podem
ser descartadas como opções para essa diversificação, seja pela redução de reserva, caso
do carvão mineral, ou das chances de aproveitamento, caso da hidroeletricidade, seja
26
pelo impacto ambiental, como da energia nuclear e da queima de biomassa, ou por
outras desvantagens.
Apenas uma das fontes de energia atualmente relevantes ainda conta com amplas
reservas e apresenta, além de vantagens comparativas, potencial para continuar
ampliando seu uso nas mais diversas atividades humanas: o gás natural. Antes
desprezado, o gás natural tem sido considerado cada vez mais um bom substituto do
petróleo na geração de energia e surge agora como o principal candidato a dividir a cena
com o petróleo no século21. Mesmo no Brasil, onde a importância da energia
hidrelétrica ainda é maior que a dos combustíveis obtidos do petróleo, o gás natural
pode ser apontado como a alternativa energética que mais crescerá nas próximas
décadas.
2.1.1. CARACTERÍSTICAS E VANTAGENS
O gás natural é um combustíveis fóssil extraído de poços subterrâneos,
podendo estar associado ou não ao petróleo. Ele resulta de uma mistura de
hidrocarbonetos (moléculas compostas de hidrogênio e carbono) formada pela
decomposição de matéria orgânica submetida a altas temperaturas e pressão ao longo
de milhões de anos.
Os principais componentes são o metano (CH4) e o etano (C2H6), podendo
ainda conter impurezas, como hidrocarbonetos mais complexos, água, gás sulfidrico e
gás carbônico. Isso requer que o combustível seja submetido a um processo de limpeza
em unidades processadoras de gás natural antes de ser distribuído para as diferentes
aplicações.
27
2.1.1. APLICAÇÃO DO GÁS NATURAL
O gás natural é amplamente utilizado na indústrias, comércio, residências,
veículos e na geração de energia elétrica.
Na industria, o gás natural é utilizado como combustível para fornecimento de
calor, como matéria-prima nos setores químicos, petroquímico e de fertilizantes, como
redutor siderúrgico e geração de eletricidade.
No comércio e serviços, ele substitui com vantagens o GLP o óleo e a linha
(em padarias e restaurantes).
Como combustível veicular o gás natural é utilizado em automóveis, ônibus,
caminhões, substituindo a gasolina, álcool e o óleo diesel.
O programa brasileiro de expansão da capacidade de geração de energia
elétrica está fortemente apoiado na instalação de UTE (Usinas Térmicas de
Eletricidade) movidas à gás natural. Mias recentemente o gás natural tem sido mais
utilizado em projetos de co-geração que proporcionam alta eficiência energética na
produção de eletricidade, calor e frio.
28
2.1.3. COMPOSIÇÃO E PROPRIEDADES
Componentes % Volumétricas
Metano 89,24
Etano 7,86
Propano 0,24
Butano e Mias Pesados 0,05
N2 1,34
CO2 1,25
O2 0,02
TOTAL 100
Componentes % Volumétricas
Poder Calorífico Superior 9400 Kcal/m³
Poder Calorífico Inferior 8500 Kcal/m³
Densidade Relativa 0,63 Kg/m³
Massa Especifica 0,78Kg/m³
Peso Molecular Médio 0,78 Kg/m³
Fator de Compressibilidade R-K 0,9973
Viscosidade 0,010816 cP
Cp/Cv 1,2816
29
2.2. CARACTERISTICA DO FLUIDOS H2S
Fluidos como o gás sulfidrico (H2S) é encontrado em campos de petróleo e
podem prover importante informações sobre os reservatórios. Os elevados teores de
H2S estão comumente associados a seqüências carbonático-evaporiticas. Como as
bacias da margem continental leste brasileira são constituídas por tais seqüências, é
possível encontrar acumulação deste gás. Esta associação litológica influencia a geração
daquele gás, pois o sulfato a ser reduzido provém dos evaporitos e as rochas
carbonáticos catalisam estas reações de redução. A determinação da origem do H2S é
de fundamental importância para a exploração dos campos de petróleo, pois se
conhecendo gerador podem-se minimizar os danos causados por este gás ácido, assim
como evitar a formação de maiores quantidades.
