MÓDULO IV - NOÇÕES DE COMPLETAÇÃO E PRODUÇÃO

TÓPICOS

MÉTODOS DE COMPLETAÇÃOMÉTODOS DE COMPLETAÇÃO ETAPAS DE UMA COMPLETAÇÃO ETAPAS DE UMA COMPLETAÇÃO MANUTENÇÃO DE POÇOSMANUTENÇÃO DE POÇOS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL (GÁS LIFT EMÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL (GÁS LIFT E

BCS)BCS) PROCESSAMENTO DE ÓLEOPROCESSAMENTO DE ÓLEO SISTEMAS DE ESCOAMENTO DA PRODUÇÃOSISTEMAS DE ESCOAMENTO DA PRODUÇÃO REFINOREFINO DISTRIBUIÇÃODISTRIBUIÇÃO

MÓDULO IV – NOÇÕES DE COMPLETAÇÃO

1 – COMPLETAÇÃO DE POÇOS

TREINAMENTO DE TÉCNICOS DE OPERAÇÃO - MFPTREINAMENTO DE TÉCNICOS DE OPERAÇÃO - MFP 1

Uma vez concluída a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar, de forma segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva. Ao conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo, gás ou mesmo injetar fluidos nos reservatórios denomina-se “COMPLETAÇÃO”.

1.1 - MÉTODOS DE COMPLETAÇÃO

1.1.1 - QUANTO AO REVESTIMENTO:

(a) A POÇO ABERTO (b) LINER RESGADO (c) REVESTIMENTO CANHONEADO

(c)(a) (b)

1.1.2 - QUANTO AO NÚMERO DE ZONAS EXPLOTADAS:

(a) Simples (b) Seletiva (c) Dupla(a) (c)(b)


2 - ETAPAS DE UMA COMPLETAÇÃO

Esta etapa consiste em equipar o poço de componentes que permitem o mesmo entrar em produção.

A completação de um poço envolve um conjunto de operações subseqüentes à perfuração. Uma completação típica de um poço marítimo, com arvore de natal convencional e equipamentos de gás lift, obedece às seguintes fases em seqüência cronológica. (com pequenas diferenças estas fases são as mesmas para a completação de poços terrestres)

1) Instalação de Equipamentos de superfície (cabeça de produção, BOP, etc.);

2) Condicionamento do revestimento de produção;3) Substituição do fluido do poço ( lama ) por fluido de completação, isento

de sólidos;4) Avaliação da qualidade da cimentação com perfis

CBL/VDL/CEL/CCL/GR;5) Canhoneio da Zona de interesse;6) Avaliação da zona produtora (TFR/TP)7) Descida da cauda de produção com coluna de trabalho;8) Descida da coluna de produção até o suspensor de

coluna(MGL/DHSV/TH)9) Instalação da Arvore de Natal Convencional, ou Molhada;10)Indução de surgência. Injeção de Gás Lift pelo anular, Injeção de N2 por dentro

da coluna de produção (FLEXITUBO), BCS (Bombeio Centrífugo Submerso)

Exemplo de um Poço com Revestimento 9 5/8” (sem liner 7”), Perfurado e Abandonado para futura Completação, com BAP Instalada.


FASE 01- INSTALAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA PARA CONTROLE DO POÇO


Cabeça de Poço c/ BAP Instalada

Tampões de Cimento

Exemplo de um Poço com Revestimento 9 5/8” (sem liner 7”), Perfurado e Abandonado para futura Completação, com BAP Instalada.

REENTRADA 1

Cimentação em frente às zonas de interesse

GásCamada impermeável

Zona de óleo

Aquífero

Riser de Perfuração

BOP

BAP

• Testado BOP no moon pool;• Descido BOP com riser perfuração;• Assentado BOP sobre o Housing da

BAP• Testado BOP

Instalação da BAP no housing; Completação molhada;

Instalação do BOP; Submarino; superfície.

FASE 02- CONDICIONAMENTO DO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO

FASE-03 - POÇO CONDICIONADO E TROCADO FLUIDO

FASE 04- AVALIAÇÃO DA QUALIDADE DA CIMENTAÇÃO


Drill Pipes (DP)

• Montado BHA corte cimento e condicionamento;

• Cortado 1o tampão cimento com água mar e colchão viscoso;

• Adensada água do mar;• Preparando para checar topo do

2o tampão de cimento e cortá-lo.

