vaso separador

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IV. Sistema de Separação e Tanques 1 - Introdução No processamento de petróleo existem vários tipos de vasos separadores, podendo ser classificados quanto à sua forma, pressão de trabalho e finalidade ou tipo de operação. Estes tipos são: Quanto a finalidade - Separadores, separadores de óleo- gás, decantadores (Decantador de água “water knockout”), vaso de expansão (vaso “flash”) e depuradores (depurador de gás “gas scrubber”); Quanto à posição - Horizontal ou vertical; Quanto à forma - Cilíndrico ou esférico; Quanto à montagem - Monotubo ou bitubo; Quanto às fases de fluidos - Bifásico ou trifásico; Especiais - Separador medidor. Os separadores baseiam-se nos seguintes mecanismos básicos para separar liquido do gás ou líquido do gás e óleo da água: Ação da gravidade e diferença de densidades - responsável pela decantação do elemento mais pesado; Separação inercial - mudanças bruscas de velocidade e de direção de fluxo quando este sofre o impacto, permitindo ao gás desprender-se da fase líquida devido a inércia que esta fase possui tendendo a conservar sua direção original e manter sua velocidade; Aglutinação das partículas - contato das gotículas de óleo dispersas sobre uma superfície, o que facilita sua coalescência e, com seu diâmetro aumentado pela aglutinação, são separadas por ação da gravidade com maior velocidade; Força centrífuga - aproveita as diferenças de densidade do óleo e do gás. Faz-se a corrente fluida entrar no separador tangenciando a sua parte interna, isto comunica a mesma uni rápido movimento circular. O óleo, tendo a massa específica maior que o gás tende a 1

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Vaso separador

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IV. Sistema de Separação e Tanques

1 - Introdução

No processamento de petróleo existem vários tipos de vasos separadores, podendo ser classificados quanto à sua forma, pressão de trabalho e finalidade ou tipo de operação. Estes tipos são:

Quanto a finalidade - Separadores, separadores de óleo-gás, decantadores (Decantador de água “water knockout”), vaso de expansão (vaso “flash”) e depuradores (depurador de gás “gas scrubber”);

Quanto à posição - Horizontal ou vertical; Quanto à forma - Cilíndrico ou esférico; Quanto à montagem - Monotubo ou bitubo; Quanto às fases de fluidos - Bifásico ou trifásico; Especiais - Separador medidor.

Os separadores baseiam-se nos seguintes mecanismos básicos para separar liquido do gás ou líquido do gás e óleo da água:

Ação da gravidade e diferença de densidades - responsável pela decantação do elemento mais pesado;

Separação inercial - mudanças bruscas de velocidade e de direção de fluxo quando este sofre o impacto, permitindo ao gás desprender-se da fase líquida devido a inércia que esta fase possui tendendo a conservar sua direção original e manter sua velocidade;

Aglutinação das partículas - contato das gotículas de óleo dispersas sobre uma superfície, o que facilita sua coalescência e, com seu diâmetro aumentado pela aglutinação, são separadas por ação da gravidade com maior velocidade;

Força centrífuga - aproveita as diferenças de densidade do óleo e do gás. Faz-se a corrente fluida entrar no separador tangenciando a sua parte interna, isto comunica a mesma uni rápido movimento circular. O óleo, tendo a massa específica maior que o gás tende a projetar-se com mais força contra as paredes do recipiente. Formam-se posteriormente duas correntes distintas: a do gás mais leve para cima, e a do óleo mais pesado para baixo.

Um separador típico se constitui de quatro seções distintas a saber:

Seção de separação primária - onde o fluido choca-se com defletores ou um difusor que lhe impõe um movimento giratório, fazendo com que o liquido se precipite para o fundo do vaso. É nesta seção que a maior parte do líquido proveniente do poço é separado. Esta primeira separação tem por finalidade remover rapidamente as golfadas de gás e as gotículas de maior diâmetro do liquido, diminuindo a turbulência e o retorno do líquido à corrente gasosa;

Seção de acumulação ou coleta de líquido - para receber e distribuir os líquidos coletados. Nesta seção se faz a separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária. Normalmente, o mecanismo que atua na separação gás-óleo é a ação da gravidade, causando a decantação do líquido. Para

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que esta separação seja efetiva, o óleo deve ficar retido durante certo tempo no separador, chamado de tempo de retenção;

Seção de separação secundária - ou seção de decantação por gravidade, onde se separam as gotículas menores de óleo carreadas com o gás, após a seção primária. O mecanismo de separação nesta seção é a decantação, cuja eficiência decresce grandemente com a turbulência;

Seção de aglutinação - onde as gotículas de líquido arrastadas pela corrente de gás, não separadas nas seções anteriores, são aglutinadas em meios porosos e recuperadas. Para retenção de pequenas gotículas de óleo na parte superior dos separadores são usados vários tipos de extratores de névoa (‘demister’).

2 - SEPARADORES BIFÁSICOS

2.1 - SEPARADOR HORIZONTAL

A Figura 1 apresenta um esquema simplificado de um separador horizontal bifásico típico. O fluido entra no separador e choca-se com um defletor de entrada, provocando mudança brusca na velocidade e direção do fluido. Uma separação inicial grosseira do líquido e do vapor ocorre neste ponto.

V á lvu la de C ontro le de P ressão

E xtra to r d e N évoaS a íd a de G ás

Inte rface G ás -L íqu ido

S a íd a de Líqu id o

V á lvu la d e C ontro le de N íve l

S eçã o de A cum ulação de L íq u ido

S eçã o de D ecanta çã opor G rav ida deE n tra da

D e fle to r d e E ntrad a

Figura 1 - Esquema Simplificado do Separador Horizontal Bifásico

A força de 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. Essa seção de coleta de líquido assegura um tempo de retenção apropriado (tempo de residência), necessário para que o gás dissolvido saia do óleo e vá para o espaço superior do separador. Esta seção também leva em consideração, se necessário, um volume de surge a fim de manusear golfadas intermitentes de líquido provenientes de poços produzindo em golfadas ou linhas sujeitas a limpeza mecânica com” pig” . O líquido separado deixa o vaso através da válvula de descarga, cuja abertura ou fechamento é regulado por um controle de nível.

O gás separado flui através do defletor de entrada e segue horizontalmente através da seção de separação secundária que se situa na parte superior da fase líquida. À medida que o gás flui através desta seção, pequenas gotas de líquido que ficaram na fase gasosa e

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não se separaram no defletor de entrada, são separados pela gravidade e caem para a interface gás-líquido. Algumas das gotas têm diâmetro tão pequeno que não são facilmente separadas nesta seção de decantação gravitacional. Entretanto, antes do gás deixar o vaso, ele passa através de uma seção de aglutinação ou coalescimento. Nesta seção aletas de metal (“TP Vane), almofadas de tela de arame (“wire—mesh’) ou placas pouco espaçadas são utilizadas para coalescer estas pequenas gotículas de líquido, provocando a queda na seção de acumulação de líquido.

A pressão no separador é mantida por uma válvula controladora de pressão que pode mudar a pressão no separador regulando o fluxo de saída do gás pela parte superior do vaso, enviando um sinal de abrir ou fechar para a válvula de controle no separador de acordo com a necessidade.

Normalmente, os separadores horizontais operam com nível de líquido em torno da sua metade para maximizar a área superficial da interface gás-líquido. No entanto, em lugares como Oriente Médio, onde separadores muito grandes são encontrados, estes vasos podem ser operados em nível consideravelmente bem mais baixo do que a metade do vaso.

2.2 - SEPARADOR VERTICAL

A Figura 2 apresenta um esquema simplificado de um separador vertical típico. Nesta configuração, o fluxo entra no separador por um bocal lateral e, assim como no separador horizontal, um defletor de entrada faz a separação inicial do líquido e do gás. O líquido vai para a seção de acumulação de líquido até o bocal de saída do líquido. Assim que a mistura atinja o equilíbrio na pressão e temperatura do separador, bolhas de gás evoluem no sentido contrário ao escoamento do líquido e, finalmente, atingem o espaço superior do vaso. O controle de nível e a operação da válvula de descarga do líquido é a mesma do que no separador horizontal, sentindo o nível de líquido e ajustando de acordo com o mesmo.

V á lvu la de C o ntro le de P re ssãoE xtra to r d e N évoa

S a íd a d e G ás

S e ção de D ecan taçãopo r G rav ida de

Interface G ás-L íqu id o

E n trada

D e fle to r d e E n trad a

S e çã o de A cu m ula çã ode L íqu ido V á lvu la de C o ntro le de N íve l

S a íd a d e L íqu ido

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Figura 2 - Separador vertical e outras Configurações

Em um separador vertical, o gás flui através do defletor de entrada e, então, verticalmente em direção ao bocal de saída do gás. Na seção de decantação, a gota de líquido cai verticalmente em sentido contrário ao fluxo de gás.

Quase atingindo o topo do vaso, o gás passa através de uma seção de coalescimento/extração de névoa e deixa o vaso retirando adicionalmente mais líquido. A pressão neste vaso é mantida por um controlador que ajusta a vazão de saída de gás regulando assim a mesma.

2.3 - SEPARADOR ESFÉRICO E OUTRAS CONFIGURAÇÕES

Um separador esférico típico é mostrado na Figura 3. As mesmas quatro seções básicas encontradas nos dois tipos de separadores anteriores são também achadas neste tipo, são elas:seção de separação primária, seção de decantação por gravidade no hemisfério superior do vaso, seção de coleta de líquido (parte inferior) e seção de extração de névoa.

S aída de Gás

V álvula de C on trole de P ressão

S aída de L íq uido

Interface G ás-L iquidoV álvula de C on trole de N ível

E xtra to r de Névoa

D efle to r de En trada

E ntra da

S eção deD ecantação

por G ravida de

Seçã o de A cum u laç ãode L íq uido

E ntrada

S eção deD ecantação

por G ravida de

E xtra to r de N évoa

S aída de Gás

D efle to r d e En trad a

D efle to r

Interface G ás-L íquido

S aída deLíqu ido

Figura 3 - Esquema Simplificado de Separador Esférico Bifásico

Separadores esféricos são, na realidade separadores verticais mas sem o casco cilíndrico entre o topo e o fundo. Uma esfera é a estrutura mais eficiente para conter pressão e um separador esférico pode ser muito eficiente neste ponto mas, devido a sua limitada capacidade de “surge” e porque são difíceis de fabricar, não é largamente usado na indústria petrolífera como os tipos horizontais e verticais. Entretanto, aplicações específicas são encontradas, como por exemplo os separadores esféricos a baixa pressão (3 psig ou 20 kPa) são comumente usados por algumas companhias para um estágio final de separação antes da estabilização ou estocagem.

Alguns separadores são projetados para operar com força centrífuga (ver Figura 4). Embora este tipo de separador possa ser significativamente menor no tamanho do que os outros, eles não são comumente utilizados porque seu projeto é muito sensível à vazão do fluido e eles requerem uma maior perda de pressão do que as configurações acima descritas.