Três mecanismos geradores deste gás são conhecidos: biogênico (BSR),
termoquímico (TSR) e craqueamento da matéria orgÂnica. Neste estudo determinou-se
a gênese bacteriana do H2S (BSR) para o reservatório Ada Fm. Macaé (Bacia de
Campos), e o craqueamento da matéria orgânica e TSR para o reservatório B da Fm.
Guarujá Inferior (Bacia de Santos). O reservatório a se caracterizar por apresentar baixa
temperatura (65°C), pela presença de óleo biodegradao, influxo pretérito de água
meteórica portadora de nutrientes H2S em baixos (2.000ppm, média), de teores o
reservatório B apresenta duas populações com teores distintos.
A de baixos teores (15ppm, em média) foi interpretada como resultante do
craqueamento térmico da matéria orgânica, por apresentar isótopos de enxofre bastante
negativos (534S de -21% CDT), por não apresentar cimento de sulfato na rocha
30
reservatório, por conter baixos teores de águas e estar associado a óleo de al to API. A
sulfato nas segunda população, com teores máximos da ordem de 8.000 ppm de H2S,
foi interpretada com TSR devido à presença de minerais de barita na rocha,
consideráveis presença volumes de metano gás é condensado em temperaturas
superiores a 135°C. A das juntamente o produzidas águas amostragem com
hidrocarboneto do reservatório A foi efetuada sistematicamente e com confiabilidade.
Determinaram-se os parâmetros físico-químicos e as concentração de cada espécie, os
quis foram introduzidos no programa de modelagem geoquímica.
Modelagem esta que permitiu caracterizar genética e qualitativamente os
fluidos do reservatório, bem como monitorar a movimentação do aqüífero de fundo e
o sentido preferencial do fluxo. Reconheceu-se que o aqüífero do Campo A, no qual
localiza-se o reservatório A, resulta da mistura natural de dois tipos de águas. Na porção
oeste as águas são de origem intersticial e dividem o espaço poroso com óleo,
apresentando H2S dissolvido e forte influência do aqui fero de fundo.
Na região leste há uma falha profunda, resultante da movimentação
halocinética, que atualmente serve de duto para fluidos de salinidade mais elevada. O
presença de minerais carbonáticos (dolomita e caleita), prevista na modelagem
geoquímica como resultado de interações entre rocha e fluido, é corroborada pelas
análises petrográficas. Os resultados deste estudos demonstram que a modelagem
geoquímica é uma ferramenta eficaz para, com baixos custos, realizar o monitoramento
do comportamento do aqüífero.
31
2.3. GÁS SULFIDRICO
O gás sulfídrico (H2S) é um gás incolor, mais pesado que o ar, forma mistura
explosiva com o ar, altamente tóxico, possui cheiro de ovo podre em baixas
concentrações e inibe o olfato em concentrações elevadas.
Na indústria do petróleo o H2S poderá estar presente nos reservatórios de
petróleo e nos campos onde há injeção de água do mar. Pode ser resultante de
mecanismo de dissolução de sulfeto minerais, da decomposição de compostos orgânicos
sulfatos, etc. Outra fonte de H2S tem sido atribuída a atividade da bactéria redutora de
sulfato-BRS, no interior do reservatório.
A contaminação por BRS das instalações de superfície, tais como plantas de
processo, tanques e também dos oleodutos, por estas bactérias aliadas a condições
favoráveis ao seu desenvolvimento, pode resultar em geração de H2S, como resultado
de seu metabolismo.
Condições do tipo: estagnação, anaerobiose (ausência de oxigênio), presença
de nutrientes (fontes de enxofre, com o sulfato presente na água produzida e na água do
mar) e temperatura adequada ao grupo de bactérias presente no meio favorecem o
processo microbiológico. Este processo tende a ser mais intenso onde houver o acúmulo
de material sedimentável e borras.
32
O gás sulfídrico também é conhecido como:
• Hididro Sulfúrico
• Hididro Sulfuroso
• HidrogÊnio Sulfatado
• Ácido Hidro Sulfúrico
• Cru Azedo
• Gás de ovo podre
• Gás hidro sulfúdrico
• Stink Damps
Principais Propriedades:
• Solúvel em água;
• Queima facilmente, sua chama é azul e produz o SO2 (dióxido de
enxofre)
• É um gás irritante;
• Forma misturas explosivas com ar e durante o processo de corrosão, cria
uma camada de FeS (Sulfeto Ferroso). Este fenômeno ocorre freqüência nas
superfícies internas de tanques, torres, vasos e tubulações (linhas) em geral,
esta escama ao entrar em contato com o ar, pode inflamar-se por auto
ignição.
