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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO CAMPUS ANGICOS DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS TEC.HUMANAS CURSO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA
RUBÊNIA BRUNA DO NASCIMENTO SIQUEIRA
ESTUDO SOBRE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE
PETRÓLEO
ANGICOS-RN
2012
RUBÊNIA BRUNA DO NASCIMENTO SIQUEIRA
ESTUDO SOBRE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE
PETRÓLEO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Universidade Federal Rural do Semi - Árido – UFERSA, Campus Angicos, para a obtenção do título de Bacharel em Ciência e Tecnologia.
Orientadora: Profª. Ma. Andréa Galindo Carneiro Rosal
ANGICOS-RN
2012
Dedico este trabalho de conclusão de curso
primeiramente a Deus, por ter me escolhido e
em segundo aos meus pais que me trouxeram á
vida... Agradeço a tudo que meu Pai Armin
Apolônio de Siqueira (in memorian) deixou
de importante na minha vida, que são os
valores; e á minha mãezinha Antonia Vicente
do Nascimento que tanto tem cuidado de
mim, e essa vitória não é minha e sim dela –Te
Amo Mãe- A minha tia Maria da Conceição
que sempre nos ajudou –Obrigada tia- A
minha vó Luzia de Souza (in memorian), E
aos meus irmãos que trabalharam muito para
que esse dia chegasse (Amo muito vocês).
AGRADECIMENTOS
Primeiramente ao meu Deus, por não me deixar fraquejar em nenhum momento;
A minha mãe Antônia Vicente do Nascimento, por tudo que tem feito por mim, mãezinha a
senhora já sabe que essa vitória é mais sua do que minha mais mesmo assim não me canso de
agradecer por a senhora existir e por sempre me dar força para prosseguir, mãe (Te amo) e
sem a senhora nada disso valeria a pena;
Aos meus tios, principalmente Maria da conceição do Nascimento por sempre me ajudar
desde o tempo de escola, tia essa vitória também é sua! A Francisco Canindé do
Nascimento e sua esposa Suzana, que por muitas vezes deixavam seus afazeres para ir me
deixar em Angicos/RN, obrigada tio!
Aos meus irmãos, Rubens Cledino de Siqueira, José Rubsom do N. Siqueira e Rubia
Benize de S. Costa pela grande ajuda, incentivo e confiança que depositaram em mim para
que esse dia chegasse, Obrigado! Se não fossem vocês na minha vida, eu não chegaria aqui,
pois seguraram a barra quando nosso pai se foi e nunca me deixaram faltar nada;
Aos meus sobrinhos, que me proporcionam alegrias incalculáveis – Tia ama á todos!
As minhas amigas de infância em especial Neuma Barbosa Henrique, que foi quem me
ensinou os primeiros passos para os estudos ensinando-me a ler e escrever, Obrigado
Neuminha como eu sempre digo você é uma amiga mais que irmã, á Norma Barbosa
Henrique, por sempre me ouvir e se preocupar comigo, á Geruza pontes Silva, por também
me escutar e por suas ligações inesperadas quando mais precisei;
A Luzia Maria de Souza e Áurea Cristina do Nascimento de Moura, por sempre me
escutar e me entender, dando apoio nessa caminhada;
Ao meu Melquezedeque Adelino de Moura, por estar comigo nessa jornada, me ajudando e
me incentivando a prosseguir;
A Luzia Varela e sua família (Mãe, pai, irmão), pela grande ajuda e por cuidar de mim
desde criança. Obrigado a todos vocês!
As minhas cunhadas Maria Simara M. Siqueira e Adivanice Ferreira A. Siqueira, e ao
meu cunhado Valdemiro Linhares da Costa por estarem sempre com os meus irmãos nas
horas que eles mais precisam, pois a felicidade deles é a minha;
A tia Maria Apolônia, por varias vezes me receber e me acolher em sua casa;
Aos irmãos da Igreja Assembleia de Deus da vila Piauí, por sempre orarem por mim e
torcerem pela minha vitória;
Aos colegas que me ajudaram nas dificuldades na faculdade, A Ornella Lacerda, que foi
com quem morei dois anos da minha vida, foi de grande aprendizado esse tempo.
A professora orientadora Andréa Galindo Carneiro Rosal, por sua ajuda e compreensão na
conclusão deste trabalho;
A todos que acreditaram meu muito obrigado e aos que não acreditaram, eu só queria dizer
que eu venci mais uma batalha;
Aos professores da banca, pela atenção e consideração.
Deus é quem me cinge de força e
aperfeiçoa o meu caminho.
Salmos 18: 32
RESUMO
A importância do petróleo em nossa sociedade é extensa e fundamental. O petróleo
não é apenas uma das principais fontes de energia utilizadas pela humanidade como também
seus derivados são amplamente utilizados na manufatura de inúmeros bens de consumo. O
petróleo é a principal fonte de energia da economia mundial, sendo necessárias diversas
etapas e métodos de separação e refino, a fim de se conseguir produtos finais dentro das
especificações que o mercado exige. Ao longo da vida produtiva de um campo de petróleo
ocorre geralmente, a produção simultânea de gás, óleo e água, juntamente com impurezas.
Como o interesse econômico é somente na produção de hidrocarbonetos, é necessário dotar os
campos produtores de facilidades de produção, para que ocorra o processamento primário do
petróleo, ou seja, a separação do óleo, do gás e da água. Em decorrência de tais fatos, a
indústria de petróleo, pode ser muitas vezes uma grande degradadora do meio ambiente, pois
afeta todos os níveis (ar, água, solo e todos os seres vivos). Neste trabalho foi realizada
revisão da literatura sobre o histórico da produção do petróleo, sua composição e principais
propriedades físico-químicas do petróleo, também foi feito o descritivo dos principais
processos envolvidos na indústria petrolífera. Um enfoque maior foi dado ao estudo do
processamento primário do óleo, gás e água, sendo feita uma análise dos impactos ambientais
ocasionados pela produção da água nessa atividade.
