avaliaÇÃo e otimizaÇÃo de uma estaÇÃo de...
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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO
DEPARTAMENTO DE AGROTECNOLOGIA E CIÊNCIAS SOCIAIS
CURSO DE ENGENHARIA QUÍMICA
PROGRAMA MULTIDISCIPLINAR DE FORMAÇÃO DE RECURSOS HUMANOS NA
ÁREA DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL, BIOCOMBUSTÍVEIS E ENERGIA PRH-56
MONIZE CHAVES LIMA
AVALIAÇÃO E OTIMIZAÇÃO DE UMA ESTAÇÃO DE TRATAMENTO DE ÁGUA
PRODUZIDA
MOSSORÓ-RN
2016
MONIZE CHAVES DE LIMA
AVALIAÇÃO E OTIMIZAÇÃO DE UMA ESTAÇÃO DE TRATAMENTO DE ÁGUA
PRODUZIDA
Monografia apresentada à Universidade
Federal Rural do Semiárido – UFERSA,
Campus Mossoró, Departamento de
Agrotecnologia e Ciências Sociais para
obtenção do título de Bacharel em Engenharia
Química.
Orientador: Prof. Dra. Kalyanne Keyly Pereira
Gomes
MOSSORÓ – RN
2016
Dedico esta vitória ao meu bom Deus,
meu maior mestre, meu guia e meu acalento. E
aos meus maiores ídolos, meus pais Dida e
Erismédia que foram, são e sempre serão meus
melhores e maiores presentes. Saibam que
além desta vitória eu dedico a vocês minha
vida.
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus que foi, é e sempre será meu suporte nessa caminhada.
Que me ilumina nas dificuldades e me faz não desistir do meu sonho.
Aos meus pais, Dida e Erismédia, que sempre estiverem ao meu lado pra tudo. Àqueles
que ouviam meus desabafos, que presenciaram e respeitaram minhas decisões, que
aconselhavam, que partilharam este passar de anos, de páginas, de livros com todo amor,
paciência e nunca me deixaram fraquejar.
Às minhas princesas, Lais e Larissa, minhas irmãs, meu maior presente de Deus, a
quem eu agradeço por serem minha fonte de alegria, de esperança. Vocês são as responsáveis
pela minha luta diária em busca da vitória.
À minha família, meu suporte, minha paz. Meus avós, Mamede e Ecimar, Juliana e
Dedé. Aos meus tios Ecimédia, Francimédia e Minú. Aos meus primos, Thayanne, Roger,
Ryan e Renan.
A todos os professores que fizeram parte da minha graduação e em especial ao meu
orientador, Rafael Rios, que compartilhou sua experiência para que minha formação fosse
também um aprendizado de vida. O seu olhar crítico e construtivo me ajudou a superar os
desafios deste trabalho.
Por fim, todos meus amigos, Marinara, Kaline, Monaliza, Marília, Cícera, Jéssica,
Diego, João Paulo, Keityane, Alyne, Luana, Vitor, Bruno, Bruna, são alguns.
A estes eu agradeço, diariamente por tudo, pois sem a ajuda, confiança e compreensão
de todos, este sonho não teria se realizado. Vocês são tudo pra mim! Muito Obrigada por
tudo!
RESUMO
De uma forma geral, as empresas têm procurado melhorar seus sistemas de tratamento
de efluentes, buscando a aplicação de novas tecnologias, mais econômicas e eficientes, que
possibilitem o enquadramento dos efluentes às exigências legais. Os combustíveis fósseis,
como o petróleo e seus subprodutos são fontes de matéria prima e geração de energia da
maioria dos processos industriais da atualidade. Porém, são responsáveis pelo percentual
elevado de poluição por contaminantes orgânicos. Durante a extração de óleo e gás, na etapa
de produção, ocorre também a produção de uma corrente aquosa denominada água de
produção de petróleo ou água produzida. Este subproduto apresenta em sua composição sais,
compostos orgânicos, gases e metais pesados. Dessa forma, o tratamento da água produzida,
tem como objetivo recuperar parte do óleo e especificar a água para reuso ou descarte. Este
indesejável efluente necessita passar por tratamento antes de sua disposição final, atendendo
requisitos legais para descarte no meio ambiente ou requisitos técnicos para reinjeção em
poços de petróleo. A indústria de petróleo tem se empenhado em desenvolver novas
tecnologias para o tratamento da água produzida, gerada nos processos de exploração, no
intuito de minimizar a biocorrosão nos dutos e materiais metálicos, e os possíveis danos
ambientais. Em face disso, a produção excessiva de água produzida é um problema sério.
Diante do exposto, o trabalho objetiva avaliar e otimizar a Estação de Tratamento de Água
Produzida de Canto do Amaro a fim de obter um tratamento eficiente, econômico e viável
para a demanda atual, pois uma vez que tal estação encontra-se subdimensionada. A proposta
deste trabalho visa a implementação, na Estação de Tratamento de Canto do Amaro, de um
processo físico de flotação a ar dissolvido, considerado o processo mais eficiente atualmente.
Foram estudados e dimensionados ainda os separadores água/óleo, tanques de mistura e filtros
de areia e cartucho. Os principais resultados obtidos foram um adequado dimensionamento
dos equipamentos para abranger a demanda atual de água produzida, visto que o projeto da
estação não comportava tal demanda. Além disso, pôde-se demonstrar que a flotação por ar
dissolvido é um processo eficiente, visto que o tempo de tratamento é reduzido e atende às
exigências da legislação ambiental.
Palavras chave: Água de produção. Petróleo. Estação de Tratamento.
ABSTRACT
In general, companies have sought to improve their wastewater treatment systems,
seeking the application of new technologies, more economical and efficient, enabling the
environment of effluents to legal requirements. Fossil fuels such as oil and its by-products are
sources of raw materials and energy generation from most of today's industrial processes.
However, they are responsible for the high percentage of pollution by organic contaminants.
During oil and gas extraction, production step, also occurs to produce an aqueous stream
called oil production water or produced water. This by-product presents in its composition
salts, organic compounds, heavy metals and gases. Thus, the treatment of produced water,
aims to recover some of the oil and specify the water for reuse or disposal. This undesirable
effluent needs to undergo treatment before its final disposal, meeting legal requirements for
disposal in the environment or technical requirements for reinjection in oil wells. The oil
industry has been engaged in developing new technologies for the treatment of produced
water generated in the operational procedures in order to minimize biocorrosion in the ducts
and metal materials, and possible environmental damage. The oil fields of Rio Grande do
Norte and Ceará, including this work will stop the Corner Production Field Amaro, are mature
fields. Given this, the excessive production of water is a serious problem. Given the above,
the study aims to evaluate and optimize the Produced Water Treatment Plant of Canto do
Amaro in order to get an efficient, economic and viable treatment for current demand. The
project proposal was to apply the station, the physical process of flotation air dissolved,
considered the most efficient process currently. They were also studied and dimensioned tabs
water / oil mixing tanks and sand filters and cartridge. The main results were the correct
sizing of equipment to cover the current demand of water produced since the station's design
did not include such a demand. In addition to demonstrating that the dissolved air flotation is
an efficient process, since the treatment time is reduced and meets the requirements of
environmental legislation.
Keywords: Water production. Oil, Chemical. Treatment Station.
SUMÁRIO
1. Introdução................................................................................................................ 11
2. Objetivos.................................................................................................................. 13
2.1. Objetivos Específicos............................................................................................13
3. Levantamento Bibliográfico ...................................................................................14
3.1. Petróleo ...................................................................................................................... 14
3.2. Água de Produção ...................................................................................................... 14
3.3. Caracterização da água produzida ............................................................................. 15
3.4. Problemática da Contaminação da Água advinda do Petróleo .................................. 16
3.5. Estação de Tratamento de Água Produzida ............................................................... 17
3.5.1. Estação de Tratamento de Água de Canto do Amaro ......................................... 18
3.6. Métodos de Tratamento para Água Produzida........................................................... 19
3.6.1. Separação por Hidrociclones .............................................................................. 20
3.6.2. Clarificação ......................................................................................................... 21
3.6.3. Flotação .............................................................................................................. 21
3.6.4. Tratamento com Membranas .............................................................................. 23
3.6.5. Microfiltração, Ultrafiltração e Nanofiltração .................................................... 24
3.6.6. Osmose Reversa ................................................................................................. 25
3.7. Possíveis destinos para a água produzida tratada ...................................................... 25
4. Metodologia............................................................................................................. 26
4.1. Dimensionamento dos Equipamentos ........................................................................ 28
4.2. Premissas Básicas ...................................................................................................... 29
4.3. Dados De Processo .................................................................................................... 30
4.4. Cálculos ..................................................................................................................... 30
4.4.1. Capacidade do tanque pulmão ............................................................................ 30
4.4.2. Avaliação do SAO .............................................................................................. 31
4.4.3. Avaliação do Flotador ........................................................................................ 36
4.4.4. Reator de Saturação ............................................................................................ 39
4.4.5. Avaliação dos Filtros de areia ............................................................................ 41
4.4.6. Avaliação dos filtros cartucho ............................................................................ 42
5. Resultados e Discussão............................................................................................ 43
6. Conclusão............................................................................................................... 46
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1. Introdução
O petróleo é concentrado no subsolo ou no fundo dos mares, geralmente em grandes
profundidades. E segundo os geólogos, sua formação é o resultado da ação da própria
natureza, que transformou em óleo e gás os restos de animais e vegetais depositados há
milhares de anos no fundo de antigos mares e lagos (CURBELO, 2002). Considerada uma das
principais fontes de energia da atualidade, composta por uma matriz de fontes fósseis, a
exploração dos campos produtores de petróleo gera uma grande quantidade de resíduos
indesejáveis que necessitam ser reaproveitados ou tratados, como é o caso da água produzida.