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Separadores horizontais de casco duplo ou bitubos são comuns para algumas aplicações. Neste separador as seções de gás e de líquido são separadas, como mostra a Figura 5. O fluxo entra no vaso pelo casco superior e atinge o defletor de entrada. O líquido livre cai para o casco inferior através de um tubo e o gás flui através da seção de decantação e encontra um extrator de névoa na saída do gás que promove o coalescimento das gotículas de líquido que foram arrastadas e este líquido desce por um outro tubo para o casco inferior. Qualquer pequena quantidade de gás dissolvido no líquido é liberado no casco de coleta de líquido e sobe pelos tubos de união dos dois cascos. Devido a seção de acumulação de líquido ser separada da corrente de gás, há uma menor chance de uma golfada gasosa carrear gotículas de óleo.

Figura 4 - Esquema simplificado do Separador Centrífugo

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Figura 5 - Esquema simplificado do Separador Bitubo Bifásico

Outro tipo de separador que é freqüentemente usado em alguns vasos de alto fluxo de gás/baixo líquido é o separador-filtro que podem ser tanto verticais como horizontais. A Figura 6 mostra um esquema deste equipamento. Tubos filtrantes na seção de separação inicial causam a coalescência de qualquer gotícula grande de liquido à medida que o gás passa através dos mesmos e a segunda seção de extratores de névoa remove estas gotículas coalescidas. Este tipo de vaso pode remover 100% das gotículas maiores de 2 micra e 99% das gotículas abaixo de 0,5 micra. Separadores-filtro são comumente encontrados como “scrubbers” de sucção de compressores em estações de compressão no campo, como scrubbers” de descarga da desidratação com glicol. O projeto destes separadores são freqüentemente patenteados e largamente dependentes do tipo de elemento filtrante empregado.

Figura 6 - Esquema simplificado do Separador-Filtro

Para aplicações em fluxo muito pequeno de liquido, um separador horizontal pode ser 6

projetado com um reservatório de líquido na saída para proporcionar o tempo de retenção requerido. Além disso, permite um diâmetro de vaso menor e consequentemente menor custo. A Figura 7 mostra um esquema deste separador.

Figura 7 - Corte do Separador Horizontal com Reservatório

3 - Separadores Trifásicos

Quando óleo e água são misturados com alguma intensidade e deixado descansar para decantar, uma camada de água livre relativamente limpa aparecerá no fundo. O crescimento desta camada de água seguirá a curva mostrada na Figura 8. Depois de um tempo, variando de 3 a 20 minutos, a mudança na altura da camada será desprezível. A fração de água obtida na decantação é chamada de água livre. É usual a separação da água livre antes do tratamento do óleo remanescente e da camada de emulsão.

Figura 8 - Esquema e Curva do Crescimento da Camada de Água com o Tempo

Separadores trifásicos algumas vezes chamados de extratores de água livre são utilizados para separar e remover qualquer água livre que possa estar presente. Devido a corrente entrar no separador trifásico diretamente do poço produtor ou de um outro separador que

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opera a maior pressão, o mesmo é projetado para separar qualquer gás liberado assim como o óleo da água, daí o nome trifásico.

Os separadores trifásicos podem ser horizontais ou verticais e seus aspectos básicos de projeto são idênticos àqueles discutidos anteriormente nos separadores bifásicos, sendo que as únicas diferenças são que mais espaço deve ser deixado para a decantação do óleo e da água e alguns meios de remoção de água devem ser adicionados, além do controle da altura da interface óleo-água.

3.1 - SEPARADOR HORIZONTAL

A Figura 9 é um desenho esquemático de um separador trifásico horizontal. O fluido entra no separador e colide com o defletor de entrada, mudando bruscamente de direção e de velocidade provocando uma separação grosseira do gás e do líquido, como visto no separador bifásico. Em alguns projetos, o defletor possui um coletor de descida (“downcomer’), que direciona o fluxo de líquido para baixo da interface gás-líquido e acima da interface óleo-água.

O tamanho da seção de coleta de líquido no vaso deve proporcionar tempo de retenção suficiente para que o óleo e a emulsão formem uma camada ou “almofada” de óleo no topo da camada de água livre que sedimenta no fundo do vaso.

Nesta figura o controle de nível é feito por um controlador de interface do tipo vertedouro. O vertedouro mantém o nível de óleo e o controlador mantém o nível de água. O óleo passa por cima do vertedouro e o nível de óleo nesta câmara é mantido por um controlador de nível que aciona uma válvula de descarga de óleo. Na câmara de água, o controlador de nível “sente” a altura da interface óleo-água e, então, envia um sinal à válvula de descarga de água, permitindo que uma quantidade correta de água saia do vaso, por um bocal antes do vertedouro, para que a altura da interface óleo-água seja mantida no valor de projeto. O nível da interface óleo-água pode variar dependendo da importância relativa da separação gás-liquido. A configuração mais usual é do vaso trabalhar semi-cheio, dando a máxima área superficial para o gás-óleo.

O gás expandido flui horizontalmente através do vaso e sai do mesmo depois de atravessar o extrator de névoa passando também pela válvula controladora de pressão que mantém a pressão no vaso.

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Figura 9 - Esquema simplificado do Separador Horizontal Trifásico

A Figura 10 mostra uma configuração alternativa conhecida como “recipiente-vertedor” Este tipo elimina a necessidade de um controlador de interface líquida. O óleo e a água fluem sobre o vertedouro onde o controle de nível é efetuado por uma simples bóia. O óleo passa sobre o vertedouro de óleo para dentro do recipiente (ou caçamba) de óleo que possui um controlador de nível que aciona a válvula de descarga de óleo. A água flui por baixo da caçamba de óleo e depois passa sobre o vertedouro de água para uma câmara onde o nível é mantido por um controlador que aciona a válvula de descarga de água.

Figura 10 - Esquema simplificado do Separador Horizontal Trifásico Tipo "Recipiente-Vertedor"

A altura do vertedouro de óleo controla o nível de líquido no vaso e a diferença de altura entre o vertedouro de óleo e o de água controla a espessura de camada de óleo, pois a bóia flutua no topo da camada de água devido a diferença de densidade. O ponto crítico para a operação do vaso é que a altura do vertedouro de água seja suficientemente abaixo

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do de óleo para que a espessura da “almofada” de óleo permita suficiente tempo de retenção do óleo. Se o vertedouro é tão grande quanto previsto, então a “almofada” de óleo pode aumentar de espessura até um ponto onde o óleo passará sobre a caixa de óleo e sairá junto com a água. Normalmente, tanto o vertedouro de óleo como o de água são ajustáveis, de modo a absorver as variações das densidades do óleo e da água ao longo da vida útil da planta de processo.

Se nós compararmos estes dois tipos de separadores trifásicos horizontais, veremos que o controle de interface tem a vantagem de ser facilmente ajustado a fim de se manusear as mudanças inesperadas de densidade ou vazões de óleo e água. Entretanto, quando se prevê a produção de óleo muito pesado ou que uma grande quantidade de emulsão ou parafina serão produzidos, o nível da interface se torna difícil de “sentir”. Neste caso, o chamado separador “recipiente-vertedouro” é recomendado.

3.2 - SEPARADOR VERTICAL

A Figura 11 mostra um esquema típico para um separador vertical trifásico. A corrente de fluido entra no vaso pelo lado como no separador bifásico e, novamente, o defletor de entrada separa a maior parte do gás. Um condutor de líquido (“downcomer”) é necessário para levar o líquido para baixo da interface óleo-água para que não seja perturbado o processo de separação do mesmo. Um condutor de gás é necessário para equalizar a pressão de gás entre a seção de coleta de líquido inferior e a seção de decantação superior.

Um espalhador na saída do condutor de liquido é locado abaixo da interface óleo-água e, à medida que o óleo sai, ele vai subindo a partir deste ponto e qualquer água livre que for carreada é separada. As gotas de água descem e qualquer gotícula de óleo que for arrastada na fase aquosa tende a subir em contra-corrente com fluxo de água.

Algumas vezes, um separador trifásico com fundo cônico é usado quando se prevê que a produção de areia será um problema grande. Normalmente o cone é formado em um ângulo de 45º a 65º (ver Figura 12), devido a areia produzida ter uma tendência a sedimentar em aço com ângulos menores do que 45º. Se um cone é instalado, ele pode ser parte da parede do vaso de pressão ou, por razões estruturais, ele pode ser instalado dentro do vaso cilíndrico. Neste caso, uma linha equalizadora de gás deverá ser instalada para assegurar que o vapor por trás do cone esteja sempre em equilíbrio com o espaço vapor.

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Figura 11 - Esquema simplificado do Separador Vertical Trifásico

Figura 12 - Corte esquemático do Separador Vertical com Fundo Cônico

A Figura 13 mostra três modos diferentes de controle de nível que são freqüentemente empregados em um trifásico vertical.

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Figura 13 - Modos de Controle de Nível

O método (a) é somente para controle de nível, onde uma bóia é usada para controlar a interface gás-óleo e regular a válvula de controle para descarga do óleo da seção do óleo. Uma bóia de interface é utilizada para controlar a interface óleo-água e regular a válvula de descarga de água. Devido a não utilização de nenhuma chicana (vertedouro), este sistema é o mais fácil de fabricar e é o que melhor manuseia a produção de areia e material sólidos.

O método (b) usa um vertedouro para manter o nível da interface gás-óleo em uma posição constante. Isto resulta em uma melhor separação da água do óleo, desde que todo o óleo suba até a altura da chicana antes de sair do vaso. Sua desvantagem é que a câmara de óleo toma espaço e aumenta o custo de fabricação. Além disso, sedimentos coletados podem ser difíceis de drenar da câmara de óleo e um “shut-down” de nível baixo pode ser necessário para salvaguardar a falha na válvula de descarga no óleo.

O 3º método (c) usa dois vertedores, que eliminam a necessidade de uma bóia de interface. O nível de interface é controlado pela altura do vertedor externo de água em relação ao vertedor de óleo ou altura de saída. Ele é similar ao projeto do separador horizontal tipo “recipiente-vertedor”. A desvantagem deste sistema é que ele requer espaço e tubulação externa adicionais.

Como na separação bifásica, a geometria de fluxo no vaso horizontal trifásico é mais favorável do ponto de vista de processo. Entretanto, podem haver razões não relacionadas ao processo que conduzam a seleção de um vaso vertical para uma determinada aplicação específica.

4 - Vantagens e Desvantagens

Agora que entendemos as simularidades dos vários tipos de separadores, podemos ver suas diferenças assim como o que faz que um tipo particular seja mais adequado para cada aplicação distinta.

