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INSTITUTOS SUPERIORES DE ENSINO DO CENSA
INSTITUTO TECNOLÓGICO DE CIÊNCIAS SOCIAIS APLICADAS E DA SAÚDE
CURSO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO
ANÁLISE DE UMA PLANTA OFSSHORE DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE
ÓLEO PARA ENQUADRAMENTO DE BSW
Por
Eduardo da Cunha Alvear Castillo
Campos dos Goytacazes - RJ
Julho/2019
INSTITUTOS SUPERIORES DE ENSINO DO CENSA
INSTITUTO TECNOLÓGICO DE CIÊNCIAS SOCIAIS APLICADAS E DA SAÚDE
CURSO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO
ANÁLISE DE UMA PLANTA OFSSHORE DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE
ÓLEO PARA ENQUADRAMENTO DE BSW
Por
Eduardo da Cunha Alvear Castillo
Trabalho de conclusão de curso apresentado em cumprimento às exigências para a obtenção do grau no curso de graduação em Engenharia de Produção nos Institutos Superiores de Ensino do CENSA.
Campos dos Goytacazes - RJ
Julho/2019
FICHA CATALOGRÁFICA
ANÁLISE DE UMA PLANTA OFSSHORE DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE
ÓLEO PARA ENQUADRAMENTO DE BSW
Por
Eduardo da Cunha Alvear Castillo
Trabalho de conclusão de curso apresentado em cumprimento às exigências para a obtenção do grau no curso de graduação em Engenharia de Produção nos Institutos Superiores de Ensino do CENSA.
Aprovada em ___ de _____________ de _______.
BANCA EXAMINADORA
Geanni Barbosa da Silveira e Silva Pessanha, Msc - ISECENSA
Nome do membro da banca, titulação – Instituição
Nome do membro da banca, titulação– Instituição
DEDICATÓRIA
Ao curso de Engenharia de Produção do ISECENSA e às pessoas com
quem pude conviver. Onde me trouxeram aprendizado, ajudando a compartilhar
conhecimento e momentos felizes.
AGRADECIMENTO
À minha família pelo apoio incondicional e a Deus por me dar saúde para superar
as dificuldades.
Ao ISECENSA e seus funcionários por me darem toda a condição necessária.
À minha orientadora e professores pelas correções e incentivos.
E a todos que contribuíram para a minha formação de uma forma direta ou
indireta.
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS
ASTM -American Society of Testing Materials.
ANP -Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
A/O -Emulsão do tipo água em óleo.
°API -Grau API, do inglês American PetroleumInstitute.
BSW -Basicsedimentsandwater.
CA -Corrente alternada.
CC -Corrente contínua.
DTG - Distribuição do tamanho das gotas.
GLP - Gás liquefeito de petróleo.
K-F -Karl Fischer.
O/A -Emulsão do tipo óleo em água.
PPP - Processamento primário do petróleo.
Std –Standart.
TOG - Teor de óleo e graxa.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1: Fluidos no reservatório e na superfície. ................................................ 18
Figura 2: Ação do emulsionante sobre a gota. ..................................................... 20
Figura 3: Gota de água emulsionada no óleo mostrando a estabilidade da
emulsão pelos surfactantes e particulados. ......................................................... 21
Figura 4: Processo de desemulsificação de emulsão A/O. .................................. 23
Figura 5: Fluxograma básico de uma planta de PPP. .......................................... 30
Figura 6: Seções de separação em um vaso separador. ..................................... 32
Figura 7: Esquema ilustrativo de um separador trifásico. ..................................... 35
Figura 8: Separador Trifásico Horizontal .............................................................. 36
Figura 9: Dispositivos internos usuais nos vasos separadores. ........................... 37
Figura 10: Separador bifásico horizontal. ............................................................. 38
Figura11: A aplicação de campo elétrico faz com que gotículas de água tomem
forma elíptica. ....................................................................................................... 39
Figura 12: Esquemas típicos de tratadores eletrostáticos. ................................... 40
Figura 13: Desestabilização de uma emulsão pela ação de um desemulsificante.
............................................................................................................................. 42
Figura 14: Diagrama de fluxo da planta de processo. .......................................... 51
Figura 15: Fluxograma do manifold de produção. ................................................ 53
Figura 16: Fluxograma de aquecimento do óleo do Trem A. ............................... 54
Figura 17: Fluxograma do separador de produção do Trem A. ............................ 56
Figura 18: Modelo do analisador automático de BSW instalados no processo. ... 57
Figura 19: Fluxograma do Separador de Teste. ................................................... 57
Figura 20: Fluxograma do tratador eletrostático A. .............................................. 59
Figura 21: Medição fiscal de vazão. ..................................................................... 60
Figura 22: Fluxograma do separador atmosférico A e exportação. ...................... 61
Figura 23: Resultados de BSW do Poço P. .......................................................... 65
Figura 24: Resultados de BSW do Poço R........................................................... 69
Figura 25: Medição do BSW pós separadores atmosféricos. ............................... 71
Figura 26: BSW segundo boletim diário de produção. ......................................... 73
LISTA DE QUADROS
Quadro 1: Medição 1 do Teste do Poço P ........................................................... 62
Quadro 2: Resultado 1 do Teste do Poço P ......................................................... 62
Quadro 3: Medição 2 do Teste do Poço P ........................................................... 63
Quadro 4: Resultado 2 do Teste do Poço P ......................................................... 64
Quadro 5: Medição 1 do Teste do Poço R ........................................................... 66
Quadro 6: Resultado 1 do Teste do Poço R ......................................................... 67
Quadro 7: Medição 2 do Teste do Poço R ........................................................... 67
Quadro 8: Resultado 2 do Teste do Poço R ......................................................... 68
Quadro 9: Acompanhamento do BSW pelo Processo .......................................... 70
Quadro 10: Registro Diário de Produção ............................................................. 72
Quadro 11: BSW pelo Método da Proveta de Água Livre .................................... 74
Quadro 12: BSW por Karl Fischer Coulométrico .................................................. 75
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Composição elementar média do petróleo ........................................... 14
Tabela 2: Componentes do gás natural (% em mol) ............................................ 15
Tabela 3: Classificação de óleos crus segundo a densidade ............................... 17
SUMÁRIO
PARTE I – REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ............................................................... 12
1 ORIGEM DO PETRÓLEO ............................................................................. 13
1.1 Constituintes do Petróleo ........................................................................ 14
2 FLUIDOS PRODUZIDOS .............................................................................. 17
3 EMULSÃO NO PETRÓLEO .......................................................................... 19
3.1 Estabilidade da Emulsão no Petróleo ..................................................... 21
3.2 Separação da Emulsão no Petróleo ........................................................ 22
4 BASICSEDIMENTS &WATER ....................................................................... 24
4.1 Problemas Relacionados ao Elevado Teor de BSW ............................... 25
4.2 Medição Fiscal – Resolução ANP/INMETRO Nº 1 .................................. 26
4.3 Métodos de Análise do BSW ................................................................... 27
5 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO OFFSHORE .................... 29
5.1 Trocadores de Calor................................................................................ 30
5.2 Vasos Separadores ................................................................................. 32
5.2.1 Separador Trifásico ......................................................................... 34
5.2.2 Separador Bifásico .......................................................................... 37
5.3 Tratador Eletrostático .............................................................................. 39
5.4 Produtos Químicos Utilizados ................................................................. 41
5.4.1 Desemulsificante ............................................................................. 41
5.4.2 Antiespumante .................................................................................... 44
Parte II – ARTIGO CIENTÍFICO ........................................................................... 45
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................... 48
1.2 Justificativa e Motivação ......................................................................... 49
2 METODOLOGIA ............................................................................................ 49
2.1 Planta de Processamento Primário de Petróleo ...................................... 50
2.1.1 Manifold de Produção ..................................................................... 52
2.1.2 Aquecedores ................................................................................... 53
2.1.3 Separador Trifásico ......................................................................... 55
2.1.4 Tratador Eletrostático ...................................................................... 58
2.1.5 Separador Bifásico .......................................................................... 59
3 RESULTADOS .............................................................................................. 61
3.1 Medições Durante Teste do Poço P ........................................................ 61
3.2 Medições Durante Teste do Poço R........................................................ 66
3.3 Medições de BSW Durante o Processo .................................................. 70
3.4 Registro Diário de Produção ................................................................... 72
3.5 Medição de BSW em Laboratório ........................................................... 74
4 DISCUSSÕES ............................................................................................... 76
5 CONCLUSÕES .............................................................................................. 77
6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................. 78
Parte III – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................... 79
12
PARTE I – REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
13
1 ORIGEM DO PETRÓLEO
Existem três teorias sobre a origem do petróleo segundo Campos e Leontsinis
(1990). A primeira teoria é a Teoria Inorgânica, que aponta sobre a formação do
petróleo ser fruto de reações entre a água e o gás carbônico,constituindo carbonatos
e carbonetos metálicos expostos à alta pressão e temperatura. A Teoria da
Radioatividade supõe que a radiação de elementos existentes na crosta terrestre
teria agido sobre o metano oriundo da atmosfera primitiva, gerando hidrocarbonetos.
A mais aceita cientificamente é teoria que explica a origem do petróleo e a
presença de impurezas compatíveis com uma origem baseada em organismos vivos,
a Teoria Orgânica. Onde os microorganismos marinhos se depositam nos mares em
camadas que vão se sobrepondo juntamente com argila. Ocorrendo uma
transformação lenta devido a ação das bactérias associada à elevada pressão e
temperatura, e à catálise promovida pela argila (CAMPOS e LEONTSINIS, 1990).
Para existir uma acumulação de petróleo, é necessário que ocorra uma
sequência de eventos determinados em certa relação de tempo. A migração do
petróleo ocorre da rocha geradora até as rochas-reservatório e a posterior
disposição entre as rochas-reservatório e as rochas selantes (THOMAS, 2004).
Portanto para haver a acumulação de petróleo, é necessária a existência de
uma rocha capaz de gerar óleo (em geral são rochas de texturas finas, como por
exemplo, folhelhos, siltitos, calcilutitos e margas), denominada rocha geradora. A
rocha-reservatório (formada principalmente por arenitos e calcarenitos porosos, além
de rochas detríticas ou no caso do pré-sal que possuem reservatórios não
convencionais), apesar de possuir a função de armazenamento, facilitaa migração
do petróleo por ser mais permeável que os folhelhos e outras rochas de onde se
originam, facilitando a migração do petróleo. As rochas capeadoras (sendo as
principais os folhelhos, siltitos, calcilutitos, margas e as rochas evaporíticas tipo
halita, carnalita e anidrita) funcionam com uma retenção tridimensional, que
constituem uma armadilha (ou trapa) para que a acumulação seja satisfatória
(CORRÊA, 2003).
14
1.1 Constituintes do Petróleo
A utilização do termo petróleo, derivado do latim petra (pedra) e oleum (óleo)
refere-se aos hidrocarbonetos líquidos em seu estado natural, que são basicamente
constituídos por uma mistura de compostos químicos orgânicos. Entretanto, quanto
maior a porcentagem de moléculas pequenas na mistura, seu estado físico é gasoso
e quando contém moléculas maiores em maior quantidade, seu estado físico é
líquido, em condições normais de temperatura e pressão (THOMAS, 2004).
A composição elementar do petróleo, apresentada na Tabela 1, varia pouco,
já que é constituída basicamente por séries homólogas de hidrocarbonetos, que são
substâncias compostas por átomos de carbono e hidrogênio. Os outros elementos
aparecem geralmente sob a forma de compostos orgânicos associados às
moléculas de hidrocarbonetos (BRASIL, 2014).
Tabela 1: Composição elementar média do petróleo
Elementos (%) em peso
Carbono 83 – 87%
Hidrogênio 10 – 14%
Enxofre 0,05 – 6%
Nitrogênio 0,1 – 2%
Oxigênio 0,05 – 1,5%
Metais (Fe, Ni, V etc.) < 0,3%
Fonte: Brasil (2014).
O hidrocarboneto gasoso é oriundo do lento processo de decomposição de
matéria orgânica, com pouco oxigênio e condições de elevada temperatura e
pressão. O gás natural é definido como sendo a parcela do petróleo que se encontra
na fase gasosa, sendo proveniente da combinação de hidrocarbonetos leves e
gasosos. Ou em solução, nas condições de reservatório e que permanecem no
estado gasoso nas condições atmosféricas.A Tabela 2 apresenta os componentes
do gás natural em ambas condições (REISet al., 2005).