A água produzida é um subproduto indesejável, que está sempre presente na extração
de petróleo. É gerada quando grandes quantidades de água contidas nas rochas subterrâneas
são produzidas junto com o petróleo (NASCIMENTO, 2014). Possuem uma composição
variável em função das características do reservatório produtor. Assim, a água produzida
apresenta alta complexidade, de modo que exigem flexibilidade do processo de tratamento.
A geração de água produzida é um tema bastante preocupante na indústria do petróleo,
pois trás consigo resíduos prejudiciais ao meio ambiente. Apesar do avanço tecnológico
conquistado atualmente, há mesmo assim certa restrição no tratamento desses resíduos. Diante
da legislação ambiental (CONAMA) e dos riscos que podem ser provocados pela água de
produção, percebe-se a importância no desenvolvimento de novas tecnologias que permitam
melhorar o tratamento da água produzida, principalmente a remoção de metais (MEDEIROS,
2013).
Os campos considerados maduros são aqueles que se encontram em estágio avançado
de exploração e apresentam uma produção de água bastante elevada em comparação à
produção de petróleo. Essa produção excessiva de água acarreta um problema tanto
ambiental, já que é um efluente altamente poluidor e um problema econômico, pois são
necessários métodos mais precisos para exploração. Em geral, esses campos só se tornam
economicamente viáveis sob determinadas condições relacionadas a incentivos e utilização de
novas tecnologias que permitam a redução dos custos operacionais. Visto que, além do custo
com a etapa de extração, se fazem necessários custos com o tratamento adequado para a água
de produção.
12
Assim para tornar viável a extração nesses campos maduros, a água de produção é
destinada à reinjeção nos poços, afim de realizar um processo de recuperação secundária do
óleo.
Os métodos mais usuais para destinação da água produzida são a reinjeção e o descarte
após tratamento. Para o descarte é necessário o investimento em novas tecnologias e
processos de tratamento para atender os requisitos impostos pelas regulamentações
ambientais. Porém, esses tratamentos apresentam custos elevados, o que em muito favorece a
reinjeção, que pode ser realizada na formação produtora ou ainda em outra formação que não
contém óleo (FURTADO et al., 2005). Isso porque a água injetada é responsável pela
varredura do reservatório, deslocando o petróleo em direção aos poços produtores, processo
reconhecido como Recuperação Secundária do Petróleo.
O reuso da água produzida está se tornando cada vez mais atrativo, devido ao seu
crescente volume, aos custos elevados de energia e as maiores restrições governamentais e
ambientais sobre a captação de água fresca e descarte da água produzida (COSTA et al.,
2006). Já existem outras finalidades para a água tratada como por exemplo, na irrigação de
vegetais não comestíveis. Esse destino é bastante propício, pois além de reutilizar um
efluente, existe a redução do consumo das fontes naturais de água.
Com o tratamento da água produzida, pretende-se recuperar o óleo presente na
emulsão e adequar os teores permitidos de óleo presentes na água, de acordo com a legislação
ambiental, a fim de torná-la propícia ao reuso ou descarte. Os principais processos físicos para
a separação de emulsão água/óleo utilizados são a flotação e os hidrociclones.
A estação de tratamento de água produzida é o local destinado a realizar os processos
químicos e físicos. A água inicialmente passa por um separador água/óleo, conhecido por
SAO, em seguida passa para os tanques onde recebe tratamento químico e inclusive são
injetados os flotadores, para então dar início, o processo de flotação. Por fim, para a garantia
dos teores exigidos a água ainda segue para os filtros de areia e cartucho.
Dessa forma, este trabalho propõe avaliar e otimizar a Estação de Tratamento de Canto
do Amaro, que é uma estação que recebe um grande volume de água de campos maduros.
Serão redimensionados todos os equipamentos com o intuito de atender a demanda atual de
água e tornar esse processo econômico e eficiente.
13
2. Objetivos
Este trabalho teve como objetivo avaliar e otimizar a Estação de Tratamento de Água
produzida de Canto do Amaro.
2.1. Objetivos Específicos
Dimensionar os equipamentos, a fim de atender a demanda atual de água
produzida na Estação de Canto do Amaro;
Apresentar os equipamentos principais de uma estação de tratamento de água
produzida;
Propor o processo de flotação por ar dissolvido, como processo físico principal;
Apresentar os principais métodos de tratamento físico existentes para
tratamento de água produzida.
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3. Levantamento Bibliográfico
3.1. Petróleo
Petróleo (do latim petrus, pedra, e oleum, óleo) é o nome dado às misturas naturais de
hidrocarbonetos que podem ser encontradas nos estados sólido, líquido ou gasoso, a depender
das condições de temperatura e pressão a que estejam submetidas (Rosa et al.,2006 apud
SILVA, 2008).
Entre 2001 e 2011, a produção mundial de petróleo aumentou em 12 %, passando de
74,77 milhões para 83,58 milhões de barris por dia. No Brasil, nesse mesmo período, o
aumento foi ainda mais significativo: ultrapassou 60 %, passando de 1,34 milhões para 2,19
milhões de barris por dia (BP, 2012). A produção brasileira está mais concentrada nos estados
do Rio de Janeiro e Espírito Santo que detêm, aproximadamente, 74 e 15 % do total,
respectivamente (ANP, 2012).
Considerada uma indústria de energia, de características infra-estruturais, a indústria
de petróleo gera bens que são insumos insubstituíveis na matriz produtiva de qualquer país.
Um exemplo claro desta importância são os derivados de petróleo, gasolina e diesel usados
como combustíveis para motores de combustão interna dos veículos utilizados em serviços de
transporte, serviço de infra-estrutura sem o qual nenhuma estrutura produtiva industrial
moderna funcionaria. A disponibilidade de petróleo e seus derivados e seus níveis de preços
têm grande importância para a determinação do nível de crescimento econômico e do nível de
preços das economias nacionais, pois energia e transporte são insumos absolutamente
necessários para produção de quaisquer bens ou serviços (CANELAS, 2004).
3.2. Água de Produção
Na indústria petrolífera, a água se faz presente junto ao petróleo e ao gás natural e este
fato provoca a produção da água com o petróleo, o que gera um grande impacto ambiental
devido ao descarte dessa água que apresenta altos teores de óleo o que contamina o meio
ambiente. À medida que os poços envelhecem a produção de água aumenta, podendo chegar
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até 100 % em volume. Essa água é tratada com a finalidade de recuperar parte do óleo
presente nela, em emulsão, e é reinjetada no processo ou descartada (SILVA, 2008).
Diversos fatores devem ser levados em conta para se estabelecer e manter um
gerenciamento cuidadoso da água de produção, entre eles, o volume de água produzido, que é
sempre crescente em virtude da maturação das jazidas e da utilização de processos de
recuperação secundários; o conteúdo salino; a presença de óleo residual e de produtos
químicos (SILVA, 2000)
Alguns fatores podem influenciar na quantidade de óleo presente nas águas de
produção, como: a composição do óleo, o pH, a salinidade, a temperatura, a razão óleo/água e
o tipo e a quantidade de produtos químicos adicionados durante o processo de produção
(OLIVEIRA; OLIVEIRA, 2000).
As alternativas usualmente adotadas para o destino da água de produção são o
descarte, a injeção e o reuso. Em todos os casos, há necessidade de tratamento específico a
fim de atender as demandas ambientais, operacionais ou da atividade produtiva que a utilizará
como insumo. (MOTTA, et.al., 2013).
3.3. Caracterização da água produzida
A caracterização química da água produzida que era descartada se limitou por muitos
anos a medições do teor de óleo na água, isto é, a análise do teor de hidrocarbonetos alifáticos
apolares por extração freon seguida por análise de espectroscopia na região do infravermelho.