Separadores horizontais são normalmente mais eficientes no manuseio de grandes

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volumes de gás. Isto porque na seção de decantação do vaso as gotículas de líquido caem perpendicularmente à direção do fluxo de gás e então são mais facilmente separadas da fase continua gasosa. Além disso, desde que a área superficial da interface gás-líquido é maior nos separadores horizontais do que nos verticais com a mesma capacidade, é mais fácil para as bolhas de gás alcançarem o espaço da fase vapor, à medida que o líquido tende ao equilíbrio e essas bolhas vão sendo liberadas. Então, falando estritamente sob o ponto de vista da separação gás-líquido, os separadores horizontais serão os preferidos a não ser que algum motivo específico conduza a escolha pelo vertical ou outro tipo.

Algumas das desvantagens deste separador são dadas a seguir:

Separadores horizontais não são tão eficientes quanto os verticais no manuseio de sólidos produzidos. O dreno de líquido no separador vertical pode ser centralizado no fundo do vaso de tal modo que os sólidos não se acumularão no separador, mas serão descarregados no próximo vaso. Alternativamente, um dreno poderia ser locado neste lugar de modo que a areia, argila, etc. poderiam ser periodicamente removidas, enquanto líquido limpo deixa o vaso por uma saída posicionada ligeiramente acima;

Em um vaso horizontal, é necessário colocar vários drenos ao longo do comprimento do vaso, com um espaçamento muito próximo. Tentativas de aumentar a distância entre drenos, pelo uso de jatos de areia na vizinhanças de cada dreno para fluidizar os sólidos enquanto os drenos estão em operação, são caros e tem obtido pouco sucesso em operação no campo;

Vasos horizontais requerem mais área plana do que o vertical com a mesma capacidade. Apesar de não ser importante em plantas situadas em terra é muito importante em plantas marítimas onde espaço é limitado e valioso. Por outro lado, vasos horizontais podem ser mais facilmente instalados em “decks” inferiores de difícil acesso e embaixo de helipontos;

Vasos pequenos e médios em geral têm menor capacidade ao surge, isto é, eles comportam grandes golfadas de liquido menos eficientemente do que um vaso vertical. A geometria do vaso horizontal requer um dispositivo de shut-down” para controle de nível de líquido e deve ser locado perto do nível normal de operação. No vaso vertical este mecanismo pode ser instalado muito mais alto, permitindo que o controle de nível e a válvula de descarga tenha mais tempo para reagir à grandes golfadas de líquido. Além disso, a golfada em vasos horizontais podem criar ondas internas que podem ativar o sensor de nível alto. Todos estes fatores causam o mau funcionamento do vaso horizontal quando golfadas de líquido estão presentes na corrente de entrada. Este problema não é tão sério nos separadores horizontais grandes, particularmente naqueles que operam com menos da metade cheio.

Vasos verticais também tem pontos negativos que não são relacionados com o processo mas que devem ser considerados na hora da seleção. São eles:

A válvula de alívio e outros escadas especiais e plataformas de acesso; O vaso vertical pode ter que ser removido do pacote de uni equipamento de

produção (também chamado de “skid”) quando restrições de altura para o transporte rodoviário, requerendo que seja horizontalmente embarcado.

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No entanto, vasos horizontais são geralmente os mais econômicos para a separação gás-óleo, particularmente onde há problemas com emulsões, espuma ou altas razões gás-óleo. Vasos verticais trabalham mais efetivamente em situações tanto de baixa razão gás-óleo como em muito alta (tal como nos “scrubbers”), onde somente a névoa é removida do gás.

5 - VARIÁVEIS DE PROCESSO

As condições de operação de um separador são definidas por: Pressão de separação; Temperatura; Nível.

5.1 - PRESSÃO DE SEPARAÇÃO

É ajustada em função da pressão ótima de separação. Quando a pressão de separação é reduzida, o volume de gás liberado pelo óleo aumenta. Portanto, quanto menor a pressão maior será a quantidade de gás ocupando o mesmo espaço no separador. Em conseqüência, há um aumento na velocidade do gás que pode vir a ser danoso para a separação pois poderá ocorrer arraste de gotículas de óleo na corrente de gás. Para evitar isto a vazão de entrada deverá ser reduzida. Logo a redução na pressão de separação diminui a capacidade do separador. O aumento da pressão de separação irá produzir um efeito oposto e permitirá um aumento na capacidade do separador.

5.2 - TEMPERATURA

A temperatura de separação é determinada pela vazão, profundidade do poço, comprimento das linhas de surgência, etc.. Normalmente não é parâmetro controlável no separador.

Um aumento na temperatura do separador tem o mesmo efeito que uma redução na pressão de separação, causando portanto uni aumento na vazão de gás. Este aumento de temperatura geralmente provoca uma redução nas densidades do óleo e do gás, facilitando a retirada da água emulsionada no óleo e também diminuindo a formação de espuma.

Em certas regiões há uma grande diferença de temperatura durante o dia e a noite e isto, algumas vezes, afeta a operação do separador.

5.3 - NÍVEL

Se o separador recebe um fluxo regular, então é possível manter o nível e velocidade de circulação de gás estáveis obtendo a máxima eficiência de separação.

Um mesmo separador pode ser ajustado para condições diferentes de operação, tais como:

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Máxima capacidade ao óleo; Máxima capacidade ao óleo e ao gás; Máxima capacidade ao gás

6 - PROBLEMAS ESPECIAIS

Há uma série de problemas especiais que podem ocorrer tanto nos separadores bifásicos como nos trifásicos. Tais como:

Formação de espuma; Obstrução por parafina; Produção de areia; Formação de emulsão; Arraste de líquido e de gás.

6.1 - ESPUMA

As maiores causadoras de espuma são as substâncias surfactantes presentes no óleo cru que são de remoção impraticável antes que o fluxo atinja o separador. A espuma não representa um problema se no separador há um interno para remoção da mesma que assegure um tempo e superfície coalescedora suficientes para quebrá-la. Contudo, o aparecimento de espuma em um separador apresenta certos problemas de projeto:

O controle mecânico do nível de líquido é complicado porque qualquer dispositivo de controle deve operar com 3 fases líquidas ao invés de duas;

A espuma tem um alta razão volume/peso. Conseqüentemente, ela pode ocupar um volume no vaso muito grande que, de outro modo, estaria disponível para a seção de coleta de líquido ou para a seção de decantação;

Pode se tornar impossível a remoção do gás separado, ou óleo desgaseificado do vaso sem arrastar um pouco do material espumoso em ambas saídas de gás e de óleo.

Deve-se notar que a quantidade de espuma formada é dependente da queda de pressão que o líquido de entrada é sujeito, assim como das características do líquido nas condições do separador. Em alguns casos, o efeito da temperatura pode ser bastante significativo. Os antiespumantes são largamente. Entretanto, na escolha do tamanho do separador que irá manusear um óleo particular, o uso de antiespumantes não será um fator porque as características do óleo mudam durante a vida de um campo. Recomenda-se uma capacidade suficiente para manusear a produção antecipada sem o uso de um inibidor . Aliás, o uso de inibidores de espuma para instalações com vazões elevadas pode ser proibitivo devido ao seu custo.

6.2 - PARAFINA

Operações de separação podem ser afetadas por um acúmulo de parafina. As placas coalescedoras na seção líquida e o “wire mesh” na seção gasosa são particularmente suscetíveis a este tamponamento. Quando a parafina é um problema real ou potencial, o uso de extrator de névoa tipo placas ou centrífugos devem ser considerados como alternativos. Neste caso, bocas de visitas ou orifícios devem ser providenciados para permitir a entrada de vapor ou solvente de limpeza dos internos do separador.

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6.3 - AREIA

A areia pode ser muito problemática em separadores, causando erosão nas válvulas ou interrupção, obstruindo os internos do separador e acumulando-se no fundo do separador. Revestimento especial pode minimizar os efeitos da areia em válvulas e o acúmulo de areia pode ser aliviado com o uso rotineiro de jatos de areia e drenos.

O bloqueio dos internos do separador é um problema que deve ser considerado no projeto de um separador, pois aquele que promove uma boa separação e ainda oferece um número mínimo de pontos nos quais a areia pode se acumular, é difícil de se conseguir, desde que o mecanismo que promove a melhor separação das fases gasosa, oleosa e aquosa, provavelmente também terá áreas de acúmulo de areia. A melhor solução é o balanço prático destes fatores.

6.4 - EMULSÕES

Podem ser particularmente problemáticas na operação de um separador trifásico. Depois de um certo tempo, pode formar na interface água-óleo um acúmulo de material emulsionado, outras impurezas ou ambas. Além de causar problemas com o controle de nível de líquido, este acúmulo diminuirá o tempo de retenção efetivo do óleo ou água, resultando assim em uma redução na eficiência, de separação. A adição de calor ou produtos químicos ou ambos, freqüentemente, minimizam este problema. É possível ver a redução do tempo de decantação necessário para separação óleo-água quando se aplica calor na seção de líquido do separador ou adiciona-se desemulsificante químico. Estas técnicas, no entanto, são mais comumente empregadas na parte do tratamento de óleo de unta instalação de produção.

6.5 - ARRASTE

Este é um problema típico operacional. Há dois modos de ocorrência de arraste: o arraste de óleo e o arraste de gás. O primeiro ocorre quando o líquido é arrastado com a corrente de gás, podendo ser uma indicação de nível de líquido alto, danos nos internos do vaso, formação de espuma, saída de líquido obstruída, projeto impróprio ou simplesmente que o vaso está operando com uma capacidade acima de projeto. O segundo caso ocorre quando o gás é arrastado na corrente de líquido e pode ser unta indicação de nível baixo de líquido, vórtice ou falha no controle de nível.

Com este conhecimento dos vários tipos de separadores e de problemas que podem ocorrer, vamos ver um pouco mais de perto os componentes internos e externos comuns a estes separadores.

7 - ACESSÓRIOS DO SEPARADOR

7.1 - INTERNOS

DEFLETOR DE ENTRADA - Chamado de dispositivo primário de separação ou placa defletora. São muitos os tipos deste dispositivo e a Figura 14 mostra os vários modelos básicos, comumente utilizados. Os primeiros são defletores de impacto que podem ser uma calota esférica, placa plana ou qualquer forma que cause uma mudança rápida na direção e velocidade dos fluidos e, assim, separe o

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gás do líquido. A vantagem do uso de dispositivo tal como o semiesférico ou cônico é que ele cria uma menor perturbação do que as placas planas acabando com os problemas de arraste ou emulsões. O 2º tipo apresentado é uma entrada tipo ciclone, que usa a força centrífuga mais do que a agitação mecânica para separar o óleo e o gás. A entrada pode ter uma chaminé ciclônica, como mostrada, ou usar um fluido tangencial que percorre as paredes do vaso.

PRATOS QUEBRA-ESPUMA - A espuma pode ocorrer na interface gás-óleo quando bolhas de gás são liberadas em certas misturas líquidas. Esta espuma pode ser estabilizada com a adição de produtos químicos (antiespumante) na corrente de entrada do separador. Como o uso de antiespumante prejudica o refino do óleo, a solução mais eficaz encontrada para minimizar o consumo deste produto foi forçar a passagem da espuma através de placas paralelas inclinadas ou tubos como mostra a Figura 15. Este procedimento conduz ao coalescimento das bolhas de espuma.

