novas tecnologias

1 – O que é processamento primário de petróleo e o que está sendo feito

para reduzir custos e aumentar a segurança?

Processamento primário de petróleo é a primeira etapa pela qual o petróleo passa depois que

sai do reservatório e emerge na superfície, seja ela marítima, plataforma ou, até

mesmo, onshore, ainda em sua fase de produção. Esse processo visa realizar a separação

dos fluidos produzidos (fases gasosa, oleosa e aquosa) e, posteriormente, tratá-los de forma

individual. O tratamento se faz necessário, pois deve-se alcançar as especificações do óleo

e/ou do gás exigidas pelo mercado, além de atingir os requisitos ambientais necessários para o

descarte/reinjeção da água e/ou gás, e cumprir a legislação ambiental em vigor.

No processo, trata-se a fase oleosa reduzindo o teor de água emulsionada e sais

dissolvidos nela; trata-se a fase gasosa, por sua vez, desidratando o gás e

removendo outros contaminantes, e também é realizado o tratamento da água

separando-a do petróleo para possível descarte e/ou injeção em reservatório,

através de poços injetores, posteriormente.

Numa instalação de processamento primário de fluidos são utilizados equipamentos

de separação gravitacional. A escolha do tipo de separador depende da natureza do

petróleo, do local de instalação e da atratividade do negócio.

No que diz respeito à redução de custos e ao aumento de segurança, estes tópicos

são constantemente almejados por qualquer indústria. Na área de petróleo e gás,

há grandes investimentos em tecnologia; por isso, o custo do projeto aumenta,

porém, o lucro obtido com estes investimentos é recompensado, ou seja, vale a

pena investir. Atualmente, é possível observar um aumento das unidades de

pesquisa (convênios com faculdades renomadas) para auxiliar na maior eficiência

do processo de exploração e produção, como, por exemplo, o alto índice de

recuperação do óleo e/ou gás utilizando softwares e novos materiais.

Sobre a segurança, acidentes são estudados e informados para a força de trabalho,

onde são criados normas e padrões para que esses não ocorram novamente. É,

assim, um aprendizado constante. Uma metodologia de análise de riscos muito

utilizada nos projetos de O&G é o Hazards and Operability Study (HAZOP, na sigla

em inglês).

2 – Reconhecidamente, os equipamentos offshore trabalham em condições

extremas de corrosão e pressão, o que acaba agora reduzindo a sua vida

útil e nos impondo paralisações recentes. Como fazer para minimizar estes

problemas?

A exploração “offshore” é muito desafiadora, pois as condições de operação são desfavoráveis

para a produção do petróleo, como: a exposição ao ambiente salino, altas pressões devido à

profundidade dos campos, a presença de sais, gases dissolvidos e micro-organismos. Dentre

esses, destacam-se a presença dos gases H2S e CO2 (o pH diminui e a taxa de corrosão

aumenta) e a presença de água salgada no sistema (cloreto de cálcio, cloreto de magnésio,

cloreto de sódio e a formação de hidratos).

Para minimizar os problemas de corrosão e incrustação são utilizados materiais

especiais (por exemplo, aço inox e aço-cromo especial) e/ou técnicas anticorrosivas:

revestimentos, proteção anódica e catódica, técnicas de modificação do meio,

utilização de biodispersantes, inibidores de incrustações (polímeros), sequestrantes

de H2S, inibidores de hidratos e inibidores de corrosão (utilização de compostos

orgânicos).

Os compostos orgânicos usados como inibidores de corrosão na indústria de

petróleo são aminas, mercaptanas, aldeídos, compostos acetilênicos, compostos

heterocíclicos nitrogenados e compostos contendo enxofre. Estes compostos, por

meio da adsorção, conseguem bloquear os sítios ativos sobre a superfície,

diminuindo assim os problemas de corrosão.

Faz-se necessário o processo de adoçamento ou remoção de gases ácidos do gás

produzido. Os processos mais utilizados são o tratamento com solução de aminas

MEA (monoetanolamina) e DEA (dietanolamina), adsorção por peneiras moleculares

(PSA) e a permeação por membranas poliméricas.