15
Tabela 2: Componentes do gás natural (% em mol)
Elementos Campos de gás natural
Gás natural liberado do óleo
Nitrogênio Traços – 15% Traços – 10%
Dióxido de carbono Traços – 5% Traços – 4%
Gás Sulfídrico Traços – 3% Traços – 6%
Hélio Traços – 5% Não
Metano 70 – 98% 45 – 92%
Etano 1 – 10% 4 – 21%
Propano Traços – 5% 1 – 15%
Butanos Traços – 2% 0,5 – 2%
Pentanos Traços – 1% Traços – 3%
Hexanos Traços – 0,5% Traços – 2%
Heptanos + Traços – 0,5% Traços – 1,5%
Fonte: Thomas (2004).
Por meio da Tabela 2 pode-se perceber o predomínio das moléculas de
metano (CH4) nas duas condições e em menores quantidades, os gases etano
(C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10) e nitrogênio.
O petróleo é normalmente separado em frações de acordo com a faixa de
ebulição de seus compostos. Sendo algumas das frações típicas do petróleo o GLP,
a gasolina, o querosene, lubrificantes, etc. (THOMAS, 2004).
Segundo Grem (2014, apud JUNIOR e MOTHÉ, 2007), cada reservatório terá
composição e quantidade diferentes do petróleo com esses elementos, ao qual
determinará características variadas. Alguns pretos, densos, viscosos, liberando
pouco ou nenhum gás, outros castanhos ou muito claros, com baixa densidade e
viscosidade, liberando quantidade considerável de gás. Essa diversidade de
16
estruturas e elementos, que consequentemente produz diversas densidades e
viscosidades de um reservatório para outro, gera uma necessidade de classificação
do petróleo. De acordo com essas características, o petróleo cru pode ser
classificado por leve, médio, pesado e muito pesado.
De acordo com a estrutura, os hidrocarbonetos são classificados em
hidrocarbonetos saturados, insaturados e aromáticos.Outros constituintes
considerados como impurezas são identificados como não hidrocarbonetos, dentre
eles estão presentes os compostos sulfurados, compostos nitrogenados, compostos
oxigenados, resinas e asfaltenos e os compostos metálicos (THOMAS, 2004).
Dentre os identificados como não hidrocarbonetos, possuem a capacidade de
afetar a densidade dos óleos, o odor, cor, etc. E variam na composição pela idade
geológica, profundidade do reservatório, tectonismo, salinidade, teor de enxofre, etc.
(CORRÊA, 2003).
Analisando a densidade do óleo, característica extremamente relevante à
comercialização do mesmo, são classificados pelo grau API (American Petroleum
Institute). Essa escala varia inversamente de acordo com a densidade, isto é, quanto
maior a densidade, menor o °API (FAHIM, 2012).
Segundo Brasil (2014), a densidade é definida como a relação entre a massa
específica a uma dada temperatura e a massa específica de um padrão a uma
temperatura referência. Existem diversos métodos utilizados na indústria do petróleo
para se determinar a densidade, entre os quais se destacam o “Densímetro API”,
que é uma alternativa para representação da densidade numa faixa ampliada de
valores. O resultado para se determinar o grau API é definido pela Equação 1:
𝐴𝑃𝐼 =141,5
𝑆𝐺 − 131,5 (1)
17
Onde:
SG é a densidade definida como a massa específica do óleo cru em relação à
massa específica da água em 15,6 °C;
Os valores 141,5 e 131,5 existentes na fórmula são utilizados, pois a
referência usada pelo API é a água e o API da água é 10, já que se substituindo na
equação, o resultado da densidade será 1 kg/L.
A partir do resultado obtido os óleos crus podem ser classificados de acordo
com a sua densidade conforme apresenta a Tabela 3.
Tabela 3: Classificação de óleos crus segundo a densidade
Óleos crus leves °API> 38
Óleos crus médios 38 >°API> 29
Óleos crus pesados 29 >°API> 8,5
Óleos crus muito pesados °API< 8,5
Fonte: Fahim (2012).
A unidade “º API” apesar de criar uma melhor leitura e classificação do óleo
quanto à sua densidade, também está diretamente relacionada à qualidade e valor
comercial. Um óleo leve terá uma densidade menor, consequentemente um°API
maior e um valor comercial maior. Já um óleo pesado, possui maior densidade, ou
seja, um valor comercial e um °API menor (FAHIM, 2012).
2 FLUIDOS PRODUZIDOS
Espera-se que um reservatório tenha comportamento padrão apresentando
uma vazão de produção de óleo, gás e água. A Figura 1 ilustra como os fluidos se
distribuem no reservatório e os resultados da produção em superfície. As vazões
representativas são aquelas medidas em condições padrão ou de superfície (1atm,
20 °C), chamadas “condição standart” (THOMAS, 2004).
18
Figura 1: Fluidos no reservatório e na superfície. Fonte: Thomas, 2004.
Ainda conforme o autor acima citado,um poço produzindo uma vazão de 100
m³ std/dia de óleo, significa que da mistura que está saindo diariamente do
reservatório através daquele poço, 100 m³ permanecem no estado líquido na
superfície. O óleo é a parte de hidrocarbonetos que permanece no estado líquido
quando elevado à superfície, que é o local onde será realizada a medição, sendo
esse volume medido aquele que interessa comercialmente.
A composição do gás produzido se estabelece pelo gás livre encontrado no
reservatório, pelos hidrocarbonetos misturados com o óleo que se vaporizam
quando levados à superfície e pelos hidrocarbonetos misturados com a água que se
vaporizam quando levados à superfície, onde este último geralmente é desprezado
para o cálculo da produção (THOMAS, 2004).
A produção de água dos reservatórios pode ser proveniente da própria rocha
do reservatório, de aquíferos, ou água injetada, método de elevação artificial
utilizado, onde se injeta água no reservatório para a recuperação do óleo (BRASIL,
2014).
O volume de água produzido varia de acordo com a vida produtiva do
reservatório. No começo da produção, o volume de água produzido é pequeno (de
5% a 15%). Em um reservatório maduro, o volume da água aumenta, principalmente
pela necessidade de uma maior injeção de água para manter a pressão do
reservatório e deslocar o óleo para os poços produtores, o que pode variar de 15% a
90% (GREM, 2014, apud GABARDO, 2007; SILVA, 2008; LIMA et al., 2008).
19
3 EMULSÃO NO PETRÓLEO
A dispersão química consiste em sistemas nos quais uma substância se
encontra sob a forma de pequenas partículas em outra substância. Essa substância
disseminada é chamada de fase dispersa, a outra substância é a fase contínua. No
petróleo existe em sua composição uma parcela de água, dispersa no óleo sob
forma de gotículas, ou seja, emulsionada (BRASIL, 2014).
Emulsão é o composto de dois líquidos imiscíveis, formada de uma fase
contínua e uma fase dispersa, separadas por um filme estável constituído de
agentes emulsificantes (Thomas, 2004). Ainda segundo Brasil (2014), essa emulsão
é formada quando dois líquidos sofrem uma forte agitação e por consequência são
levados a um íntimo contato, ocorrendo à dispersão de um deles, sob a forma de
gotículas no outro líquido. No caso do petróleo, a fase dispersa é a água e a fase
contínua é o petróleo, formando a emulsão A/O (gotículas de água na fase livre
óleo).
As emulsões de petróleo possuem uma coloração marrom escura,
viscosidade superior ao petróleo desidratado e sua gota fica coesa quando pingada
em água livre (THOMAS, 2004).
As moléculas dos emulsificantes possuem uma parte constituída de
heteroátomos com afinidade pela água (polar) e uma maior parte com afinidade pelo
óleo (apolar) conforme pode ser visualizado na Figura 2. Devido a essa
característica, a parte polar, chamada de hidrofílica, tende a se descolar para a fase
aquosa, enquanto a maior parte da molécula, apolar ou lipofílica, tende a
permanecer na fase oleosa, se acumulando nas superfícies das gotículas. Com o
passar do tempo, mais moléculas dessas substâncias migram para a interface água-
óleo, formando uma película que age como uma barreira física que impede a
aproximação das gotículas vizinhas de água (BRASIL, 2014).
20
Figura 2: Ação do emulsionante sobre a gota. Fonte: Brasil, 2014.
Conforme Rodrigues (2013, apud Sjöblom, 2006), a emulsão formada entre o
petróleo e a água produzida durante o processo é resultado da atividade interfacial
do óleo cru proveniente das resinas e asfaltenos, constituintes do petróleo, os quais
são capazes de serem adsorvidos na interface do óleo e da água formando um filme
estável.
As resinas são compostos que possuem características aromáticas e podem
conter heteroátomos nas suas estruturas. São compostos altamente polares e
fortemente adsorventes. Funcionam como agentes peptizantes (plastificante
químico) dos asfaltenos e fazem com que haja estabilização das
emulsões(LUCHESE, 2010, apud REPSOL, 2010).
Os asfaltenos são moléculas poliaromáticas, em geral polares,
estruturalmente como as resinas, porém com peso molecular maior. Podem conter
heteroátomos como oxigênio, enxofre, nitrogênio e complexos metálicos de níquel,
vanádio e ferro (LUCHESE, 2010).
As estruturas das moléculas de asfaltenos são compostas por
hidrocarbonetos com partes relativamente polares, dadas por anéis aromáticos e
grupos funcionais, e as partes apolares constituídas pelas cadeias alifáticas, os
quais permitem apresentar uma dualidade polar-apolar, concedem propriedades
interfaciais que estabilizam as emulsões (LUCHESE, 2010, apud ANDRADE, 2009).
21
3.1 Estabilidade da Emulsão no Petróleo
A estabilidade de uma emulsão está relacionada com a dificuldade de
separação em suas fases originais. Essa dificuldade está relacionada com a
natureza do filme interfacial que envolve as gotas de água, das interações entre as
gotas e das características físico-químicas do meio dispersante, conforme Figura
3(SANTOS, 2009, apud AUFLEM, 2002).
Figura 3: Gota de água emulsionada no óleo mostrando a estabilidade da emulsão pelos surfactantes e particulados.
Fonte: Santos, 2009.
Para Alves (2013, apud Abdurahman, 2007), a estabilidade das emulsões A/O
tem configurado um dos maiores problemas na separação primária do petróleo. A
estabilidade das emulsões de petróleo do tipo água e óleo depende do
envelhecimento da emulsão, da presença de sólidos finos na interface, do tamanho
de gotas de água gerada e do volume da fase dispersa (RODRIGUES, 2013, apud
KUNERTet al., 2007).
Os agentes emulsificantes podem estar presentes tanto na água como no
óleo. Conforme Rodrigues (2013, apud Santos et al., 2010), dentre os presentes na
água, destacam-se os sedimentos suspensos e particulados como as argilas. No
22
petróleo, os asfaltenos, parafinas, resinas e compostos oxigenados. Eles são
responsáveis pela diminuição da tensão interfacial e pela formação de um filme
rígido na interface entre água e óleo, dificultando a floculação e a coalescência das
gotículas. Os agentes emulsificantes podem ser eletrólitos inorgânicos, tensoativos
(ácidos carboxílicos e aldeídos), macromoléculas ou sólidos finamente divididos.
Segundo Rodrigues (2013, apud Sjöblom, 2006), alguns estudos descrevem
que a estabilidade da emulsão gerada entre o petróleo e a água é resultado da
estrutura polimérica dos asfaltenos e das resinas, consequentemente o tamanho das
moléculas destes compostos, bem como a aromaticidade e a função carbonil
definem a condição de existência deste tipo de emulsão.
Conforme Fraga (2015, apud Spiecker; Kilpatrick, 2004), os asfaltenos são
considerados os principais agentes responsáveis pela estabilização de emulsões em
petróleo devido a sua capacidade de redução da tensão interfacial óleo/água, sendo
que o termo asfaltenos é utilizado para designar as macromoléculas do petróleo, de
elevada massa molar e polaridade.
As resinas, apesar de terem estrutura parecida aos asfaltenos, são frações
menos polares e de menor massa molar. São solúveis em alcanos leves e insolúveis
em propano líquido, além de atuarem como dispersantes dos asfaltenos em petróleo
(FRAGA, 2015, apud HASHMI; FIROOZABADI, 2013).
Segundo Cunha (2007), alguns dos principais mecanismos inerentes a
estabilização das emulsões são a repulsão eletrostática, a estabilização estérica e o
efeito de Gibbs-Marangoni. Os principais fatores que afetam a estabilização das
emulsões são as partículas sólidas, os componentes polares de alta massa molar, a
temperatura, o tamanho das gotas, a acidez e o envelhecimento das emulsões.