Palavras-chave: Petróleo. Processamento primário. Água produzida. Descarte.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Interpretação fotogeológica com nítidas as feições de diferentes tipos de rochas .. 21
Figura 2- Método sísmico de reflexão .................................................................................. 22
Figura 3 - Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de petróleo pelo método sísmico de reflexão .......................................................................................... 23
Figura 4 – Componentes da sonda de perfuração .................................................................. 24
Figura 5 – Principais elementos de um poço típico ............................................................... 25
Figura 6 – Tipos de plataformas de exploração de petróleo .................................................. 26
Figura 7 – Canhoneio convencional (a); Canhoneio TCP (b) e Canhoneio através da coluna de produção (c) ......................................................................................................................... 27
Figura 8 – Esquemas de poços operando com sistemas GLC e GLI ...................................... 30
Figura 9 – Poço produtor por bombeio centrífugo submerso ................................................. 31
Figura 10 – Poço produtor por bombeio mecânico com hastes.............................................. 32
Figura 11 – Poço produtor equipado com bombeio por cavidades progressivas .................... 33
Figura 12 – Esquema de uma instalação de produção de processamento primário complexa . 35
Figura 13 – Esquema de um separador bifásico .................................................................... 36
Figura 14 – Esquema de um separador trifásico .................................................................... 36
Figura 15 – Esquema de um sistema de tratamento de água oleosa ....................................... 43
LISTA DE QUADROS
Quadro 1 – Análise elementar do óleo cru típico .................................................................. 16
Quadro 2 – Influência dos contaminantes sobre os derivados de petróleo ............................. 17
Quadro 3 – Classificação de petróleos pela densidade .......................................................... 18
Quadro 4 – Viscosidade a 40ºC de diferentes petróleos ........................................................ 19
Quadro 5 – Análise físico-química da água produzida na Unidade Sergipe/Alagoas da Petrobras .............................................................................................................................. 48
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
API- Americam petroleum institute
APF- Alto ponto de fluidez
ASTM – American Society for Testing and Materials
BCP - Bombeio por cavidades progressivas
BCS – Bombeio centrífugo submerso
BOP – Conjunto de válvulas que possibilita o fechamento do poço
BM - Bombeio mecânico com hastes
BPF - Baixo ponto de fluidez
BSW - Basic sediments and water
GLC - Gás-lift contínuo
GLI - Gás-lift intermitente
IP - Índice de produtividade
LGN- Líquido de gás natural
MEA – Monoetanolamina
PVR - Pressão de vapor Reid
SARA- Saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos
TEG - Trietilenoglicol
TOG- Teor máximo de óleos e graxa
TCP- Tubing-conveyed Perforation
UPGN- Unidade de processamento de gás natural
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 14
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA .................................................................................. 15
2.1 HISTÓRICO DO PETRÓLEO ....................................................................................... 15
2.1.1 No mundo .................................................................................................................. 15
2.1.2 No Brasil .................................................................................................................... 15
2.2 PETRÓLEO – DEFINIÇÃO E COMPOSIÇÃO ............................................................. 16
2.3 PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DO PETRÓLEO ............................................. 18
2.3.1 Propriedades Físicas .................................................................................................. 18
2.3.2 Propriedades Químicas ............................................................................................. 20
2.4 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ................................................................................... 21
2.4.1 Prospecção ................................................................................................................. 21
2.4.2 Perfuração ................................................................................................................. 23
2.4.3 Completação .............................................................................................................. 26
2.4.4 Produção .................................................................................................................... 27
2.4.4.1 Elevação natural ....................................................................................................... 27
2.4.4.2 Elevação artificial ..................................................................................................... 29
2.4.4.2.1 Gás-lift .................................................................................................................. 29
2.4.4.2.2 Bombeio centrífugo submerso ................................................................................ 31
2.4.4.2.3 Bombeio mecânico com hastes ............................................................................... 32
2.4.4.2.4 Bombeio por cavidades progressivas ..................................................................... 33
2.5 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO ....................................................... 34
2.5.1 Separação líquido-vapor (Vasos Separadores) ......................................................... 35
2.5.1.1 Problemas operacionais nos vasos separadores ......................................................... 37
2.5.2 Tratamento do óleo ................................................................................................... 39
2.5.3 Tratamento do gás ..................................................................................................... 41
2.5.3.1 Remoção de gases ácidos .......................................................................................... 41
2.5.3.2 Desidratação ............................................................................................................. 41
2.5.4 Tratamento da água .................................................................................................. 42
3 METODOLOGIA ........................................................................................................... 45
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES ................................................................................... 46
5 CONCLUSÃO ................................................................................................................. 49
6 REFERÊNCIAS .............................................................................................................. 50
14
1 INTRODUÇÃO
O petróleo e um elemento de extrema importância em nossa sociedade, não apenas
como uma das principais fontes de energia utilizadas pela humanidade. Além de fornecedor
de energia, seus derivados servem como matéria-prima para a manufatura de inúmeros bens
de consumo, tendo uma participação cada vez mais marcante na economia mundial
(MARIANO, 2001).
O petróleo é raramente produzido na forma de um fluido homogêneo, ocorrendo ao
longo da vida do campo petrolífero a produção simultânea de óleo, gás, água e contaminantes.
Em geral, esses campos petrolíferos são constituídos por plantas de processamento primário,
que são equipadas por instrumentos e sistemas que visam promover a separação dos
componentes desejados, uma vez que a necessidade de mercado consiste na produção dos
hidrocarbonetos (óleo e gás) (BRASIL et al., 2011).
O principal objetivo do processamento primário de petróleo é de separar o gás, sob
condições controladas, e remover a água e impurezas, para que o óleo permaneça estável e
possa ser transferido para a unidade de refino. Dependendo do tipo de fluidos produzidos num
campo petrolífero e da viabilidade técnico-econômica, a planta de processamento primário
pode ter um grau de complexidade variável. As mais simples realizam apenas a separação
gás/óleo/água, enquanto que as complexas incluem o condicionamento e compressão do gás,
tratamento e estabilização do óleo, e o tratamento da água para descarte ou reinjeção
(THOMAS, 2004).
O presente trabalho tem como objetivo principal o estudo sobre o processamento
primário de petróleo, analisando a separação das fases oleosa/gasosa/aquosa nos vasos
separadores, bem como o tratamento empregado para cada fase e uma análise do impacto
ambiental ocasionado pelo tratamento da água de produção nesse processo.
15
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
2.1 HISTÓRICO DO PETRÓLEO
2.1.1 No mundo
O grande marco histórico da civilização moderna para o petróleo iniciou-se no século
XIX, em 1859, quando nos Estados Unidos foi perfurado o primeiro poço, com
aproximadamente 20 m de profundidade, através de um sistema de percussão a vapor que
produzia 2m³ por dia de óleo. Essa descoberta viabilizou a utilização do petróleo como um
bem utilitário nas diversas áreas da economia, por exemplo, na iluminação pública e como
combustível para motores a diesel e gasolina (CARDOSO, 2005).
O rápido desenvolvimento e aprimoramento de novas técnicas exploratórias surgiram
naturalmente com a revolução industrial. As perfurações e investimentos se multiplicaram, e o
petróleo conseguiu a supremacia no cenário energético mundial (WALISIEWICZ, 2008).
2.1.2 No Brasil
As primeiras notícias da exploração diretamente ligadas ao petróleo foram relatadas
entre 1892 e 1896, no município de Bofete – São Paulo, onde foi perfurado um poço com
profundidade de aproximadamente 500 m, não sendo bem sucedido, sob o ponto de vista
comercial, pois a produção foi de apenas 2 barris de petróleo. A presença de petróleo no país
pode ser evidenciada, somente em 1939 no município de Lobato – Bahia, onde foi perfurado
um poço com uma sonda rotativa (FARIAS, 2008).
De acordo Farias (2008) e Thomas (2004), em 1953, o monopólio estatal do petróleo
foi instituído com a criação da PETROBRAS pela Lei Nº 2.004, dando início as pesquisas do
petróleo brasileiro. Desde a criação da Petrobras já foi descoberto petróleo nos estados do
Amazonas, Pará, Maranhão, Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito
Santo, Rio de Janeiro, Paraná, São Paulo e Santa Catarina.
Segundo os mesmos autores, na década de 70 ocorreu à descoberta da província
petrolífera da Bacia de Campos, que concentra gigantes campos petrolíferos, no Rio de
Janeiro através do Campo de Garoupa. Outro fato importante foi à descoberta de petróleo na
16
plataforma continental do Rio Grande do Norte através do campo de Ubarana (FARIAS,
2008).
A década de 80 foi marcada pela constatação de ocorrências de petróleo em Mossoró,
RN, direcionando para o que viria a ser, em pouco tempo, na segunda maior área produtora de
petróleo no Brasil. Recentemente, campos gigantes foram descobertos, Marlim e Albacora,
em águas profundas na Bacia de Campos, RJ.
2.2 PETRÓLEO – DEFINIÇÃO E COMPOSIÇÃO
A definição de petróleo vem do latim: petra (pedra) e oleum (óleo), ou seja, óleo da
pedra. O petróleo de forma simplificada pode ser definido como uma substância oleosa,
inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e coloração variando entre o
negro e o castanho–claro (THOMAS, 2004).
O petróleo é constituído por séries homólogas de hidrocarbonetos, que são substâncias
compostas por átomos de carbono e hidrogênio, com tamanhos de cadeia vão desde um átomo
de carbono até 60 ou mais. No Quadro 1 é apresentado a análise elementar do óleo cru típico.
Quadro 1 – Análise elementar do óleo cru típico
Elemento % em massa
Carbono 83,0 - 87,0
Hidrogênio 10,0 - 14,0
Enxofre 0,05 – 6,0
Nitrogênio 0,1 - 2,0
Oxigênio 0,05 – 1,5
Metais (Fe, Ni, V etc) < 0,3
Fonte: BRASIL et al. (2011).
As misturas de hidrocarbonetos podem ser encontradas no estado líquido ou no estado
gasoso. Quando essas misturas são encontradas no estado líquido, recebe o nome de óleo cru
ou simplesmente óleo. Se essas misturas forem encontradas no estado gasoso, recebe o nome
de gás natural ou simplesmente gás. O estado físico do petróleo vai depender de sua
composição e principalmente das condições de pressão e temperatura que o mesmo está
submetido (ROSA et al., 2006).