Poço Condicionado e trocado Fluido de Completação, pronto para Canhoneio

GásCamada impermeável

Zona de óleo

Aquífero

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

CIMENTAÇÃOPRIMÁRIA

FLUIDO DECOMPLETA-ÇÃO

CBL/VDL/GR/CCL

R2 (5 pés)

CCL

EMISSOR

R1 (3 pés)

GR

FASE 05 - CANHONEIO DA ZONA DE INTERESSE


PH > PEBOP

PE

Finalidade: formação --> poço;

Tipos:

Convencional: CE / revestimento; Through tubing: CE / coluna; TCP - Tubing Conveyed Perfuration

• Finalidade: inferir a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de interesse / isolamento de zonas de G/O/A;

• Depende dos seguintes fatores:• Geometria do poço;• Qualidade do cimento /

aditivos;• Características da pasta de

cimento;• Parâmetros de injeção;• Centralização do

revestimento; • Perfis GR/CBL/VDL/CET;• Correção da cimentação:

SQUEEZE

FASE 05- POÇO CANHONEADO

FASE-06- AVALIAÇÃO DA FORMAÇÃO

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

VÁLVULADE TESTE

P & T PACKER

VÁLVULA DECIRCULAÇÃO

AMOSTRADOR


Túneis canhoneados:+/- 0,5” x 1,0 pé

• Canhoneado o poço;• Retirados carregadores canhões

detonados;• Desinstalada Unidade Cabo

Elétrico; • Preparada Cauda Produção para

descida

PH > PEBOP

Teste de Formação a poço Revestido ( TFR ); Teste de Produção ( TP ); Registro de Pressão ( RP ); Medição de Produção ( MP );

FASE 07 – DESCIDA DA CAUDA DE PRODUÇÃO

FASE 07- ASSENTADO PACKER


• Descida com coluna de trabalho;• Posiciona o packer;• Assenta o packer com pressão

hidráulica;• Testa assentamento do packer;• Cisalha pinos do TSR;• Efetua marca para balanceio;

PH > PE, BOP, Monitorando ganho fluido no Trip Tank

• Posicionado packer para assentamento: extremidade cauda +/- 30 m acima topo canhoneados; em alguns casos pode ser necessário uso marca radioativa e perfil GR-CCL

• Lançada esfera Hidro-Trip (poderia ser Std Valve no Niple R)

• Extremidade cauda +/- >30 m acima dos canhoneados

• Saco poço: +/- > 50 m

FASE 07- RETIRADO COT COM CAMISA DO TSR

FASE 08- DESCIDA DA COLUNA DE PRODUÇÃO


• Assentado packer; testada vedação pelo anular;

• Liberada camisa TSR;• Efetuada marca balanceio nos DP

pintados• Iniciada retirada Camisa TSR com DP

5”.Camisa TSR

Mandril TSR

PH > PE, BOP, Monitorando Trip Tank e Abastecendo poço

Tubos de produçãoMGLTubos de ProduçãoMGLTubos de produçãoCamisa TSR

PH > PE, BOP, Monitorando Trip Tank

MGL

Camisa TSR

Instalado DHSV e TH

RETIRADO O BOP


DHSV

Camisa do TSR

MGL

• Instalada e testada DHSV;• Conectado e testado TH• Encamisado TSR e

Assentado TH (Balanceio OK?)

• Testado TH• Testada DHSV

PH > PE, BOP, DHSV

TH assentado no HSG da BAP

PH > PE, DHSV, VDV

FASE 09 – Instalada a ANM


ANM GLL

Linha produção

Umbilical hidráulico; Flowline de produção: 4”; Flowline anular (gas lift): 2”

PH > PE, DHSV, Válvulas da ANM

Tipos de Árvore de natal:• Seca ou Convencional

( ANC );• molhada ( ANM ).

9.1- Noções Básica de Árvore de Natal Molhada (ANM)

É um equipamento para uso submerso, constituído basicamente por válvulas gaveta, linhas de fluxo e um sistema de controle a ser interligado ao painel de controle, localizado na unidade estacionária de produção (UEP)

Representação Esquemáticade uma ANM


LDA até 2000 m: já atendidas.

As ANMs podem ser classificadas como: DO-1, DO-2, DO-3, DA, DLP, DLL e GLL.P

Para uso com ou sem cabos-guia.Convencionais ou Horizontais

Fabricantes de ANM: CBV/FMC, ABB/VETCO, CAMERON, KVAERNER e DRIL-QUIP.

COMPONENTES DE UMA CABEÇA DE POÇO SUBMARINO


ANM Guidelineless

ANMH


ANM HORIZONTAL MCV RJS 477

MLF- Mandril de Linha de Fluxo


Poço Pronto para Produção

FASE 10 – INDUÇÂO DE SURGÊNCIA GÁS LIFT INDUÇÃO DE SURGÊNCIA CONT.


ÁGUA

GÁS

ÓLEO

ANM’s D03, DL, DA, LA, GLLANC e

ANM’sD01, D02

ÁGUA

GÁS

ÓLEOPWF

PE

VÁLVULAS DEPRESSÃOFECHADAS

VÁLVULA DEORIFÍCIO

INDUÇÃO DE SURGÊNCIA – FLEXITUBO

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

FLEXITUBO

DHSV

Deslocamento do fluidoO princípio, como já comentado, é a substituição do fluido de amortecimento contido

na coluna por outro mais leve, podendo ser utilizado o diesel ou nitrogênio.Esta substituição pode ser feita de duas maneiras:

- Por circulação ou por recalque.