3.2 Separação da Emulsão no Petróleo
A quebra da emulsão requer tratamentos físicos e químicos. Segundo Brasil
(2014) a quebra da emulsão ocorre com o enfraquecimento e rompimento da
película formada pelos agentes emulsionantes sobre as gotículas de água, onde
permite que as gotículas se aglutinem e decantem. Para desestabilizar a emulsão
23
A/O, algumas formas são utilizadas, como a elevação da temperatura, adição de
desemulsificante e emprego de campo elétrico.
Conforme Alves (2013, apud Kokal, 2005), a quebra da emulsão envolve a
floculação e a coalescência. Além destes, a sedimentação é o mecanismo final da
separação da água emulsionada, como demonstra a Figura 4.
Figura 4: Processo de desemulsificação de emulsão A/O. Fonte: Alves, 2013.
A floculação é a aglomeração das gotas em agregados. A floculação não é
irreversível, podendo as gotas voltar a se dispersarem na fase contínua. A floculação
ocorre quando as gotas formam um agregado sem perder a sua identidade inicial.
As gotas se aproximam e ficam na condição de equilíbrio (SANTOS, 2009, apud
NIEVESet al., 1987; FRANCOet al., 1988).
A coalescência é a união de gotículas, ou de gotículas com a fase livre, e para
que ela ocorra, é necessário o estreitamento da película interfacial e posterior junção
das gotículas (PAULIN, 2013, apud NIEVESet al., 1987).
Conforme Rodrigues (2013, apud Kunertetal., 2007; Santos et al., 2010),
existe uma relação entre o tamanho das gotas e o volume da fase dispersa. Gotas
pequenas possuem uma menor velocidade de sedimentação, enquanto, à medida
que se aumenta o volume de água, aumenta-se também o tamanho das gotas,
facilitando assim a colisão e a coalescência entre as mesmas.
24
4 BASICSEDIMENTS &WATER
BSW (Basic Sediments and Water), em português água e sedimentos
básicos, é a porcentagem de água e sedimentos em relação ao volume total do
fluido produzido, podendo ser calculada conforme a Equação 2. O BSW concentra
também os valores de sólidos, sais e outros sedimentos eventualmente presentes
em uma amostra líquida de petróleo (Brasil, 2014).
𝐵𝑆𝑊 = 𝑄𝑤
𝑄𝑙⁄ (%) (2)
Onde:
BSW: quociente entre a vazão de água mais os sedimentos que estão sendo
produzidos e a vazão total de líquidos e sedimentos;
QW: vazão de água mais os sedimentos;
QL: vazão total do fluido produzido.
Quando a produção de petróleo é acompanhada de elevados teores de água,
devido o campo ser maduro, ou pela interferência de aquíferos, sendo este teor
avaliado pelo ensaio de BSW, o qual também determina o teor de sedimentos.
Porém em alguns casos é mais fácil tratar a emulsão quando o BSW ultrapassa os
50%, pois ocorre o ponto de inversão da emulsão. Fazendo com que valores críticos
de tratamento sejam entre 10 e 40% de BSW(SOUSA, 2015, apud BRADLEY, 1987;
SCHRAMM, 2000).
Segundo Pessoa (2007), para a produção de petróleo, é necessária a
medição constante da vazão e do BSW, pois essas variáveis são fundamentais para
o projeto e a finalidade do processo de produção, tanto no ponto de vista comercial,
econômico, como no legislativo.
Analisar a vazão e o BSW dos reservatórios servirá de informação para uma
previsão do potencial de produção, para assim dimensionar os equipamentos,
plantas, projetos de produção e processamento (BRASIL, 2014).
25
Obter um BSW menor implica em uma produção maior, em um óleo de
melhor qualidade, logo um produto de maior valor comercial. Para se atender a
refinarias e normas, também é preciso ter uma determinada concentração de BSW
no óleo (FREITAS et al.,2007).
Segundo Santos (2009, apud Starketal., 2002), para que haja a separação do
petróleo, é necessário a quebra das emulsões. Se a água não for removida nas
unidades de produção, esta será transportada como petróleo, onerando o custo do
transporte, propiciando a corrosão dos dutos e dos tanques de armazenamento.
Após o processamento primário o óleo deve atingir as especificações da ANP
para que possa ser comercializado. Não devendo conter quantidade elevada de
BSW, para tanto o óleo precisa ser desidratado. O processo de desidratação
consiste na quebra da emulsão óleo/água ou água/óleo. Na emulsão, além da água,
estão presentes os sais dissolvidos e os sedimentos. Portanto, o tratamento do óleo
é realizado com os desemulsificantes químicos ou biológicos, calor e campo elétrico
em vasos tratadores (RODRIGUES, 2013, apud KUNERTet al., 2007).
A análise do BSW produzido é feita em laboratório a partir de amostras
coletadas em diversos pontos do processo, bem como a utilização de medidores
automáticos instalados nas linhas. Esses pontos de medição podem ser estratégicos
como obrigatórios por normas (PESSOA, 2007).
4.1 Problemas Relacionados ao Elevado Teor de BSW
O controle do teor de BSW também implica na conservação e bom
funcionamento dos equipamentos (FAHIM, 2012).
Os sais presentes (carbonatos, sulfatos e cloretos de sódio, potássio, cálcio e
magnésio) podem causar vários transtornos para o processo de produção de
petróleo, como corrosão e incrustação dos equipamentos, por isso também é
importante reduzir o teor de BSW do óleo produzido (BRASIL, 2014).
Os sedimentos são materiais sólidos e não são solúveis presentes nos
hidrocarbonetos ou na água. São compostos por areia, lama de perfuração, rocha ou
26
minerais provenientes da erosão de tubos de metal, podendo desgastar
consideravelmente os equipamentos (FAHIM, 2012). Ainda conforme Thomas
(2004), sedimentos como a areia podem ocasionar erosão nas válvulas do processo
ou obstruir elementos internos nos vasos separadores.
4.2 Medição Fiscal – Resolução ANP/INMETRO Nº 1
No Brasil, o órgão responsável pela regulamentação, contratação e
fiscalização das atividades econômicas da indústria do petróleo é a ANP (Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis), em trabalho conjunto com o
INMETRO (Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia) tendo
elaborado a Resolução ANP/INMETRO Nº 1, que é o Regulamento Técnico de
Medição de Petróleo e Gás Natural.
Segundo o Art. 1º da Resolução ANP/INMETRO Nº1, o presente regulamento,
estabelece as condições e os requisitos técnicos, construtivos e metrológicos
mínimos que os sistemas de medição de petróleo e gás natural deverão observar,
com vistas a garantir a credibilidade dos resultados de medição.
É importante existir a confiabilidade na medição fiscal, pois esses valores são
a base para o cálculo do pagamento das participações governamentais, onde estão
inseridos os excedentes de óleo e os royalties, que são de interesse dos Municípios,
dos Estados e da União.
Segundo o subitem 7.1.2 da Resolução ANP/INMETRO Nº 1, os pontos de
medição fiscal a serem submetidos para aprovação da ANP devem estar localizados
imediatamente após as instalações de separação utilizadas para especificar o BSW,
deve se medir os pontos com o petróleo estabilizado, ou seja, antes de ser
exportado da unidade de produção.
Segundo o subitem 7.1.7, o petróleo medido pelo sistema de medição fiscal
deve ser estabilizado e não conter mais de 1% de água e sedimento, determinados
em amostragem automática e proporcional à vazão.
27
Segundo o subitem 5.4.4, em caso de falha de enquadramento do petróleo, o
agente regulado deve informar a ANP, em padrão definido por esta, dentro de
setenta e duas horas da ocorrência.
4.3 Métodos de Análise do BSW
O teor de água e sedimentos deve ser conhecido para se medir com precisão
os volumes líquidos reais de óleo, para posteriormente ser comercializado (FRAGA,
2015).
Para análise do BSW por amostragem, utiliza-se o método Karl Fischer
Coulométrico para uma precisão maior e o método por centrifugação para uma
precisão menor, geralmente um BSW acima de 5% (FRAGA, 2015).
A norma que estabelece o ensaio de laboratório para determinação do BSW
em petróleo, utilizando o método da centrifugação, é a norma ABNT NBR 14647
(2010), ao qual consiste em colocar volumes iguais de óleo e tolueno saturado com
água em dois tubos cônicos para centrifugação. Após a centrifugação, o BSW é lido.
Se necessário, deve ser adicionado desemulsificante para separar a água da
amostra. Após a centrifugação e a leitura do volume de água e sedimentos em cada
tubo, o BSW é calculado conforme a Equação 3:
𝑉 = [(𝑉𝑠1 + 𝑉𝑠2)
(𝑉𝑡1 + 𝑉𝑡2)⁄ ] × 100 (3)
Onde:
V: porcentagem em volume de água e sedimentos da amostra (BSW);
Vs1: volume de água e sedimentos no tubo 1, em mililitros;
Vs2: volume de água e sedimentos no tubo 2, em mililitros;
Vt1: volume de amostra no tubo 1, em mililitros;
Vt2: volume de amostra no tubo 2, em mililitros.
28
Seguindo uma derivação de melhoria devido a experiência acumulada, utiliza-
se o “Método da Proveta de Água Livre” dada pela Equação 4:
𝐵𝑆𝑊 = 100 ×[(𝑉𝑒×𝐵𝑆𝑊𝑒
100⁄ )+𝑉𝑤]
𝑉𝑡 (4)
Onde:
Vt: Volume total da amostra, em mililitros;
Vw: Volume da fase água e sedimentos separados da amostra original e
medido no funil ou proveta, em mililitros;
Ve: Volume da fase óleo no topo do funil ou remanescente no frasco após
retirar a água e sedimentos (Ve = Vt – Vw), em mililitros;
BSWe: Teor de água (determinado por centrifugação ou por titulação Karl
Fischer Coulométrico) na fase de emulsão residual no topo do funil ou no topo do
frasco de amostragem, em porcentagem.
A norma ASTM D 4928-12 é referência para se estabelecer o teor de água em
amostras de petróleo utilizando a titulação Karl Fischer Coulométrico com célula do
tipo diafragma. Para obter precisão dos resultados e o cálculo da estimativa de
incerteza, a faixa de trabalho estabelecida é de 0,02 até 5% de água emulsionada
em petróleo cru.
Nesse procedimento adotado pela ASTM D 4928-12, uma alíquota definida de
petróleo é injetada através de um conjunto micro seringa+agulha calibrado no copo
de titulação do titulador Karl Fischer Coulométrico com célula do tipo com diafragma.
Após o processo, o titulador Karl Fischer Coulométrico imprime o resultado da
massa de água da amostra. Uma vez a titulação encerrada uma nova amostra
poderá ser injetada no copo de titulação. A Equação 5 demonstra o cálculo do BSW:
𝐵𝑆𝑊 = 𝐶01 × 𝐻2𝑂 𝐶00⁄ (5)
29
Onde:
C01: constante de cálculo = 0,1;
H2O: massa de água da amostra (obtida do relatório impresso);
C00: volume de amostra injeta em microlitros.
Esse processo deve ser feito em duplicata seguindo os critérios de
repetitividade da norma ASTM D 4928-12.
5 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO OFFSHORE
Segundo Brasil (2014), entende-se por processamento primário de petróleo
(PPP) a primeira etapa ainda na fase de produção, por onde o petróleo passa depois
que sai do reservatório e chega à superfície. Utiliza-se o termo “primário” para
distinguir do processamento mais complexo que o petróleo sofre na refinaria.
O processo de separação das fases é realizado com a utilização de
equipamentos separadores bifásicos ou trifásicos, que operam em série ou em
paralelo (SILVA, 2013, apud PETROBRAS, 1998).
O objetivo do processamento primário dos fluidos é separar o óleo, gás e
água com impurezas em suspensão no intuito de condicioná-los aos padrões de
envio aos terminais e refinarias (SILVA, 2013, apud DOURADO, 2009).Para o óleo,
o teor máximo de água e sal geralmente aceito é de 1% BSW e 285 mg/l (miligramas
de sais dissolvidos por litro de petróleo), respectivamente (THOMAS, 2004).O gás
natural deve estar disponível em uma pressão especificada para exportação e não
deve conter teores excessivos de H2S, CO2 e vapor d’água (BRASIL, 2014).
O tratamento da água deve atender aos requisitos para injeção, bem como as
regulamentações ambientais de descarte(THOMAS, 2004). De acordo com a
Resolução CONAMA 393/07 Art. 5º, que dispõe sobre o descarte contínuo de água
de processo ou de produção em plataformas marítimas, a concentração média
mensal do teor de óleos e graxas (TOG) é de no máximo 29 mg/l, com valor diário
de no máximo 42 mg/l para descarte no mar.