QUEBRA-ONDAS - Em vasos horizontais longos, às vezes é necessário instalar quebra-ondas, conforme mostrado na Figura 16. Estes não são nada mais do que placas verticais que estendem-se sobre a interface gás líquido no plano perpendicular à direção de fluxo, evitando a propagação de ondas causadas pelas golfadas de líquido.

Figura 14 - Esquemas de vários tipos de defletores: (a) calota esférica; (b) placa plana; (c) entrada tipo ciclone

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Figura 15 - Corte do Separador mostando as Placas Inclinadas

Figura 16 - Corte de um Separador mostrando os Quebras-Ondas

QUEBRA-VÓRTICE - É normalmente uma boa idéia incluir no projeto do separador um quebra vórtice simples, como mostrado na Figura 17, para interromper o desenvolvimento do vórtice quando a válvula de controle é aberta. O vórtice pode succionar algum gás e arrastá-lo com o líquido de saída.

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Figura 17 - Corte mostrado a localização dos vários tipos de Quebra-Vórtice; (a) tubo perfurado; (b) plataforma; (c) cruzeta.

EXTRATOR DE NÉVOA - A Figura 18 mostra 3 dos mais comuns dispositivos para extração de névoa: almofadas de telas de arame (“wire—mesh”), aletas (“TP Vane”) e placas cilíndricas.

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Figura 18 - Três tipos de Extratores de Névoa: (a) 'wire mesh"; (b) "vane"; (c) placas cilíndricas

Os “wire-mesh” são feitos de esteiras tecidas com fios de aço inoxidável finamente entrelaçados em uma matriz envolta por um cilindro hermeticamente empacotado. As gotículas de líquido colidem com os fios da esteira e coalescem. A eficácia deste dispositivo depende amplamente da velocidade do fluxo de gás. Se a velocidade é muito baixa, o gás passará através da malha de arames sem que as gotículas colidam e coalesçam e se a velocidade é muito alta, as gotículas coalescidas serão novamente arrastadas. Este tipo de extrator de névoa não é muito caro, mas é mais suscept[ivel a obstruções do que os outros tipos.

Os extratores de névoa tipo aleta (“Vane Type”), força a corrente de gás a ter um fluxo laminar entre as placas corrugadas. As gotículas colidem com superfície das placas onde coalescem e caem para a seção de coleta de líquido do vaso.

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As placas cilíndricas são projetadas para funcionar essencialmente do mesmo modo que os “vanes”. As placas são configuradas como cilindros concêntricos, algumas vezes corrugados, em cuja superfície o gás colide e coalesce.

Alguns separadores possuem extratores de névoa centrífugos que causam a separação das gotas de líquido por força centrífuga (ver Figura 19). Este tipo pode ser mais eficiente do que os demais e são menos suscetíveis de entupir. Entretanto, eles não são de uso comum, pois suas eficiências de remoção são muito sensíveis a pequenas variações de vazão. Além disso, eles requerem uma queda de pressão relativamente grande para criar a força centrífuga necessária à separação.

Figura 19 - Esquema do Extrator de Névoa Centrífugo

PRATOS COALESCEDORES - É possível vários pratos ou somente um prato coalescedor para aumentar a aglutinação das gotículas de óleo na água ou gotas de água no óleo (ver Figura 20). Testes recentes indicam que alguma redução no tamanho do vaso, consequentemente no custo, é possível. Devido ao seu potencial de tamponamento, recomenda-se que os pratos coalescedores sejam usados para aumentar a capacidade dos vasos bifásicos existentes ou onde há severas limitações de espaço.

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Figura 20 - Esquema de Pratos Coalescedores

JATOS DE AREIA E DRENOS - Nos separadores trifásicos horizontais, o principal problema é o acúmulo de areia e sólidos no fundo do vaso. Estes sólidos se acumulam tornando-se bem compactos e, assim, interrompem a operação eficiente do vaso por tomarem menor o volume do mesmo. Na remoção destes sólidos, o separador fica fora de operação temporariamente e os drenos de areia são cuidadosamente abertos e um fluido à alta pressão, usualmente água produzida, é bombeado,saindo da tubulação como jatos d’água que suspendem os sólidos e os carreiam e a areia pelos drenos (Ver Figura 21).

Figura 21 - Corte esquemático mostrado os Jatos de Areia

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Como prevenção da obstrução dos drenos pela areia sedimentada, coletores de areia são usados para cobrir as saídas. Estes coletores são calhas invertidas com aberturas laterais ranhuradas.

7.2 - DE CONTROLE

Os principais instrumentos de controle são aqueles que controlam automaticamente os fluxos de gás, óleo e água, de modo a manter as variáveis operacionais de pressão e níveis de interface gás/óleo e óleo/água em valores previamente fixados.

Cada um dos controladores de fluxo compõe-se de um conjunto de elementos chamados de malha de controle, onde o instrumento primário é aquele que mede a variável e transmite para o controlador que compara o valor atual da variável com o valor pré-fixado e faz a correção do desvio através do elemento final de controle.

Assim, tomando o separador trifásíco como exemplo temos:

1) Malha de Controle de Pressão (saída de gás): Sensor/transmissor de pressão (PT); Controlador de pressão (PIC); Válvula de controle de pressão (PCV).

2) Malha de Controle de Saída de Óleo: Sensor/transmissor de nível de óleo (LT); Controlador de nível (LC); Válvula de controle de nível (LCV).

3) Malha de Controle de Saída de Água: Sensor/transmissor de nível de interface (LT); Controlador de nível de interface óleo/água (LIC); Válvula de controle de nível de interface (LCV).

CONTROLADORES DE PRESSÃO - O método mais comum para controle de pressão é aquele com controlador de pressão e uma válvula de contrapressão (Figura 22). A válvula mostrada aqui é a chamada válvula motora, cujo orifício aumenta quando se move a haste da válvula para cima deslocando o fluido para fora da sede e criando-se uma área de fluxo maior. O ativador pneumático do diafragma é suprido com ar comprimido ou gás, que supera a resistência da mola e move a haste para cima ou para baixo. O controlador sente a pressão no espaço ocupado pelo gás no vaso de pressão ou do tanque e regula a abertura da válvula de controle. Regulando a quantidade de gás que sai do vaso é possível manter a pressão desejada no mesmo. Se sair muito gás, o número de moléculas de gás no espaço vapor cairá e conseqüentemente a pressão também. Se não deixarmos sair gás suficiente, o número de moléculas de gás aumentará e a pressão no vaso aumentará também.

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Figura 22 - Controlador de Pressão e Válvula de Contrapressão

CONTROLADORES DE NÍVEL – É necessário controlar a interface gás-líquido e/ou a interface óleo-água em um separador. Isto é feito pelos controladores de nível e pelas válvulas de descarga de líquido. O tipo mais comum é simplesmente uma bóia, embora dispositivos eletrônicos também possam ser utilizados (Figura 23). Se o nível começa a subir, o controlador envia um sinal à válvula de descarga permitindo o líquido sair do vaso. Se o nível começar a cair, a válvula recebe um sinal para fechar, diminuindo o fluxo de líquido que sai do vaso.

Além destes principais instrumentos de controle descritos, existem instrumentos auxiliares que fornecem dados essenciais para o acompanhamento da operação de separação. Dentre outros temos principalmente: manômetros, termômetros, visores de nível, medidores etc.

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Figura 23 - Controlador de Nível e Válvula de Descarga

7.3 - DE MEDIÇÃO

A - Medição de gás

Os equipamentos baseiam-se na relação entre a vazão e o diferencial de pressão

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produzido quando se introduz urna restrição na tubulação. O sistema de medição é composto de:

Elemento primário (placa de orifício), que produz a pressão diferencial; Elemento secundário (bourdon) que mede a pressão diferencial; Transmissor de pressão e temperatura; Totalizador de pressão; Registradores.

O elemento primário (placa de orifício) é usualmente instalado nas linhas de válvulas tipo “Daniel” que permitem a troca das placas sem que haja interrupção de fluxo.

B - Medição de óleo e água

Os medidores normalmente utilizados são os medidores de deslocamento positivo que, para medir os volumes, ele separa o fluxo em partes iguais, e de volume conhecido, e conta o número de partes que passa por ele. A energia que o aciona é proveniente do próprio fluido que está medindo.

A presença de gás misturado faz com que a precisão da medida seja perdida, mas esse erro é normalmente menor do que 1%. Como este tipo de medidor apresenta partes móveis, com o uso, o medidor sofre um desgaste que será mais acentuado se o fluido contiver sólidos em suspensão. Por isso, em uma instalação com este tipo de medição, há a necessidade da presença de um tanque de calibração. Em certos intervalos de tempo, o medidor deve ser aferido, encontrando-se um “fator de correção”, que é o número que multiplicado pelo valor registrado no medidor nos dá o valor exato.Atualmente, para medição de água está sendo utilizado o medidor eletromagnético.

7.4 - DE SEGURANÇA

Tem por finalidade provocar um alarme ou uma ação antes que ocorra alguma anormalidade proveniente de uma variável mal controlada ou até mesmo de um erro de operação. Tais instrumentos são:

Pressostatos de alta pressão e de baixa pressão (PSH,PSL); Chaves de nível alto e baixo de interface óleo/água; chaves de nível alto e baixo

de óleo (LSH,LSL); Alarmes de segurança correspondentes; Válvulas de segurança e alívio (que são os instrumentos de segurança dos vasos

de pressão, são pré-calibrados em valores que impedem que a pressão do vaso ultrapasse a pressão máxima admissível de trabalho, aliviando-se a pressão do vaso pela abertura correspondente à tendência de aumento de pressão); discos de ruptura (rompem-se caso a pressão no vaso ultrapasse o valor pré-estabelecido);

Válvulas de fechamento de emergência (ESDV) (impedem a entrada de fluidos no vaso, obedecendo a lógica de emergência do sistema).

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Ver Figura 24 para exemplos. Basicamente, o princípio de funcionamento dos diversos tipos existentes de válvulas automáticas de pressão, é o mesmo, diferindo apenas do desenho interno devido às condições de emprego de cada tipo.

Figura 24 - Esquemas de: (a) válvula de alívio; (b) disco de ruptura

De acordo com cada tipo de fluido, as válvulas automáticas de proteção de equipamentos quando de excesso de pressão subdividem—se em:

Válvulas de alívio (“Relief Valve’) - utilizadas para operarem com líquidos, sua abertura dá-se gradativamente, iniciando-se na pressão de projeto e atingindo a abertura plena quando a pressão ultrapassa a de projeto na marca de 3 a 10%;

Válvulas de Segurança (“Safety Valve”) - utilizadas nos casos de operação com fluido gasoso, vapor ou ar, atuando a determinada pressão pré-estabelecida, sendo sua abertura rápida e intermitente;

Válvulas de Segurança e Alívio (“Safety Relief Valve”) - usadas para operar tanto com líquidos como com gases, vapores ou ar, devido a sua construção especial.