O princípio é o mesmo do anterior, mudando-se a maneira como se consegue a gaseificação do fluido de amortecimento. Neste método a gaseificação é conseguida injetando nitrogênio ou gás pelo interior do flexitubo descido no interior da coluna.

Este método é mais eficaz que o anterior, porém envolve maiores custos quanto a equipamentos. È muito usado em poços onde não se dispõe de gás para injeção.

A circulação é a maneira mais indicada pois se evita a injeção de fluido na formação, o que pode ocasionar dano na formação. Quando não for possível este procedimento, recalca-se o fluido para formação.

Pistoneio Consiste na retirada, de forma mecânica, do fluido de amortecimento, do interior da

coluna, de tal forma que a coluna restante resulte numa pressão hidrostática inferior a pressão estática da formação e o poço adquira condições de surgência.

Este trabalho, normalmente encerra-se após a retirada de todo fluido estranho à formação (Fluido que a perfuração e a completação ali injetaram). Não se executa pistoneio em poços de mar e nos poços de terra por questão de segurança deve ser executado com a luz do dia.

5- MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL

Quando o reservatório possui boa pressão de formação, faz com que seus poços consigam por muito tempo impulsionar o óleo até a superfície, dizemos portanto que estes poços são surgentes . Quando esta pressão não consegue mais trazer o óleo até a superfície, recorre-se então aos métodos de elevação artificial que melhor se adequar às características do campo.

Podemos citar como métodos de elevação artificial mais utilizados:

Gás lift Bombeio Centrífugo Submerso Bombeio de Cavitação Progressiva (BCP) Bombeio Mecânico (Cavalo Mecânico) Bombeio Hidráulico (Jet Pump) .

5.1-Gás Lift


Gás obtido na plataforma a partir da separação óleo/gás, elevado sua pressão para aproximadamente 100/150 kgf/cm2 em um turbocompressor e injetado de maneira controlada no anular do poço através dos mandris de gás lift instalados na coluna de produção, o gás atinge o interior da coluna e retorna à superfície, fazendo o carreamento do óleo através da gaseificação do fluido que se encontra no interior da coluna.

É considerada uma extensão do fluxo natural do poço, porque é baseado no processo de liberação e expansão do gás na medida em que o óleo vai subindo pela coluna de produção.

O método é considerado bastante versátil, podendo ser aplicado a poços de qualquer profundidade, com qualquer pressão de reservatório e para vazões de produção variando de poucos barris a dezenas de milhares por dia.

Basicamente o sistema consiste de:

Fonte de Gás de alta pressão (Turbocompressor) Um sistema de controle de injeção de gás na cabeça do poço (Um choke ajustável) Um sistema de controle sub-superficial de injeção de gás (Mandril de gás lift) Equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos

( Separador).

Suas principais vantagens são:

Baixo custo operacional para produção de fluidos com areia.

TREINAMENTO DE TÉCNICOS DE OPERAÇÃO - MFPTREINAMENTO DE TÉCNICOS DE OPERAÇÃO - MFP

PE = 3.100 psia

Pwf = 1.900 psia

Panc = 400 psiaPsep = 100 psia

Q = 300 m3/dia

19

Apresenta boa flexibilidade operacional no que se refere à variação dos volumes produzidos.

É o método mais indicado para poços com RGO altos. Investimentos iniciais baixos.

Desvantagens do método:

Não pode ser utilizado onde não há gás em boas quantidades. Pode se tornar anti econômico quando precisar de grandes pressões de

compressão. Sua aplicação pode ser problemática se o gás for muito corrosivo ou quando o óleo

muito viscoso. Requer de elevada contrapressão sobre a formação produtora durante a operação

5.2- Bombeio Centrífugo Submerso – BCS

A energia elétrica é conduzida da superfície até o motor por meio de um cabo elétrico especialmente projetado para este fim, fixado à coluna de produção por meio de fitas de aço inoxidável 3/4”

O conjunto BCS deve ser dimensionado de acordo com o Índice de Produtividade do poço e instalado a uma profundidade em que a sucção da bomba fique sempre submergida.

Todo o sistema de controle e proteção do motor é feito pelo quadro de comando que é ligado diretamente ao transformador de tensão.

A caixa de junção é instalada entre a cabeça do poço e quadro de comando e tem por finalidade evitar que alguma quantidade de gás que eventualmente migre pelo interior do cabo, chegue até o quadro de comando.

Nos poços terrestres é comum a utilização de uma cabeça de produção tipo “Hercules”, onde um flange bipartido com borrachas faz a vedação onde o cabo passa através da cabeça.

Nos poços off-shore onde é exigida uma maior segurança a passagem do cabo através da cabeça é feita com a utilização de um mandril eletricamente condutor.