30
Os métodos utilizados para a separação e tratamento do óleo passam pelo
uso de alguns equipamentos: trocadores de calor, vasos separadores, tratadores
eletrostáticos, além da utilização de produtos químicos conforme demonstra a Figura
5 (BRASIL, 2014).
Figura 5: Fluxograma básico de uma planta de PPP. Fonte: Silva, 2013.
O sistema começa na cabeça do poço, que possui uma válvula de controle de
vazão de acordo com as recomendações da engenharia de reservatórios. Essa
válvula realiza a maior perda de carga entre reservatório e o primeiro separador.
Quando dois ou mais poços produzem para a mesma unidade, é necessário o uso
de um manifold de produção para combinação das vazões e pressões dos diversos
poços para a entrada da planta de processamento primário (THOMAS, 2004).
5.1 Trocadores de Calor
31
Segundo Sant’Anna (2005), os trocadores ou permutadores permitem a troca
de calor entre dois fluidos que estão em diferentes temperaturas. Conforme a norma
ANBT NBR 11696 (1991), que trata da construção e utilização dos permutadores na
indústria petrolífera, os trocadores de calor são classificados quanto à sua utilização
como: aquecedor, resfriador (resfria um fluido de processo por meio de ar, água ou
salmoura), refrigerador (resfria um fluido de processo através da evaporação de um
fluido refrigerante), condensador, vaporizador e evaporador. E quanto à sua
construção, como: casco tubo, duplo tubo, serpentina, tipo placa, resfriadores a ar,
rotativos regenerativos e especiais.
No processamento primário, o aquecimento do fluido produzido é fundamental
para que haja a separação e tratamento do óleo. Segundo Brasil (2014) o objetivo
desse aquecimento é facilitar a separação água-óleo, principalmente pela redução
da viscosidade do óleo, o que facilita a decantação da água oleosa, que tem maior
densidade.
No mesmo sentido, o aquecimento da emulsão é importante para evitar a
formação de cristais da parafina, pois esses cristais são responsáveis pela
estabilização das emulsões. Esse tipo de ocorrência é típica de óleos produzidos em
reservatórios provenientes de águas profundas. O aquecimento diminui a
viscosidade do meio, aumenta a difusão do desemulsificante no meio, aumenta a
energia térmica resultando numa maior movimentação das gostas, diminui a rigidez
da película interfacial formada pelos emulsificantes naturais e facilita o transporte do
fluido nas tubulações (CUNHA, 2007, apud KOKAL, 2002).
O aumento de temperatura aumenta a diferença de densidade entre as fases
contínuas e dispersas, aumentando assim a velocidade de sedimentação das gotas
de água (BRITTO, 2013, apud KOKAL, 2002).
No tratamento de óleos pesados, além do tratamento eletrostático e com
desemulsificantes, pode ser preciso elevar a temperatura do óleo até cerca de 120
ºC, conseguindo assim, melhores resultados (BRASIL, 2014).
Na separação trifásica, uma opção para se quebrar as emulsões e melhorar a
separação do óleo e da água é a elevação da temperatura da mistura trifásica com a
instalação de aquecedores. Para elevar essa temperatura são recomendados no
32
processamento primário trocadores de calor tipo tubo fixo (casco tubo), com
cabeçote removível (SANT’ANNA, 2005).
5.2 Vasos Separadores
Os fluidos que chegam do reservatório, primeiramente necessitam ser
separados antes de tratados, para isso são usados equipamentos chamados de
separadores, que podem ser bifásicos ou trifásicos. A utilização de cada separador
depende do projeto desenvolvido para a produção de determinado campo de
petróleo, podendo ser mais complexo, ou mais simples (SILVA, 2013, apud
PETROBRAS, 1998).
Segundo Thomas (2004), um separador possui quatro seções: separação
primária, acumulação, separação secundária e aglutinação (Figura 6).
Figura 6: Seções de separação em um vaso separador. Fonte: Thomas, 2004.
Na seção de separação primária, o fluido se choca contra um defletor na
entrada do vaso, ou passa por um difusor, dirigindo-se para o fundo do vaso. Nesse
ponto ocorre a diminuição da turbulência e das golfadas, separando a maior parte do
líquido. Sendo que a seção de acumulação de líquido é onde ocorre a separação
das bolhas de gás, que ficaram no líquido após a seção primária, o líquido necessita
ficar retido durante um tempo para sua eficiência. A seção de separação secundária
é a região onde são separadas as gotículas menores de líquido carregadas pelo
33
gás, que necessitam ficar retidas. Na seção de aglutinação, são utilizados extratores
de névoa na saída do gás, onde as gotículas de líquido restantes são aglutinadas e
recuperadas (THOMAS, 2004).
Os vasos de separação que se baseiam somente na sedimentação pela
gravidade removem apenas as gotas maiores de 100 micra. Já os separadores que
usam extratores de névoa vão impedir o arraste de partículas menores, na ordem de
5 a 10 micra, ocasionando uma menor perda de produção, reduzindo a corrosão nas
operações à jusante, contaminação e danos nos equipamentos (SILVA, 2013, apud
CLARK KOCH, 2004).
O fluido que chega no vaso separador, é composto por líquido (óleo mais
água) e gás, em íntimo contato, tendo gotículas de óleo no gás como bolhas de gás
no líquido. O dimensionamento e a concepção dos equipamentos separadores
baseiam-se no fundamento que rege a sedimentação, a lei de Stokes (Equação 6), e
no equilíbrio líquido-vapor, sendo a separação líquido-gás dependente da pressão e
da temperatura do sistema (BRASIL, 2014).
𝑣 = │ρₐ − ρₒ│d²g μ⁄ (6)
Onde:
𝑣: é a velocidade de sedimentação das gostas;
│ρₐ - ρₒ│: é o valor absoluto da diferença entre as massas específicas da
água e do óleo;
μ: é a viscosidade da fase contínua;
d: é o diâmetro das gotículas que sedimentarão ou flotarão;
g: é a aceleração devida à força de campo (gravitacional ou centrífuga).
Os vasos separadores podem ser horizontais ou verticais. Os vasos
horizontais apresentam uma maior área de interface e são utilizados quando há
formação de espuma. São normalmente mais eficientes na separação gás/líquido
devido à área superficial de interface maior, que permite uma maior decantação das
34
gotículas de óleo presentes na fase gasosa, além de favorecer o desprendimento do
gás da fase líquida separada (SILVA, 2013, apud JUSTINO, 2010).
Segundo Brasil (2014), os vasos verticais permitem a acumulação de
sedimentos no fundo do vaso, facilitando sua remoção, porém, segundo Silva
(2013,apud Justino, 2010) geralmente não são usados em unidades offshore, devido
à sua altura e a falta de espaço em unidades marítimas, dando preferência a
equipamentos compactos.
Segundo Fraga (2015, apud Talebian, 2014) a formação de espuma é o
problema crucial nos vasos separadores, pois ela dificulta o controle mecânico do
nível do líquido, podendo causar inundações. Ocupa grande espaço no vaso
separador, reduz a capacidade e eficiência, podendo arrastar a fase líquida na fase
gasosa e vice-versa, podendo causar indesejadas e inesperadas interrupções do
processo de produção.
É importante o controle com o objetivo de manter os níveis dos vasos
separadores estáveis. Uma das perturbações decorrentes em processos de
produção offshore são as ‘golfadas’, que consistem em severas oscilações de
líquido seguidas de grandes ondas de gás. As consequências são oscilações nas
pressões e vazões do processo que podem causar problemas para a operação da
plataforma, como a parada da produção (SANTOS& SOTOMAYOR, 2012).
5.2.1 Separador Trifásico
O separador trifásico (Figura 7) é um separador que possui uma entrada de
mistura gás-líquido-óleo, com uma saída de gás, uma saída de óleo e outra saída de
água (BRASIL, 2014).
35
Figura 7: Esquema ilustrativo de um separador trifásico. Fonte: Brasil, 2014.
Quando uma emulsão de óleo e água é separada, uma camada de água
relativamente limpa aparece no fundo, denominada água livre. Os separadores
trifásicos são usados quando se quer separar a água livre. Esses separadores
possuem dimensionamento semelhante ao bifásico, porém necessitam de mais
espaço para decantação do líquido na seção inferior e um dispositivo adicionado
para remoção da água livre (THOMAS, 2004).
Segundo Brasil (2014), a água por ser mais densa se acumula no fundo no
vaso, o gás se acumula na parte superior e a parte oleosa sobre a água livre, onde
passa sobre um vertedor para a seção seguinte, onde se acumula e é
posteriormente removida, conforme mostra a Figura 8.
36
Figura 8: Separador Trifásico Horizontal Fonte: Silva, 2005, apud Pereira 2004.
Para melhorar a eficiência são empregados alguns dispositivos nos vasos
separadores. As chicanas “quebra-onda” (Figura 9) são dispositivos utilizados em
unidades offshore devido à movimentação natural em alto mar, ajudando na
estabilidade do nível do vaso (BRASIL, 2014).
Na entrada do equipamento uma placa defletora (Figura 9) promove a
fragmentação das fases, facilitando a saída do gás e aumentando o grau de
dispersão das outras fases (RIBEIRO, 2009).
37
Figura 9: Dispositivos internos usuais nos vasos separadores. Fonte: Brasil, 2014.
As placas coalescedoras, exemplificadas na Figura 9, também são
dispositivos usados no interior do vaso, que consistem em um conjunto de diversas
placas paralelas que alinham a combinação de gotas das fases dispersas,
diminuindo o número de gotas, porém aumentando o diâmetro, beneficiando assim a
separação (RIBEIRO, 2009, apud PERRY& CHILTON, 1980).
5.2.2 Separador Bifásico
São separadores que apresentam uma entrada para mistura gás-líquido e
duas saídas, uma de gás e outra de líquido (BRASIL, 2014).
O fluido entra no separador e choca-se com defletores de entrada que
provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluido. A força da
gravidade causa a separação das gotículas líquidas mais pesadas que deixam a
corrente de gás e se acumulam no fundo do vaso, onde o líquido é coletado. Esta
38
seção de coleta assegura um tempo de retenção apropriado, necessário para que o
gás se desprenda do líquido e vá para o espaço superior do separador (THOMAS,
2004).
O gás separado no defletor de entrada, contendo gotas de líquido de
diferentes diâmetros, se desloca pela parte superior do vaso, onde as gotas maiores
se chocam entre si e com as paredes do vaso, se aglutinam e caem sobre a
interface gás-líquido. As gotas menores ao passarem pelo eliminador de névoa na
saída do vaso podem coalescer, vencendo a velocidade de ascensão do gás e
gotejando no sentido da interface gás-líquido (BRASIL, 2014).
Segundo Thomas (2004), a pressão no vaso é controlada na abertura de uma
válvula, que regula o fluxo de saída do gás e o líquido é retirado por controle de
nível, como demonstra a Figura 10.
Figura 10: Separador bifásico horizontal. Fonte: Brasil, 2014.
Separadores bifásicos são usados antes do tratamento e compressão do gás,
para garantir que nenhum líquido chegue a esses equipamentos (Torre de
desidratação e Compressores) (SANT’ANNA, 2005, apud PEREIRA, 2004).
39
5.3 Tratador Eletrostático
Os estudos de coalescedores elétricos começaram com Frederick G. Cotrell.
O processo de separação eletrostática é aplicado para separar um líquido condutor
disperso em um meio não condutor. Conforme Quintaes et al. (2005), quando
aplicado um campo elétrico em uma emulsão A/O, as gotículas de água são
polarizadas e passam de uma forma esférica para uma elíptica (Figura 11).
Figura11: A aplicação de campo elétrico faz com que gotículas de água tomem forma elíptica.
Fonte: Brasil, 2014.
A aplicação de um campo elétrico com alta voltagem, de 15 kV a 50 kV, a
uma emulsão A/O, provoca a coalescência das gotículas de água. O campo elétrico
contínuo provoca a coalescência por eletroforese e o campo elétrico alternado,
causa a coalescência por dipolo induzido (THOMAS, 2004).
O sistema eletrostático, como demonstra a Figura 12, é bastante utilizado em
sistemas marítimos, pois os volumes processados são altos, atingindo maior
eficiência na coalescência. As partículas positivas migram para o extremo da elipse
mais próxima do eletrodo negativo, e as partículas negativas, migram para o lado
oposto. As gotículas vizinhas que estão na direção do campo elétrico aplicado, ficam
com sinais contrários de uma para a outra, gerando um campo elétrico induzido e
surgindo a interação, causando assim a coalescência (BRASIL, 2014).