17
Os principais grupos que constituem o petróleo são os hidrocarbonetos saturados, os
hidrocarbonetos aromáticos, as resinas, os asfaltenos, e os contaminantes orgânicos e
metálicos (BRASIL et al., 2011).
Os hidrocarbonetos saturados constituem o maior grupo, formado por alcanos normais
(n-parafinas), isoalcanos (isoparafinas) e cicloalcanos (naftenos). No petróleo são encontradas
parafinas normais e ramificadas, que vão desde o metano até 45 átomos de carbono.
Normalmente, as parafinas representam de 15 a 20% do petróleo, variando, no entanto, entre
limites bastante amplos (3 a 35%). Os hidrocarbonetos aromáticos são aqueles que contêm um
ou mais anéis benzênicos, com ou sem ramificações laterais. A presença dos mesmos no
petróleo pode variar bastante, sendo cerca de 20% na nafta e entre 20% e 50% no querosene,
podendo alcançar valores mais elevados em frações pesadas (THOMAS, 2004).
As resinas e asfaltenos possuem estruturas moleculares semelhantes, formadas por
anéis aromáticos condensados ligados a anéis naftênicos (no máximo 20 anéis) e cadeias
laterais parafínicas. Os asfaltenos podem ser diferenciados das resinas pelo maior tamanho do
agregado molecular ou micela. Essas micelas constituem uma segunda fase dentro do óleo,
que podem precipitar sob a diluição com solventes alifáticos, como o pentano ou o gás
condensado (BRASIL et al., 2011).
Os contaminantes orgânicos, constituídos pelos compostos sulfurados, nitrogenados,
oxigenados e metálicos, são normalmente encontrados em frações pesadas do óleo cru. No
Quadro 2 são apresentados os principais efeitos negativos desses contaminantes sob as
características relacionadas à aplicação dos derivados de petróleo (BRASIL et al., 2011).
Quadro 2 – Influência dos contaminantes sobre os derivados de petróleo
Efeito Compostos
Sulfurados Nitrogenados Oxigenados Metálicos
Toxicidade Forte --- --- ---
Poluição Forte --- Fraco Fraco
Corrosão Forte --- Médio Fraco
Acidez Médio --- Forte ---
Formação de depósitos Fraco Forte Fraco Médio
Instabilidade Médio Forte Fraco ---
Danos a fornos Médio --- Fraco Forte
Danos a catalisadores Médio Fraco Fraco Forte Fonte: Adaptado de BRASIL et al. (2011).
18
2.3 PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DO PETRÓLEO
A caracterização de frações de petróleo pode ser determinada através de suas
propriedades físicas e químicas.
2.3.1 Propriedades Físicas
Densidade:
Propriedade de fácil determinação, que se constitui no primeiro indicativo do potencial
de produção de frações de alto valor agregado. Diversos métodos podem ser utilizados na
determinação da densidade, entre os quais se destacam o densímetro API e o densímetro
digital (Norma ISO 12185- Métodos do Tubo- U Oscilatório). O densímetro API é uma
alternativa para apresentação da densidade de uma faixa ampliada de valores. O resultado da
determinação é o grau API, definido pela Equação (1) (BRASIL et al., 2011).
5,1315,141
6,15/6,15
dAPI (1)
Onde d15,6/15,6 é a densidade relativa do petróleo a 15,6º C com referência a água a 15,6ºC.
A densidade é um excelente indicador do teor de frações leves do petróleo, A
classificação de óleos crus segundo o grau API é apresentada no Quadro 3.
Quadro 3 – Classificação de petróleos pela densidade
Densidade (ºAPI) Classificação
API > 40 Extraleve
40 > API > 27 Leve
33 > API > 27 Médio
27 > API > 15 Pesado
19 > API > 15 Extrapesado
API < 15 Asfáltico
Fonte: Adaptado de BRASIL et al. (2011).
19
Pressão de vapor Reid (PVR):
É a pressão que resulta da formação das fases vapor e líquido em equilíbrio devido ao
aquecimento da substância à temperatura de 37,8ºC, sendo determinada pelo método ASTM
D323. Essa propriedade indica a presença relativa de frações leves, que refletem questões
relacionadas à emissões de hidrocarbonetos para a atmosfera e à segurança no manuseio e
estocagem do produto (BRASIL et al., 2011).
Ponto de fluidez:
Determinado pelo método ASTM D5950, é definido como a menor temperatura na
qual uma substância ainda flui, logo, trata-se de um indicativo da parafinicidade do petróleo
ou da fração. Normalmente, maiores teores de hidrocarbonetos parafínicos levam a maiores
valores do ponto de fluidez. A determinação dessa propriedade é importante na definição
condições de temperatura no armazenamento do petróleo e na transferência em oleodutos
(BRASIL et al., 2011). Pode-se classificar o óleo cru quanto ao ponto de fluidez em:
Alto ponto de fluidez (APF): petróleos com ponto de fluidez superior á temperatura ambiente.
Baixo ponto de fluidez (BPF): petróleos com ponto de fluidez inferior a temperatura
ambiente.
Viscosidade:
Representa a resistência ao escoamento de uma substância. Assim, trata-se de uma
propriedade que influencia no transporte do petróleo, além de ser muito utilizada na
estimativa de propriedades e em cálculos de engenharia. O Quadro 4 mostra alguns valores de
viscosidade de alguns petróleos brasileiros (BRASIL et al., 2011).
Quadro 4 – Viscosidade a 40ºC de diferentes petróleos
Petróleo Viscosidade a 40ºC (mm2/s)
Urucu 2,408
Baiano 32,58
Jubarte 575,6
Fazenda Alegre 5724
Fonte: Adaptado de BRASIL et al. (2011).
20
2.3.2 Propriedades Químicas
A caracterização química do petróleo é baseada na determinação da composição
(hidrocarbonetos, resinas e asfaltenos), pela presença dos heteroátomos (enxofre, nitrogênio e
metais) e nos teores de água e sais (BRASIL et al., 2011).
Hidrocarbonetos, resinas e asfaltenos:
Os teores de compostos saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos (SARA) são
determinados por uma cromatografia simples do óleo através do método ASTM D6560. A
análise cromatográfica permite a adequação de um petróleo à produção dos combustíveis
líquidos, pela demanda de mercado e quanto à disponibilidade do esquema de refino nas
unidades de processamento de frações residuais. Em geral, quanto maior o grau API de um
petróleo, maior o seu teor de hidrocarbonetos saturados e menores teores de asfaltenos e
resinas (BRASIL et al., 2011).
Teores de enxofre e de nitrogênio:
Os teores de enxofre e nitrogênio são determinados, respectivamente, pelos métodos
ASTM D4294 e D4629, são excelentes indicativos de grau de refino necessário para o
processamento do petróleo nas refinarias. A classificação quanto aos teores de enxofre, em
elevado ou baixo, utiliza o valor de limite de 1,0% em massa. Enquanto que para nitrogênio,
não existe tal classificação, são considerados altos valores teores acima de 0,25% em massa
(BRASIL et al., 2011).
Teor de água e sais:
Refere-se ao teor de água emulsionada ao petróleo que é determinada pelo método
ASTM D96, conhecido como Basic Sediments and Water (BS&W), expresso em
porcentagem em volume. O petróleo enviado as refinarias deve ter o limite máximo de 1% do
BS&W. Os sais presentes na água (principalmente carbonatos, sulfatos, cloretos de potássio,
sódio, cálcio e magnésio) são os principais responsáveis por problemas de corrosão e
incrustação.
21
2.4 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
A indústria petrolífera possui uma cadeia produtiva com algumas especificidades que
a tornam complexa quando comparada a outros produtos. Devido a sua natureza e pela
incerteza da descoberta de jazidas economicamente rentáveis. As principais etapas da cadeia
produtiva do petróleo são apresentadas a seguir.