A água salgada é proveniente da própria exploração do reservatório. Um método de

minimizar os problemas operacionais é a realização de uma separação eficiente,

além da dessalinização por métodos de lavagem e decantação, de adição de

produtos químicos, centrifugação e filtragem. Para desidratar o gás usa-se

subsistemas de absorção (TEG) e de regeneração.

Normalmente, a fim de prevenir paradas devido às incrustações, realiza-se a

passagem de “PIG”, que é um dispositivo inserido nas linhas de produção para

desobstruí-las.

3 – Como o gás associado pode ser aproveitado para não queimar no flare?

Visando a diminuição da queima de gás, que também é uma fonte de energia muito importante,

foram desenvolvidas técnicas de aproveitamento do gás associado produzido. Em uma

plataforma de produção de óleo e gás natural, o destino do gás produzido pode ser a

exportação (gás transferido), o uso como gás combustível, o gas-lift e a reinjeção do gás no

reservatório.

Logo após passar pelo processamento primário, o gás associado precisa ser tratado,

a fim de atender a duas especificações: a primeira é a especificação referente à

qualidade do gás que será transferido do sistema de produção para o sistema de

processamento (UPGN – Unidade de Processamento de Gás Natural); a segunda

especificação está relacionada ao atendimento à legislação em vigor para a

exportação. Normalmente, são utilizados dutos submarinos para a transferência de

gás até o continente.

A utilização do gás associado como gás combustível na própria plataforma de

produção é a parcela do gás tratado utilizada nos equipamentos de geração de

energia térmica, elétrica e nos processos físico-químicos.

Um dos principais métodos de elevação é o gas-lift. Esse método baseia-se na

injeção do gás na própria coluna de produção do poço, almejando a gaseificação do

fluido, desde o ponto de injeção até a unidade de produção. Dessa maneira, ocorre

a redução da massa específica do fluido e consequentemente há a diminuição da

pressão hidrostática da coluna de fluido, bem como o aumento da vazão de

produção.

O gás associado também pode ser reinjetado no reservatório. Normalmente, esse

método é utilizado por limitações do sistema de transferência e para aumentar o

fator de recuperação. A reinjeção do gás é importante para manter a produção,

uma vez que, ao fazê-lo, a pressão no reservatório aumenta e melhora o diferencial

de pressão entre a coluna de fluido e a pressão do reservatório.

4 – O processamento primário produz resíduos e um consequente impacto

ambiental. Como poderemos minimizá-los?

Os resíduos produzidos no processamento primário são inerentes à matéria –prima

e extraídos juntamente com o óleo produzido. Eles variam de acordo com as

características geológicas de cada reservatório. Eu diria que um dos maiores

problemas neste processo é a presença de água no sistema.

A presença de água, como já abordado anteriormente, é muito prejudicial ao

processo, pois todas as substâncias e componentes químicos encontrados nela

podem provocar a corrosão e a formação de depósitos inorgânicos (formação de

hidratos, espumas e emulsões) nas instalações de produção, transporte e refino.

Para reduzir os impactos e atender às especificações ambientais, é necessário

realizar o tratamento das águas oleosas, permitindo, assim, o seu descarte e/ou

reinjeção no reservatório.

Um dos tratamentos da água oleosa proveniente dos separadores e do tratador

eletrostático de petróleo (equipamentos do processamento primário) consiste em

encaminhar a corrente de água para um vaso desgaseificador de alto tempo de

residência e baixa pressão, facilitando a remoção de hidrocarbonetos gasosos que

estão em solução no óleo ainda presente na água. Após sair desse vaso

desgaseificador, a água oleosa é encaminhada para um separador água-óleo (SAO),

onde é possível remover o óleo remanescente. Se ainda existir algum óleo que foi

arrastado, esse será separado por ação da gravidade, formando uma camada

sobrenadante no tubo de despejo. Posteriormente, o óleo coletado é bombeado

para o tanque de resíduos, denominado de slop. Esse sistema é muito aproveitado,

mas, com o objetivo de aumentar a velocidade de separação, outros equipamentos

estão sendo empregados em plataformas marítimas, como os flotadores e os

hidrociclones.