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8 - SEPARAÇÃO EM ESTÁGIOS

Quando a pressão de surgência dos poços é suficientemente alta pode ser conveniente fazer a separação em mais de um estágio, isto é, com separadores em série trabalhando a pressões, sucessivamente, menores. Pode-se definir a separação em estágios como um processo no qual o fluido produzido é separado em líquido (água e óleo) e gás por duas ou mais expansões (“flash”) a pressões sucessivamente menores. O tanque de armazenamento é geralmente considerado como um estágio de separação.

A Figura 25 mostra uma separação em estágios. O líquido é expandido a uma pressão inicial e, então, é novamente expandido, uma ou duas vezes, à pressões sucessivamente mais baixas, antes de entrar no tanque de estocagem.

Figura 25 - Esquema Simplificado de Separação em 3 estágios

8.1 - APLICAÇÃO

A finalidade da separação por estágios é obter unta recuperação final de líquido máxima e dar uma estabilidade maior (menos tendência a evaporar-se) ao líquido separado. A maior recuperação de líquido que se obtém na separação por estágios provém dos hidrocarbonetos que ficariam na fase gasosa, se a separação fosse feita em um só estágio. Sendo relativamente leves, tais hidrocarbonetos “condensáveis” conferem ao líquido recuperado uma menor densidade (maior grau API) logo, maior valor comercial.

A aplicação da separação em estágios será feita, portanto, em bases econômicas. O lucro adicional ganho pelo aumento da recuperação de líquido mais o aumento do valor comercial do óleo deve pagar, dentro de um prazo razoável, o investimento inicial maior, exigido pela instalação de mais um separador.

Além disso, a potência do compressor é reduzida desde que o gás de entrada esteja a uma pressão maior do que com um estágio de separação, resultando em um ganho adicional. Porém alta pressão freqüentemente requer uso de elevação artificial mais cedo e se já

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estiver utilizando este método o custo da maior potência para a elevação pode sobrepujar o barateamento da potência do compressor.

Quanto mais estágios são adicionados ao processo, o incremento na recuperação de líquido será cada vez menor. A Tabela 1 é um guia aproximado do número de estágios de separação, excluindo o tanque de estocagem, que a experiência em campo indica ser o ótimo. Esta tabela é feita somente como um guia e não substitui os cálculos de expansão, estudos de engenharia e o julgamento de engenharia.

PRESSÃO 1º ESTÁGIO (psig) NÚMERO DE ESTÁGIOS (1)25

125300500

- 125- 300- 500- 700

1

2

1-2-

2

3 (a)

Normalmente, o número máximo de estágios que se justifica economicamente é de quatro, embora já se tenha feito separação até com seis estágios. Além das razões econômicas citadas acima, há razões de ordem técnica, a seguir enumeradas, que poderão influir na aplicação da separação por estágios.

As características físicas e químicas do óleo produzido - a separação em estágios dá resultados mais positivos para óleo de alto grau API, como os condensados;

A pressão de fluxo dos poços - quanto maior a pressão de fluxo na cabeça do poço, tanto maior poderá ser o número de estágios; A pressão de operação do sistema que coleta o gás separado quando se deseja gás a uma pressão mais alta (linhas de transmissão do gás, programas de injeção de gás, etc.) é conveniente separá-lo inicialmente a pressões mais altas.

9. Dimensionamento de Vasos Separadores

Volume de tambores

(1)

(2)

relação entre X e Y

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(3)

Levando em conta que os valores de x estão sempre entre 0,2 e 0,8 Sigalés obteve a seguinte equação, com erro máximo de 2,5%.

x = 0,826103y + 0,0869497 (4)y = 1,210503x – 0,105253 (5)

Outra equação, ainda mais simples, foi apresentada por Abernathy (Hydroc. Proc. Set. 1977, pg. 199):

X = 0,8y + 0,1 (6)Y = 1,25x – 0,125 (7)

Para valores de x entre 0,30 e 0,75, o erro é inferior a 1%.

Conhecidos x e y podemos calcular o volume de líquido contido na parte cilíndrica de um tambor horizontal parcialmente cheio por:

(8)

Tempo de Residência do Líquido

Para que possa haver fluxo contínuo de líquido para os equipamentos a jusante, os separadores devem ser dimensionados para manter um volume de líquido suficiente para amortecer possíveis variações de vazão de carga. Este volume de líquido é importante em vasos de refluxo de torres ou de acúmulo de produto para o processo, para que a operação possa manter-se estável durante as flutuações de carga.

O volume de líquido contido no vaso separador é especificado para 3 (três) condições de nível:

1) nível máximo de líquido (HLL): situação de máximo volume de líquido esperado.2) Nível mínimo de líquido (LLL): situado ligeiramente acima do fundo, para

garantir um pequeno volume de produto.3) Nível normal de líquido (NLL): deve ser colocado a uma altura tal que divida ao

meio o volume de líquido contidos entre os níveis HLL e LLL.

Diversos valores de tem sido recomendados na literatura. A utilização de um =5 min. Atende aos requisitos de segurança . Isto significa que, estando o nível de líquido na posição normal de operação NLL, o tempo decorrido para que o nível caia para a posição mais baixa LLL ou suba até HLL seja de 5 minutos.

Conhecido o tempo de residência , pode-se calcular o volume destinado à fase líquida do separador, entre os níveis HLL e LLL, por:

onde é a vazão de líquido (m3/min ou ft3/min), na temperatura de operação.

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Velocidade Máxima Admissível para o Gás

O dimensionamento de um separador líquido-gás é feito com base na velocidade máxima ascendente para a fase gás no separador. A eficiência do separação depende, fundamentalmente, desta velocidade: quanto maior a velocidade do gás no vaso, maior será a quantidade de gotículas de líquido arrastadas pelo gás.

Existe uma velocidade de ascensão do gás no líquido, tal que a gota permanece imóvel, mantida apenas por seu peso. Qualquer incremento na velocidade do gás provoca o arraste de gotícula. Esta velocidade limite é dada pela equação de Sounders & Brown:

(9)

onde é a massa específica e a constante de velocidade

Na prática, costuma-se dimensionar o separador para uma velocidade máxima de gás no vaso, como uma fração da velocidade limite .

(10)

Tipo de Vaso Horizontal Verticalcom demister 1,0 1,15Sem demister 0,15 0,44

Assim, a velocidade máxima admissível para o gás no separador é dada pela equação abaixo:

(11)

onde:

=0,227 ft/s=0,0692 m/sobtido pela tabela acima

Conhecida a vazão de gás no separador, pode-se calcular o diâmetro mínimo do tambor por:

ou (12)

O volume destinado à fase líquida, ou seja, o volume de líquido contido entre os níveis HLL e LLL, é obtido fixando-se um tempo de residência adequado para projeto de separadores na área de processamento de petróleo muito usual 5 minutos.

(13)

31

Dividindo o volume de líquido pela área da seção transversal do separador , obtém-se a altura de líquido . Este valor deverá ser superior a 500 mm, para permitir a instalação de instrumento de controle de nível)

(14)

O nível LLL é colocado entre 8 e 12 polegadas (20-30 cm) da linha de tangência do fundo, segundo recomendam diversos projetistas citados na literatura.

Quanto ao espaço destinado ao vapor (acima do nível máximo de líquido HLL), os valores usualmente sugeridos na literatura são:

a) do nível HLL até o bocal de entrada H1 a Kellog Section 4200 (Vessel Design Manual) , recomenda D/2 ou 2 ft (600 mm), o que for maior.

b) do bocal de entrada até a LT do topo (sem demister), H2 = 0.75 x D ou 4 ft (1.2 m), o que for maior.

c) Quando o vaso contém “demister”, a altura H2 é a soma de 3 alturas: - do bocal de entra até o “demister” H3=1,0D ou 3 ft (900 mm) (Kellog Section 4200) - espessura do “demister”, incluindo suporte de sustentação: H4=6 a 8 pol (150 a 200 mm) - espaço entre “demister” e linha tangente do topo: H5=6 a 12 pol (150 a 300 mm).

Reunindo todos os valores anteriores, obtemos o comprimento do vaso:

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- sem demister:L= HLL + HL + H1 + H2

- com demister:L= HLL + HL + H1 + H3 + H4 + H5

O comprimento L também deverá ser selecionado de preferência em função das dimensões das chapas comercialmente disponíveis. Resta verificar se a relação L/D obtida está dentro da faixa recomendada (entre 2 e 4). Como o diâmetro calculado é o valor mínimo, pode-se aumentá-lo se for necessário diminuir o comprimento (e daí a relação L/D). Mantendo o diâmetro calculado como o diâmetro do demister.

Principais recomendações de projeto para alturas de vasos:

Dimensionamento de Bocais

Um vaso separador contém bocais (”nozzles”) com várias finalidades:

1) entrada de líquido + gás (vapor)2) saída de gás3) saída de líquido4) dreno5) respiro (“vent”)6) purga com vapor (“steam-out”)7) boca de visita (“manhole”)

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8) conexões para instrumentos: PI, TI, LG (2), LHA/LLA, etc...

Bocal de entrada: o diâmetro, normalmente, é o mesmo da linha, mais, em muitos casos, não há informações sobre o diâmetro da linha quando do dimensionamento do vaso:

Lummus: vel max (ft/s) = (15)

Onde (lb/ft3) é a massa específica da mistura calculada como a ponderação das vazões de entrada por:

(16)

Quando a entrada é apenas de líquido, a Lummus recomenda usar vel. Max de 10 ft/s.O diâmetro do bocal é calculado por:

Dbocal=

Saída de Líquido: Neste caso, deve-se calcular a velocidade máxima por:

V (ft/s) = 0,35. (17)

Onde g=32,2 ft/s2 e a altura de líquido acima do bocal de saída até o nível mínimo LLL. Lummus recomenda usar no máximo 6 ft/s. No caso do separador vertical incluir em a profundidade do tampo (0,5.D) para tampos hemisféricos, 0,25.D para tampos elipsoidais ou 0,16.D para tampos torosféricos.

Saída de Vapor: O critério da Lummus para determinar a velocidade máxima é

V(ft/s)= (18)

A Foster-Wheeler recomenda dimensionar a linha de gás admitindo uma queda de pressão de 0,35 psi/100 ft no máximo.

Dreno

O critério da Lummus para o diâmetro do dreno, em função do volume do separador e:

Vol Vaso (ft3) Diâmetro nominal (pol)Até 50 1

50 - 200 1 ½200 – 600 2600 – 2500 3

Mais de 2500 4

Respiro (“vent”)

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Para separadores operando sob pressão próxima da atmosfera, o diâmetro do respiro é obtido a partir do dreno, conforme recomendação da Lummus:

Diâmetro do dreno (pol) Diâmetro do respiro (pol)1 ¾1 ½ 12 1 ½3 24 3

Boca de Visita (“manhole”) , Purga e Outros

A ASME recomenda que o diâmetro máximo da boca de visita seja a metade do diâmetro do vaso separador, sendo comum a utilização do diâmetro de 24 pol.Quanto aos demais bocais, geralmente são especificados no diâmetro de 1 pol.