Durante os últimos anos, muitas operadoras vêm fazendo a caracterização química da água
produzida para o descarte considerando outros compostos, a fim de atingir um descarte com
dano ao meio-ambiente igual a zero (UTVIK et al., 2003 apud COSTA et.,al, 2006).
A composição química da água produzida é complexa. Em geral sua composição esta
relacionada à presença de: hidrocarbonetos alifáticos e aromáticos, hidrocarbonetos
aromáticos policíclicos (HAP), fenóis e ácido graxos dissolvidos ou dispersos e geralmente,
incluem minerais dissolvidos oriundos da formação produtora, constituintes oleosos
dissolvidos e dispersos, produtos químicos empregados durante o processo de produção,
sólidos e gases dissolvidos. Alguns destes compostos dissolvidos são bastante refratários aos
processos de tratamento convencionais (SEGUI, 2009).
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Outra característica a ser analisada é a salinidade. Geralmente a água produzida é mais
salina que a água do mar. Ambas apresentam como íons majoritários sódio e cloreto, além de
apresentar também uma pequena concentração de cálcio, magnésio e potássio. É muito
importante saber o teor de sal a fim de evitar problemas de incrustação (PRODUCED
WATER CLUB, 2006 apud COSTA et.,al, 2006).
Por fim, segundo Costa et al. (2006), a caracterização da água produzida é importante
para se definir o seu fim, reuso ou descarte, e quais tratamentos serão necessários, prevenindo
possíveis problemas e custos na operação.
3.4. Problemática da Contaminação da Água advinda do Petróleo
De uma forma geral, as empresas têm procurado melhorar seus sistemas de tratamento
de efluentes, buscando a aplicação de novas tecnologias, mais econômicas e eficientes, que
possibilitem o enquadramento dos efluentes às exigências legais. Devido ao crescente
aumento da poluição ambiental, fruto da atividade industrial, os órgãos de controle ambiental
têm revisado as leis vigentes e cobrado limites mais rigorosos para o descarte de efluentes. A
poluição por óleos representa um percentual elevado nos problemas gerados por
contaminantes orgânicos, uma vez que os combustíveis fósseis, como o petróleo e seus
subprodutos, são fontes de matéria prima e geração de energia da maioria dos processos
industriais da atualidade. A presença de óleos resulta em prejuízos na aeração e iluminação
naturais de cursos d’água, devido à formação de um filme insolúvel na superfície, produzindo
efeitos nocivos sobre a vida aquática, causando a morte de animais e plantas, comprometendo
diversos ecossistemas. As concentrações de óleos variam significativamente, dependendo da
fonte. O cisalhamento causado por bombas, válvulas e outros equipamentos provocam a
mistura das fases e a formação de emulsões estáveis (THOMAS, 2004).
Segundo Silva (2008), o impacto ambiental provocado pelo descarte da água de
produção é normalmente avaliado pela toxidade dos constituintes e pela quantidade de
compostos orgânicos. Esses contaminantes podem causar diferentes efeitos no meio ambiente.
Os compostos solúveis, acreditam os estudiosos, são os mais nocivos ao meio ambiente.
O parâmetro óleos e graxas é o mais importante no que tange o descarte da água
produzida. A Resolução CONAMA nº. 393, DE 08/08/2007 dispõe sobre o descarte contínuo
de água de processo ou de produção em plataformas marítimas de petróleo e gás natural. Esta
resolução preconiza que o descarte de água produzida deverá obedecer à concentração média
17
aritmética simples mensal de óleos e graxas de até 29 mg/L, com valor máximo diário de 42
mg/L (SEGUI, 2009). A concentração dos contaminantes na água produzida depende da
região, da profundidade da zona produtora e da idade do poço (UESPA, 2000). Os principais
efeitos do descarte de águas produzidas sobre o meio ambiente são: aumento da salinidade;
presença de óleo, o que acarreta aumento da Demanda Bioquímica de Oxigênio (DBO), da
demanda Química de Oxigênio (DQO) e da toxicidade aguda e crônica; e dependendo da
origem e da formação geológica, pode ocorrer a presença de radionuclídeo (AHMADUN et.
al., 2009).
3.5. Estação de Tratamento de Água Produzida
As ETAP’s, Estações de Tratamento de Água Produzida, têm por objetivo realizar o
tratamento adequado para que a água atinja os limites estabelecidos pelos órgãos
regulamentados e então tenha um novo destino.
A Água Produzida (AP), considerada como um efluente a ser disposto (descartado), terá
de passar por tratamentos eficazes, tendo em vista o destino que lhe será dado. Estes
tratamentos são realizados nas Estações de Tratamento, onde a AP será tratada de modo a
atingir os padrões necessários e regulamentados ao processo em que será utilizada (SILVA,
2000).
Segundo Thomas (2004), nas plataformas marítimas, a água proveniente dos
separadores e tratadores de óleo é enviada para um vaso degaseificador, com a função de
remover traços de gás ainda presentes no líquido. Em seguida a água passa por um separador
água/óleo e finalmente em um tubo de despejo. Depois da remoção da maior parte do óleo, a
água produzida é tipicamente descartada abaixo da superfície do mar. Todo o óleo recuperado
nessas etapas é recolhido em um tanque para sua recuperação. Após a separação das fases
água/óleo, o óleo é encaminhado às refinarias enquanto que a água contendo óleo na forma
emulsionada, óleo suspenso, óleo solúvel e sólidos em suspensão é tratada e descartada.
(FERNANDES JR., 2006)
Já, de acordo com Thomas (2004) os limites máximos do teor de óleo permitido, em
campos terrestres são em torno de 5 mg/L. Já em sistemas marítimos, com pouco tempo de
residência, são encontrados valores bem superiores (> 30 mg/L).
18
Se a água tratata for destinada a reinjeção, além da diminuição da concentração do
óleo presente na emulsão, é necessário efetuar o tratamento com relação a constituintes
responsáveis por outros problemas, como tamponamento do reservatório (sólidos em
suspensão) e/ou processos corrosivos, como gases dissolvidos (carbônico e sulfídrico), e
bactérias indutoras de corrosão, principalmente as redutoras de sulfato. Para isso, são usados
processos físicos (filtração) e produtos químicos, entre ao quais podem ser destacados os
sequestrantes de oxigênio, como o bissulfito de amônio, inibidores de corrosão a base de
aminas fílmicas, inibidores de incrustação (polímeros, cujas estruturas contêm fósforo) e os
biocidas que impedem o desenvolvimento dos microrganismos redutores de sulfato (SEGUI,
2000).
Em muitos campos terrestres de petróleo do mundo, em áreas onshore, a água
produzida pode ter diversos destinos como: ser injetada em formações subterrâneas que já
contenham águas não disponíveis para o consumo humano, reinjetada em poços para sua
utilização no processo de recuperação secundária ou ainda descartada após, devido tratamento
(SEGUI, 2000).
O descarte deve ser feito o mais próximo possível do campo produtor, para evitar
problemas no transporte e armazenamento, além de desperdícios de energia. Em vista disso a
solução comumente adotada é, de acordo com Thomas (2004):
• Campos terrestres: reinjetá-la em poços para fins de recuperação secundária ou
descarte, após o devido tratamento, de modo que esta não venha causar a problemas no
reservatório e nos equipamentos através de corrosão e/ou entupimento dos poços.
• Campos marítimos: lançá-la ao mar após reduzir o teor de óleo aos níveis exigidos
pela legislação.
3.5.1. Estação de Tratamento de Água de Canto do Amaro
O Campo de Canto do Amaro está situado nos municípios de Mossoró e Areia Branca,
localizado a 260 km de Natal e 20 km da cidade de Mossoró, no Estado do Rio Grande do
Norte. Situa-se na parte nordeste da Bacia Potiguar emersa, sobre um alto estrutural
denominado de “Alto de Mossoró”, adjacente à “linha de charneira” de Areia Branca. A área
requerida para Canto do Amaro é, de aproximadamente, 362,791 Km² (ANP, 2009).
A Estação de Tratamento de Água de Canto do Amaro foi concebida para receber água
oleosa proveniente dos tanques de pré-flotação existentes na Estação Coletora Central do
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Campo de Canto do Amaro. A Estação de Tratamento de Água Produzida em Canto do
Amaro foi concebida para receber 10000 m³/h de água oleosa oriunda dos tanques de pré-
flotação através de escoamento gravitacional. Os principais equipamentos da ETAP são: um
flotador por ar dissolvido, filtros de areia do tipo fluxo vertical pressurizado descendente,
tanques de mistura rápida e lenta, tanque de água tratada, vaso de saturação, caixa de coleta de
óleo e borra, bacia de contigência e detenção de efluente.
3.6. Métodos de Tratamento para Água Produzida
Os métodos de tratamento das águas produzidas dependem de muitos fatores,
incluindo os volumes envolvidos, a composição da água produzida, a localização do campo e
os limites da legislação ambiental vigente e que para serem viáveis, as tecnologias de
tratamento devem apresentar baixo custo operacional e alta eficiência (NUNES, 2009 apud
MEDEIROS, 2013).