• Soluções que tenham absorvido gás sulfidrico, ao serem aquecidas
podem liberar o gás em volumes perigosos;
• O H2S é altamente corrosivo para os metais;
33
• Sua toxidez se compara à do Cianureto de hidrogênio, e é mais mortal
que o monóxido de carbono.
• Solúvel em água;
• Queima facilmente, sua chama é azul e produz o SO2 (dióxido de
enxofre).
34
2.4. DEFINIÇÃO DA ESTRATÉGIA DE PRODUÇÃO
A estratégia de produção é aplicada com o intuito de obter um certo fator de
recuperação dependendo das características físicas do reservatório, isto se deve a
maximização do empreendimento ou imposição da agência reguladora do setor, que
representa a parte governamental que atua impondo regras entre outras atividades. O
maior fator de recuperação poderá ser alcançado através de diversas formas de
operação, a mais importante é a otimização quanto a localização dos poços produtores e
injetores. Basicamente a localização dos poços produtores em áreas com maior
potencial de óleo e os poços injetores nos aqüíferos ou em zonas que permita o maior
varrido da água deslocando o óleo para os poços produtores.
Quanto maior o fator de recuperação do reservatório maior será a receita
advinda da venda deste óleo no mercado, então maior é o ganho na operação, tornando
este reservatório mais atraente não só sob o ponto de vista de produção como também
econômico.
A estratégia de produção é orientada por dois conceitos importantes, os
indicadores físicos e econômicos que serão apresentada nos itens a seguir.
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2.4.1. INDICADORES FÍSICOS
No processo de simulação os indicadores físico são importante por vários
motivos, entre eles dois podem ser destacados, o primeiro são os dados da produção,
estes representam as condições de operação que devem ser controladas, monitoradas e
interpretadas, os segundo deles é para possibilitar comparações entre configurações de
poços produtores, em um mesmo campo ou em diferentes. Os indicadores físicos
principais serão apresentados a seguir:
• Óleo in place
Representa o quando de óleo está no reservatório, isto não significa
que ele será retirado na sua totalidade, o fator de recuperação vai
variar conforme as condições do reservatório em si, mecanismo de
produção, tecnologia disponível entre outras variáveis que
influenciam o fator de recuperação.
• Produção de óleo
A receita (lucro) de um campo de petróleo em grande parte é oriunda
da produção de óleo, este será vendido ao mercado,sendo o seu
preço estabelecido conforme o grau API do mesmo. Diversas
unidade de medida podem ser empregadas para o controle de
produção, as mais usadas são, o barril (bbl) ou em metro cúbico
(m³).
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• Produção de Gás:
A produção de gás também contribui para a receita, porém ela exige
um gasto com infra-estrtura, que neste será um gasoduto até um local
apropoiado, que geralmente é em terra, outra possibilidade é o gás ser
utilizado para injeção, com o intuito de manter a pressão de
reservatório acima da pressão de bolha, ou até mesmo ser usado em
algum equipamento na plataforma. O Gás pode ser ser medido em
metro cúbico, ou em barril de óleo equivalente.
• Produção de água
A produção de água é quando num poço de produção de óleo, ela
vem associada a produção, logo isto é uma despesa, pois será
necessário a separação e tratamento para o descarte, respeitando as
normas ambientais vigentes. A água também é usada para manter a
pressão do reservatório, após um certo período de produção de um
campo de petróleo ela vai aparecer pelo influxo de um aqüífero, ou
por ter sido injetada, como água ou vapor d’água.
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• Produção de óleo Atualizada;
A produção de óleo pode ser convertida em unidades monetárias. Isto
é, ao longo do tempo previsto de produção e o valor
correspondente do óleo, pode-se obter o valor presente líquido. Um
outro conceito que pode ser aplicado, a produção atualizada, ou seja, é
aplicada uma taxa de desconto é valor atual é dado em óleo e não em
unidades monetárias.