Quebra – Vórtice (“vortex breaker”)

O vórtice deve ser evitado em separadores bifásicos ou trifásicos, porque poderá provocar o arraste de gás ou líquido leve junto com o produto de fundo, contaminando-o, além de problemas operacionais graves, tais como baixo desempenho da bomba, vibrações, etc.

O principal fator que afeta a formação de vórtive (“vortex”) é a submergência ou carga de líquido acima do bocal, ou seja, a distância do nível mínimo de líquido LLL ao ponto mais alto do bocal de saída.

Separação em estágios

A separação em vários estágios (figura 1) consiste em um conjunto de separadores, onde as pressões dos estágios subseqüentes decrescem até atingir a pressão de armazenamento ou transporte. A corrente de líquido que deixa o separador é enviada para o bocal de entrada de cada um dos sucessivos separadores.

Figura 1: Separação em Estágios

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O objetivo principal da separação em estágios é maximizar a recuperação de óleo. Neste caso, existem dois processos de liberação de hidrocarbonetos: “a liberação flash” e “a liberação diferencial”.

A maior recuperação de líquido que se obtém na separação por estágios provém dos hidrocarbonetos que ficariam na fase gasosa, se a separação fosse feita em um único estágio. Sendo relativamente leves, tais hidrocarbonetos condensáveis conferem ao líquido recuperado uma menor densidade, ou seja, agregando maior valor comercial.

No processo de liberação “flash” o gás vaporizado do líquido por redução de pressão permanece em contato com o líquido até que seja atingida a pressão final de separação. Por sua vez, na liberação diferencial o gás separado em cada estágio de pressão é removido do contato com o líquido. O primeiro caso de liberação “flash” resulta na maior recuperação de hidrocarbonetos gasosos possível, enquanto que na liberação diferencial obtém-se a maior recuperação de líquido. Como, geralmente estamos interessados na maior recuperação possível de óleo de um campo, optamos pela proposta por Frick, que estabelece o percentual de liberação diferencial em função do número de estágios, conforme tabela 1 abaixo:

Tabela 1Num. de estágios de sep. % sep. diferencial teórica2 03 754 905 966 98.5

O problema de determinação do número de estágios de separação ótimo está relacionado ao aspecto econômico, ou seja, aumentar a quantidade de separadores e instrumentação associada onera em custos. Neste caso, para cada projeto, precisamos avaliar economicamente o ganho financeiro com o acréscimo de recuperação de óleo em relação ao custo de um separador adicional. Esta análise pode ser feita usando simuladores de processo com rotina de análise econômica (ex. simulador Hysys).

A seguinte regra prática pode ser aplicada quando não se dispõe de cálculo um rigoroso através de simulação:

Máxima razão de pressão entre dois estágios consecutivos:

Para sistemas gás/condensado: Rmax=5Para óleos leves: Rmax=7Para óleos pesados: Rmax=9

Outro guia aproximado sobre número de estágios ótimo de separação, excluindo o tanque de armazenagem, se baseia na experiência de campo, mas que não substitui os cálculos de expansão, estudos de engenharia e julgamento de engenharia, pode ser obtido na tabela 2 abaixo:

Tabela 2Pressão do primeiro estágio Número de estágios

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(psig)25-125 1125-300 1-2300-500 2500-700 2-3

Após a seleção do número de estágios, pode-se determinar as pressões de operação dos estágios intermediários através da expressão da equação 1:

(1)

onde, P1 é a pressão do primeiro estágio e Ps a pressão do último estágio. é o número de estágios.

Para calcular a pressão no segundo estágio usamos a equação 2:

(2)

As equações acima consideram que razão de pressão por estágio seja constante. Contudo, a análise mais rigorosa do problema de separação indica que a relação de pressão entre o penúltimo e últimos estágios é consideravelmente menor comparado aos outros estágios.

10 – Planta de Processo

Uma plataforma de produção de petróleo possue planta de processo com o intuito de separar, tratar e enviar o óleo e o gás para o continente. A planta de gás consiste basicamente de cinco sistemas: separação (óleo/gás/água), depuração do gás compressão, ecoamento e tratamento.

Todos são responsáveis pelo aproveitamento (gás escoado/gás produzido) do gás. A baixa performance de depuração do gás ocasiona danos aos seguintes sistemas:

- Sistema de Compressão: o acúmulo de óleo nos compressores provocam desbalanceamento e vibrações nos compressores, com consequente quedas e manunteções dos mesmos;- Sistema de Tratamento: o óleo arrastado contamina os produtos químicos utilizados no tratamento do gás, trazendo como consequência, a perda de qualidade do gás e aumento no consumo do produto;- Sistema de Escoamento: o acúmulo de óleo em gasoduto, provoca perda de eficiência de escoamento.O conteúdo desta apostíla contempla alguns conceitos básicos sobre a depuração do gás, e caso necessário a obtenção de mais informações, é indicado consultar a bibliografia.

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2 - DESCRIÇÃO SUMÁRIA DE DEPURAÇÃO DE GÁS

A depuração do gás significa remoção de óleo no gás, óleo esse proveniente de arraste em fase líquida ou sob forma de névoas. O sistema consiste basicamente de depuradores (vasos) que, de acordo com a vazão/líquida, são verticais ou horizontais.

Os depuradores possuem quatro seções principais, além do controle necessário (instrumentação). A primeira seção é utilizada para separar a porção principal de líquido livre da corrente de entrada. O bocal de entrada deve direcionar o fluxo tangencialmente à parede interna do vaso, ou anteposto a uma placa defletora. Esta possui a vantagem do efeito inercial da força centrífuga e a variação abrupta da direção, obtendo assim, a separação da maior parte de líquidos provenientes da corrente gassosa.

A segunda, é a região de precipitação, planejada para a atução da força gravitacional, aumentando a separação das partículas que entram. É constituída pela porção do vaso na qual a velocidade com que o gás se desloca é relativamente baixa e pouco turbulenta.

A seção de crescimento, utiliza os eliminadores de névoas, que remove as partículas pequenas de líquido (névoas).

Esta seção é responsável pela performance do equipamento, que possue o destaque do referente trabalho.

A quarta é o “sump”, responsável pela drenagem do líquido retido nas seções primárias, precipitações e de crescimento.

2.1 - Eliminadores de Névoas

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O que são Névoas:

Definimos por névoas todas e qualquer partícula líquida de diâmetro mnor ou igual a 10 mícron, imersas em uma corrente gasosa;

De forma geral, quando as partículas líquidas são maiores de 10 mícron, estas são comumente chamdas de “sprays”.

Como se forma as Névoas:

Os mecanismos básicos de formação de névoas são:

- borbulhamento (buling action): é o mecanismo típico de formação de névoas, que ocorre em evaporadores, geradores de vapor, etc. Prtículas formadas através de borbulhamento são, geralmente, maiores que 5 - 10 mícron;

- arraste mecânico: este é o mecnismo envolvido na formação de névoas que normalmente ocorrem em tores de absorção, colunas de destilação, “spray towers”, etc. Basicamente, as partículas geradas através deste mecanismo, por ação mecânica, são arrastadas, “arrancadas” da corrente líquida pela corrente gasosa. Na maioria destes casos, como no caso anterior, as partículas tem diâmetros que podem variar de 5 até 10, 20 mícron;

- condensação: quando, entretanto, as partículas são geradas por condensação, como por exemplo condensação de água e óleo em compressores, estas tem diâmetro bastante reduzido, normalmente menores que 3 mícron. Na maioria destes casos, os eliminadores de névoas convencionais (vane separators ou wire mesh pads) não são suficientemente eficientes para coletar as partículas;

- reação química: névoas geradas por reação química, como por exemplo névoas de ácido sulfúrico (liquido) gerado pela reação de vapor d’água e SO3, da mesma forma que as névoas geradas por condensação geram partículas de diâmetro inferior a 3 mícron; na maioria dos casos, de fato, estas partículas são menores que 1 mícron.

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. Mecanismo de Captação: existem, basicamente, três mecanismos básicos de captação de névoas:

- impacto inercial: quando o gás chega nas proximidades das fibras (malha) do elemento filtrante, ele tende a se desviar. As partículas líquidas, normalmente maiores que 3 - 5 mícron, entretanto, não são capazes de se desviar das fibras com a corrente gasosa e acabam por, devido a sua inércia, colidir com as fibras;

- interceptação direta: partícula que não tem inércia suficiente para serem interceptadas pelos filamentos do leito, são desviados do mesmo juntamente com a corrente gasosa. Estas partículas são desviadas dos filamentos do leite, entretanto, parte delas tem sua trajetória no centro de uma linha que passa suficientemente próxima do leito filtrante, para que as partículas toquem o leite, ou seja, a metade do diâmetro destas partículas é maior que a distância entre a fibra e o centro da linha na qual trajeta a partícula;

- movimento browniano: partículas pequenas, que não tem inércia para serem

interceptadas pelo leito filtrante e cujo diâmetro também é suficientemente pequeno

para evitar o impacto inercial, tem um movimento aleatório bastante acentuado,

devido ao impacto destas partículas com as moléculas do gás. Este movimento aleatório

faz com que as partículas se choquem com os filamento do leito, sendo coletadas.

Equipamentos típicos para eliminação de Névoas:

Eliminadores Vane Type (chamados também de TP Vane ou Chevrons):

Consiste, basicamente, por um conjunto de chapas metálicas no formato de “zig-zag”, onde o principal mecanismo de captação de névoas, por impacto inercial, não apresentando interceptação direta, e muito menos movimento browniano;

Eliminadores Mesh Pads (chamado também de Demister ou Wire Mesh):

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Consiste em um colchão de tela, de fio metálico (arame), enroladas ou dispostas em chamadas. O principal mecanismo de captação de névoas é por impacto inercial, algum pronunciamento em interceptação direta e não apresentando movimento browniano;

Fiberbed (chamados também de Filtros Monsanto ou Brink Filters):

Consiste de uma estrutura cilíndrica, em forma de cartucho, utilizando lã de vidro como elemento filtrante. Apresenta os três mecanismo de captação de névoas.

2.2- Vane Type

Este tipo de eliminador captura gotículas líquidas diminutas arrastadas no gás ou vapor, pelo método comumente chamado de impacto inercial.

O gás escoa, ou horizontalmente ou verticalmente (ver figura), e as palhetas direcionam o escoamento do gás em um modelo sinuoso. As gotículas de névoa são carregadas adiante pelo gás. Por causa do momentum das gotículas de densidade maior, estas tendem a moverem em linhas mais retilíneas que a massa de gás. Em toda a mudança na direção do

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gás, algumas gotículas chocam-se e aderem na superfície. Este efeito pode ser comparado com a ação centrífuga de um separador ciclone, o gás escoando em volta de uma curva gera uma força centrífuga, lançando as gotículas para fora.As gotículas capturadas coalescem sobre as palhetas, formando gotas maiores com peso suficiente para gotejar (escorrer). No escoamente vertical, as gotas de líquido são coletadas no fundo da unidade e cai através do gás ascendente. Com escoamento horizontal, um caminho de drenagem é estabelecido no fundo das palhetas.