Muitos são os tratamentos que podem ser aplicados para purificar a água produzida
nos campos de petróleo. O tratamento ou sistema de tratamento escolhido dependerá da
qualidade da água necessária para a aplicação desejada. Dentre os processos físico/químicos
principais estão: separação por hidrociclones, clarificação, flotação, tratamento com
membranas, microfiltração, ultrafiltração, nanofiltração, osmose reversa (COSTA et al.,
2006).
Os hidrociclones e a flotação são os processos de separação óleo/água atualmente mais
utilizados pela indústria do petróleo. A flotação remove apenas resíduos particulados, óleos e
graxas, sendo o processo pouco eficiente para remoção de sais e metais, uma vez que a
separação é gravitacional. A flotação e os processos de separação de fase são pouco eficientes
para a remoção de fenóis, nitrogênio, sulfetos e metais pesados. O tratamento biológico apesar
de eficiente para remoção destes poluentes refratários se depara com duas problemáticas: a
aclimatação de microrganismos em meios de cultura com alta salinidade e o tempo de
tratamento (SILVA; TONHOLO; ZANTA, 2005).
A busca por novos processos de tratamento de AP é particularmente importante
quando se verifica que a produção de petróleo tem aumentado consideravelmente ao longo
dos anos. Há vários sistemas de tratamento para a remoção e/ou separação dos fluidos
utilizados nos processos petrolíferos (MEDEIROS, 2013).
20
3.6.1. Separação por Hidrociclones
A separação de óleo-água em hidrociclones está baseada em forças centrífugas e na
diferença entre a massa específica do óleo e da água. A água produzida é injetada
tangencialmente ao corpo do ciclone gerando um aumento de velocidade, o que resulta em
forças centrífugas grandes e consequente separação de óleo e água. A água mais densa se
move em vórtice externo até a saída inferior do ciclone, enquanto o óleo menos denso se
move para um vórtice secundário no centro do ciclone para a saída superior. Os hidrociclones
não são eficientes na remoção de componentes dissolvidos, como benzeno e metais pesados.
(COSTA, et at., 2006).
Os hidrociclones são equipamentos versáteis, pois podem ser utilizados como
separadores tanto para suspensões diluídas quanto concentradas, e as partículas dispersas
podem ser sólidas, líquidas ou bolhas de gás. Eles também são usados como clarificadores,
concentradores e equipamento de lavagem, podendo ainda funcionar como desgaseificadores
e classificadores (HEISKANEN, 1993, apud COELHO, 2011).
A figura 1 abaixo demonstra um tipo de ciclone giratório. Que é uma fusão entre um
hidrociclone e uma centrífuga. Esse tipo de hidrociclone apresenta maior eficiência que os
hidrociclones estáticos (OSPAR, 2002).
21
Figura 1 - Hidrociclone
Fonte: Ospar, 2002
3.6.2. Clarificação
É um tipo de tratamento físico/químico no qual produtos químicos (floculantes e
coagulantes) são adicionados à água para reduzirem os sólidos em suspensão e a turbidez da
mesma. A clarificação envolve os processos de coagulação, floculação, neutralização,
decantação. O que se deseja na clarificação é essencialmente a desestabilização de partículas
coloidais, ou seja, coagulação, com posterior crescimento das partículas formadas (floculação)
de maneira que seja fácil separá-las da água por sedimentação (decantação) ou filtração.
(COSTA et al., 2006).
3.6.3. Flotação
A flotação é um processo que envolve três fases: líquida, sólida e gasosa. É utilizado
para separar partículas suspensas ou materiais graxos ou oleosos de uma fase líquida. A
separação é produzida pela combinação de bolhas de gás, geralmente o ar, com a partícula,
22
resultando num agregado, cuja densidade é menor que a do líquido e portanto, sobe à
superfície do mesmo, podendo ser coletada em uma operação de raspagem superficial
(METCALF & EDDY, 1991).
Esse tipo de tratamento vem sendo um dos métodos mais empregados para remoção
do óleo em água e tem se mostrado bastante eficiente, pois os outros métodos não conseguem
remover grande parte do óleo emulsionado devido ao diâmetro crítico das gotas de óleo,
enquanto que ela separa as partículas baseada no contato entre as bolhas de gás e as gotas de
óleo (SILVA, 2008).
O processo de flotação de emulsões está baseado na ocorrência de contato entre as
bolhas de gás e as gotas de óleo. Como as fases gás e óleo são menos densas do que a da água,
ambas tenderão a ascender naturalmente. Contudo, como a densidade do gás é muito menor
do que a densidade do óleo, espera-se que as bolhas ascendam com uma velocidade maior do
que as gotas de óleo. Esta diferença possibilita a ocorrência do contato (choque) bolha-gota.
Em muitos casos, o movimento da água ao redor das bolhas pode afastar as gotas, reduzindo
assim a possibilidade de contato bolha-gota (SANTOS, 2004 apud SILVA2008).
A flotação a ar utiliza a gravidade como forma de separação, já que a densidade da
fase que se deseja remover sendo menor que a do líquido de suspensão possibilita a sua
flutuação para a superfície. Através da formação de bolhas ao redor da partícula de em
questão, ela se torna mais leve, o que favorecer a execução do processo (SOARES, 2013). A
Figura 2 abaixo demonstra o processo.
Figura 2 - Flotador a ar
Fonte: COSTA Et, Al., (2006).
23
Há dois tipos de flotação a ar/gás definidas de acordo com a forma como o ar/gás é
inserido no processo e o tipo de equipamento: flotação a ar/gás induzido e flotação a ar/gás
dissolvido. A flotação por ar/gás induzido utiliza um compressor para gerar as bolhas
(mecanicamente) e injetar ar/gás na célula de flotação. São formadas gotas com diâmetro
entre 700 e 1500 µm, ocasionando a colisão entre as partículas de óleo e as bolhas de ar/gás,
além de tornar o gás e o líquido altamente misturados (SOARES, 2013).
O tratamento da água nos tanques flotadores é também baseado na diferença de
densidade dos componentes presentes na água. O óleo residual flutua em cada tanque e
periodicamente é extravasado e retornado ao processo de tratamento do óleo. Os sólidos são
retidos no fundo de cada tanque por decantação promovida no interior destes (SILVA, 2000).
Com o desenvolvimento das pesquisas, os parâmetros para o processo de flotação a ar
dissolvido vêm sendo consolidados, tornando esse processo ambientalmente confiável e
técnico-economicamente viável, se comparado com outras alternativas de separação de
sólidos e líquidos, e largamente empregado em vários campos do tratamento de águas e de
efluentes em todo o mundo. Os princípios básicos de funcionamento do processo de flotação a
ar dissolvido, embora simples, pois se resumem no contato das partículas sólidas com as
bolhas de ar dissolvidas no líquido e no seu consequente arraste para a superfície do líquido,
dependem de um cuidadoso controle dos parâmetros de projeto, determinados em função das
características do afluente a ser tratado. Dentre esses parâmetros destacam-se a taxa de
aplicação superficial de flotação, o tempo de detenção no tanque de flotação, o tamanho das
bolhas, a taxa de recirculação do líquido pressurizado com ar, a pressão na câmara de
saturação e, consequentemente, a quantidade de ar fornecida em relação à massa de sólidos
em suspensão no líquido. Ainda assim, como a flotação é sempre precedida da etapa de
coagulação-floculação, os parâmetros dessa fase também devem ser cuidadosamente
controlados, com destaque para o pH, gradiente de velocidade, tempo de detenção e, ainda, as
dosagens de coagulantes (COUTINHO, 2007).
3.6.4. Tratamento com Membranas
24
Os processos de separação por membranas (PSM), desenvolvidos nos últimos trinta
anos, são uma alternativa para o tratamento de efluentes oleosos, inclusive na forma de
emulsões estáveis (SRIJAROONRAT et al., 1999, apud SCHULZ, 2005).
Quando uma membrana semipermeável é usada para a separação de soluções em água,
esse solvente passa através de seus poros em decorrência de uma força motriz, que comanda o
processo, separando parte de suas impurezas originais na forma de um concentrado. Este
processo depende de algumas variáveis, como: porosidade da membrana, tamanho médio dos
poros, pressão aplicada, viscosidade da água, espessura do elemento filtrante e geometria do
poro. (COSTA et al., 2006). Um esquema de uma membrana está apresentado na Figura 3
abaixo.
Figura 3- Esquema de Membrana Semi-permeável
Fonte: Costa et al., (2006).
3.6.5. Microfiltração, Ultrafiltração e Nanofiltração
O transporte através de membranas porosas, que são utilizadas nos processos de
microfiltração, ultrafiltração e nanofiltração ocorre, principalmente, através dos poros. A
seletividade do processo é determinada pelas dimensões dos poros e o escoamento através dos
poros depende do tipo de força motriz aplicada à membrana (MACEDO, 2009).