Quando se deseja medir e ou registrar os valores de pressão e temperatura no fundo, é descido com o motor, um sensor que emite sinais para a superfície, utilizando o mesmo cabo que conduz energia para o motor. Estes sinais são decodificados e mostrados os valores de forma digital num monitor na superfície. Pode-se utilizar uma impressora para registro desses valores


5.3 - Bombeio de Cavitação Progressiva ( BCP )


O bombeio Centrífugo Submerso ( BCS ) é um método de elevação artificial que consiste fundamentalmente no incremento de pressão de fundo dado por uma bomba centrífuga de múltiplos estágios que é acionada por um motor elétrico trifásico acoplado a bomba através de um selo protetor.

Este conjunto com todos os componentes unido uns aos outros por luvas de acoplamento, impulsiona o óleo de determinada altura, até a superfície.

O BCS é um método adequado a campos de petróleo onde o RGO ( razão gás óleo ) é baixo, pois o gás em excesso provoca cavitação e o sistema perde eficiência.

O conjunto BCS é montado na extremidade da coluna de produção e nela são instalados equipamentos que tem a finalidade de drenar o óleo do tubo para o anular (sliding sleeve) nas operações de retirada evitando assim o banho de óleo na superfície. São instalados também, nipples, mandris, etc. Todos com funções específicas.

O método de elevação por BCP, possui características únicas, que sob uma grande faixa de condições supera a outros métodos, encontrando-se numa posição ideal na produção de óleos pesados, devido a sua adaptabilidade a fluidos altamente viscosos e abrasivos, associados à produção de areia e a fluidos multifásicos. A eficiência do sistema chega a atingir 60%, sendo maior que a maioria dos métodos.

São bombas de deslocamento positivo, formadas por um rotor helicoidal de aço e um estator moldado com elastômero sintético em forma de dupla hélice interna com duplo comprimento de passo. O movimento de rotação do rotor dentro do estator é excêntrico, formando uma série de cavidades seladas e separadas 180, as quais se movimentam axialmente desde a sucção da bomba até a descarga.

O selo entre o estator e o rotor obriga o fluido a se deslocar axialmente, igualando a velocidade de formação e diminuição das cavidades, a qual é proporcional á velocidade de rotação da bomba, resultando num fluxo constante e sem pulsações.

O rotor é suspenso por uma haste de bombeio, a qual á acionada desde a superfície por um motor e um sistema de engrenagens (drive head), que suporta o peso e transmite o movimento de rotação à haste.

Para gerar a elevação do óleo, deve existir uma pressão diferencial entre as sucessivas cavidades, e isso requer um selo hermético entre o rotor e o estator.

O rotor é feito em aço recoberto por cromo, e o elastômero do estator aumenta a resistência, permitindo sua utilização na produção com areia e fluidos abrasivos, fluidos de baixa e alta viscosidade, além de fluido multifásicos. (gás-líquido)

Vantagens adicionais do método


Fácil Instalação e operação Mínima manutenção Baixo Impacto Ambiental Baixo Investimento Inicial e custos de operação Baixo requerimento de potência

5.4 - Bombeio Mecânico (Cavalo de Pau)

Este sistema consiste, de forma geral, num equipamento de superfície

comandado por um motor, o qual aciona um sistema de engrenagens que transforma movimento rotatório do motor num movimento recíproco da unidade de bombeio. Esta unidade tem uma série de dispositivos mecânicos que transmitem o movimento recíproco vertical a uma haste de bombeio que, por sua vez, aciona uma bomba de deslocamento positivo localizada dentro do poço.

A bomba na sua forma mais simples consiste de um cilindro ou barril, suspenso na coluna de produção, e de um embolo que se desloca para cima e para baixo no interior deste cilindro mediante a ação da haste de bombeio, a qual se compõe de uma série de hastes rosqueadas e acopladas na superfície à unidade de bombeio.

No fundo do cilindro está localizada uma válvula de esfera, a qual é fixa (válvula de pé) enquanto uma Segunda válvula de esfera, a válvula de passeio, está localizada no êmbolo movimenta junto com ele.

Quando o movimento do embolo é para cima (Upstroke) a válvula de pé abre e a de passeio fecha, permitindo a entrada de fluido na bomba, e por sua vez deslocando à superfície o fluido que entrou no ciclo anterior. Quando seu movimento é para baixo (Downstroke) a válvula de pé fecha e a de passeio abre permitindo a passagem do fluido à bomba e à coluna de produção.

Este é o método mais comum na produção de óleo pesado em campos onshore, embora exista a tendência de substituí-lo, em razão de sua baixa eficiência relacionada a problemas com:

Pouca vida útil do equipamento. Freqüentes falhas na haste de produção devido aos excessivos esforços gerados

pela alta viscosidade e densidade do fluido, portanto aumentando o número de intervenções no poço.