40
Figura 12: Esquemas típicos de tratadores eletrostáticos. Fonte: Brasil, 2014.
Segundo Brasil (2014), a força de atração entre as gotículas polarizadas,
pode ser expressa pela Equação 7:
𝐹 = K E2r26r4
l4⁄ = 6K E2r2
(𝑙 𝑟4⁄ )⁄ (7)
Onde:
K = Fator que depende da constante dielétrica do meio contínuo;
E = Gradiente de tensão;
r = São consideradas duas gotículas de mesmo raio;
𝑙= Distância entre os centros.
A velocidade eletroforética (m/s) é expressa por Erberz & Waterman pela
Equação 8, (QUINTAES et al., 2005):
41
𝑉𝑒𝑓 = 𝐾𝑔𝐸2𝑟
ηc⁄ (8)
Onde:
Kg: é uma constante proporcional a carga da gota;
E: é a intensidade do campo (V/m);
r: é o raio da gota (m);
ηc: é a viscosidade da fase contínua (Pa.s).
5.4 Produtos Químicos Utilizados
Diante dos problemas causados pela emulsão e pela espuma durante o
processo de separação do óleo, é de grande importância a quebra da emulsão e a
inibição da espuma. Os agentes químicos atuantes nesse processo são os
desemulsificantes e antiespumantes (FRAGA, 2015).
Os métodos que visam reduzir a quantidade de espuma formada, consistem
basicamente na filtração de partículas sólidas, que são responsáveis pela
estabilização de espuma no petróleo, e na utilização de agentes químicos
conhecidos como antiespumantes (FRAGA, 2010).
Os agentes desemulsificantes e antiespumantes, geralmente apresentam
caráter anfifílico, ou seja, possuem uma porção hidrofílica que interage com as
moléculas de água e outra hidrofóbica, que interagem com a fase oleosa (FRAGA,
2015, apud MANSUR, 2012).
5.4.1 Desemulsificante
O tratamento químico é realizado pela adição de desemulsificantes, que são
produtos químicos que deslocam os emulsificantes naturais que se encontram na
superfície das gotículas emulsionadas, permitindo assim a aproximação, drenagem
e ruptura do filme interfacial, possibilitando a coalescência (PAULIN, 2013).
42
Os desemulsificantes devem possuir alta velocidade de adsorção na região
de interface água-óleo, deslocando os emulsificantes naturais (resinas e asfaltenos)
e substituindo o filme rígido por um mais frágil e de fácil ruptura (PAULIN, 2013,
apud CUNHA, 2007).
Segundo Alves (2013, apud Kim e Wasan, 1996), a ação dos
desemulsificantes pode ser descrita a partir do efeito Gibbs-Marangoni, agindo na
desestabilização da emulsão. Esse mecanismo descreve a formação de gradientes
de tensão na interface A/O devido a aproximação de gotas de água, que já se
encontram com um filme de moléculas de desemulsificantes, aumentando a tensão
na interface das gotas.
Algumas das premissas para esse tratamento químico são as especificidades
do agente desemulsificante para cada emulsão. Definir uma ótima taxa de dosagem,
misturar adequadamente os agentes desemulsificantes nas emulsões e determinar o
tempo adequado para a coalescência das gotículas de água, como demonstra a
Figura 13 (BRITTO, 2013, apud KOKAL, 2005).
Figura 13: Desestabilização de uma emulsão pela ação de um desemulsificante. Fonte: Brasil, 2014.
A injeção do desemulsificante no processamento de petróleo pode ser logo
após a extração e mais afastado da planta de processo primário, para que a ação do
produto ocorra por um período de tempo maior, aumentando assim a eficácia do
tratamento químico. Podem ser injetados no poço de produção, principalmente com
43
óleos mais densos, possibilitando a migração dos emulsificantes naturais para a
interface das gotas geradas durante a fase de elevação (PAULIN, 2013, apud
SILVAet al., 2007).
Os desemulsificantes tratam-se de pequenas quantidades de produtos
específicos com ingredientes ativos, solventes, compostos aromáticos e álcoois, que
atuam como aditivos, diminuindo a viscosidade e facilitando o manuseio e dosagem.
Solventes agem carreando as moléculas ativas, e também podem influenciar no
desempenho do produto ativo (BRITTO, 2013, apud AUFLEM, 2002; COUTINHO,
2005).
Atualmente os desemulsificantes comerciais são geralmente tensoativos com
várias estruturas químicas e diferentes faixas de massa molar, por causa da
salinidade, os mais usados são de natureza não iônica (BRITTO, 2013, apud
DAVIDet al., 2005).São constituídos de misturas copolímeros em bloco de etileno
(EO) e de propileno (PO), com diferentes frações molares EO/PO. Os
desemulsificantes são classificados de acordo com a escala de maior ou menor
valor hidrofílico-lipofílico (HLB) (PAULIN, 2013).
A seleção do tipo de desemulsificante e a dosagem a ser usada no tratamento
do óleo deve ser feita mediante um teste de campo, conhecido como teste da
garrafa (BRASIL, 2014). O teste da garrafa é uma metodologia padrão na indústria
petrolífera, usando como agentes desemulsificantes os surfactantes não iônicos à
base de copolímeros de óxido de propileno e óxido de etileno (BRITTO, 2013).
Segundo Alves (2013), apesar dos esforços para quantificação da eficiência
dos desemulsificantes a partir das propriedades composicionais do sistema, as
definições da concentração ótima ainda são realizadas a partir de testes. Alguns
estudos segundo Alves (2013, apud Sun et al., 2002), indicam que os
desemulsificantes à base de copolímeros em bloco de PEO-PPO com configuração
molecular ramificada deixam menos espaços vazios ao serem adsorvidos na
interface do que desemulsificantes com estrutura linear.
Já outros estudos segundo Alves (2013, apud Xu et al., 2005), demonstram
que a eficiência da desemulsificação de copolímeros tribloco de PEO-PPO
comerciais, foi maior para os copolímeros que apresentaram teores de óxido de
etileno mais altos em sua estrutura.
44
5.4.2 Antiespumante
Nos campos de petróleo, vasos separadores gravitacionais possuem o
objetivo de separar as fases petróleo, gás e água, remover os agentes
emulsionantes presentes na interface das fases e permitir a coalescência das gotas
de água, que está associada ao óleo cru bombeado. Existem muitos fatores que
influenciam a sua eficiência, como pressão e temperatura, mas o problema crucial é
a formação de espuma (FRAGA, 2011).
Segundo Fraga (2015, apud Rezende, 2009), as espumas no petróleo são
resultantes do processo de dispersão de gás em um líquido através de
borbulhamento ou simples agitação. Esse processo está conectado a alguns fatores
como a velocidade de imersão do gás, a concentração de tensoativos e as
características químicas dos compostos que estabilizam a estrutura da espuma.
Alguns trabalhos atribuem a estabilidade da espuma formada em petróleo à
presença de asfaltenos, resinas e parafinas (FRAGA, 2015, apud POINDEXTER et
al., 2002; SIMJOO et al., 2013).
Os agentes antiespumantes mais utilizados possuem uma mistura de um óleo
insolúvel no meio, como exemplo temos o óleo de silicone, e uma partícula sólida
hidrofílica parcialmente modificada, e/ou uma partícula sólida hidrofóbica, que pode
ser de sílica ou um polímero (FRAGA, 2010, apud SUKAN, 1998).
Para o controle de espuma do óleo cru em separadores é usada a injeção de
óleos de silicone. Apesar da eficiência destes aditivos, existe uma preocupação das
empresas petrolíferas em reduzir a quantidade de silicone nos seus processos, já
que esse produto pode diminuir a eficiência do catalisador nas refinarias, em razão
do acúmulo de sílica em sua superfície (FRAGA, 2011, apud PAPE, 1983).
Segundo Fraga (2010), a eficácia deste antiespumante é medida pelo grau de
adsorção na interface ar-água, sem conferir, no entanto, a elasticidade à estrutura
da espuma, causando assim a redução dos níveis de espuma.
45
Parte II – ARTIGO CIENTÍFICO
46
ANÁLISE DE UMA PLANTA OFFSHORE DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE
ÓLEO PARA ENQUADRAMENTO DE BSW
Eduardo da Cunha Alvear Castillo¹*
RESUMO
CASTILLO, E. Análise de uma planta offshore de processamento primário de óleo para
enquadramento de BSW. 2019.
No processo de produção de petróleo a
separação do fluido produzido em fases
(óleo, gás e água) e a alta concentração de
água no óleo a ser exportado, se
caracterizam como problemas econtrados.
A essa concentração de água no óleo leia-
se por BSW, quem provém do inglês Basic
Sediments and Water, sendo o BSW
abaixo de 1% na exportação um objetivo
técnico, econômico e de formalidade. A
pesquisa utiliza como método a análise
operacional de uma determinada planta
offshore que visa a separação das fases do
petróleo produzido e a partir das análises
do BSW em diversos momentos do
processo, demostrar os resultados obtidos
da planta deprocessamento primário
estudada. Para se chegar aos resultados
obtidos foram utilizados dados de registros
diários do BSW, coleta de dados e análise
do BSW. A partir da comparação entre as
análises do BSW em diferentes pontos e a
operação da planta de processo, obtém-se
interpretação de comportamento e ações de
melhoria. Percebeu-se o grande impacto da
temperatura do óleo em momentos de
instabilidade da planta de processamento,
mas que de uma maneira geral, mesmo
com a grande quantidade de água
produzida o tratamento do óleo e sua
exportação se mantiveram de forma
enquadrada. Conclui-se também que o
BSW é variável importante para a
operação do sistema de tratamento do óleo,
utilizada como componente estratégico
para balanceamento das vazões
encontradas na produção dos poços e a das
fases produzidas nos separadores.
Palavras-chave: Petróleo; Planta de Processamento; BSW.
47
ABSTRACT
For the petroleum production process the
separation of the fluid produced in phases
(oil, gas and water) and the high
concentration of water in the oil to be
exported are characterized as problems
encountered. This concentration of water
in the oil is read by BSW, who comes from
the English Basic Sediments and Water,
BSW being below 1% in exporting a
technical, economic and formality
objective. The research uses as a method
the operational follow-up during shipments
made from a particular offshore plant that
aims at the separation of the phases of the
oil produced, and from the BSW analyzes
at various moments of the process, to
demonstrate the results obtained from the
primary processing plant studied. In order
to reach the obtained results, data from
daily BSW records and the follow-up of
the chemical technical professional during
BSW collection and analysis were used.
From the comparison between the BSW
analyzes at different points and the
operation of the process plant, one gets
interpretation of behavior and
improvement actions. It was noticed the
great impact of the oil temperature in times
of instability of the processing plant, but
that in general, even with the large amount
of water produced the treatment of the oil
and its export were kept in a framed form.
It is also concluded that BSW is an
important variable for the operation of the
oil treatment system, used as a strategic
component for the balancing of the flows
found in the production of the wells and
the phases produced in the separators.
Keywords: Petroleum; Processing Plant; BSW.
1Institutos Superiores de Ensino do CENSA – ISECENSA - Laboratório de Química e Biomoléculas – LAQUIBIO -
Rua Salvador Correa, 139, Centro, Campos dos Goytacazes, RJ, CEP: 28035-310, Brasil;
(*)e-mail: [email protected]
48
1 INTRODUÇÃO
Nas chamadas participações governamentais, cidades, estados e união
possuem o direito a receber royalties, que é uma compensação financeira devida
pelo concessionário e paga mensalmente. Valor esse resultante de algumas
variáveis, dentre elas o volume da produção de petróleo. Para saber o quanto
cada concessionário produz, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) juntamente
com o Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (INMETRO)
elaborou uma resolução para essa medição que é fiscalizada pela própria ANP.
Titula-se a medição do volume de produção nos diversos campos e suas
recomendações de “Medição Fiscal”.
É notória a importância da presença da indústria petroleira para a região
Norte Fluminense, geradora de fonte de renda e impactos sociais, para
moradores e governos, onde várias empresas estão situadas estrategicamente,
formando uma cadeia em volta do processo de extração de petróleo na Bacia de
Campos.
Compreender os riscos e os mecanismos, os diversos métodos e
processos para a produção de petróleo e gás, são de suma importância para
qualquer atividade que seja executada em uma unidade offshore. Uma vez que
esses sistemas complexos estão diretamente interligados a todas as fases desde
a extração do petróleo, o processo de separação do gás, do óleo, da água e de
sedimentos, o tratamento, o transporte, o refino, até a distribuição.