A microfiltração tem como mecanismo de separação o peneiramento. As membranas
de microfiltração são classificadas como macroporosa e são mais numerosas no mercado.
25
Enquanto que a ultrafiltração pode substituir as etapas de pré-ozonização,
coagulação/floculação/sedimentação e de filtração, promovendo a clarificação, desinfecção e
polimento da corrente em tratamento, ou somente a etapa de filtração, com efeitos apenas na
desinfecção e polimento. Por fim, a nanofiltração é um processo de transição entre a
ultrafiltração e a osmose reversa. O diâmetro dos poros da membrana é da ordem de 0,0001
μm. A pressão de operação nos sistemas de nanofiltração varia de 5 a 35 bar. É possível
separar moléculas com peso molecular de até 200 g/mol e íons bivalentes, como cálcio e
magnésio. (COSTA et al., 2006).
3.6.6. Osmose Reversa
A osmose reversa, também conhecida como a hiperfiltração, é o processo de filtração
conhecido de maior precisão. Este processo permite a remoção de partículas tão pequenas
quanto íons de uma solução. A osmose reversa é usada para purificar a água e remover os sais
e as outras impurezas a fim de melhorar a cor, o gosto ou as propriedades do líquido. Pode ser
usada para purificar líquidos tais como o etanol e o glicol, que passarão através da membrana
da osmose reversa, ao rejeitar outros íons e contaminadores da passagem. O uso mais comum
para a osmose reversa está na purificação da água (FRANÇA, 2004).
3.7. Possíveis destinos para a água produzida tratada
A Tabela 1 abaixo apresenta as principais categorias para reutilização da água
produzida e suas restrições.
Tabela 1: Possíveis destinos e obstáculos para a Água de Produção
Possíveis usos da água Produzida Principais Obstáculos
26
Agricultura e irrigação Paisagística
Irrigação da safra
Viveiro de Peixes
Poluição da superfície e
subterrâneo, caso a água não seja
devidamente tratada;
Efeito na qualidade da água,
particularmente sal nos solos, gramas
e colheitas.
Aceitação pública das culturas
produzidas
Reuso Industrial para resfriamento,
aquecimento e água de processo;
Constituintes da água reutilizada
podem causar incrustação, corrosão e
incrustação biológica.
Recarregamento da água
subterrânea para reabastecimento de
água subterrânea.
Efeitos toxicológicos de
constituintes orgânicos na água
produzida.
Fonte: Autoria Própria, 2016.
4. Metodologia
A avaliação da Estação de Tratamento de Água Produzida foi realizada, a partir do
dimensionamento dos equipamentos que a compõem. Os equipamentos foram
redimensionados a fim de atender a atual demanda de água produzida que chega à estação, a
vazão de 20000 m³/dia. Foram utilizados critérios de projeto e condições de operação da
própria Petrobrás, e em particular da Estação de Tratamento de Canto do Amaro, pressão de
1 atm e temperatura dos fluidos de 40 °C. Os equipamentos a serem dimensionados de acordo
com a nova vazão são: tanque de estabilização, separador água-óleo, flotador, vaso saturador,
filtros de areia, filtros cartucho.
27
Atualmente a água produzida da Estação Coletora de Canto do Amaro é enviada por
meio de escoamento gravitacional dos tratadores de óleo até a ETAP-CAM. Na ETAP, o
fluido entra diretamente nos tanques de separação primária (ou pulmão). Destes, a água oleosa
segue por gravidade para o separador de água e óleo (SAO), do qual o óleo recuperado é
bombeado para os tanques de produção e a água para o flotador. Neste último equipamento é
realizado o processo de flotação por ar dissolvido, através da introdução de ar comprimido na
corrente de fluido que é recirculada para o vaso saturador. A água do flotador é transferida
para o tanque de água flotada. Deste tanque, parte da água, conforme já mencionado, é
recirculada para o flotador, tendo antes passado pelo vaso de saturação. A outra parcela é
bombeada para o conjunto de filtros de areia, dos quais é transferida para os filtros cartucho e
por fim armazenada no tanque de água tratada.
Na Figura 4 é apresentado o fluxograma de processo da estação de tratamento
localizada em Canto do Amaro.
28
Figura 4- Fluxograma de Processo da Estação de Tratamento Localizada em Canto do Amaro
Fonte: Autoria Própria, 2016.
4.1. Dimensionamento dos Equipamentos
O dimensionamento dos equipamentos foi realizado com base na demanda atual de
água a ser tratada. Inicialmente a ETAP- CAM foi projetada para receber e tratar água oleosa
com capacidade de 10000 m³/d de água (RC-783A). Este projeto irá trabalhar com capacidade
para 20000 m³/dia, algo em torno de 833,33 m³/h.
Os equipamentos a serem avaliados são:
29
Tanque de estabilização (tanque pulmão);
Separador Água-Óleo (SAO);
Flotador;
Vaso Saturador
Filtros de areia;
Filtro cartucho;
4.2. Premissas Básicas
Os critérios de projeto foram adotados segundo normas Petrobras. Foram realizados
coletas das amostras, na ETAP de Canto do Amaro, a fim de determinar algumas
propriedades dos fluidos. Alguns dados foram retirados do Manual de Projeto de
Equipamentos da Petrobrás, escrito pelo CENPES. As premissas básicas seguem a baixo:
Fluido a ser escoado: água e/ou óleo;
Temperatura do fluido: de 20 °C a 50 °C;
Vazão máxima para a ETE: 20000 m³/dia; 833,33 m³/h;
Tanques operando à pressão atmosférica;
Diâmetro médio das partículas no SAO: 150 μm;
Diâmetro médio das partículas no flotador: 100 μm;
Carga hidráulica dos flotadores: 2 a 12 m³/h.m²;
Pressão de operação do reator de saturação: 4,5 kgf/cm² g;
Composição do ar: 79 % de N2 e 21 % de O2;
Constante de Henry para o oxigênio a 25 °C: 𝐾 𝑂2 = 1,3 𝑥 10−3
M/atm;
Constante de Henry para o nitrogênio a 25 °C: 𝐾 𝑁2 = 6,5 𝑥 10−4
M/atm;
Pressão de operação do flotador: 1,033 kgf/cm²;
Vazão de entrada de fluido dos filtros de areia: 124,5 m³/h por filtro;
Vazão de entrada de fluido dos filtros cartucho: 460,0 m³/h por filtro;
Teor de óleo no efluente do flotador e no afluente dos filtros de areia:
50 ppm;
Teor de óleo no efluente do flotador e no afluente dos filtros cartucho: 5
ppm;
30
Teor de óleo no afluente do SAO: 800 ppm;
Teor de óleo no efluente do SAO: 200 ppm;
Profundidade média do SAO: 1,30 m;
Velocidade horizontal do fluido no SAO: 𝑉𝐻 ≤ 15 ʋ ou 𝑉𝐻 = 3 𝑓𝑡/s;
Razão mínima entre profundidade e largura do SAO: 0,3 a 0,5;
4.3. Dados De Processo
A Tabela 2 abaixo apresenta os dados de processo utilizados no dimensionamento. As
condições operacionais são reais e informadas pela própria Petrobrás.
Tabela 2- Dados de Processo utilizados na Estação de Tratamento em Canto do Amaro
Fluido Água Óleo Ar Unidades
Temperatura 40 40 40 °C
Pressão 0 0 0 Kgf/cm²_g
Massa
Específica
995,9 840 1,14 Kg/m³
Viscosidade 0,64 19,09 - cP
Pressão de
Vapor
0,074 0,0009 - Kgf/cm ²_g
Fonte: Autoria Própria, 2016.
4.4. Cálculos
4.4.1. Capacidade do tanque pulmão
31
Os tanques de separação primária existentes também conhecidos por tanques pulmão
são reservatórios de 80 m3 (cada) montados em estrutura de concreto e equalizados entre si, os
quais funcionam como recipientes de decantação, ou seja, promovendo uma separação
primária entre óleo e água através da diferença de densidade. Para facilitar a separação, há
injeção de polieletrólito na corrente de entrada dos tanques pulmão.
- Dimensões:
Altura: 4,0 m;
Diâmetro: 5,0 m;
- Volume:
𝑉 = 𝐴𝑏𝑎𝑠𝑒𝑥 𝐻
𝑉 =𝜋(52)
4𝑥 4 = 78,54 𝑚³
Com a proposta de aumentar para 4 tanques, a vazão de 833,33 m³/h, seria subdividida
e, entraria em cada tanque uma vazão de 208,33 m³/h. O tempo de residência de cada tanque
seria aproximadamente 22,62 minutos.