A performance do eliminador é influenciada pelas variáveis descritas abaixo:

- Tamanho das gotículas: quanto menor a gotícula, mais rapidamente ela seguirá as vizinhanças da massa gasosa quando escoando em volta das curvas. Numa dada aplicação, primeiramente todas as gotículas maiores que um certo tamanho são capturadas, enquanto as menores serão simplesmente chocadas. As unidades são consideradas para ter boa performance quando capturam 99,9% de todas as gotículas maiores que cerca de 40 mícron;

- Densidade relativa: o efeito momentum necessário para capturar, depende das gotículas de névoa ter uma densidade apreciavelmente maior que a do gás. Quanto mais pesada uma gotícula de um dado tamanho, mais rapidamente ela chocará com a palheta. Quanto mais denso o gás, mais facilmente ele carreará as gotículas adiante, sem serem capturadas. O parâmetro mais usado para expressar os efeitos da densidade é a raiz quadrada da diferença relativa da densidade entre líquido e gás.

[(p1 - pg)/pg] 1/2

- Velocidade do gás: com uma dada mistura de gás e névoa, uma dada unidade operará melhor num certo range da velocidade do gás. Se o gás é bastante lento, as gotículas simplesmente arrastam em volta das curvas sem serem capturadas. Mas, se o gás é bastante rápido, ele carreará o líquido das superfícies, um processo chamado de re-entrainmente (re-arraste).

Para escoamento vertical, velocidades altas também inibem o gotejamento do líquido das palhetas, resultando em crescimento de líquido acumulado, chamado de “flooding”(inundação). Numa aplicação típica de água-ar, a velocidade máxima é 25pe/s para escoamento horizontal e 18pe/s para escoamento vertical;

- Capacidade de líquido: quanto mais rapidamente o líquido for capturado por uma unidade, mais líquido crescerá nas palhetas, no processo de drenagem e mais baixa a velocidade do gás, que será tolerada sem re-arraste. Em viscosidades de líquido mais baixas, mais ele escoará sem re-arraste;

- Contorno das palhetas e espaço: quanto mais acentuada as curvas no caminho do gás, acompanhadas por palhetas mais próximas umas das outros, o efeito de captura inercial acentuará. Assim, maior percentagem de gotículas menores podem ser capturas. Ao mesmo tempo, as velocidades efetivas máxima e mínima são reduzidas e a queda de pressão através das palhetas por uma dada velocidade, aumentará. Palhetas muito próximas podem ser obstruídas por objetos sólidos, depósitos de sólidos acumulados ou líquido de alta viscosidade.

Ângulos agudos nas palhetas, causam redemoinhos, que aumentam a queda de pressão e re-arraste do líquido e capturado mais rapidamente.

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- Molhabilidade da superfície: a performance da unidade de palhetas, geralmente é melhor se a superfície está molhada pelo líquido arrastado. Neste caso, as gotículas capturadas se amplia em um filme que adere as palhetas. Se a superfície não está molhada gotículas capturadas ficam mais aptas para serem re-arrastadas. A molhabilidade depende da composição de líquido e da superfície, da textura e rugosidade da superfície e se existe ou não um filme de óleo ou parafina na superfície. Pode ser influenciada pela temperatura e pressão.

11. Tanques de Armazenamento

O tanque de armazenamento de produção é um vaso cilíndrico que tem duas utilidades vitais, isto é: medir com precisão a produção do petróleo, e armazenar com segurança o petróleo volátil e inflamável.

Existem dois tipos de tanques de armazenamento: os aparafusados e os soldados. Os tanques aparafusados são apropriados para as operações em campo de produção de óleo, pelo fato de serem montados e desmontados com facilidade. Aparafusam-se entre si chapas curvas de aço, com aproximadamente 1,5 m de largura por 2,5 m de comprimento, criando-se assim um tanque cilíndrico. Os trabalhadores instalam juntas com os parafusos, para impedir vazamento.

Uma vez que o volume do petróleo é altamente influenciado pelas mudanças de temperatura, o tanque é dotado de válvulas de pressão e vácuo para permitir a “respiração” durante as mudanças de temperatura e durante o enchimento ou esvaziamento do tanque. Os tetos dos tanques são normalmente de formato cônico, com o vértice tendo altura entre 2,5 a 30 cm em relação ao horizontal. Existem vários tipos de tetos de tanques. Entre os mais comuns é o teto cônico auto-sustentado. Foram criados tetos que permitam reduzir a perda de vapores de petróleo, podendo, de acordo com o respectivo fabricante, ser tetos flutuantes, tetos fixos com selo interno ou tetos de domos. Em muitos desses projetos o teto fica flutuando acima do petróleo, dependendo da profundidade de óleo no tanque.

A vantagem dos tanques soldados é que são virtualmente à prova de vazamento. Os tanques menores podem ser fabricados numa oficina e embarcados prontos; os maiores, no entanto, devem ser soldados no campo por soldadores especialmente treinados.

Uma vez determinado o local dos conjuntos de tanques de produção, constrói-se uma fundação feita de saibro, pedra, areia ou cascos para se adequar a base do tanque antes que o tanque seja posicionado ou construído na área. A linha de saída fica uns 30 cm acima do fundo do tanque. Essa altura de 30 cm deixa espaço para acumular o BSW abaixo da saída de venda. Dessa forma tanto o produtor quanto o transportador têm segurança de que irá entrar no caminhão ou no oleoduto somente óleo proveniente de determinado tanque. Uma escotilha montada no teto do

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tanque, é utilizada para dar acesso ao petróleo para fins de medição de volume e para amostragem. Uma saída de drenagem no fundo permite drenar água e sedimentos.

A parte externa do tanque é tratada com tintas especiais para proteção contra a corrosão, bem como para atenuar os efeitos das mudanças de temperatura. Isto tem especial importância em regiões como o Canadá, onde as temperaturas podem mudar do extremo calor para o extremo frio num período de seis meses. As partes internas dos tanques não são pintadas, exceto pelo uso recente de tintas á base de epoxi próximo ao fundo do tanque. As tintas à base de epóxi são usadas nesta faixa pintada combatem a ação corrosiva da água que se deposita no fundo dos tanques.

Uma região de produção possui geralmente um volume de armazenamento de óleo suficiente para três a sete dias de produção. É uma prática comum adotar uma bateria de dois tanques, pois um dos tanques pode ser cheio enquanto o outro está sendo esvaziado.

Os fabricantes de tanques de armazenamento seguem diretrizes industriais especificas no projeto e na fabricação dos tanques. Entre as especificações que adotam estão as estabelecidas pelo Instituto Americano do Petróleo (API).

De acordo com as especificações do API, por exemplo, um tanque que acomode 750 barris de petróleo deve ter um diâmetro interno de 4.7 m e uma altura de costado de 7.3 m. O API especifica também a espessura do aço e outros níveis de pressão para garantir a integridade dos tanques.

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TIPOS DE TANQUES.

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QUESTÕES DE SEGURANÇA

Os operadores devem aplicar procedimentos de segurança durante as análises e medições. Uma vez que gases perigosos podem escapar ao se abrir a escotilha de medição, os operadores devem portar consigo um detector de gás sulfídrico em devido estado de funcionamento. Os tanques jamais devem ser medidos durante o tempo ruim, sendo que, ao abrirem a escotilha, os operadores devem posicionar-se um lado para que o vento possa soprar as vapores do tanque para longe deles.

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Sempre existe a possibilidade de haver um incêndio num parque de tanques. Devem existir ao mesmo tempo três condições para que um incêndio possa ocorrer: combustível sob forma de vapor, ar nas proporções certas para com o vapor, de modo a se formar uma mistura explosiva e uma fonte de ignição. Os operadores devem utilizar lâmpadas de mão à prova de explosão, e ter certeza de que a trena está em contato com a escotilha ao levantar ou abaixar, de modo a manter o aterramento.

MEDIÇÃO E ANÁLISES Verifica-se geralmente em intervalos de 24 horas, num local de produção, os volumes de óleo, gás e água salgada. Efetuam-se também com regularidade diversas análises da qualidade do petróleo, que incluem temperatura, peso específico, e teor de BSW. Antes de se proceder à medição ou as análises, o tanque deve ser isolado da produção.

EXISTEM DOIS MÉTODOS COMUNS DE MEDIÇÃO DO VOLUME,

O primeiro é o procedimento de medição indireta que se faz por meio de prumo e que se aplica da seguinte maneira:

• Registre a altura de referência, isto é, a distância entre o fundo do tanque e um ponto de referência na escotilha, predeterminado e confirmado durante o processo de arqueação.• Aplique uma camada de pasta de medição ao prumo. Trata-se de uma pasta especial que muda de cor ao ser abaixado para dentro do petróleo, o que facilita leituras de medição.• Abaixe lentamente o prumo para dentro do tanque até que penetre na superfície do fluido, e continue a abaixá-lo até atingir a número inteiro mais próximo no ponto de referência na escotilha.• Registre esse número.• Suspenda o prumo e registre a marcação do prumo, com uma aproximação de um milímetro.• Para determinar a altura do óleo no tanque, calcule o comprimento da trena desde o ponto de referência até a marca no prumo.• Subtraia a altura de referência para determinar a altura do óleo no tanque.• Consulte a tabela de argueação para determinar o volume do óleo.• Realize a medição duas vezes, para garantir exatidão.

O segundo método para medir volumes é um procedimento direto.• Aplique pasta de marcação na fita em local aproximado da medição, e abaixe a fita para dentro do tanque até que o prumo toque a mesa de medição situada no fundo do tanque, ou até que a leitura na trena corresponda a altura de referência.• Recupere a fita, e registre a marca do óleo na fita com uma aproximação de um milímetro. Este valor corresponde a altura de produto no tanque.• Consulte a tabela de medição para determinar o volume do óleo.• Realize a medição duas vezes, para garantir exatidão.A qualidade do petróleo nos tanques de armazenamento da área de produção pode ser submetida a análises manuais ou automáticas. As análises manuais são exigidos para transferências de custódia. O método mais comum de se realizarem as análises manuais é mediante amostrador ou coletor de amostras. O coletor de amostra é um vaso de corte

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transversal redondo com cerca de 40 cm de comprimento e 5 cm de diâmetro, fabricado de um metal que não produz centelhas, tal como o latão. É acionado por uma mola e possui uma válvula que pode ser acionada a partir do teto, captando assim uma amostra. É projetado para retirar amostras a aproximadamente 1 cm do fundo do tanque.

Um método mais desejável, embora seja mais difícil de realizar é o método de amostragem por garrafa. Utiliza-se uma garrafa ou um vasilhame com capacidade de cerca de um litro, com rolha e conjunto de cordas.