2.4.1 Prospecção
Para encontrar petróleo no interior da rocha reservatório é necessário o estudo e a
análise das bacias sedimentares pelos geólogos e geofísicos, para indicarem o local mais
propício para acumulação do mesmo, e verificar a probabilidade de conter hidrocarbonetos
em sua constituição. Esse procedimento é denominado prospecção, e o mesmo não garante
que a perfuração vai obter êxito, no entanto, informações técnicas são fornecidas, com
investimento relativamente baixo, em relação à perfuração de um único poço (THOMAS,
2004).
O método de prospecção geológico é a primeira análise que verifica as condições mais
propícias para acumulação de hidrocarbonetos, sendo realizado através de aerofotogrametria,
como mostra a Figura 1, que permite a determinação das feições geológicas através de
fotografias do terreno retiradas de aviões (THOMAS, 2004).
Figura 1 - Interpretação fotogeológica com nítidas as feições de diferentes tipos de rochas
Fonte: Thomas (2004).
22
O método sísmico de reflexão (Figura 2) é o mais utilizado dentro da prospecção,
devido seu alto grau de eficiência na definição das feições geológicas em subsuperfície e pelo
custo relativamente baixo. Essa sísmica é responsável por mais de 90% dos investimentos da
prospecção (THOMAS, 2004).
Figura 2- Método sísmico de reflexão
Fonte: Walisiewicz (2008).
A sísmica de reflexão utiliza fontes de energia como, dinamite e vibrador, para
situações em terra e os canhões de ar comprimido, para situações em mar, para gerar ondas
elásticas. Estas ondas são refletidas e refratadas pelos diferentes tipos de rochas e retornam a
superfície onde são registrados pelos receptores: os geofones quando estiver em terra e
hidrofones, em mar, sendo interpretados para gerar os mapas estruturais (THOMAS, 2004).
A velocidade de propagação das ondas sísmicas está relacionada com a densidade e as
constantes elásticas do meio. Portanto, dependem da constituição mineralógica da rocha, grau
de cimentação, estágios de compactações (pressão, profundidade), porosidade, conteúdo e
saturação de fluidos, além de outros fatores como temperatura e presença de microfraturas.
A Figura 3 ilustra a distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção
de petróleo. Como o método sísmico de reflexão permite o cálculo destas velocidades, é
possível fazer estimativas dos parâmetros das rochas a partir do conhecimento das
velocidades (THOMAS, 2004).
23
Figura 3 - Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de petróleo
pelo método sísmico de reflexão
Fonte: Thomas (2004).
2.4.2 Perfuração
A perfuração rotativa de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda que
possui uma broca no final da coluna de perfuração, responsável pela perfuração das rochas
devido à rotação e ao peso aplicado pelos comandos (elemento tubular de alto peso linear)
sobre a mesma (THOMAS, 2004).
A sonda rotativa é constituída por alguns componentes (Figura 4), dentre os quais se
destacam os sistemas: sustentação de cargas, geração e transmissão de energia, movimentação
de carga, rotação, circulação de fluidos, segurança do poço e de monitoramento.
24
Figura 4 – Componentes da sonda de perfuração
Fonte: Thomas (2004).
2.4.2.1 Processo de perfuração de um poço
Para iniciar o processo de perfuração de um poço de petróleo é necessário montar a
torre de perfuração ou mastro em terra, e a montagem das plataformas ou utilização dos
navios sonda em mar. A perfuração marítima é parecida com a terrestre, entretanto, a mesma
utiliza equipamentos, muitas vezes, com maior resistência e tecnologia (THOMAS, 2004).
A perfuração de um poço terrestre inicia-se após a montagem da sonda e de seus
componentes através da rotação da broca e do peso aplicado sobre a mesma pelos comandos
que fazem parte da coluna de perfuração. Quando o topo do kelly atinge a mesa rotativa, é
necessário acrescentar a coluna um novo tubo de perfuração, o kelly é desconectado da coluna
e conectado ao novo tubo que foi adicionado, sendo essa operação chamada de conexão.
Quando é necessária a retirada e descida de toda a coluna de perfuração para substituir a
broca, denomina-se a operação de manobra.
25
O fluido de perfuração que é bombeado para o interior da coluna de perfuração pelo
swivel, retorna a superfície pelo anular (espaço formado entre as paredes do poço e a coluna),
além de lubrificar a broca evitando o desmoronamento do poço.
A perfuração do poço ocorre em fases que depende das características das zonas e da
profundidade prevista. Cada fase é constituída pela descida de um revestimento, constituído
por tubos de aço especial, que desempenham várias funções como a prevenção do
desmoronamento das paredes do poço, permite o retorno do fluido de perfuração à superfície,
impede a migração de fluidos das formações, aloja os equipamentos de elevação artificial, etc
(THOMAS, 2004).
Depois da descida de cada tubo de revestimento, acontece à cimentação, que é o
preenchimento com cimento do espaço anular entre o revestimento e as paredes do poço, essa
pasta de cimento bombeada tem a finalidade de fixar o revestimento e impedir que ocorra
migração de fluidos. Os principais elementos de um poço pronto para produzir são
apresentados na Figura 5.
Figura 5 – Principais elementos de um poço típico
Fonte: Plucenio (2003).
26
2.4.2.2 Tipos de plataformas
A plataforma utilizada na perfuração de um poço depende de vários fatores como a
altura da lâmina d’água (distância que vai do fundo do mar até a superfície da água),
condições do mar, finalidade do poço, e principalmente da análise da relação custo/beneficio,
etc. As plataformas são divididas em dois tipos, as que possuem o BOP instalado na
superfície (como por exemplo, as plataformas fixas, auto eleváveis, submersíveis), e com o
BOP no fundo do mar são (por exemplo, as plataformas flutuantes, semi-submersíveis e os
navios sondas). Na Figura 6 são observados alguns tipos de plataformas de exploração de
petróleo (THOMAS, 2004).
Figura 6 – Tipos de plataformas de exploração de petróleo
Fonte: Thomas (2004).
2.4.3 Completação
Depois de perfurado o poço é necessário uma série de operações com objetivo de
permitir a produção dos hidrocarbonetos por toda sua vida produtiva de forma segura e
econômica. Entre as diversas operações, destaca-se a descida do revestimento de produção
para que ocorra posteriormente o canhoneio (Figura 7).
27
A técnica do canhoneio faz uso de cargas explosivas, que tem por finalidade a
comunicação do interior do poço com a formação produtora. Depois de posicionar os canhões
em frente ao intervalo desejado, um mecanismo de disparo é acionado ocasionando uma
explosão de jatos de alta energia que atravessam o revestimento de produção, o cimento e
ainda pode penetrar até cerca de um metro na formação (THOMAS, 2004).
Figura 7 – Canhoneio convencional (a); Canhoneio TCP (b) e Canhoneio através da coluna de
produção (c)
(a) (b) (c)
Fonte: Thomas (2004).
2.4.4 Produção
A produção de um reservatório, a partir do poço perfurado, ocorre após a etapa de
completação. Quando o reservatório apresenta pressão suficiente para elevar esses fluidos até
a superfície o poço é denominado surgente e produz por elevação natural. No caso do
reservatório não possuir pressão suficiente para elevar esses fluidos até a superfície é
necessário utilizar os métodos de elevação artificial (ROSA et al., 2006).
2.4.4.1 Elevação natural
A elevação natural dos poços de petróleo ocorre normalmente no início da vida
produtiva do reservatório, e os fluidos nele contidos chegam até a superfície devido à energia
do reservatório. Com o decorrer dos anos e o aumento da produção, a pressão do reservatório
28
declina, sendo a mesma insuficiente para deslocar os fluidos até a superfície com uma vazão
econômica ou conveniente (THOMAS, 2004).
Quando se tem um reservatório com uma pressão elevada, os fluidos contidos nele
alcançam livremente a superfície e os poços são denominados surgentes, pois produzem por
elevação natural. Os poços surgentes produzem com menores problemas operacionais devido
à simplicidade dos equipamentos de superfície e subsuperfície, com maiores vazões de líquido
e com um menor custo por unidade de volume produzido. Diversas pesquisas relacionadas as
variáveis que afetam a vazão desses poços têm sido realizadas, visando o aumento da
produção de petróleo por elevação natural (THOMAS, 2004).