4.4.2. Avaliação do SAO
Os separadores de água e óleo tipo API são projetados com a finalidade de separar
óleo livre da água. O princípio de funcionamento reside na separação natural do óleo, por
diferença de densidades, ao se utilizar uma caixa com fluxo perfeitamente laminar.
O tempo de residência adequado do fluido no SAO será obtido quando o mesmo
atingir sua velocidade terminal, também chamada de velocidade de Stokes. A equação dessa
velocidade foi desenvolvida através da experiência de Milikan, onde sobre a gotícula de óleo,
considerada de formato esférico e diâmetro definido e uniforme, agem o peso (P), a impulsão
32
(E) e a resitência viscosa (F). Quando o fluido atinge essa velocidade terminal, essas forças se
equilibram.
- Velocidade terminal do fluido no SAO à pressão atmosférica e temperatura máxima de
40°C.
𝑃 = 𝐸 + 𝐹
𝑃 = 4
3. 𝜋. 𝑟3. 𝜌. 𝑔
𝐸 = 𝑃 = 4
3. 𝜋. 𝑟³. 𝜌𝑜. 𝑔
𝐹 = 6𝜋. 𝜂. 𝑟. ʋ
Portanto:
4
3. 𝜋. 𝑟3. 𝜌. 𝑔 =
4
3. 𝜋. 𝑟³. 𝜌𝑜. 𝑔 + 6𝜋. 𝜂. 𝑟. ʋ
Logo:
ʋ =2𝑟². 𝑔. (𝜌 − 𝜌𝑜)
9. 𝜂
onde:
P = Peso;
E = Impulsão;
F = Resistência viscosa;
ʋ = velocidade terminal, em m/s;
33
r = raio da gotícula de óleo, em metros;
g = aceleração da gravidade, em m/s²;
ρo = massa específica do óleo, em Kg/m³;
ρ = massa específica da água, em Kg/m³;
η = viscosidade da água, em Kg/m.s;
ʋ = −0,00299𝑚
𝑠= 0,5886 𝑓𝑡/𝑚𝑖𝑛
O fluido apresenta deslocamento no sentido contrário à força da gravidade.
- Dimensões mínimas do SAO
Usando a velocidade de ascensão da partícula como apresentado anteriormente, as
dimensões do SAO são calculadas abaixo:
- Velocidade horizontal:
A velocidade horizontal deve ser no máximo quinze vezes a velocidade terminal da
partícula:
𝑉𝐻 = 15 ∗ ʋ
𝑉𝐻 = 0,04485 𝑚/𝑠
- Área transversal:
𝐴𝑐 =𝑄
𝑉ℎ
𝐴𝑐 = 5,16 𝑚²
- Comprimento:
34
𝐿 = 𝐹 (𝑉𝐻
ʋ) 𝑑
Onde,
L= Comprimento, m;
F= Fator de projeto. Inclui os fatores de turbulência e curto circuito;
𝐹 = 𝐹𝑆 . 𝐹𝑡
𝐹𝑆 = 1,2 → Fator curto circuito.
𝐹𝑡 = Fator de turbulência determinado a partir da tabela do API:
Tabela 3: Fator de Turbulência do fluido no SAO
Vh/ʋ 𝐹𝑡
20 1,45
15 1,37
10 1,27
6 1,14
3 1,07
Fonte: Costa et al., 2006
Como a relação entre a velocidade horizontal e a velocidade de ascensão foi de 15, o
fator de turbulência é de 1,37.
Assim,
𝐹 = 1,2 𝑥 1,37 = 1,644
Em seguida é necessário determinar o número de canais, sabendo que o canal mais
largo deve ter no máximo 6 metros e o mais profundo 2,5 m ou ainda área máxima de 15
35
metros quadrados.O número de canais é a relação entre a área de seção do separador água
óleo e a área máxima do canal.
𝑛 =5,16
15= 0,344
Como o número de canais deu 0,344, adotaremos 1 canal como critério de projeto.
Para encontrar a profundidade (h) do canal, sabemos que a largura máxima (B) é 6 metros,
então:
ℎ =𝐴𝑐
𝐵𝑥 𝑛=
5,16
6𝑥1= 0,86𝑚
De posse de todos os dados, determinaremos o comprimento do separador:
𝐿 = 𝑓𝑥 (𝑉ℎ
𝑉𝑎) 𝑥ℎ = 1,644𝑥 (
0,04485
0,00299) 𝑥0,86 = 21,2076 𝑚
- Volume útil mínimo
𝑉 = 6 𝑥 21,2076 𝑥 0,86 = 109,4312 𝑚³
- Volume útil real:
𝑉 = 9,00 𝑥 17,00 𝑥 1,30
𝑉 = 198,90 𝑚3
- Tempo de residência do efluente no SAO:
O tempo de residência adequado do fluido no SAO será obtido quando o mesmo
atingir sua velocidade terminal, também chamada de velocidade de Stokes.
𝑡𝑆𝐴𝑂,𝑚𝑖𝑛 =109,43
0,2315= 472,70 𝑠 = 7,88 𝑚𝑖𝑛
𝑡𝑆𝐴𝑂,𝑟𝑒𝑎𝑙 =198,90
0,2315= 859,18 𝑠 = 14,32 𝑚𝑖𝑛
onde:
𝑡𝑆𝐴𝑂,𝑚𝑖𝑛 é o tempo de residência mínimo que o SAO deverá ter;
36
𝑡𝑆𝐴𝑂,𝑟𝑒𝑎𝑙 é o tempo de residência real do SAO.
- Vazão de saída de óleo do SAO
Segundo estudos de projeto, o SAO reduz o teor de óleo de cerca de 800 mg/L para
200 mg/L, por decantação. Para a vazão de entrada de 833,33 m³/h, temos que:
𝑥𝑆𝐴𝑂,𝑎𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒 =800 (
𝑚𝑔𝑙
) 𝑥1000 (𝑙
𝑚3)
840 (𝑘𝑔𝑚3) 𝑥106 (
𝑚𝑔𝑘𝑔
)= 9,52. 10−4 𝑚³ó𝑙𝑒𝑜/𝑚³á𝑔𝑢𝑎
𝑥𝑆𝐴𝑂,𝑒𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒 =200 (
𝑚𝑔𝑙
) 𝑥1000 (𝑙
𝑚3)
840 (𝑘𝑔𝑚3) 𝑥106(
𝑚𝑔𝑘𝑔
)= 2,38 .
10−4𝑚3ó𝑙𝑒𝑜
𝑚3á𝑔𝑢𝑎
onde:
𝑥𝑆𝐴𝑂,𝑎𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒 é a fração de óleo na entrada do SAO;
𝑥𝑆𝐴𝑂,𝑒𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒 é a fração de óleo na saída do SAO.
A quantidade de óleo separada no SAO e direcionada para as caixas de contenção de
óleo é:
𝑄𝑆𝐴𝑂,𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = (9,52. 10−4 − 2,38. 10−4). 833,33
𝑄𝑆𝐴𝑂,𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = 0,5950 m³/h
𝑄𝑆𝐴𝑂,𝑚á𝑠𝑠𝑖𝑐𝑎 = 0,5950 (𝑚3
ℎ⁄ ) 𝑥 840 (𝐾𝑔
𝑚3⁄ ) = 499,80 𝑘𝑔
ℎ⁄
4.4.3. Avaliação do Flotador
O flotador é constituído de um reservatório de concreto, equipado com um mecanismo
de remoção de óleo livre na superfície superior (sobrenadante). Este equipamento funciona
segundo o princípio do processo de flotação por ar dissolvido: o mesmo recebe uma carga de
37
água tratada saturada com ar através de uma entrada inferior. Através da queda da pressão na
corrente saturada de ar, provocada na entrada do flotador, são formadas microbolhas de ar, as
quais, introduzidas no meio, são responsáveis por facilitar a elevação das gotículas de óleo
dispersas na água como forma de emulsão, melhorando então a separação.
O dispositivo de remoção do óleo é composto por uma “palheta”, operada por um motor
elétrico, a qual promove a raspagem da lâmina de óleo formada na superfície. O óleo
removido é encaminhado gravitacionalmente para a caixa de óleo do SAO, tendo por fim
como destino os tanques de produção. Já a água é transferida também por escoamento
gravitacional para o tanque de água flotada.
Para projetar o flotador, primeiro é calculada a velocidade terminal, também pela
equação de Milikan; Considerando que as partículas de óleo entram no flotador com um
diâmetro de aproximadamente 100 μm.
ʋ =2
9
𝑟² 𝑔 (𝜌𝑂 − 𝜌)
𝜂
ʋ = −0,0053𝑚
𝑠
De posse da velocidade terminal (ʋ), é calculado o tempo de residência mínimo no
flotador, que corresponde ao tempo que as bolhas de ar necessitam para alcançar a superfície.
Considerando um diâmetro para o flotador de 6 m.