Este trabalho tem como objetivo principal a análise dos sistemas de
produção de óleo e gás natural, que buscam o controle da porcentagem
adequada de água e sedimentos no óleo. OBSW (Basic Sediments and Water) é
um indicador de extrema importância, pois antes do petróleo ser exportado e
enviado para refinaria, os contaminantes devem ser retirados e mantidos abaixo
de taxas normativas. Portanto será analisado todo procedimento executado em
uma planta de processamento primário com o intuito de se obter um BSW menor
que 1% em uma determinada unidade de produção de petróleo offshore.
49
1.2 Justificativa e Motivação
Os estudos que envolvem a indústria do petróleo, sejam na área técnica
tradicional ou nas relações sociais, ambientais e humanas, são de notória
relevância na região Norte Fluminense e no Estado do Rio de Janeiro, devido ao
impacto da indústria petrolífera no território.
Fazer-se conhecer a complexidade do sistema de produção utilizado para
se chegar ao produto final, produto este de tanta relevância para a vida das
pessoas, seja de forma direta ou indireta,é totalmente justificável nesse ciclo de
compreensão daquilo que nos impacta.
Ao mesmo tempo em que o contato com os desdobramentos da produção
de petróleo é nítido nos noticiários e no dia a dia, há o distanciamento dessa
indústria e do seu processo, que se dá por várias formas, seja da maior
complexidade tecnológica ou começando com o acesso geográfico à uma
plataforma de petróleo.
A ampliação do conhecimento sobre o processamento primário de petróleo,
em como a aproximação de acadêmicos, trabalhadores e público em geral sobre
o tema e suas conformidades normativas são motivações desse trabalho.
Mais especificamente o acompanhamento da fase produzida do óleo, em
detrimento do processo do gás e da água produzida, se dá pela sua importância
de ser o produto com maior valor comercial das atividades destinadas na indústria
de produção de petróleo, que diretamente geram grande impacto econômico
regional.
2 METODOLOGIA
Para a realização do acompanhamento do processamento primário
empregado na plataforma de produção, com foco no fluxo do óleo, foram
50
demonstrados os arranjos e funcionamento dos equipamentos de separação
(Vasos Separadores) e tratamento (Tratador Eletrostático) e os pontos de injeção
de produtos químicos que auxiliam no processo de separação.
Foram realizadas as medições do BSW e os valores posteriormente
comparados, no intuito de demonstrar a eficácia do sistema presente em separar
o óleo para exportação. Tais medições foram realizadas em momentos distintos:
na surgência dos poços, durante o processo e também o BSW de exportação.
Os métodos realizados para a obtenção dos dados para posterior
comparação e análise de enquadramento estão descritos nos subtópicos a seguir.
2.1 Planta de Processamento Primário de Petróleo
A planta utilizada no presente estudo encontra-se situada na Bacia de
Campos, cerca de 120 km do continente e com cerca de 1000m de lâmina d’agua.
Provém de uma plataforma semissubmersível, conectada a 20 poços produtores,
dispondo de uma capacidade de processamento de 150000 barris de petróleo por
dia (BPD), mais poços injetores de água e capacidade para compressão de gás.
As linhas de produção dos poços são interligadas, via Chocke Valves, a
dois Headers de Produção e ao Header de Teste, sendo que estes estão providos
de pontos para injeção de produtos químicos (antiespumante, inibidor de
incrustação e desemulsificante).
O processamento de óleo cru é realizado através de dois trens com
capacidade de 12000m³/h cada, constituídos de aquecedor, separador de
produção trifásico, tratador eletrostático e separador atmosférico (separador
bifásico).
Assim que o óleo sai dos headers de produção segue para o sistema de
aquecimento atingindo uma temperatura de 90ºC. O aquecimento se dá em três
estágios: o primeiro com água produzida, o segundo com óleo produzido e o
51
terceiro com água quente, de modo a permitir a separação de parte da água
emulsionada e minimizar a formação de espuma na separação do gás do óleo.
Do aquecedor, o óleo segue para o separador de produção trifásico
(primeiro estágio), sendo posteriormente enviado para o tratador eletrostático que
opera com uma eficiência tal que o BSW máximo na saída seja de 1,0 %.
Do tratador eletrostático o óleo segue para o separador bifásico (segundo
estágio) com o objetivo de permitir a estabilização deste, e em seguida é
exportado através do conjunto de bombas centrífugas para os oleodutos.
Para permitir a realização periódica do teste de produção de cada poço, a
plataforma é provida de um sistema composto de header de teste, aquecedor de
teste e separador trifásico de teste, sendo que o óleo do separador é bombeado
para o tratador eletrostático ou para o separador bifásico. O fluxograma completo
da planta de processo é apresentado na Figura 14.
Figura 14: Diagrama de fluxo da planta de processo.
Fonte: Elaboração própria.
52
A injeção de produtos químicos de interesse do tratamento da fase oleosa
(antiespumante e desemulsificante) se dão nos headers de produção e de teste.
A produção de óleo é escoada por dois dutos rígidos de 10” para uma
plataforma navio, dedicada ao armazenamento de óleo para posterior
transferência a navios petroleiros.
A seguir serão descritos cada subprocesso e respectivos equipamentos
utilizados.
2.1.1 Manifold de Produção
A chegada do petróleo na plataforma a partir dos poços de produção se dá
pelo manifold de produção, que consiste em um módulo da unidade onde estão
localizadas as linhas de chegada de todos os poços, juntamente com válvulas de
controle de pressão e válvulas de alinhamento em cada linha, de cada poço.
Cada linha de produção possui 6” de diâmetro com uma válvula de controle
de pressão e posterior válvula choke. Essa válvula produz queda na pressão e
estabiliza a vazão do escoamento.Após a estabilização da vazão do fluido
existem válvulas manuais para o direcionamento do óleo para o header de
produção A, o header de produção B ou o header de teste.
Os headers de produção são linhas de 18” de diâmetro onde estão
primeiramente instaladas válvulas de segurança SDV’s (Shut Down Valves), que
trabalham abertas, mas fecham quando em emergência, isolando assim o trecho
dos headers logo em suas entradas.Logo após as SDV’s, são dispostos pontos de
injeção dos produtos químicos (desemulsificante e antiespumante).
O header de teste possui o mesmo arranjo dos headers de produção A e B,
contendo a válvula SDV e pontos de injeção de produtos químicos, porém essa
linha de produção possui diâmetro de 6” (Figura 15).
53
Figura 15: Fluxograma do manifold de produção. Fonte: Elaboração própria.
2.1.2 Aquecedores
A separação das três fases é facilitada pelo aumento da temperatura e
para tal utiliza-se o calor residual do óleo e da água produzida. Inicialmente o
fluido é enviado ao pré-aquecedor óleo/água A e B, onde todo calor contido na
água produzida é recuperado.
O fluido que provém dos headers de produção A e B chegam em linhas de
18” e podem ser alinhados tanto para o pré-aquecedor óleo/água A ou para o B,
que são permutadores do tipo placa.
Posteriormente o fluido é enviado ao pré-aquecedores óleo/óleo A e B,
onde todo calor contido no óleo produzido é recuperado. O limite de recuperação
de calor está ligado à estabilização do óleo, sendo que temperaturas menores
que 59º C não são aceitáveis, pois o óleo sairia com muito gás.
54
O óleo que provém do pré-aquecedor óleo/água é enviado para o pré-
aquecedor óleo/óleo do seu respectivo header A ou B em linhas de 18”. Esses
permutadores também são do tipo placa, onde o óleo produzido que trocará calor
provém do tratador eletrostático em linhas de 14”, passa pelo aquecedor e segue
para o separador bifásico (atmosférico).
Finalmente o fluido é enviado aos pré-aquecedores óleo/água A e B
(aquecedor de produção), onde este é aquecido com água quente até uma
temperatura objetivo de 90º C. O óleo que provém do pré-aquecedor óleo/óleo A
chega no aquecedor de produção A em linhas de 18”, a mesma situação acontece
para o Trem B.
Os aquecedores de produção são aquecedores do tipo casco e tubo, onde
o óleo passa pelo lado do casco e a água pelos tubos. A água de aquecimento
(Hot Water - HW) é proveniente das linhas de 8” a cerca de 120º C e 14 kgf/cm²,
de um sistema fechado dedicado para trocas térmicas em diferentes processos da
plataforma.O controle da temperatura do óleo é realizado a partir de uma válvula
de controle instalada após a passagem da HW pelo aquecedor (Figura 16).
Figura 16: Fluxograma de aquecimento do óleo do Trem A. Fonte: Elaboração própria.
55
No Trem de Teste o óleo proveniente do header de teste chega em linhas
de 10” em um aquecedor de teste do tipo casco e tubo, onde o óleo passa pelo
casco e a água quente passa pelo tubo. A água quente chega em linhas de 8” e a
variável da temperatura é controlada por válvula de controle na saída da HW do
aquecedor de teste.
2.1.3 Separador Trifásico
A mistura oriunda dos poços, então aquecida, é separada nas suas fases
constituintes no separador trifásico (separador de produção). Cada trem de
produção possui seu respectivo separador (separador de produção A, B e de
Teste), que são separadores do tipo horizontal, com capacidade de fluxo de13500
m³/dia e operam a 880 kPa, sendo que o separador de teste possui capacidade
de 5250m³/dia e opera a uma pressão de 441 kPa.
O fluido aquecido a 90º C chega na parte lateral superior do separador de
produção (A ou B) em uma linha de 20”, saindo em uma linha de 10” que passa
por uma SDV antes de seguir para o tratador eletrostático. O gás sai pela parte
superior em uma linha de 18” e a água por uma linha de 10” na parte inferior dos
vasos para tratamento.
Os separadores de produção A e B possuem válvulas de segurança
instaladas na sua parte superior, constituídas por Blow Down Valve (BDV) que
são válvulas que operam normalmente fechadas e abrem automaticamente em
caso de emergência, devido ao aumento de pressão do vaso acima de 1320 kPa.
O nível do vaso será regulado por válvulas utilizadas para controle do nível
da vazão do óleo separado, localizadas antes do separador bifásico. A regulagem
do nível de interface acontece com válvulas de controle da vazão do sistema de
tratamento da água (Figura 17).
56
Figura 17: Fluxograma do separador de produção do Trem A. Fonte: Elaboração própria.
No trem de teste o fluido proveniente do aquecedor de teste chega a partir
de uma linha de 10” na parte lateral superior do separador de teste. O óleo sai por
uma linha de 8”, onde tem instalado um analisador automático de BSW (Figura
18) e então é direcionado para o tratador eletrostático ou para o separador
bifásico.
57
Figura 18: Modelo do analisador automático de BSW instalados no processo. Fonte: Autor.
O gás sai por uma linha na parte superior do vaso por uma linha de 10“ e a
água sai por uma linha de 6“ na parte inferior do separador de teste para o seu
sistema de tratamento. Também possui uma BDV com atuação acima de 1320
kPa (Figura 19).
Figura 19: Fluxograma do Separador de Teste. Fonte: Elaboração própria.
58
2.1.4 Tratador Eletrostático
A fase oleosa obtida ainda estará com alto teor de água e para conseguir a
redução deste teor, a mesma é submetida ao tratador eletrostático horizontal
(Tratador de Óleo – TO) a um campo elétrico alternado gerado por dois
transformadores que provocam o coalescimento das gotículas na região de
interface das fases no interior do vaso.
Para garantir a boa operação do tratador, é necessário um mínimo de água
misturada na fase. O valor informado por projeto é de 5% de água na fase líquida,
para tal uma bomba centrífuga é instalada, onde recicla a água produzida para o
separador de produção enquanto não houver água suficiente na fase.
Existe um TO para cada trem de produção A e B, cada um com capacidade
de fluxo de 12500 m³/dia, operando a 950 kPa e 90º C, onde o óleo chega na
parte inferior do tratador em uma linha de 12” e sai na parte superior em uma
linha de 12” passando por uma SDV, um analisador de BSW (AIT), seguindo em
direção ao pré-aquecedor óleo/óleo.
A água separada sai por uma linha de 4” para tratamento, sendo que o
controle do nível de interface do TO é realizado a partir de uma válvula de
controle de nível no sistema de tratamento de água (Figura 20).
59
Figura 20: Fluxograma do tratador eletrostático A. Fonte: Elaboração própria.
2.1.5 Separador Bifásico
O óleo praticamente isento de água e sal (1% BSW no máximo) é recebido
pelo separador bifásico A e B (separador atmosférico) onde pela redução da
pressão até a pressão atmosférica, sendo estabilizado eliminando a máxima
concentração de gás dissolvido. A partir desse último estágio de separação,
finalmente o óleo é bombeado para as duas linhas de oleoduto que liga a
plataforma ao navio de estocagem de óleo. Para fins de faturamento e medição
fiscal, a vazão de óleo deverá ser cuidadosamente medida e para tal são
instalados medidores (FQIT) ultrassônicos de maior precisão, ilustrados pela
Figura 21.