Unidade de bombeio sobrecarregadas, exigindo, portanto um maior consumo de energia.

Limitações em poços profundos e desviados. Interferência de gás.


5.5 - Bombeio Hidráulico a jato


É um sistema de elevação artificial onde os fluidos produzidos pelo reservatório, geralmente de baixa pressão, são elevados para cabeça do poço, através da misturas com fluido de alta pressão (Fluido de potência), o qual é bombeado desde a superfície.

A simplicidade dos equipamentos de fundo de poço, consistindo somente de um sistema de jato e um difusor que permite controlar os níveis de energia dos fluidos envolvidos no processo, e seu baixo índice de intervenção nos poços, tornam este sistema muito atraente em termos de custo operacional de produção e mais ainda em campos offshore.

Dentro da indústria do petróleo, a redução de custos tem-se trazido em sistemas que empregam equipamentos de subsuperfície de maior resistência, simplicidade, flexibilidade e facilidade de manutenção, refletindo-se diretamente na redução da intervenção dos poços, a qual é um dos itens de maior peso no custo operacional, pois além de custo por sonda, significa parada de produção.

De acordo com isto, o bombeio hidráulico tem despertado muito interesse, já que dentro de sua estrutura (No fundo do poço) não emprega parte móveis, incrementando a continuidade operacional do sistema. Além disso é possível retirar o conjunto de fundo sem necessidade do emprego de sonda, ( Implica operações de Wire-line).

O fluido motriz chega ao fundo do poço com elevada pressão, e passa através de um bocal que converte energia potencial( Pressão) em energia cinética resultando em altíssima velocidade.

Devido à queda de pressão que ocorre na saída do bocal os fluidos produzidos são succionados para dentro de uma garganta juntamente com o fluido motriz. Durante a mistura ocorre a transferência de quantidade de movimento do fluido de potência para os fluidos do reservatório. Na saída da garganta, os fluidos, intimamente misturados apresentando alta velocidade, portanto alta energia cinética, entram em um difusor, onde um contínuo aumento na área aberta ao fluxo promove a conversão de energia


cinética em energia pressão, permitindo que a mistura, desviada para o espaço anular, chegue até a superfície.

6. PROCESSAMENTO DE ÓLEO – PRODUÇÃO

O fluido produzido do reservatório é uma mistura complexa de hidrocarbonetos mais água, areia e outras impurezas sólidas em suspensão.


Sob as altas pressões de reservatório a maioria desses hidrocarbonetos estão na forma líquida. Contudo, enquanto a pressão do fluido produzido cai progressivamente, do reservatório até a plataforma, vário hidrocarboneto passa da forma líquida para gasosa.

O objetivo do processamento do óleo produzido é:

Separar gás do óleo sob condições controladas, Remover água, sal e outras impurezas no óleo e no gás.

O óleo deve ficar livre de gás e água, e suficientemente estável para ser transferido.

6.1. Planta de processo básico

A função da planta é adequar o óleo para estocagem ou transferência. Para tanto são utilizados.

Headers ( coletores ) de produção e teste;

Separadores trifásicos e ou bifásicos;

Permutadores de calor;

Dessalgadoras ( tratador eletrostático );

Estação de medição;

Estação de transferência ( bombeamento ).

As principais impurezas do óleo são: gás, água, sal, e sólidos. Processar o óleo significa eliminar tais impurezas ou reduzi-las a limites aceitáveis.

Gás(Prejudica o bombeamento: cavitação );

Água ( Provoca corrosão nas tubulações );

Sal ( Provoca incrustação e corrosão );

Sólidos (provoca erosão dos dutos e instrumentos ).

Dos poços de produção, o óleo é enviado aos Headers, de onde são alinhados para os separadores.

Os permutadores de calor (aquecedores) favorecem a liberação de gás e água, e as dessalgadoras eliminam a água residual do óleo onde se encontra o sal, executando assim uma dessalgação.

A estação de medição promove filtração e registra a quantidade de óleo produzido. Como o óleo está praticamente isento de gás, e por ser líquido, a pressão e a temperatura não influenciam estas medidas.


A estação de transferência é composta por um conjunto de bombas, normalmente dotadas de grande flexibilidade de pressão de descarga e vazão, pelos lançadores de pigs para limpeza dos oleodutos.

Toda planta de processo possui uma capacidade nominal de processamento. Assim, existem vazões limites de óleo, gás e água evidentemente impostos pelas capacidades dos equipamentos que a compõe.

Nos itens subsequentes veremos cada componente da planta, o que facilitará a compreensão de seu funcionamento.

a) Headers de produção e teste:

Os headers são tubos coletores para onde segue a linha de surgência de todos os poços produtores de óleo. Assim, se você quer o poço no trem “A”, tem que alinhá-lo para o header de produção “A”, e isto é feito através de manuseio de certas válvulas.

- Manifold: É a denominação dada ao conjunto do Headers.