• Injeção de Fluidos;
A injeção de fluidos pode ser de água, vapor ou gás, a intenção é
manter a pressão do reservatório acima do ponto de bolha, pois se
houver a liberação do gás em solução da parte líquida a recuperação
do óleo será menor, o maior valor agradado está na parte líquida,
caso ocorra a liberação do gás em solução o campo estará perdendo a
rentabilidade inicialmente estabelecida. A injeção de fluidos pode
variar ao longo do tempo, no fluxo de caixa ela é uma despesa.
• Razão Gás Óleo;
Representa o quanto de gás nas condições de superfície comparado
coma produção de óleo também em superfície. Este indicador deve ser
monitorado e analisado, para ver se o reservatório está abaixo da
pressão de bolha.
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• Pressão do Reservatório;
O reservatório sofre influência das leis da física, as duas variáveis que
influenciam a mistura de líquidos e gases contidos nele são a pressão é a
temperatura, a temperatura é estabelecida com constante ao longo do tempo
e sofre variação ´de pressão, a pressão vai determinar se um componente ou
uma mistura deles se encontram nas fases, líquida, gasosa, em ambas, ou um
percentual na fase líquida e a outra parte na fase gasosa, o chamado envelope
de fases. A preocupação de um gerente num campo de petróleo é se a pressão
de reservatório está acima do ponto de bolha, que pode ser representando
pelo envelope de fases.
Capítulo 3
PROPOSIÇÃO DA METODOLOGIA
3.1. INTRODUÇÃO
A metodologia é o estudo dos métodos empregados para a elaboração de uma
pesquisa científica, sendo entendido por método o conjunto de meios disponíveis para
alcançar um fim e especialmente para chegar a um conhecimento científico
(CICHAELIS, 2000).
Neste capítulo serão expostos os meios e formas que foram empregados para a
realização desta pesquisa. As etapas de maior relevância deste estudo serão apresentadas
por meio dos procedimentos adotados em cada uma delas. Basicamente estas etapas são:
fundamentos pesquisa, gás natural, característica do fluido H2S, gás sulfidrico,
definição da estratégia de produção e resultados observados.
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3.2 MÉTODOS EMPREGADOS NA PESQUISA
A elaboração da pesquisa é feita por métodos que fundamentam a construção do
conjunto da dissertação, entre os empregados, destacam-se:
1. Bibliográfico, consistem na pesquisa do tema abordado, publicações clássicos e
também as mais recentes que tenham relevância para a pesquisa.
2. Teórico, o trabalho de pesquisa é focado em um tema especifico, com
problemas e soluções características a complexidade do mesmo. Diversas
propostas teóricas de solução serão empregados ou rejeitados ao longo da
pesquisa. Com possíveis simplificações necessárias, com tanto que não
prejudique o entendimento dos conceitos e resultados e serem demonstrados.
3. Descritivo, consiste em relatar a organização dos resultados obtidos na etapa de
simulação da pesquisa, como a configuração de produção adotada, análise de
sensibilidade de variáveis chaves.
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3.3. PREMISSAS GERAIS
Neste item as etapas chaves da pesquisa serão descritivas de forma detalhada
para o melhor entendimento de cada um deles, as etapas são:
3.3.1. FUNDAMENTOS BÁSICOS
Os fundamentos básicos desta pesquisa são:
1. Utilização de um caso base, sendo este alterado para as futuras
instalações;
2. O caso é o campo de buracica, descoberto em 1959, tem 43 anos, até
agora tem 201 poços produzindo óleo, 40 injetores de água e 2
injetores de polímero;
3. Problemas de corrosão com quebra de hastes e furos de coluna e
furos de coluna de produção;
4. Há o emprego de poços produtores e injetores, em número e posições
variadas no campo de petróleo, isto conforme a simulação realizada;
5. As condições de operação do campo são estabelecidas apara obter o
máximo de desempenho produtivo é;
6. O uso de programas dedicados a simulação do desempenho do
reservatório e há para interpretação econômica dos resultados
operacionais do campo. Por fim a utilização da planilha eletrônica.
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3.3.2. ESTRATÉGIA DE PRODUÇÃO
A estratégia de produção é responsável pela exploração de óleo pr meio de
diversas possibilidade de posicionamento e quantidade de poços produtores e injetores
empregados no campo de petróleo, é o controle operacional. A avaliação de uma
estratégia de produção é feita pela performance de exploração do campo ao longo de
sua vida produtiva.