Neste método, uma garrafa vedada é abaixada até a profundidade desejada, removendo-se em seguida a tampa. Ao ser recuperada na velocidade correta, a garrafa estará cheia em 3/4 partes. Caso não seja assim, o processo deve ser iniciado de novo. As amostras são retiradas geralmente de diversas seções do tanque. A amostra “corrida” é aquela captada pelo método de amostragem por garrafa desde o fundo da conexão de saída até a superfície. A amostra de ponto individual (“spot”) é aquele que seja retirada por qualquer método em determinado local do tanque.

Ao se realizarem análises de qualidade para transferência de custódia, deverão estar presentes representantes de ambos os interessados. O operador preenche uma caderneta de medição onde indica as condições de produção, o produtor, o trans-portador o número de tanque, e a data. Registra também três outras medidas cruciais, quais sejam: temperatura, BSW, e densidade.

O volume do petróleo varia de acordo com a temperatura. Adota-se na industria uma norma de volumes de óleo entregues em temperatura de 15,55° C (60° F). A temperatura do petróleo é medida com um termômetro especial para tanque, sendo que, ao aplicar uma tabela de conversão e a medida do volume, o operador consegue determinar o volume do tanque a 15,55° C (60° F).

A segunda medida diz respeito ao teor de BSW. O comprador paga tão somente pelo petróleo. Assim sendo, o teor de BSW deve ser determinado e deduzido do volume total. Realiza-se, numa amostra tirada pela escotilha, uma centrifugação. Utiliza-se nesta análise um recipiente de vidro graduado, que indica a porcentagem de BSW uma vez completado o procedimento de centrifugação. A análise final é a de grau API. Utiliza-se um densímetro para ler o grau API a 60º F. Estão disponíveis também tabelas de conversão ao se ler o grau API numa temperatura diferente, para se poder determinar o grau API do óleo a 60º F. As medições de grau API tem conseqüência financeiras consideráveis, uma vez que os petróleos mais leves são geralmente mais valiosos do que os mais pesados, pelo fato de exigirem menor refinamento. Tanto mais alta a leitura do grau API, mais leve é o óleo.

A TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA DE CUSTÓDIA E A AFERIÇÃO DO MEDIDOR INTRODUÇÃO

Em certas circunstância, a transferência de custódia de petróleo se efetua de maneira mais prática mediante um sistema de transferência automática de custódia. Uma unidade automática de transferência de custódia na produção (“Lease Automatic Custody Transfer – LACT”) é a unidade padrão industrial. Numa situação de transferências de custódia com altos volumes, a transferência automática é simplesmente mais eficaz em termos de custos. Deve, contudo, ser tão acurada na medição das quantidades e da qualidade do petróleo como o são os métodos manuais. A unidade fica localizada entre os tanques de

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armazenamento de produção e a saída para o transportador, que será geralmente um oleoduto ou um caminhão-tanque. A unidade desempenha duas funções básicas, quais sejam:

• medição precisa do volume de óleo transferido• amostragem do óleo transferido para análises de qualidade• monitorização do teor de BSW para evitar transferências de óleo ruim.O óleo ruim é óleo com teor de BSW superior a um por cento, embora recomende-se estabelecer um valor mínimo de 0,5% como média.

Embora nem todas as unidades tenham a mesma configuração, cada uma deve ter os equipamentos certos para atender aos padrões industriais e governamentais. Associados a uma unidade de amostragem automática existem os medidores volumétricos cuja função é medição acurada do volume de óleo transferido.

COMPONENTES PADRÕES DO SISTEMAAUTOMÁTICO DE TRANSFERÊNCIA DE CUSTÓDIA

Os tanques de armazenamento fazem parte do sistema de transferência automática de custódia. Ao se efetuar a transferência automática do petróleo, os instrumentos automáticos dos tanques de armazenamento iniciam o processo de transferência. Os tanques de armazenamento são equipados com chaves de nível baixo e de nível alto, e iniciam as transferências de custódia de acordo com os níveis de petróleo dentro do tanque de armazenamento.

Os tanques de produção desempenham outra importante função, além do armazena-mento em si. Absorvem quaisquer surtos de pressão devidos ao fluxo de óleo que possam ter-se acumulado durante o processamento do petróleo na área de produção A unidade automática necessita de uma vazão consistente para poder medir o volume com exatidão, bem como para evitar avarias de seus componentes.

Uma bomba centrífuga ou de engrenagens é um dos principais componentes do sistema automático de transferência de custódia. Tão logo o volume de petróleo atinja a chave de nível alto do tanque de armazenamento, a bomba é ligada. O óleo é aspirado do tanque de armazenamento através de uma linha até que os volumes atinjam a chave de nível baixo, ao que a bomba se desliga automaticamente.

A chave de nível baixo está situada de tal forma que o nível do líquido seja mantido acima da saída do tanque de armazenamento. A sua localização também impede a penetração de ar e vapores para dentro da linha de sucção das bombas.Além da bomba, o sistema de transferência automática de custódia possui:

• Sonda e monitor para medir o teor de BSW;• Amostrador automático que retira automaticamente determinados volumes de óleo transferido;• Um dispositivo para medir a temperatura do óleo;• Uma válvula de recirculação para prevenir transferência de óleo ruim;• Um medidor para registrar o volume de óleo transferido;• Um sistema de monitoração para desligar a unidade caso ocorra mau funcionamento;• Um dispositivo para permitir o acesso durante a medição ou aferição do medidor.

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A seqüência talvez apresente pequenas variações de um sistema para outro. A maioria dos sistemas de transferência automática de custódia são dotados também de filtros para eliminar os detritos, e desaeradores para expulsar o ar ou gás arrastado.

DO TANQUE DE ARMAZENAMENTO PARA O MEDIDOR

Conforme mencionado antes, uma parte das funções do sistema automático de controle de nível do tanque de armazenamento é evitar que ar e vapor penetrem na linha de sucção das bombas. Esse ar e vapor, além de danificar a bomba e outros componentes do sistema, podem ser medidos erroneamente como se fossem óleo,ocupando espaço improdutivo na linha de transferência. É comum se instalar um filtro entre o tanque de armazenamento e a bomba para remover partículas grandes de sedimentos ou borra que possam ainda estar presentes no petróleo, uma vez que isto também seria passível de danificar os equipamentos ou de causar medições inexatas. A principal função da unidade de bomba é transferir o petróleo com pressão e vazão constantes. Bombas de tipo centrífuga ou de engrenagens são utilizadas nestes sistemas pelo fato de proporcionarem mais suave e mais uniforme do que as bombas alternativas ou de pistão.Um valor constante de pressão tem importância crítica uma vez que a variação da pressão irá afetar a medição dos volumes transferidos. O volume do óleo é afetado pela pressão, que é medida num valor padrão de 0 psig.

Não se requer que óleo seja entregue a 0 psig. Mas o óleo deve ser entregue sob pressão uniforme, sendo que um simples cálculo matemático converte a pressão de transferência de custódia para o valor padrão. Não sendo constante a pressão, por outro lado, é impossível efetuar a conversão acurada.

Uma vez passando pela bomba, o óleo flui através de uma sonda de BSW. Embora possa variar a localização da sonda BSW, fica situada em muitos casos logo a jusante da bomba. As normas da indústria não determinam a posição da sonda BSW, no entanto essas sondas devem estar localizadas em ponto iniciais do processo de medição para que o óleo ruim possa ser recirculado para o local de produção. A função primordial da sonda BSW é impedir a penetração no sistema de transporte do óleo contaminado com água solubilizada ou mesmo livre. A sonda BSW mede a capacitância ou a constante dielétrica do líquido que flui. A constante dielétrica é uma propriedade física de uma substância que reflete a capacidade dessa substância de manter uma carga elétrica. A constante é um valor de dieletricidade atribuído a uma substância, ou a medida de ser ou não a respectiva substância ser bom isolante. Uma substância ser bom isolante possui alta constante dielétrica e um mau isolante baixa constante dielétrica. Uma vez que cada substância tem constante dielétrica diferente, esse valor pode atuar como um identificador da substância.

A constante dielétrica do óleo é mais elevada do que a da água. A medida que o petróleo flui pela sonda de BSW, a sonda percebe as diferenças da constante dielétrica e transmite essa informação para o painel do monitor. Dessa maneira, o painel determina o teor de BSW, indicando se está dentro dos limites aceitáveis.Caso os limites aceitáveis sejam ultrapassados, o óleo ruim é ou desviado de volta para o local de produção para reprocessamento, ou o sistema faz soar um alarme e se desliga antes que qualquer óleo ruim passe pelo medidor. A maioria dos sistemas automática de transferência de custódia é dotada não somente da sonda BSW mas também de desaerador. O desaerador permite a saída ou a expulsão para a atmosfera de qualquer ar ou gás que tenha sido arrastado. Ao sair do desaerador,

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o liquido deverá conter quantidades mínimas de água e ar, resultando daí menor desgaste do medidor e menor ocupação de espaço no oleoduto ou caminhão.

O passo seguinte é o sistema automático de amostragem, que começa com uma sonda de amostragem. Antes de chegar na sonda de amostragem, o óleo percorreu um trecho de linha que compreende três curvas de 90º. A turbulência é forte e o teor de BSW está homogeneamente distribuído e, portanto uma amostra captada a essa altura será muito precisa.Um pulso eletrônico proveniente de um medidor a jusante aciona um tubo ou um pistão na sonda de amostragem. Uma vez ativada a sonda de amostragem aspira pequenos volumes de óleo a intervalos regulares para que as amostras correspondam às vazões medidas durante o processo de transferência.

As amostras são desviadas da sonda para um vaso de armazenamento pressurizado, projetado para evitar a perda dos hidrocarbonetos leves, e para manter as amostras sem contaminação até que sejam submetidas a análises para verificar a qualidade. Essas amostras estabelecem o teor de BSW, sendo que o preço é estabelecido posteriormente, subtraindo-se o teor de BSW do volume total.Antes de atingir o medidor, o óleo flui através de duas válvulas. Essas válvulas são utilizadas para desviar o fluxo do óleo quando o medidor é submetido a um processo de aferição, que consiste essencialmente em se verificar a sua precisão comparando-se as suas medições com um volume conhecido. O processo de verificação será descrito mais adiante; sendo importante, por enquanto, observar a localização dessas válvulas.

DO MEDIDOR EM DIANTE

Terminada a fase de processamento na área de produção, tendo sido determinados o volume e a qualidade, o óleo está pronto para entrar no sistema de transporte. O mais importante componente individual do sistema automático de transferência de custódia é o medidor.

O medidor é um conjunto complexo de compensadores, monitores e contadores projetados para medir com exatidão o volume do óleo a determinada temperatura e pressão. Enquanto esses valores se mantenham constantes, ou pelo menos mensuráveis, um simples cálculo de conversão indica o volume entregue de acordo com as condições padronizadas de 60º F e 0 psig.Os dois tipos de medidores mais comuns são o medidor de deslocamento positivo e a turbina.

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