Os principais fatores que influenciam na produção acumulada por surgência são:
propriedades dos fluidos, índice de produtividade do poço, mecanismo de produção do
reservatório, dano causado à formação produtora durante a perfuração ou durante a
completação do poço, aplicação de técnicas de estimulação, isolamento adequado das zonas
de água e gás adjacentes à zona de óleo, características dos equipamentos utilizados no
sistema de produção (coluna e linha de produção, restrições ao fluxo, etc.), controle adequado
de produção dos poços através de testes periódicos de produção, estudo e acompanhamento da
queda de pressão do reservatório (THOMAS, 2004).
A capacidade de fluxo do poço é caracterizada pelo índice de produtividade (IP)
determinado pela Equação (2):
we PPqIP
(2)
Onde q é a vazão, Pe a pressão estática do reservatório e Pw a pressão de fluxo no fundo
do poço. Quanto maior for o diferencial de pressão sobre o meio poroso, maior será a vazão
de líquido que se desloca para a superfície. A vazão máxima seria alcançada se a pressão
dinâmica do fundo do poço fosse igual a zero, no entanto, essa hipótese é impraticável em
poços surgentes, porque é necessária uma pressão mínima para que o fluido da formação seja
deslocado até os equipamentos de separação na superfície.
Reescrevendo a Equação (2) em função da vazão e do diferencial de pressão (a pressão
do reservatório varia lentamente com o tempo) pode-se afirmar que para um determinado
período de tempo e para pressões dinâmicas no fundo do poço maiores do que a pressão de
saturação, o índice de saturação é constante, como mostra a Equação (3).
29
IPqPP ew (3)
2.4.4.2 Elevação artificial
Os reservatórios que possuem pressão relativamente baixa devem utilizar algum
método de elevação artificial, para que os fluidos alcancem a superfície. Esses métodos de
elevação são também usados no final da vida produtiva por surgência ou quando a vazão dos
poços está abaixo do esperado em projeto.
Diversos métodos de elevação artificial existem na indústria de petróleo, destacando-
se o gás-lift contínuo (GLC) e intermitente (GLI), bombeio centrífugo submerso (BCS),
bombeio mecânico com hastes (BM) e o bombeio por cavidades progressivas (BCP)
(THOMAS, 2004).
2.4.4.2.1 Gás-lift
O método de gás-lift utiliza a energia contida em gás comprimido para elevar os
fluidos do reservatório à superfície. A injeção de gás no reservatório diminui a densidade
média do fluido na coluna de produção, proporcionando uma diminuição da pressão no fundo
do poço, consequentemente aumenta-se a vazão de produção.
Geralmente, a injeção do gás ocorre no espaço anular que existe entre o revestimento e
a coluna de produção, ingressando para o interior da coluna através das válvulas presentes nos
mandris que estão instalados e posicionados de forma adequada ao longo da coluna
(SANTAREM, 2009).
Esse método apresenta grande versatilidade quanto à profundidade de até 2600 m
(dependendo da pressão de injeção do gás) e vazão de 1 a 1.700m³/dia, além de ser adequado
a poços produtores de fluidos com alto teor de areia e/ou elevada razão gás-líquido
(THOMAS, 2004).
A injeção do gás pode ocorrer de forma contínua ou intermitente, Existem dois tipos
de sistemas gás-lift, o contínuo e o intermitente dependendo das características de produção,
da geometria do poço e da disposição do sistema gás-lift.
O gás-lift contínuo consiste na injeção de gás a alta pressão continuamente na coluna
de produção, tendo como objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a
superfície. O aumento da quantidade de gás na coluna de produção diminui o gradiente de
30
pressão, tendo como conseqüência a diminuição da pressão de fundo e o aumento da vazão de
produção (THOMAS, 2004).
O gás-lift intermitente é produzido através da injeção de gás a alta pressão, necessário
para o deslocamento do petróleo a base das golfadas (fluxo para a superfície de forma
inconstante). Esta injeção de gás é feita através de tempos definidos, sendo normalmente
controlada na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora.
A escolha entre ambos depende de vários fatores como, por exemplo, o índice de
produtividade (IP). Para o IP acima de 1,0 m3/dia/kgf/cm² e pressão estática suficiente para
suportar uma coluna de fluido entre 40-70%, utiliza-se o gá-lift contínuo. Nos poços com
índice de produtividade abaixo do GLC, é utilizado o gás-lift intermitente (THOMAS, 2004).
Um esquema de poços que operam com sistemas gás-lift contínuo e intermitente
apresentado na Figura 8.
Figura 8 – Esquemas de poços operando com sistemas GLC e GLI
Fonte: Nunes (2008).
31
2.4.4.2.2 Bombeio centrífugo submerso
Esse método de elevação vem sendo mais utilizado devido à disponibilidade, a
crescente flexibilidade dos equipamentos e sua funcionalidade. No bombeio centrífugo
submerso (BCS), a transmissão de energia para o fundo do poço ocorre através de um cabo
elétrico, que está conectado diretamente a uma bomba centrífuga, transmitindo a energia para
o fluido em forma de pressão e elevando-o até a superfície.
O BCS há alguns anos era utilizado em poços que produziam com alto teor de água e
com baixa razão gás-óleo. Atualmente estão sendo produzidos economicamente pelo BCS,
poços com fluidos de alta viscosidade e com altas temperaturas. Estudos estão sendo feitos
para esse método de elevação na produção de poços com alta razão gás-líquido (THOMAS,
2004).
A Figura 9 mostra um esquema de um poço operando por bombeio centrífugo
submerso.
Figura 9 – Poço produtor por bombeio centrífugo submerso
Fonte: Thomas (2004).
32
2.4.4.2.3 Bombeio mecânico com hastes
Este método de elevação é o mais utilizado em todo o mundo, podendo ser instalado
para elevar vazões médias de poços rasos ou baixas vazões para grandes profundidades. No
bombeio mecânico com hastes (BM) o movimento rotativo de um motor elétrico ou de
combustão interna é transformado em movimento alternativo por uma unidade de bombeio
situada próximo a cabeça do poço. Assim, uma coluna de hastes tem a função de transmitir o
movimento alternativo para o fundo do poço acionando uma bomba que tem a finalidade de
elevar os fluidos produzidos pelo reservatório até a superfície (THOMAS, 2004).
As principais vantagens desse método de elevação: flexibilidade da vazão e
profundidade, possibilidade de utilização de fluidos com diferentes composições e
viscosidades, menor custo/produção ao longo da vida produtiva do poço, simplicidade de
operação, manutenção e projeto de novas instalações, etc.
No entanto, alguns problemas operacionais podem ser apresentados em poços
direcionais (desviados propositalmente da vertical), poços que produzem areia e em poços
onde parte do gás produzido passa pela bomba (THOMAS, 2004).
A Figura 10 mostra uma unidade de bombeio mecânico típica com suas partes
principais.
Figura 10 – Poço produtor por bombeio mecânico com hastes
Fonte: Thomas (2004).
33
2.4.4.2.4 Bombeio por cavidades progressivas
O bombeio por cavidades progressivas (BCP), é um método de elevação utilizado para
elevar petróleo que é aplicado, normalmente, em poços não muito profundos e que tem como
limitação o diferencial de pressão sobre a bomba.
No BCP a transferência de energia ao fluido é feita através da utilização de uma
bomba de cavidades progressivas. Esta bomba de deslocamento positivo trabalha imersa em
poços de petróleo e é constituída de rotor e estator. A ação do bombeio é realizada através do
giro do rotor no interior do estator originando um movimento axial das cavidades,
progressivamente no sentido da sucção para a descarga. O acionamento da bomba pode ser
originado da superfície através da coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou no
fundo do poço devido um acionador elétrico ou hidráulico acoplado a bomba (THOMAS,
2004).
Um poço de petróleo equipado com bombeio por cavidades progressivas é apresentado
na Figura 11.
Figura 11 – Poço produtor equipado com bombeio por cavidades progressivas
Fonte: Nunes (2008).