𝑡𝑓𝑙𝑜,𝑚𝑖𝑛 =ℎ
𝑉𝑡𝑒𝑟𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=
6
0,0053= 1132,07𝑠 = 18,87 𝑚𝑖𝑛
Para o cálculo do tempo de residência real, é considerado o volume do flotador de 175
m³. E como nova proposta, ser inserido na planta um novo flotador para receber metade da
vazão solicitada. O tempo de residência real do fluido para cada flotador será:
𝑡𝐹𝐿𝑂,𝑟𝑒𝑎𝑙 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒/𝑉𝑎𝑧ã𝑜
𝑡𝐹𝐿𝑂,𝑟𝑒𝑎𝑙 = 25,20 𝑚𝑖𝑛
- Determinação da carga hidráulica do flotador:
38
A carga hidráulica (ou fundo específico) é dada pela equação da continuidade. Esta
corresponde à velocidade de sedimentação 𝑉𝑆 de uma partícula com um tempo de
sedimentação igual ao tempo de detenção. Para cada flotador teremos:
𝑉𝑆 = 𝐻
𝑡=
𝐻ʋ
𝑄⁄=
𝐻
𝐻 . 𝐴𝑓𝑄⁄
=𝑄
𝐴𝑓=
416,66
28,27= 14,74
onde:
𝑉𝑆 = Velocidade de sedimentação (m³/h/m²);
H = Altura do flotador (m);
𝐴𝑓 = Área do flotador (m²);
Q = Vazão do fluido (m³/h);
A literatura especifica os valores de carga hidráulica adequados entre 12 e 20 m³/h/m².
Para um mesmo flotador, quanto maior a carga hidráulica, menor a eficiência de separação.
- Vazão de saída de óleo do Flotador
Critérios de projeto adotam que na saída do flotador o teor de óleo deverá ser cerca de
50 mg/L. Para a vazão de entrada de 833,33m³/h, temos que:
𝑥𝑎𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟 = 200 (
𝑚𝑔𝑙
) 𝑥1000 (𝑙
𝑚3)
840 (𝑘𝑔𝑚3) 𝑥 106 (
𝑚𝑔𝑘𝑔
)= 2,38 𝑥10−4
𝑚3ó𝑙𝑒𝑜
𝑚3á𝑔𝑢𝑎
𝑥𝑒𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟 = 50 (
𝑚𝑔𝑙
) 𝑥 1000(𝑙
𝑚3)
840 (𝑘𝑔𝑚3) 𝑥 106(
𝑚𝑔𝑘𝑔
)= 5,95𝑥10−5 𝑚³ó𝑙𝑒𝑜/𝑚³á𝑔𝑢𝑎
39
𝑄ó𝑙𝑒𝑜,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟,𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = (2,38𝑥10−4 − 5,95𝑥10−5)𝑥 833,33 = 0,149 𝑚³/ℎ
𝑄ó𝑙𝑒𝑜,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟,𝑚á𝑠𝑠𝑖𝑐𝑎 = 0,149 (𝑚3
ℎ) 𝑥 840 (
𝑘𝑔
𝑚3) = 124,95
𝑚3
ℎ
Onde:
𝑥𝑎𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟 é a fração de óleo no afluente do flotador;
𝑥𝑒𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟 é a fração de óleo no efluente do flotador;
𝑄ó𝑙𝑒𝑜,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟,𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 é a vazão volumétrica de óleo na saída do flotador;
𝑄ó𝑙𝑒𝑜,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟,𝑚á𝑠𝑠𝑖𝑐𝑎 é a vazão mássica de óleo na saída do flotador;
4.4.4. Reator de Saturação
No reator é feita a dissolução do ar na corrente de reciclo, a uma pressão apropriada
para promover a saturação, 3,5 a 5,0 kgf/cm2_g. O cálculo da vazão de ar necessária ao reator
de Saturação é calculado de acordo com a Lei de Henry:
𝐶𝑎𝑟,á𝑔𝑢𝑎 = 𝑃𝑎𝑟/𝑘𝑎𝑟
Onde:
𝐶𝑎𝑟,á𝑔𝑢𝑎 = concentração do ar na água, em mols de ar/ m³ de água;
𝑃𝑎𝑟 = pressão parcial do ar na fase gasosa, em kgf/cm²_a;
𝑘𝑎𝑟 = constante de Henry do ar na água, em mol/m³/kgf/cm²_a;
As constantes de Henry para a temperatura de operação do reator, 50 °C, são obtidas
pela equação a seguir:
𝑘𝑥,𝑇 = 𝑘𝑥,𝑠,𝑇𝑜𝑒𝑥𝑝 [𝑑𝑙𝑛𝑘𝐻
𝑑(1/𝑇)(
1
𝑇−
1
𝑇0)]
40
onde:
𝑘𝑥,𝑇 é a constante de Henry para a temperatura de operação do reator de saturação;
𝑘𝑥,𝑇0 é a constante de Henry a 25 °C.
T é a temperatura de operação do reator de saturação;
𝑇0 é a temperatura 25 °C.
𝑑𝑙𝑛𝑘𝐻
𝑑(1/𝑇) é a expressão que representa a dependência da Lei de Henry com a temperatura;
onde:
[−𝑑𝑙𝑛 𝑘𝐻
𝑑(1/𝑇)]
𝑂2
= [𝛥𝐻𝑠𝑜𝑙
𝑅]
𝑁2
= 1700
− [𝑑𝑙𝑛 𝑘𝐻
𝑑 (1/𝑇)]
𝑁2
= [𝛥𝐻𝑠𝑜𝑙
𝑅]
𝑁2
= 1300
Assim:
𝑘𝑂2,50°𝐶 = 1,3𝑥10−3 exp [(−1700)(1
323,15−
1
298,15)] =
2,02𝑥10−3𝑀
𝑎𝑡𝑚= 1,955
𝑚𝑜𝑙
𝑚3 /𝑘𝑔𝑓 /cm²_a
𝑘𝑁2,50°𝐶 = 6,5𝑥10−4 exp [(−1300)(1
323,15−
1
298,15)] =
9,11𝑥10−4𝑀
𝑎𝑡𝑚= 0,881
𝑚𝑜𝑙
𝑚3 /𝑘𝑔𝑓 /cm²_a
𝐶𝑂2=
𝑃𝑂2
𝑘𝑜2,50°𝐶=
0,21 𝑥 5,533 [𝑘𝑔𝑓/𝑐𝑚²_𝑎]
1,995 [𝑚𝑜𝑙𝑚3 /𝑘𝑔𝑓/𝑐𝑚²_𝑎]
= 0,5943 [𝑚𝑜𝑙/𝑚³]
𝐶𝑂2= 0,5943[𝑚𝑜𝑙/𝑚³] 𝑥 32 [𝑔/𝑚𝑜𝑙]𝑥 0,001 [𝑘𝑔/𝑔] = 0,019 𝑘𝑔𝑂2
/𝑚³á𝑔𝑢𝑎
𝐶𝑁2=
𝑃𝑁2
𝑘𝑁2,50°𝐶=
0,79 𝑥 5,533 [𝑘𝑔𝑓/𝑐𝑚²_𝑎]
0,881 [𝑚𝑜𝑙𝑚3 /𝑘𝑔𝑓/𝑐𝑚²_𝑎]
= 4,96 [𝑚𝑜𝑙/𝑚³]
𝐶𝑁2= 4,96[𝑚𝑜𝑙/𝑚³] 𝑥 28 [𝑔/𝑚𝑜𝑙]𝑥 0,001 [𝑘𝑔/𝑔] = 0,1389 𝑘𝑔𝑂2
/𝑚³á𝑔𝑢𝑎
𝑄𝐴𝑟,𝑚á𝑠𝑠𝑖𝑐𝑎 = 𝑄𝑂2+ 𝑄𝑁2
41
𝑄𝐴𝑟,𝑚á𝑠𝑠𝑖𝑐𝑎 = (0,019 + 0,1389)𝑥 833,33 𝑥 0,3 = 39,47𝑘𝑔/ℎ
onde:
𝐶𝑂2 é a concentração de oxigênio na temperatura de 50 °C;
𝑃𝑂2 é a pressão parcial de oxigênio na temperatura de 50 °C;
𝐶𝑁2 é a concentração de nitrogênio na temperatura de 50 °C;
𝑃𝑁2 é a pressão parcial de nitrogênio na temperatura de 50 °C;
𝑄𝐴𝑟 é a vazão de ar necessária para saturar o fluido que passa dentro do reator de
saturação. Volumétrica ou mássica.