A estratégia de produção adotada segue a lógica de posicionar os poços
produtores em zonas com maior potencial de extração de óleo. O cumprimento desta
fase é possível graças a visualização do campo com um todo ou em camadas . Os
poços injetores são distribuídos na periferia do campo ou em aqüíferos, a completação
deste sempre ocorre em camadas inferiores do reservatório as dos poços produtores,
buscando a maior eficiência no deslocamento do óleo.
Capítulo 4
RESULTADOS
4.1. TRATAMENTO DE INJEÇÃO CONTINUA
4.1.1. VANTAGENS DO TRATAMENTO
1. Produto ambientalmente amigável:
- Biodegradável
- Subproduto formado não tóxico e não perigoso
2. Reação com H2S é irreversível;
3. Alta velocidade de reação;
4. Excelente relação custo x benefício;
5. Disponibilidade imediata no campo.
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4.1.2. MONITORAÇÃO DO TRATAMENTO
• Analítico quantitativo de rotina nas linhas;
• Quantitativo de rotina na atmosfera com tiras de acetato de chumbo;
• Quantidade na atmosfera através de CEPED;
• Outras medições.
Figura 4.1 – Tratamento de Injeção Continua
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4.2. MONITORAMENTO ANALÍTICO QUANTITATIVO ROTINA NAS
LINHAS
Figura 4.2. – Depois da Estabilização do Sistema
Figura 4.3. – Antes da Estabilização do Sistema
46
4.3.QUALITATIVO DE ROTINA NA ATMOSFERA COM TIRAS DE
ACETATO DE CHUMBO
Figura 4.4. – Casa de Morador
Figura 4.5. – Ponto de Monitoramento em Lameiro
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Figura 4.6. – Tiras de Acetato de Chumbo
48
4.4.OUTRAS MEDIÇÕES
4.4.1. TEOR DE H2S NO DOMO DOS TANQUES
Figura 4.7. – Com o Tanque Recebendo Produção
49
Figura 4.8. – Com o Tanque Transferindo Produção
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4.5.NOVAS TECNOLOGIAS DESENVOLVIDAS
4.5.1. REMOÇÃO DE H2S COM NÉVOA SEQUESTRANTE
Figura 4.9. – Sistema de Bombeio
Figura 4.10. – Montagem do Primeiro Protótipo
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Figura 4.11 – Instalação do Sistema de Bicos
4.5.2. REMOÇÃO DE H2S COM ESPUMA SEQUESTRANTE
Figura 4.12. – Montagem do Sistema de Bombeio
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Figura 4.13. – Sistema Instalado, com monitoração
Figura 4.14 – Espuma Gerada no Tanque do Domo
Capítulo 5
CONCLUSÕES
5.1. CONCLUSÕES OBTIDAS ATRAVÉS DOS RESULTADOS
1. Concentração do gás sulfidrico sob controle;
2. Redução significante dos riscos / gás domo dos tanques como também
decorrentes de vazamentos dos doutos por corrosão interna causada pela
presença do mesmo;
3. Riscos tornam os custos viáveis;
4. Experiência / Aprimoramento gradativo destas técnicas e similares / otimizarão
os custos;
5. Tratamento compatível com as exigências ambientais, de segurança e de saúde,
6. Campo operando / Normalidade.
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BIBLIOGRAFIA MESSOMO, Cristina. Otimização de Estratégia de Recuperação para um Campo de
Petróleo. Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de
Campinas. 106p. Dissertação de Mestrado.
NEPOMUCEMO, F. Tomada de Decisão em Projetos de Risco na Exploração de
Projetos de Risco na Exploração de Petróleo. Campinas: UNCAMP/IG/DARM, 1997,
243 p. Dissertação de Mestrado.
NEVES, César das. Análise de Investimentos: Projetos Industriais e Engenharia
Econômica. Rio de Janeiro: Editora Zahar, 1982.
PEDROSO, Carlos Júnior. Otimização de Locações de Poços Usando Simulação
Numérica de Rservatório. Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade
Estadual de Campinas, 1999. 125 p. dissertação de Mestrado.