34
2.5 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
O processamento primário de petróleo consiste na primeira etapa da fase de produção,
na qual o petróleo passa após sair do reservatório e alcançar a superfície. Normalmente, tem-
se a produção simultânea de gás, óleo e água, juntamente com impurezas (BRASIL et al.,
2011).
O principal interesse econômico dessa atividade é na produção de hidrocarbonetos
(óleo e gás), sendo necessário dotar os campos marítimos e terrestres de facilidades de
produção, que são instalações destinadas a efetuar, sob condições controladas a separação do
óleo, do gás e da água. O processamento primário de petróleo tem como objetivos (BRASIL
et al., 2011):
Separação das fases oleosa, gasosa e aquosa, nos equipamentos conhecidos como
separadores.
Tratar a fase oleosa para redução da água emulsionada e dos sais dissolvidos.
Tratar a fase gasosa para redução do teor de água, e se necessário de outros
contaminantes.
Tratar a fase aquosa para descarte e/ou reinjeção nos poços produtores.
Dependendo do tipo de fluidos produzidos e da viabilidade técnico- econômica, uma
planta de processamento primário pode ser simples ou complexa; as mais simples efetuam
apenas a separação gás/óleo/água, enquanto que as mais complexas incluem o
condicionamento e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo e tratamento da
água para reinjeção ou descarte (THOMAS, 2004).
A Figura 12 apresenta um esquema com as principais etapas do processamento
primário de petróleo. No término do processamento primário, têm-se os fluxos separados de
óleo e gás, além do descarte da água produzida.
35
Figura 12 – Esquema de uma instalação de produção de processamento primário complexa
Fonte: BRASIL et al. ( 2011).
2.5.1 Separação líquido-vapor (Vasos Separadores)
Os fluidos produzidos passam, inicialmente, por separadores que podem ser bifásicos
ou trifásicos, atuando em série ou paralelo. No separador bifásico ocorre a separação
gás/liquido, enquanto que no separador trifásico ocorre, a separação água/óleo/gás
(THOMAS, 2004).
Os vasos separadores são fabricados nas formas verticais e horizontais. Em geral, os
separadores horizontais (Figura 13) são mais eficientes, pois apresentam uma maior área
interfacial que permite uma melhor separação gás/líquido. Esses separadores costumam ser
usados em sistemas que apresentam emulsões e altas razões gás/óleo. As desvantagens estão
relacionadas ao manuseio dos sólidos produzidos (a geometria dos vasos verticais facilita a
remoção) e à menor capacidade de absorver grandes golfadas (variações de fluxo)
(THOMAS, 2004).
36
Figura 13 – Esquema de um separador bifásico
Fonte: Thomas (2004).
Os separadores trifásicos são utilizados para separar e remover qualquer água livre
(camada de água limpa que aparece no fundo, após a decantação de uma emulsão óleo/água)
que possa estar presente no processo. O projeto destes separadores é idêntico aos separadores
bifásicos, sendo que mais espaço deve ser deixado para a decantação do líquido e algum
dispositivo deve ser adicionado para a remoção da água livre. A Figura 14 mostra um
esquema típico de um separador trifásico (THOMAS, 2004).
Figura 14 – Esquema de um separador trifásico
Fonte: Thomas (2004).
37
De acordo com a pressão do sistema, para maximizar a produção de óleo é necessário
realizar vários estágios de separação. Um separador típico é constituído pelas seguintes seções
(THOMAS, 2004):
Seção de separação primária: o fluido choca-se com defletores ou é dirigido por um
difusor que lhe impõe um movimento giratório, fazendo com que o líquido se precipite
para o fundo do vaso. Nesta seção, a maior parte do líquido é separada, removendo
rapidamente as golfadas e as gotículas de maior diâmetro do líquido. Assim, evita-se o
retorno do líquido para a fase gasosa.
Seção de coleta de líquido: nesta seção ocorre a separação das bolhas gasosas que
ficaram no seio do líquido após a separação primária. Para que seja efetiva, o líquido
deve permanecer retido durante um determinado tempo (3-4 min).
Seção de separação secundária: as gotículas menores de líquido carreadas pelo gás
após a separação primária são separadas nesta seção. O mecanismo é idêntico ao da
seção de acumulação, sendo bastante influenciado turbulência do gás.
Seção aglutinadora: as gotículas de líquido arrastadas pela corrente de gás, não
separadas nas seções anteriores, são aglutinadas em meios porosos e recuperadas.
2.5.1.1 Problemas operacionais nos vasos separadores
A separação nos vasos bifásicos e trifásicos possuem alguns problemas operacionais
comuns, destacando-se:
Formação de Espuma:
A formação de espuma ocorre devido às características físico-químicas do óleo, das
impurezas presentes e da queda de pressão imposta à mistura gás-líquido no escoamento e na
entrada do separador. Quando presente, a espuma dificulta o controle de nível do líquido
dentro do separador, pois ocupa um volume que poderia estar disponível para a coleta de
líquido, podendo ser arrastada pela corrente de gás ou de óleo desgaseificado. Portanto
quando for possível prever a formação de espuma, o separador deve ser equipado com
dispositivo interno para removê-la, assegurando um tempo e superfície coalescedora
suficientes para quebrá-la (THOMAS, 2004).
38
Obstrução por parafinas:
Operações de separação podem ser afetadas por acumulo de parafina. As placas
coalescedoras na seção líquida e os extratores de névoa na seção gasosa são particularmente
susceptíveis a estas obstruções. Quando a parafina é um problema real ou potencial, extratores
alternativos devem ser considerados e bocas de visitas de orifícios devem ser providenciados
para permitir a entrada de vapor ou solvente de limpeza dos elementos internos do separador
(THOMAS, 2004).
Areia e sedimentos:
A areia e os sedimentos que eventualmente chegam com o líquido no separador causa
a erosão nas válvulas, obstrução nos elementos internos do vaso e redução do tempo de
residência do líquido devido ao acúmulo no fundo do separador. Quando o vaso não possui
dispositivos internos para remoção da areia e dos sedimentos, é necessário interromper a
produção, para realizar a limpeza dos separadores (BRASIL et al., 2011).
Emulsões:
Formadas na interface óleo/água, podem ser problemáticas na operação de um
separador, além de causar problemas com o controle de nível, o acumulo de emulsão diminui
o tempo de retenção efetivo, resultando em uma redução na eficiência do processo. A adição
de calor ou de produtos químicos minimiza a formação de emulsão, porém esses
procedimentos são preferencialmente aplicados na fase de tratamento do óleo (BRASIL et al.,
2011).
Arraste:
Trata-se de um problema operacional típico. O arraste de óleo pela corrente de gás
ocorre quando o nível do líquido está muito alto, Quando existe algum dano em algum
componente interno, formação de espuma, saída de líquido obstruída, projeto impróprio ou
simplesmente porque o vaso esta operando com produção superior ao do projeto. O arraste de
gás pelo líquido pode ser um indicativo de nível muito baixo de líquido ou falha no sistema de
controle de nível (THOMAS, 2004).
39
2.5.2 Tratamento do óleo
No processo na produção de petróleo um dos contaminantes indesejados é a água. Sua
quantidade produzida associada aos hidrocarbonetos varia em função de vários fatores como
(THOMAS, 2004):
Características do reservatório onde os fluidos são produzidos;
Idade dos poços produtores (em geral, a quantidade de água produzida, que apresenta
maior mobilidade que o óleo, aumenta com o passar do tempo);
Método de recuperação utilizado (Injeção de água, vapor, e etc).
Águas oriundas de formações produtoras de hidrocarbonetos apresentam sais,
microorganismos e gases dissolvidos, além de material em suspensão. Além destes
constituintes, as águas produzidas contêm sólidos provenientes das rochas (silte, argilas e
areia), de processos oxidação (sulfetos e óxidos de ferro) e de incrustações (carbonatos de
cálcio, e sulfatos de bário, cálcio e estrôncio) (BRASIL et al., 2011).
O principal objetivo do tratamento do óleo consiste na redução do teor de água
emulsionada presente, visando adequá-lo às condições de recebimento das refinarias. A
redução do teor de água elimina, praticamente, todos os sais e sedimentos nela contidos
(BRASIL et al., 2011).