- Separadores: Os separadores são vasos usados para promover a separação do óleo, água e gás. Existem separadores horizontais trifásicos com um estágio e com três estágios.

Princípio de funcionamento

O Separador de três fases é um vaso horizontal que executa as seguintes funções:

a) Desgaseificação na entrada.

b) Desumidificação de gás.

c) separação de óleo/água.

O Princípio da separação é a diferença de densidade dos componentes da mistura proveniente do poço. Assim o gás sai pela parte superior, e a água e o óleo pela parte inferior

Desgaseificação na entrada – O fluxo, na entrada do vaso choca-se contra a placa defletora que atua como freio de velocidade. O gás se libera e o líquido se decanta na câmara de separação, onde a gravidade se encarrega da separação da maioria das partículas restantes.

Desumidificação do gás – O fluxo de gás é conduzido às placas desumidificadoras que retira gotículas de óleo carreado na corrente gasosa. Também na saída dos separadores existentes os “dimisters”, que ajudam a retirar líquido da corrente de gás.


Separação água/óleo – Esta é função da força gravitacional e do tempo de retenção. O tempo de retenção é o tempo que a gota de óleo leva desde a entrada até atingir a saída. Quanto maior este tempo, mais se favorece a separação porém existe limitações para o mesmo. Os separadores convencionais possuem tempo de retenção entre 1 a 5 minutos. O fluxo é regulado em dois compartimentos, câmara de separação e câmara de óleo, por meio de controles de nível e vertedor fixam e a chicana.


7- SISTEMAS DE ESCOAMENTO DA PRODUÇÃO

São adotados para o escoamento da produção, dois tipos de terminais de mar aberto:

Quadro de monobóia e dutos submarinos.

A opção por um ou outro tipo, é em função do volume a ser produzido, duração do projeto, disponibilidade de equipamentos, maior ou menor grau de definição da produção separada, etc.

Quadro de bóias

O Navio - Cisterna, que fica permanentemente amarrado ao quadro de bóias, recebe o óleo processado da plataforma através de um mangote flutuante, acoplado ao manifold de popa do navio.

A transferência do óleo armazenado é também feita através de mangote flutuante para o navio aliviador, amarrado a contra bordo de duas bóias do próprio quadro de bóias do navio – cisterna e a dois rebocadores, que sustentarão o mesmo em posição conveniente e segura durante toda operação de transbordo.

Este sistema é limitado a pequenos petroleiros.


Monobóia:

O óleo processado na plataforma é bombeado através de uma linha flexível para um PLEM ( Pipe Line End Manifold ) que é um manifold posicionado no solo marinho.

A monobóia possui essencialmente um sistema de ancoragem tencionado (seis ancoras),

Uma passagem central para conexão do mangote submarino proveniente do PLEM e três braços: Um para atracação, outro para amarração ao petroleiro através dos cabos SANSON e outro para ligação do mangote de produção que escoará o óleo da monobóia para o navio.

Quanto ao sistema de escoamento de óleo produzido nas plataformas definitivas, basicamente, todo ele é bombeado para estação de cabiúnas ( Macaé ), em terra, através de oleodutos lançados no fundo do mar.

Este sistema é dividido em duas áreas que enviam separadamente o óleo produzido até barra do furado, onde se encontram no chamado ponto “A”; seguindo até a estação de cabiúnas.

O oleoduto que coleta a produção da área norte interliga a plataforma central de garoupa (PGP-1) ao “Ponto A”, escoando todo o óleo produzido nas plataformas definitivas de Cherne –1,2, Namorado 1,2, Polo nordeste e garoupa, além de escoar também a produção dos sistemas de parati / anequim, corvina e viola.

Fazem parte do sistema de escoamento, através de oleoduto, da área sul, as plataformas definitivas de Enchova e Pampo. A plataforma central de enchova, após receber o óleo produzido nas demais plataformas, transfere toda produção para terra, até barra do furado.


Meios para transportar petróleo, seus derivados e gás natural

Tem por finalidade transportar os fluidos recebidos de uma planta de processo até um centro onde tais fluidos possam ser processados por uma refinaria.

Atua através de terminais, embarcações, oleodutos, estações de recalque, gasodutos, monobóias, FPSO, vagões, carretas, etc.


O petróleo, derivados e álcool podem ser transportados por navios ou através de dutos. Os navios, operados pela TRANSPETRO, unidade da PETROBRÁS, são utilizados no transporte de petróleo e seus derivados do exterior para os terminais marítimos brasileiros, e do Brasil para o exterior. A Transpetro efetua, também, o transporte de cabotagem de petróleo, seus derivados e álcool ao longo da costa brasileira.

Os dutos são classificados em oleodutos (transporte de líquidos) e gasodutos ( transporte de gases ) e em terrestres (construídos em terra) ou submarinos ( construídos no fundo do mar ).