4.4.5. Avaliação dos Filtros de areia
A estação tem filtros de areia projetados para trabalhar com uma vazão de 124,5 m³/h
e com concentração de óleo no afluente de 50 ppm. Considerando o teor de óleo máximo no
efluente dos filtros de 5 ppm, teor afluente dos filtros cartucho, a quantidade de óleo é obtida,
já com os novos filtros, é calculada a partir da equação abaixo:
𝑥ó𝑙𝑒𝑜,𝑎𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒 = 50 (
𝑚𝑔𝐿 ) 𝑥 1000((
𝑙𝑚3)
840 (𝑘𝑔𝑚3 ) 𝑥 106 (
𝑚𝑔𝐾𝑔)
=5,95𝑥10−5𝑚3ó𝑙𝑒𝑜
𝑚3á𝑔𝑢𝑎
𝑥𝑒𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟 = 5 (
𝑚𝑔𝐿 ) 𝑥 1000((
𝑙𝑚3)
840 (𝑘𝑔𝑚3 ) 𝑥 106 (
𝑚𝑔𝐾𝑔)
=5,95𝑥10−6𝑚3ó𝑙𝑒𝑜
𝑚3á𝑔𝑢𝑎
Quantidade de óleo removida pelo filtro de areia:
42
𝑄𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑒𝑖𝑎 = (5,95𝑥 10−5 − 5,95𝑥 10−6)𝑥833,33 =0,4462𝑚3
ℎ
4.4.6. Avaliação dos filtros cartucho
Da mesma forma, a estação considera o teor de óleo máximo no efluente dos filtros de 5
ppm e o teor de óleo máximo no efluente dos filtros de 1 ppm.
A quantidade de óleo produzida nessa filtragem é apresentada abaixo:
𝑥ó𝑙𝑒𝑜,𝑎𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒 = 5 (
𝑚𝑔𝐿
) 𝑥 1000((𝑙
𝑚3)
840 (𝑘𝑔𝑚3 ) 𝑥 106 (
𝑚𝑔𝐾𝑔)
=5,95𝑥10−6 𝑚3ó𝑙𝑒𝑜
𝑚3á𝑔𝑢𝑎
𝑥𝑒𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒,𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟 = 1 (
𝑚𝑔𝐿 ) 𝑥 1000((
𝑙𝑚3)
840 (𝑘𝑔𝑚3 ) 𝑥 106 (
𝑚𝑔𝐾𝑔
)=
1,19𝑥10−6 𝑚3ó𝑙𝑒𝑜
𝑚3á𝑔𝑢𝑎
Quantidade de óleo removida pelo filtro de areia:
𝑄𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑡𝑢𝑐ℎ𝑜 = (5,95𝑥 10−6 − 1,19𝑥 10−6)𝑥833,33 =3,97𝑥10−3 𝑚3
ℎ
Quantidade de óleo presente na água a ser injetada:
𝑄ó𝑙𝑒𝑜𝑖𝑛𝑗𝑒𝑡𝑎𝑑𝑜 = 1,19𝑥10−3𝑥 833,33 = 3,97𝑥10−3 𝑚³/ℎ
43
5. Resultados e Discussão
Realizado o novo dimensionamento para os equipamentos, nota-se um processo mais
eficiente, pois ele permite que a estação opere e trate corretamente a vazão atual, que é
praticamente o dobro da vazão que projeto antigo foi projetado. Com o projeto antigo a água
produzida não atingia o limite necessário estabelecido pelos órgãos regulamentadores.
Enquanto que, com o novo dimensionamento, as taxas de óleo na água são inferiores aos
permitido para descarte e reuso. Além de que, a longo prazo, os custos de implantação de
novos equipamentos serão compensados em virtude da necessidade de menos tempo para
tratamento eficiente da água produzida, não sendo necessário parada de produção para realizar
o tratamento de toda vazão que chega à estação.
Tanque Pulmão
44
A estação atualmente contém dois tanques de armazenamento com capacidade de 80
m³ cada. Eles comportavam e respeitavam o tempo de decantação enquanto a estação recebia
10000 m³/dia de água de produção. Como a demanda aumentou consideravelmente, esse
projeto trabalha com uma capacidade dobrada para o tratamento. Então, atualmente o sistema
não é eficiente, pois o efluente não respeita o tempo de decantação necessário para uma
separação eficiente. Assim, aumentando para 4 tanques, a vazão de 833,33 m³/h, seria
subdividida e, entraria em cada tanque uma vazão de 208,33 m³/h. O tempo de residência de
cada tanque seria aproximadamente 22,62 minutos. O que está de acordo com a literatura, que
recomenda que o tempo de decantação não seja inferior a 20 minutos.
Separador Água/Óleo
A Tabela 4 abaixo demonstra que o Separador Água/Óleo está dimensionado
incorretamente para o processo. E é possível notar que mesmo com uma vazão maior de
tratamento, um separador menor, consequentemente mais econômico, seria o adequado para a
finalidade.
Tabela 4: Dimensões do SAO
Dimensões Existentes Adequadas
Largura total (m) 9,00 6
Comprimento (m) 17,00 21,21
Profundidade (m) 1,30 0,86
Volume (m³) 198,90 109,43
Fonte: Autoria Própria, 2016.
Com este projeto foi determinado o tempo de residência mínimo e real para o SAO,
sendo respectivamente 7,88 minutos e 14,32 minutos. Percebemos assim que o efluente
permanece no separador tempo mais que suficiente para realizar a decantação, demonstrando
45
que as dimensões projetadas respeitam o processo físico realizado. Com o projeto foi possível
determinar a fração de óleo que sai no efluente do separador 2,38𝑥 10−4 𝑚3ó𝑙𝑒𝑜
𝑚3á𝑔𝑢𝑎.
Flotador
Com o dimensionamento do flotador foi possível determinar os tempos de residência
mínimo de 18,87 minutos e o tempo real de 25,20 minutos para cada flotador. No projeto em
vigência, onde toda a vazão de 833,33 m³/h passa em um único flotador, o tempo real seria de
apenas 12,6 minutos, inferior ao necessário.
A carga hidráulica do flotador, ou seja, a velocidade de sedimentação foi determinada,
sendo de 14,74 m³/h/m². Parâmetro este que também se encontra de acordo com dados da
literatura, pois está entre 12 e 20 m³/h/m².
Por fim, foi determinada a fração de óleo presente no efluente: 5,95𝑥10−5 m³ óleo/m³
água, parâmetro que ainda não está atendendo a legislação de que seja pelo menos 5 ppm.
Filtros de Areia
Atualmente, a estação trabalha com 3 filtros de areia operando a uma vazão de 124,5
m³/h cada um e com concentração de óleo no afluente de 50 ppm. A nova proposta é trabalhar
com 6 filtros ligados em série para comportar a nova vazão. Como o teor máximo permitido é
de 5 ppm, trabalhamos com esse parâmetro para a saída do efluente. Dessa forma,
encontramos que a saída dos filtros de areia apresenta teor de óleo de 5,95 ppm. A quantidade
de óleo removida pelo filtro de areia é de 0,4462 m³/h.
Filtros Cartucho
Considerando também o teor de óleo máximo no efluente dos filtros de areia de 5 ppm e
o teor de óleo máximo no efluente dos filtros cartucho de 1 ppm, o teor de óleo encontrado foi
de 1,19 ppm. Teor permitido, demonstrando que o processo é eficiente. A quantidade de óleo
removida pelo filtro de areia foi de 3,97𝑥10−3m³/h.
46
6. Conclusão
Após o levantamento bibliográfico realizado, pode-se concluir que existe hoje uma
preocupação muito grande quanto ao destino da água produzida junto ao petróleo. Isso leva as
operadoras a buscar novas técnicas e novas aplicações para este efluente, uma vez que a água
é considerada um insumo de grande valor. Toda pesquisa e desenvolvimento envolvida está
associada às restrições ambientais impostas e a possibilidade de contaminação de solos,
subsolos e bacias hidrográficas.
O dimensionamento correto dos equipamentos da estação permite avaliar o processo,
além de torná-lo eficiente e otimizado. Em visitas à Estação de Canto do Amaro, era notável
que ela ainda operava com processos e dimensionamentos antigos e dessa forma não
suportava a demanda atual de água produzida. Além disso, algumas vezes não atingia os
limites necessários e estabelecidos pela legislação. Assim sendo, com esse trabalho destaco a
relevância dos métodos e equipamentos utilizados: caixa SAO, flotador, reator de saturação,
filtros de areia e cartucho, sendo estes os que apresentam maior eficiência na atualidade.
Além de priorizar a flotação por ar dissolvido como método eficiente de separação física.
47
A ETAP-CAM foi projetada para trabalhar com uma vazão de 10000 m³/dia, porém
sabe-se que atualmente a vazão de água produzida é em torno de 20000 m³/dia. Esse trabalho
então propôs um aperfeiçoamento da planta do processo incrementando dois tanques pulmão,
um flotador, três filtros de areia e três filtros cartucho.
Por fim, o projeto demonstrou ser eficiente, pois respeitou a legislação ambiental,
apresentando um teor final de óleo na água de 1,19 ppm.
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