Durante o percurso do reservatório até a superfície, o óleo e a água formam emulsões
que apresentam maior ou menor estabilidade em função do regime de fluxo e da presença de
agentes emulsificantes (asfaltenos, resinas, argilas, sílica, sais metálicos, e etc.) que impedem
a coalescência das gotículas de água. A maior parte da água que vem associada ao petróleo é
separada com facilidade pelo processo de decantação nos separadores. Para remover o
restante da água, que permanece emulsionada, é necessário utilizar um processo físico-
químico para aumentar a velocidade de coalescência (THOMAS, 2004).
A desestabilização de uma emulsão pode ser realizada pela ação de calor, eletricidade
e adição de desemulsificantes (com polímeros de óxido de etileno e óxido de propileno),
através do enfraquecimento e/ou rompimento da película que circunda as gotículas de água,
proporcionando o aumento da velocidade de coalescência, para posterior sedimentação
gravitacional (THOMAS, 2004).
40
O tratamento consiste na quebra da emulsão por meio de aquecimento, geralmente na
faixa de 45º a 60ºC em equipamentos conhecidos como tanques de lavagem e tratadores, que
são bastante usados em campos de petróleo terrestre. Enquanto que a aplicação de um campo
elétrico ocorre em alta voltagem (15.000V a 50.000V), para que as gotículas de água
dispersas no óleo adquiram uma forma elíptica e sejam alinhadas na direção do campo com
polos induzidos de sinais contrários, criando assim uma força de atração que provoca a
coalescência (THOMAS, 2004).
A adição e seleção do desemulsificante é um dos métodos mais adequados quebra da
emulsão devido a diversos fatores técnicos e econômicos, tais como tipo de óleo, vazão de
água e óleo, quantidade de água livre, temperatura de tratamento, salinidade e destino a ser
dado á água produzida instalações necessárias, etc (THOMAS, 2004).
No refino, a presença de cloretos de cálcio e magnésio dissolvido na água provocam,
sob ação do calor, a geração de ácido clorídrico, que migra para o topo das torres de
destilação provocando corrosão e ocasionando nos furos das linhas de vapor, trocadores de
calor, etc. Enquanto que os sais de sódio diminuem a vida útil e rendimento dos catalisadores
conduzindo a produtos finais de qualidade inferior. A eliminação do teor de água assegura
(THOMAS, 2004):
Um tempo de operação mais longo das diversas unidades de equipamentos;
Redução do tempo/custo de manutenção e o consumo de produtos químicos (exemplo:
amônia, para neutralizar o ácido clorídrico gerado nas torres, inibidores de corrosão e
incrustação);
Operações de produção, transporte e refino dentro dos padrões de segurança e
qualidade, com os menores custos.
Nem sempre é possível separar a totalmente a água emulsionada. O petróleo enviado
às refinarias deve conter no máximo (THOMAS, 2004):
Água: 1% BSW (relação entre o volume de água dos sedimentos e o volume de
emulsão).
Sal: 225 mg/L (miligramas de sais dissolvidos por litro de petróleo).
41
2.5.3 Tratamento do gás
A corrente gasosa obtida nos separadores consiste numa mistura de hidrocarbonetos
leves cuja composição abrange do metano até hidrocarbonetos parafínicos com sete átomos de
carbono, além de teores variáveis de gás sulfídrico, dióxido de carbono, nitrogênio e vapor
d’água (BRASIL et al., 2011).
O condicionamento ou o tratamento do gás trata-se do conjunto de processos (Físicos
e/ou Químicos) que gás deve ser submetido, visando a remoção ou redução dos teores de
contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança, transporte ou
processamento posterior (THOMAS, 2004). Os principais processos de tratamento do gás são
a desidratação e a remoção dos gases ácidos.
2.5.3.1 Remoção de gases ácidos
Os principais objetivos da remoção gases ácidos (CO2 e compostos de enxofre) na
produção do gás natural são: segurança operacional, especificação do gás para
comercialização e redução da corrosividade do sistema.
Os processos mais usados são (BRASIL et al., 2011):
Tratamento com solução de MEA (monoetanolamina) é o mais tradicional e
largamente utilizado para remoção de CO2 e H2S.
Adsorção por peneiras moleculares é atualmente muito utilizada em refinarias para
purificação do hidrogênio (obtido nas unidades de geração de hidrogênio).
Permeação por membranas poliméricas está sendo utilizada na separação de gases.
2.5.3.2 Desidratação
A desidratação do gás natural pode ser feita através dos processos de absorção (com o
uso de um solvente líquido) ou adsorção (com o uso de um sólido como a sílica-gel, alumina
ou peneira molecular), ou ainda através da permeação por membranas poliméricas (BRASIL
et al., 2011).
O processo de absorção é realizado em um vaso, onde o gás flui em contracorrente a
uma solução de glicol (monetilenoglicol ou trietilenoglicol), de grande poder higroscópico,
42
que é posteriormente regenerada através de aquecimento e retorna ao processo (THOMAS,
2004).
Normalmente, o trietilenoglicol é escolhido por ser mais facilmente regenerável
(maior ponto de ebulição e maior temperatura de degradação térmica), possuir menor pressão
de vapor (menor perda por evaporação) e exigência de menores custos de investimentos e
manutenção (BRASIL et al., 2011).
Nem sempre a desidratação é maneira mais econômica de solucionar os problemas
causados pela presença da água no gás. Uma alternativa bastante usada é aplicação de
produtos químicos inibidores que se combinam com água livre diminuindo a temperatura de
formação dos hidratos. Os inibidores mais utilizados são os álcoois (metanol, etanol anidro,
monoetilenoglicol, dietilenoglicol e trietilenoglicol), que, posteriormente podem ser
regenerados no processo (BRASIL et al., 2011).
Após a etapa de condicionamento, o gás natural é enviado a uma Unidade de
Processamento de Gás Natural (UPGN), onde é promovida a separação das frações leves
(metano e etano que constituem o chamado gás residual) das pesadas, que apresentam um
maior valor comercial. O gás natural antes de ser processado é denominado de “gás úmido”,
por conter líquido de gás natural (LGN), enquanto o gás residual é o “gás seco”, pois não
possui hidrocarbonetos condensáveis (THOMAS, 2004).
Caso a produção de gás residual seja maior que o consumo na área de produção, o
excesso é transferido ou conduzido para queimadores. O LGN recuperado é adicionado ao
óleo para transferência. Determinados processos podem ser utilizados para a recuperação de
hidrocarbonetos líquidos do gás natural, tais como: refrigeração simples, absorção refrigerada,
turboexpansão, expansão Joule-Thompson (THOMAS, 2004).
2.5.4 Tratamento da água
A quantidade de água produzida associada ao óleo varia bastante, podendo alcançar
valores em volume na ordem de 50% ou até mesmo próximo de 100% ao fim da vida
econômica dos poços produtores. O tratamento de água tem por finalidade recuperar parte do
óleo nela presente em emulsão e condicioná-la para rejeição ou descarte (THOMAS, 2004).
Normalmente, a água proveniente dos separadores e dos tratadores de óleo é enviada
para um vaso desgaseificador, seguindo daí para um separador água/óleo e finalmente para
um tubo de despejo (tratando-se de plataformas marítimas). Todo óleo recuperado nas
43
diversas etapas é recolhido em um tanque recuperador de óleo, retornando ao processo como
mostra a Figura 15.
Figura 15 – Esquema de um sistema de tratamento de água oleosa
Fonte: BRASIL et al. (2011).
A função do vaso desgaseificador (separador trifásico de baixa pressão) é remover
traços de gás que estejam presentes no líquido encaminhá-los para um dispositivo de queima.
Atualmente, os flotadores e hidrociclones são os processos de separação óleo/água mais
usados pela indústria do petróleo. A flotação recupera o resíduo de óleo através da separação
gravitacional, enquanto que os hidrociclones procuram acelerar este processo (THOMAS,
2004).
Caso se deseje utilizar a água no sistema de reinjeção de poços, faz-se necessário
realizar a remoção dos sólidos em suspensão (evitar tamponamentos dos reservatórios) e
gases dissolvidos (evitar corrosão), através dos processos físicos (filtração) e produtos
químicos (sequestrantes de oxigênio e inibidores de corrosão) (THOMAS, 2004).