Os oleodutos que transportam derivados e álcool são também chamados de polidutos. Outras modalidades de transporte, como o rodoviário e o ferroviário, são ocasionalmente empregadas para transferência de petróleo e derivados, embora não estejam abrangidas pelo monopólio pela lei 2004.

Onde operam os navios

As operações de carga e descarga dos navios são feitas em terminais marítimos, que dispõe de facilidades para atracação de navios e sistemas de tubulações e bombas para transferência de carga transportada, bem como de tanques para seu armazenamento.

A Petrobrás possui terminais para petróleo, seus derivados e álcool. Nas operações de cabotagem, os navios também descarregam nos portos que possui instalações especializadas para esse fim.

Utilização dos oleodutos, polidutos e gasodutos.

Dos campos de produção terrestres e marítimos, o petróleo é transportado por oleodutos para as refinarias. Quando importado, o petróleo é descarregado nos terminais marítimos e transferido para as refinarias, também através de oleodutos. Depois de processado nas refinarias, seus derivados são transportados para os grandes centros consumidores e para os terminais marítimos, por onde são embarcados para distribuição ao longo da costa. O gás natural, por sua vez, é transferido dos campos de produção para as plantas de gasolina natural, onde, depois de processado para a retirada das frações pesadas, é enviado aos grandes consumidores industriais e a rede de distribuição domiciliar. Para evitar contaminação, os derivados são transportados em oleodutos especiais, também chamados polidutos, que não são os usados para transportar petróleo. A petrobrás dispõe de extensa rede de oleodutos, gasodutos e polidutos ( cerca de 7 mil quilômetros ) que interligam campos petrolíferos, terminais marítimos e terrestres, bases de distribuição, fábricas e aeroportos.

Os oleodutos, gasodutos e polidutos são, geralmente, os mais econômicos para transportar grandes volumes de petróleo, derivados e gás natural a grandes distâncias.


8. REFINO

O refino de petróleo constitui-se de beneficiamento pelos quais passa o mineral bruto, para obtenção de produtos determinados. Refinar petróleo é portanto, separar as frações desejadas, processá-las e industrializá-las em produtos vendáveis.

A primeira refinaria de petróleo construída no Brasil foi a Destilaria Riograndense de Petróleo, em Uruguaiana (RS), que entrou em operação em 1932, não estando mais em atividade.

A Petrobrás possui 11 refinarias, com capacidade para destilar 1,4 milhões de barris por dia. Mesmo a petrobrás tendo o monopólio de refino, o governo manteve as autorizações concedidas, antes da lei a grupos privados. Existem por isso duas refinarias particulares, Piranga no Rio grande do Sul e Maninhos no Rio de Janeiro, ambas de pequeno porte.


1- FPSO 2- Navio Aliviador 3- Navio Lançador 4- ROV 5- MCV

6-Cluster de ANM 7- Manifold de Produção 8- Manifold de Injeção

9- ANM 10- Linhas de Exportação

O QUE SE ENTENDE POR REFINO

O refino é constituído por uma série de operações de beneficiamento as quais o petróleo bruto é submetido para a obtenção de produtos específicos. Refinar petróleo, portanto é separar do mesmo as frações desejadas, processá-las e industrializá-las em produtos vendáveis.

Seqüência do processo de refino

A primeira etapa do processo de refino de petróleo é a destilação primária.

Nela, são extraídas do petróleo as principais frações que dão origem a gasolina e ao óleo diesel, a nafta, os solventes e querosene de ( iluminação e aviação), além de parte do GLP. Em seguida o resíduo da destilação primária é processado na destilação a vácuo, na qual é extraída mais uma parcela de diesel, além de frações de um produto pesado chamado gasóleo, destinado a produção de lubrificantes e ou a processos mais sofisticados, como o craqueamento catalítico, onde o gasóleo é transformado em GLP, gasolina e óleo diesel. Resíduo da destilação a vácuo pode ser usado como asfalto na produção de óleo combustível. Uma série de outras unidades de processo transformam frações pesadas do petróleo em produtos mais leves e colocam as frações destiladas nas especificações para consumo.

A importância da qualidade do petróleo

O petróleo, em estado natural, é uma mistura de hidrocarbonetos, compostos formados de átomos de carbono e hidrogênio. Além desses hidrocarbonetos o petróleo contém, em proporções bem menores compostos oxigenados, nitrogenados, sulfurados e metais pesados conhecidos como contaminantes. Conhecer a qualidade do petróleo a destilar é fundamental para as operações de refinação, pois sua composição e aspecto variam em larga faixa, segundo a formação geológica de onde o petróleo foi extraído e natureza da matéria orgânica que lhe deu origem. Assim há petróleos leves, que dão elevado rendimento em nafta e óleo diesel. Petróleo pesado tem alto rendimento em óleo combustível; Petróleos com alto e baixo teor de enxofre e outros contaminantes. O conhecimento prévio destas características facilita a operação de refino.

