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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?
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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.
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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.
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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.