A corrosão é o principal problema causado pelas águas originarias da produção de
petróleo. Assim, é imprescindível que as linhas e equipamentos que formam as facilidades de
produção sejam de materiais não-metálicos, para que resistam ao caráter agressivo dessa
águas. Atualmente, é comum a utilização de tubulação de plástico reforçado com fibra de
vidro e equipamentos metálicos revestidos com epóxipoliamida (THOMAS, 2004).
O descarte da água produzida só pode ser realizado dentro de certas especificações
regulamentadas pelo órgão de controle do meio ambiente que limita a quantidade de poluentes
44
teor de óleo, graxa, H2S,etc.) nos efluentes aquosos. Devendo ser realizado o mais próximo
possível do campo produtor, para evitar problemas de transporte e armazenamento, além do
desperdícios de energia (THOMAS, 2004).
45
3 METODOLOGIA
A metodologia adotada no presente trabalho foi caracterizada por uma pesquisa
bibliográfica exploratória, descritiva e explicativa, uma vez que foi realizado um
levantamento bibliográfico sobre o processo de produção do petróleo. Sendo destacado o
histórico da produção de petróleo, a composição do petróleo e suas propriedades físico-
químicas, o descritivo dos processos envolvidos na indústria petróleo. Um enfoque maior foi
dado ao processamento primário de fluidos, abordando os principais tratamentos realizados na
separação do óleo, gás e da água. Uma análise ambiental dessa atividade de processamento foi
realizada, destacando o tratamento da água de produção, pois a legislação brasileira prevê o
estabelecimento de limites de contaminantes no efluente e pela da classificação dos corpos
hídricos pela sua qualidade.
46
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES
No presente trabalho foi realizado um estudo do processamento primário das fases
oleosa, aquosa e gasosa. Destacando-se uma análise do impacto ambiental ocasionado por
essa atividade, no que diz respeito ao tratamento da água de produção.
A indústria de petróleo é na maioria das vezes degradadora do meio ambiente, pois seu
potencial poluidor pode afetar todos os níveis ambientais. O principal resíduo originado à
atividade de produção de petróleo é a água, que normalmente encontra-se associada ao óleo
produzido (SILVA, 2000).
As indústrias petrolíferas produzem grandes volumes de efluentes. Dentre os vários
processos que podem ser utilizados para o tratamento destes resíduos líquidos destacam-se
tratamentos primários (processos físico-químicos) e secundários (processos biológicos).
Dependendo das características dos efluentes ainda será necessária a implantação no sistema
de um tratamento terciário para remoção de poluentes mais específicos, destacando-se
atualmente o uso de membranas filtrantes nestas aplicações (BRASIL et al., 2011).
A composição da água de produção varia bastante, dependo da origem, da qualidade
do óleo e do procedimento de extração. Os principais componentes da água produzida são a
alta salinidade, sólidos suspensos, metais pesados, orgânicos solúveis e insolúveis, produtos
químicos, etc (SILVA, 2000).
A eliminação da água no processamento primário proporciona como benefícios:
Economia advinda da reutilização de efluentes tratados ao invés de água limpa;
Economia de despesas com as multas aplicadas pelos órgãos ambientais e com
despesas legais no caso de as empresas enfrentarem processos legais;
Economia decorrente do aumento da eficiência produtiva;
Economia para os consumidores situados a jusante das refinarias, decorrente da
melhoria da qualidade do ar e da água, o que se traduz em menores custos de operação
e de custos de danos ao meio ambiente;
Aumento dos níveis de emprego, necessários para a implantação e operação de
unidades de controle de poluição;
Aumento do crescimento econômico da região onde a refinaria está situada, decorrente
da possibilidade de surgimento de novas indústrias, como consequência da maior
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disponibilidade de água limpa. Deste modo, geram-se mais empregos e recursos para a
região (AGRIZZI, 2011);
O impacto ambiental ocasionado pelo descarte da água produzida pode ser avaliado
pela toxicidade dos seus constituintes e pela presença de compostos orgânicos. A presença de
contaminantes na água de produção causa diferentes impactos ambientais, visto que após o
descarte alguns destes contaminantes tenderão a sair enquanto que outros permanecerão
dissolvidos (SILVA, 2008).
A legislação brasileira prevê o controle da poluição da água pelo estabelecimento de
limites de contaminantes no efluente e pela classificação dos corpos hídricos de acordo com a
sua qualidade e utilização prevista. As principais resoluções e normas federais que regulam o
uso dos recursos hídricos e o lançamento de efluentes (BRASIL et al., 2011):
Lei nº 9443/97 de 08/01/97: institui a Política Nacional de Recursos Hídricos;
Resolução CONAMA nº 357 de 17/03/2005: dispõe sobre a classificação dos
corpos hídricos e a diretrizes ambientais para o seu enquadramento, assim
como estabelece as condições e padrões de descarte dos efluentes;
Resolução CONAMA nº 430 de 16/05/2011: dispõe sobre condições e padrões
para lançamentos dos efluentes, complementando e alterando a resolução
CONAMA nº 357.
Decreto legislativo 204 de 07/05/2004: estabelece que os efluentes não podem
conter compostos orgânicos persistentes listados na Convenção de Estocolmo.
Por exemplo, o teor máximo de óleos e graxas (TOG) para o descarte de água
produzida no mar segundo a Resolução CONAMA nº 357 – Art. 21 e 34 de 17/03/2005, é de
20 mg/L. No entanto, deve-se também analisar, além do TOG, outros contaminantes como
fenóis, amônia e sulfetos, que estejam presentes na legislação para o enquadramento das
águas residuais (SILVA, 2008).
A água produzida possui composição e possuem diversos contaminantes, como mostra
o Quadro 5.
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Quadro 5 – Análise físico-química da água produzida na Unidade Sergipe/Alagoas da
Petrobras
Característica Faixa do resultado (mg/L)
Mínimo Máximo
Salinidade 28.445 142.914
Densidade 1,020 1,125
pH 6,4 7,2
Bário 10 868
Alcalinidade total 72 638
Dureza total 5.240 50.336
Cloretos 17.240 86.614
Ferro total 0,2 46,2
Cálcio 1.318 17.808
Magnésio 459 1.140
Estrôncio 25 846
Sódio 13.009 60.348
Potássio 245 1.149
Bicarbonatos 88 684
Sulfatos 5 227
Alumínio total 3,2 7,7
Cromo total < 0,01 0,1
Manganês total 0,6 20,5
Cádmio < 0,01 0,01
Chumbo < 0,01 0,07
Cobre total < 0,01 0,20
Níquel < 0,01 0,04
Zinco < 0,01 2,42
TOG 100 500
Fonte: PETROBRAS,2009 (apud GOMES, 2009).
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5 CONCLUSÃO
Neste trabalho foi realizado um estudo do processamento primário de petróleo, tendo
como objetivo a compreensão de cada etapa envolvida no processo de separação do óleo, gás
e água produzida. Trata-se de uma das atividades mais importantes na indústria do petróleo,
pois dependendo do tipo de fluido e da viabilidade técnico-econômica, a planta de
processamento primária pode ser apresentar uma separação simples ou complexa; as mais
simples efetuam apenas a separação gás/óleo/água, enquanto que as mais complexas incluem
o condicionamento e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo e tratamento da
água para reinjeção ou descarte.
No final desse processamento, teremos fluxos separados de óleo e gás, além de
salmoura descartável. O óleo final conterá teores menores daqueles hidrocarbonetos mais
facilmente vaporizáveis; ficando, então, menos inflamável que o óleo cru. Por isso, esse óleo
“processado” é também chamado óleo estabilizado.
A análise dos principais impactos ambientais dessa atividade foi realizada, dando
ênfases ao tratamento da água residual. A legislação brasileira prevê o controle da poluição da
água pelo estabelecimento de limites de contaminantes no efluente e pela classificação dos
corpos hídricos pela sua qualidade e utilização prevista.
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6 REFERÊNCIAS
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