60
Figura 21: Medição fiscal de vazão. Fonte: Autor.
Cada trem de produção possui seu separador atmosférico respectivo,
instalado na posição horizontal com capacidade de 13500 m³/dia e pressão de
operação de 17 kPa.
O óleo proveniente do tratador eletrostático chega por uma linha de 14”
passando por válvula controladora de nível e SDV entrando na parte superior do
vaso. O óleo sai do separador atmosférico pela parte inferior através de uma linha
de 16“, passando por uma SDV rumo as bombas de exportação, válvulas de
controle do fluxo (FV) e de nível (LV), além de analisadores automáticos de BSW.
Sendo que o gás sairá pela parte superior do vaso para o seu sistema de
tratamento em uma linha de 18”.
A vazão de exportação do óleo é determinada por controladores que
regulam o nível dos separadores atmosféricos a partir de válvulas controladoras
de nível localizadas à jusante das bombas de exportação de óleo (Figura 22).
61
Figura 22: Fluxograma do separador atmosférico A e exportação. Fonte: Elaboração própria.
3 RESULTADOS
Para realizar a análise do BSW foram realizadas coleta de amostra de óleo,
leitura por medidor automático de BSW ou busca nos registros e boletins do
banco de dados da plataforma para acesso ao histórico das análises.
3.1 Medições Durante Teste do Poço P
Seguindo um cronograma padrão são realizados testes nos poços com o
seu respectivo alinhamento para o trem de teste. Determinar o BSW no processo
de separação para cada poço é importante para previsões de comportamento do
processo quando a produção dos poços estiver conjunta (Blend).
Para realização desse teste foi isolado o alinhamento do Poço P para o
trem de teste e a medição do BSW foi feita de maneira automática “online” pelo
62
medidor automático de BSW instalado na linha de óleo, na saída do separador de
teste. A injeção de produtos químicos foi realizada em seu respectivo ponto de
injeção no trem de teste, pós manifold de produção. Com foco na análise de BSW
os seguintes dados foram coletados nesse teste do Poço P (Quadro 1).
Fonte: Elaboração própria
Como resultado geral do teste realizado no Poço P faz-se comparação com
os resultados obtidos no último teste do poço para fim de acompanhamento dos
parâmetros (Quadro 2).
Quadro 2: Resultado 1 do Teste do Poço P
Teste Final Duração
(horas)
Vazão
Líquido
(m³/dia)
Vazão
Óleo
(m³/dia)
Vazão
Água
(m³/dia)
BSW
medido
(%)
BSW
calculado
(%)
Atual 30/05/2018
07:00 h
17 2614,88 2454,57 160,31 5,9 6,13
Anterior 20/05/2018
00:01 h
13 2645,97 2509,22 136,74 4,88 5,17
Fonte: Elaboração própria
Quadro 1:Medição 1 do Teste do Poço P
Poço P Produção Separador de Teste
29/05/2018 Jusante
Choke
Separação Saída de Óleo Saída de Água
Pressão
(kgf/cm²)
Pressão
(kgf/cm²)
Temp.
(ºC)
Vazão
Óleo
(m³/h)
Vazão
Água
(m³/h)
BSW
(%)
Vazão Água
(m³/h)
15:00h 16,34 8,43 42,29 94,50 6,06 6,00 0,12
17:00h 16,33 8,47 42,03 102,24 6,56 6,00 0,12
20:00h 16,34 8,51 41,99 103,05 6,61 6,00 0,12
00:01h 16,33 8,50 42,05 103,32 6,63 5,60 0,12
Produtos
Químicos
Desemulsificante – 1 litros/h
Antiespumante – 5 litros/h
63
Analisando as medições realizadas durante os testes do Poço P através
dos dados contidos nos Quadros 1 e 2, percebe-se a diferença entre o BSW
medido e o BSW calculado. Onde o BSW calculado é toda a água (água
descartada no separador, mais a água medida na linha de produção pós
separador) dividido pelo líquido total.
Diferenciar esses dois conceitos do BSW alcançados na realização dos
testes é importante para o planejamento de produção e alinhamento dos poços
entre os trens de produção. Esses dados também são analisados pela equipe de
engenharia de reservatório que enviam os critérios de alinhamento, dosagem
química, devido ao comportamento esperado de separação.
No dia 26/10/2018com o mesmo alinhamento do Poço P para o trem de
teste e com realização de medição do BSW na linha de óleo após o separador de
teste com o analisador automático, também foi realizada coleta manual de óleo
em ponto de coleta localizado na chegada do Poço P no manifold de produção,
para realização de análise do BSW em laboratório. Foram obtidos os seguintes
resultados de acordo com o Quadro 3.
Quadro 3: Medição 2 do Teste do Poço P
Poço P Produção Separador de Teste
26/10/2018 Jusante
Choke
Separação Saída de Óleo Saída de
Água
Pressão
(kgf/cm²)
Pressão
(kgf/cm²)
Temp.
(ºC)
Vazão
Óleo
(m³/h)
Vazão
Água
(m³/h)
BSW
(%)
Vazão
Água
(m³/h)
00:01h 21,3 8,82 81,29 85,6518 4,7207 6,00 12,922
02:00h 21,3 8,83 81,03 85,6683 4,7216 5,20 13,954
04:00h 21,2 8,81 81,99 86,7458 4,7810 5,00 12,206
64
Fonte: Elaboração própria
Como resultado geral do teste obtido no Poço P foi realizada a comparação
com os resultados encontrados no último teste do poço para fim de
acompanhamento dos parâmetros (Quadro 4).
Quadro 4: Resultado 2 do Teste do Poço P
Teste Final Duração
(horas)
Vazão
Líquido
(m³/dia)
Vazão
Óleo
(m³/dia)
Vazão
Água
(m³/dia)
BSW
Medido
(%)
BSW
Calculado
(%)
Atual 26/10/2018
06:00 h
7 2489,1 2059,0 430,0 5,1 17,277
Anterior 24/09/2018
07:00 h
7 2527,7 2134,4 393,2 15,3 15,557
Fonte: Elaboração própria
Nota-se uma evolução em razão do tempo no comportamento do BSW do
Poço P durante as medições expostas nos Quadros 2 e 4, conforme apresenta a
Figura 23.
06:00h 21,2 8,80 81,05 86,4911 4,7669 4,00 12,388
Produtos
Químicos
Desemulsificante – 1 litros/h
Antiespumante – 5 litros/h
BSW de Entrada18%
65
Figura 23: Resultados de BSW do Poço P. Fonte: Elaboração própria.
Percebe-se que há pouca diferença entre o BSW calculado e o medido nas
duas primeiras medições, o que significa que do total de líquido produzido o
descarte de água é pouco. Já na terceira medição se tem o poço produzindo uma
maior quantidade de água e com uma separação deficiente, evoluindo para uma
última medição onde o Poço P está produzindo bastante água, porém a
separação está sendo mais eficiente.
Mesmo não existindo diferença na utilização dos produtos químicos, a
variável da temperatura é primordial para a melhora da separação. Segundo os
dados do Quadro 1 o óleo está chegando no separador de teste com cerca de
42ºC, enquanto na última medição realizada (Quadro 3) o óleo chega com cerca
de 81ºC.
Esse ganho de temperatura na chegada do óleo no separador, de um teste
para o outro, ajuda a explicar a melhor separação e a importância da temperatura
no processamento primário.
5,176,13
15,557 17,277
4,88
5,9
15,3
5,1
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
M1 20/05/2018 M2 30/05/2018 M3 24/09/2018 M4 26/10/2018
BSW Calculado (%)
BSW Medido (%)
66
3.2 Medições Durante Teste do Poço R
O teste do Poço R para obtenção dos parâmetros seguem apresentados no
Quadro 5. Mantendo o mesmo procedimento de alinhamento do Poço R para o
trem de teste no manifold de produção. A medição do BSW se deu por analisador
automático na linha de óleo pós separador de teste. Também foi realizada a
análise de BSW em laboratório, a partir de óleo coletado na chegada do Poço R
no manifold de produção.
Fonte: Elaboração própria
Os resultados obtidos no presente teste do Poço R são apresentados em
comparação com os parâmetros obtidos no último teste do respectivo poço no
Quadro 6.
Quadro 5: Medição 1 do Teste do Poço R
Poço R Produção Separador de Teste
23/09/2108 Jusante
Choke
Separação Saída de Óleo Saída de
Água
Pressão
(kgf/cm²)
Pressão
(kgf/cm²)
Temp.
(ºC)
Vazão
Óleo
(m³/h)
Vazão
Água
(m³/h)
BSW
(%)
Vazão
Água
(m³/h)
15:00h 17,3 8,7 69,4 32,6559 0,1694 0,40 31,001
16:00h 17,3 8,7 69,4 32,9307 0,1708 0,50 31,264
18:00h 17,3 8,7 69,6 33,6625 0,1746 0,60 30,674
Produtos
Químicos
Desemulsificante – 1 litros/h
Antiespumante – 5 litros/h
BSW de Entrada44%
67
Quadro 6: Resultado 1 do Teste do Poço R
Teste Final Duração
(horas)
Vazão
Líquido
(m³/dia)
Vazão
Óleo
(m³/dia)
Vazão
Água
(m³/dia)
BSW
Medido
(%)
BSW
Calculado
(%)
Atual 23/09/2018
20:00 h
6 1538,8 791,9 747,5 0,5 48,58
Anterior 27/08/2018
13:00 h
6 1351 746,5 604,5 0,8 44,74
Fonte: Elaboração própria
Em um novo momento se faz necessária nova realização de teste do Poço
R, sendo as medições apresentadas no Quadro 7. Novamente o poço é alinhado
para o trem de teste, onde as análises do BSW são registradas pelo analisador
automático instalado na linha de óleo na saída do separador de teste. Além da
análise do BSW de entrada, realizada em laboratório a partir de coleta de amostra
de óleo na chegada do Poço R no manifold de produção.
Fonte: Elaboração própria
Quadro 7: Medição 2 do Teste do Poço R
Poço R Produção Separador de Teste
24/10/2108 Jusante
Choke
Separação Saída de Óleo Saída de
Água
Pressão
(kgf/cm²)
Pressão
(kgf/cm²)
Temp.
(ºC)
Vazão
Óleo
(m³/h)
Vazão
Água
(m³/h)
BSW
(%)
Vazão
Água
(m³/h)
06:00h 14,1 8,6 81,1 32,4536 0,0671 0,20 22,244
08:00h 14,1 8,6 81,4 32,6180 0,0675 0,20 22,134
10:00h 14,2 8,6 81,0 32,6577 0,0675 0,20 22,006
Produtos
Químicos
Desemulsificante – 1 litros/h
Antiespumante – 5 litros/h
BSW de Entrada40%
68
As leituras obtidas no resultado do teste no Poço R são comparadas com
as últimas leituras obtidas no último teste do poço, que nesse caso é a Medição 1
do Poço R. Estes parâmetros estão demonstrados no Quadro 8.
Quadro 8: Resultado 2 do Teste do Poço R
Teste Final Duração
(horas)
Vazão
Líquido
(m³/dia)
Vazão
Óleo
(m³/dia)
Vazão
Água
(m³/dia)
BSW
Medido
(%)
BSW
Calculado
(%)
Atual 24/10/2018
11:00 h
7 1326,7 791,9 534,8 0,2 40,31
Anterior 23/09/2018
20:00 h
6 1538,8 791,9 747,5 0,5 48,58
Fonte: Elaboração própria
A partir da coleta dos dados de teste de produção do Poço R, referentes ao
Quadros 6 e 8, nota-se a evolução do BSW em função das medições conforme
Figura 24.
69
Figura 24: Resultados de BSW do Poço R. Fonte: Elaboração própria.
Analisando o comportamento do Poço R nas medições do Quadro 5 e do
Quadro 7, juntamente com a Figura 24, fica nítida uma certa estabilidade nos
parâmetros desse poço. Mesmo possuindo um alto BSW de entrada, 44% na
medição do dia 23/09/2018 e 40% na medição do dia 24/10/18, a separação é
eficiente com um BSW enquadrado (abaixo de 1%) na saída do separador de
teste.
Mesmo sendo um poço com bons resultados de separação, é necessário
atenção com o seu alinhamento nos trens de produção devido a sua alta vazão de
água produzida no momento de separação. Para isso é necessário ajustar as
cotas do sistema de descarte de água para que não exceda a sua capacidade.