Rendimentos obtidos, em derivados, em relação ao petróleo processado.

Tais rendimentos dependem do tipo do petróleo e da complexidade da refinaria. No caso das refinarias da Petrobrás.


Principal objetivo da refinação de petróleo

Na indústria de refino o principal objetivo é obter do petróleo o máximo possível de derivados de maior valor de mercado e que equivale a reduzir ao mínimo a produção de óleo combustível. A petrobrás por deter o monopólio do refino no país tem, adicionalmente, o objetivo de atender o mercado nacional de derivados em qualquer circunstância.

8 - Constituintes do Petróleo

Do latin petra (pedra) e oleum (óleo), o petróleo no estado líquido é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e cor variando entre negro e castanho-claro.O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos (hidrocarbonetos). Quando a mistura contém maior porcentagem de moléculas pequenas seu estado físico é gasoso e quando a mistura contém moléculas maiores seu estado físico é líquido, nas condições normais de temperatura e pressão.O petróleo contém centenas de compostos químicos, e separá-los em componentes puros ou misturas de composição conhecida é praticamente impossível O petróleo é normalmente separado em frações de acordo com a faixa de ebulição dos compostos, conforme exemplos na tabela abaixo.


Fração Temperador de Ebulição (°C)

Composição Aproximada

Usos

Gás residual

Gás Liquefeito de Petróleo - GLP

-

Até 40

C1 – C2

C3 – C4

Gás combustível

Gás combustível engarrafado, uso domestico e industrial

Gasolina 40 – 174 C5 – C10 Combustíveis de automóveis, solventes.

Querosene 175 – 235 C11 – C12 Iluminação, combustível de aviões a jato.

Gasóleo Leve 235 – 305 C18 – C17 Diesel, fornos.

Gasóleo Pesado 305 – 400 C18 – C25 Combustível, matéria prima p/ lubrificantes.

Lubrificantes 400 – 510 C26 – C38 Óleos Lubrificantes.

Resíduos Acima de 510 C38 Asfalto, piche, impermeabilizantes.

Os óleos obtidos de diferentes reservatórios de petróleo possuem características diferentes. Alguns são pretos, densos, viscosos, liberando pouco ou nenhum gás, enquanto que outros são castanhos ou bastantes claros, com baixa viscosidade e densidade, liberando quantidade apreciável de gás. Outros reservatórios, ainda, podem produzir somente gás. Entretanto, todos produzem análises elementares semelhantes às dadas na tabela abaixo.

Hidrogênio 11- 14 %

Carbono 83 – 87 %

Enxofre 0,06 – 8 %

Nitrogênio 0,11 – 1,7%

Oxigênio 0,1 – 2 %

Metais

Análise elementar do óleo cru típico (% em peso)

A alta porcentagem de carbono e hidrogênio existente no petróleo mostra que seus principais constituintes são os hidrocarbonetos. Os outros constituintes aparecem sob


forma de compostos orgânicos que contêm outros elementos, sendo os mais comuns nitrogênio, o enxofre e o oxigênio. Metais também podem ocorrer como sais orgânicos.

Hidrocarbonetos

Hidrocarbonetos são compostos orgânicos formados por carbono e hidrogênio. De acordo com sua estrutura, são classificados em saturados, insaturados e aromáticos. Os hidrocarbonetos saturados, também denominados de alcanos ou parafinas, são aqueles cujo átomo de carbono são unidos somente por ligações simples e ao maior numero possível de átomos de hidrogênio, constituindo cadeias lineares, ramificadas ou cíclicas, interligadas ou não. Os hidrocarbonetos insaturados também denominados de olefinas apresentam pelo menos uma dupla ou tripla ligação carbono-carbono, enquanto que os hidrocarbonetos aromáticos, também chamados de arenos, apresentam pelo menos um anel de benzeno na sua estrutura.

Não Hidrocarbonetos

O petróleo contém apreciável quantidade de constituintes que possuem elementos como enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais.Estes constituintes, considerados como impurezas, podem aparecer em toda a faixa de ebulição do petróleo, mas tendem a se concentrar nas frações mais pesadas.

9- DistribuiçãoA distribuidora dos derivados de petróleo está relacionada a indústria

automobilística.

Os primeiros automóveis eram abastecidos à porta de mercearias, com uso de latas e funis.

Aumentando o número de veículos, surgiram as bombas manuais, substituídas depois pelas automáticas e pelos postos de serviço quando a indústria automobilística já iniciava a linha de produção em série.

No Brasil as vendas são feitas por atacado a revendedores ( postos de serviço, garagens ) e grandes consumidores ( indústrias, frotas de transporte, linha de navegação, ferrovias a preços fixados pelo governo, através do Conselho Nacional de Petróleo(CNP ).


Documents

MÓDULO IV - NOÇÕES DE COMPLETAÇÃO E PRODUÇÃO