A boa estabilidade das variáveis do Poço R é um fator que ajuda na
projeção da vazão de água que será descartada enquanto o poço estiver em
produção.
0,8 0,5 0,2
44,74
48,58
40,31
0
10
20
30
40
50
60
M1 27/08/2018 M2 23/09/2018 M3 24/10/2018
BSW Calculado (%)
BSW Medido (%)
70
3.3 Medições de BSW Durante o Processo
Em 05/09/2018 foi realizado acompanhamento das análises de BSW em
diferentes pontos do processo de tratamento primário, como na chegada dos
poços, na saída do separador de teste, na saída dos separadores atmosféricos A
e B e na saída do oleoduto de exportação, tais dados estão dispostos no Quadro
9, e foram realizadas por analisadores automáticos ou no laboratório como
descrito anteriormente.
Quadro 9:Acompanhamento do BSW pelo Processo
05/09/2018 AtmA Automatico
(%)
Atm B Automatico
(%)
Entrada (%)
Teste (%)
Atm A Laboratório
(%)
Atm B Laboratório
(%)
Oleoduto Exportação
(%)
Poço 2B 06:00h
3,0
Poço U 08:00
80,0
Poço Q 08:00
0,5
Poço A 08:00h
0,2
Poço R 08:00h
48,0
Poço 2B 08:00h
81,0 2,2
Poço 2B 10:00h
2,0
Poço 2B 12:00h
1,0
Poço 2B 14:00h
0,8
BSW 10:00h
0,8 1,2 1
BSW 16:00h
0,6 1,2 0,9
Fonte: Elaboração própria
71
Analisando os dados fornecidos pelo Quadro 9, percebe-se que o Poço 2B
se encontra alinhado para o trem de teste e com as medições do seu BSW em
tendência de queda, onde a primeira medição, às 06:00h é de 3% e a última
realizada 14:00h consta 0,8%.
Mesmo a com a entrada de poços com alto teor de BSW, o processo de
separação e tratamento demonstra boa capacidade de processamento conforme
as leituras nas saídas dos separadores atmosféricos e no oleoduto de exportação
demonstradas na Figura 25.
Figura 25: Medição do BSW pós separadores atmosféricos. Fonte: Elaboração própria.
A primeira medição do BSW que aconteceu às 10:00h demonstra um valor
de BSW no limite de 1% mesmo com a queda que acontece nas saídas dos
separadores atmosféricos A e B. Já na última medição realizada às 16:00h, o
BSW apresenta uma queda entra na faixa de enquadramento.
0,6
1,2
0,8
1,2
1
0,9
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
10:00 16:00
Sep Atm A Automatico (%)
Sep Atm B Automatico (%)
Sep Atm A Laboratório (%)
Sep Atm B Laboratório (%)
Oleoduto Exportação (%)
72
Nota-se que o processo de melhoria da separação do Poço 2B é um fator
que compõe a melhora do BSW para chegar no enquadramento desejado.
Percebe-se também a nenhuma diferença das leituras provenientes dos
analisadores automáticos e dos testes realizados em laboratório no Trem B, o que
indica uma operação normal do equipamento.
3.4 Registro Diário de Produção
Em 22/09/2018foram obtidos dados do registro diário de produção que
além de serem lançados os valores oficiais de BSW para fins comerciais e de
fiscalização, também são lançadas informações importantes sobre a integridade
dos equipamentos (Quadro 10).
Quadro 10: Registro Diário de Produção
22/09/2018 Trem A
BSW
(%)
Trem B
BSW
(%)
Oleoduto
Norte P
(kgf/cm²)
Oleoduto
Norte T
(ºC)
Oleoduto
Norte BSW
(%)
Oleoduto
Sul
06:44h 0,49 2,8 56,2 57 1,6 Inoperante
Observações Trem A : Poço U / G / V / S / E / 2A / J / A
Trem B : Poço B / 2B / H / Q / P / R Trem Teste: C
Permutador Água/Óleo B isolado devido furo interno, raqueteado e
continua processo de troca do feixe interno.
Desemulsificante Trem A = 26 l/h; Trem B 36 l/h; Trem Teste: 5 l/h
A partir dos dados referentes ao boletim diário da produção, contidos
no Quadro 10, percebe-se o seguinte comportamento do BSW na planta de
processamento primário, conforme a Figura 26.
73
Figura 26: BSW segundo boletim diário de produção. Fonte: Elaboração própria.
Analisando o comportamento do BSW (Figura 26), juntamente com as
informações contidas no boletim diário de produção (Quadro 10), conclui-se que o
impacto do desalinhamento do permutador de produção B devido à manutenção
corretiva, reflete na eficiência do processamento do óleo. O BSW no seu trem de
produção (Trem B) se encontra com 2,8%, valor muito discrepante do trem A, que
apresenta 0,49%, mesmo com o Trem B contendo menos poços alinhados.
Esse problema de deficiência na troca de temperatura em um dos trens de
produção irá refletir na eficiência da separação, e consequentemente no valor de
BSW acima do limite de 1%. Mesmo existindo uma justificativa técnica, esse valor
é registrado no boletim, sendo solicitadas à equipe de reservatório as devidas
correções nas vazões dos poços, nos alinhamentos dos trens e ajustes da injeção
de desemulsificantes ou silicone no Trem B.
0,49
2,8
1,6
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
Boletim Diário Produção
Trem A
Trem B
Oleoduto Norte
74
3.5 Medição de BSW em Laboratório
Em 01/06/2018 às 21:00h foi realizada medição do BSW em laboratório, da
coleta proveniente da chegada do Poço D no manifold de produção. Os seguintes
dados foram coletados conforme demonstra o Quadro 11.
Quadro 11: BSW pelo Método da Proveta de Água Livre
Amostra – 01/06/2018 – 21:00h Entrada Poço H
Volume Total de Amostra (mL) 670
Volume de Água e Sedimentos (mL) 540
Volume de Fase de Óleo (mL) 130
BSW de Emulsão Residual (%) 4,4
BSW Total 81
Fonte: Elaboração própria
Especificamente para se chegar ao valor do BSW em laboratório da
chegada do Poço H, foi realizada a utilização dos dados do Quadro 11 em
aplicação com a Equação 4 onde se obtém:
𝐵𝑆𝑊 = 100 ×[(130×4,4
100⁄ )+540]
670 (9)
Desenvolvendo a Equação 9 se obtém o valor do BSW total na entrada do
Poço H que é o valor de 81,45. Esse valor é compatível com a medição fornecida
pelo laboratório e indica uma referência para projeções a serem tomadas como o
alinhamento do poço nos trens de produção e cálculo de produtos químicos a
serem injetados pelo setor responsável.
75
No dia 31/05/2018às 20:00h foi acompanhada a realização de medição do
BSW em laboratório, da coleta realizada no blend de exportação pelo Duto Norte.
Foram coletados os seguintes dados conforme o Quadro 12.
Quadro 12: BSW por Karl Fischer Coulométrico
Amostra – 31/05/2018 – 20:00h Duto de Exportação Norte
Primeira Titulação Segunda Titulação
Volume Injetado Corrigido (µL) 125,16 125,16
Massa de Água Titulada (µg) 984,5 983,1
Fonte: Elaboração própria
Para BSW com valores menores que 5% utiliza-se o método com a
titulação Karl Fischer Coulumétrica. Seguindo os dados obtidos pelo laboratório
na Tabela 16 e os aplicando na Equação 5 se obtém para primeira titulação:
𝐵𝑆𝑊 = 0,1 × 984,5 125,16⁄ (10)
E para a segunda titulação:
𝐵𝑆𝑊 = 0,1 × 983,1 125,16⁄ (11)
Desenvolvendo as Equações 10 e 11 obtém-se os seguintes valores de
BSW: 0,7865% para a primeira titulação e 0,7854% para a segunda. Analisando
os resultados das duas equações com os resultados obtidos se comprova uma
conformidade na leitura do BSW seguindo o método da titulação por Karl Fischer
Coulumétrica.
Esse valor de BSW no oleoduto de exportação indica o enquadramento do
BSW nos limites desejados de abaixo de 1%, mantendo o monitoramento
contínuo das variáveis do processo pelo operador de controle e pelos operadores
da área.
76
4 DISCUSSÕES
A partir dos resultados apresentados foi realizado um confronto entre os
autores utilizados na revisão de literatura e a realização dos testes propriamente
ditos em uma planta de processamento de petróleo offshore.
O embasamento teórico em Brasil (2014) e Thomas (2004), mais
especificamente sobre o processo de separação do óleo e os equipamentos
utilizados para esse tratamento, foram aprofundados e enriquecidos no momento
em que se acompanhou todo esse processo de produção do petróleo no campo.
As características dos equipamentos de separação trifásica, tratador
eletrostático e o separador bifásico, segundo os autores, foram observadas na
instalação e no agrupamento desses equipamentos no projeto da planta offshore.
Tendo um separador trifásico em um primeiro momento, seguido pelo tratamento
do óleo a partir de aplicação de campo elétrico e por último, a utilização do
separador bifásico.
Segundo Thomas (2004) um dos objetivos do processamento primário de
petróleo é a remoção da água emulsionada no óleo a uma concentração abaixo
de 1% na exportação. A observação realizada, a partir dos dados obtidos de
análises de BSW, constatou que o projeto da planta de separação e tratamento
do óleo mantém na maior parte do tempo o BSW enquadrado.
O presente trabalho dialoga com o estudo realizado por Chamarelli (2012),
que faz uma análise da configuração dos sistemas de processamento primário
utilizados na Bacia de Campos. Enquanto na pesquisa aqui apresentada, além de
acompanhar a análise dos equipamentos, também exerce uma resposta
quantitativa e objetiva da eficiência das plantas de tratamento de óleo offshore,
com as análises dos respectivos valores de BSW.
Percebe-se que quando o BSW não esteve enquadrado, um dos
aquecedores estava em manutenção. Essa informação converge com a
colocação de Brasil (2014), de que o aquecimento do fluido produzido é
77
fundamental no processo de separação do óleo reduzindo a viscosidade e
facilitando a decantação da água oleosa.
Portanto os métodos e as equações fornecidas pelas normas ABNT NBR
14647:2010 e ASTM D 4928-12 são totalmente aplicáveis e comparativas às
análises de campo do BSW, tanto a partir de leituras obtidas pelo equipamento
automático quanto pelos testes realizados em laboratório.
5 CONCLUSÕES
Sendo o petróleo um tema de grande importância e presença no cotidiano
na região Norte Fluminense e do restante do país, aprofundar o conhecimento
sobre essa indústria é um desafio presente para toda comunidade acadêmica do
país nas mais diversas linhas de pesquisas.
Uma vez apresentado o fluxo do caminho do óleo, que consiste na
chegada pelomanifold de produção, posterior seleção dos trens de produção,
permutadores e vasos, juntamente com as análises obtidas do BSW na chegada
de cada poço, na saída dos vasos separadores e nos oleodutos de exportação, se
conseguiu desenvolver leituras sobre o comportamento dos poços e da planta de
processo.
A finalidade do enquadramento do BSW abaixo de 1%, principalmente no
momento da exportação, se mostrou de maneira geral alcançado na maior parte
das leituras. Quando o BSW não se apresentou enquadrado, se percebeu a partir
dos valores obtidos nas diversas leituras, que a variável de temperatura tem
impacto direto na instabilidade do tratamento do óleo.
Outra observação importante é a tomada do BSW de chegada dos poços,
como um componente estratégico importantíssimo para se conseguir um
balanceamento nas vazões das outras fases produzidas, pois tem impacto direto
no sistema de água produzida, demonstrando toda a interatividade do processo
sistêmico.
78
Para o melhor aprofundamento e desenvolvimento desse trabalho, e
também de desafios propostos futuros, se vê necessário um maior tempo de
acompanhamento no local industrial e com as ações tomadas pelos operadores,
bem como da própria automação da planta, o que se torna difícil devido ao
acesso restrito à indústria offshore.
6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Fluminense (RJ), Macaé, 2012.
THOMAS, J. E. (Org.). Fundamentos de engenharia de petróleo. Petrobras. Rio
de Janeiro: Interciência, 2004.
79
Parte III – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
80
AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS;
INSTITUTO NACIONAL DE METROLOGIA, QUALIDADE E TECNOLOGIA.
Resolução Conjunta Nº 1. Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás
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AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. ASTM D4928 12: Standard test method
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ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 11696:
Trocadores de calor. Rio de Janeiro: ABNT, 1991.
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