ANÁLISE DA REDUÇÃO DE CUSTOS
COM A IMPLANTAÇÃO DE
HIDROCICLONES EM UMA
PLATAFORMA DA BACIA DE CAMPOS
Camila Mendonça Romero Sales
(UCAM)
ISABELLA RAMOS DE ARAÚJO
(UCAM)
LUCAS BERALDI AZEVEDO
(UCAM)
Jacqueline Magalhães Rangel Cortes
(UENF)
Resumo Com a crescente preocupação com o meio ambiente, especialmente
com a água, as legislações ambientais estão se tornando cada vez mais
rigorosas assim como a fiscalização. A indústria petrolífera é alvo de
muitas críticas quando o assunto é aa poluição, principalmente na
área offshore, devido a vários casos de vazamento de óleo e o descarte
da água produzida fora da especificação no oceano. Este trabalho tem
foco no tratamento da água produzida, evidenciando a importância do
enquadramento da água nos quesitos requeridos pela legislação, pois
pode acarretar em elevadas multas e até mesmo a paralisação da
produção. Será realizado um estudo de uma plataforma da Bacia de
Campos que não possui os hidrociclones na planta de tratamento,
defendendo sua instalação em comparação ao SAO (separador água-
óleo), equipamento usado atualmente, pois o mesmo está encontrando
dificuldades para realizar a separação óleo-água e também não
consegue absorver qualquer vazão de água vinda dos poços
produtores. Serão utilizados como métodos uma análise da redução do
uso do produto químico Polieletrólito com a introdução dos
Hidrociclones em relação ao volume, custos de transporte e aquisição,
além de outras variáveis de redução e melhorias para o tratamento de
água produzida da Plataforma estudada.
Palavras-chaves: Hidrociclone, Água produzida, Plataforma.
20, 21 e 22 de junho de 2013
ISSN 1984-9354
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1. Introdução
A indústria de exploração de petróleo e gás natural tem ganhado cada vez mais força
na economia mundial. Tratam-se de estudos geológicos e levantamentos de áreas
desenvolvidos constantemente para encontrar locais que acumulam o petróleo e o gás. As
técnicas desde o século XIX no Brasil foram avançando de acordo com a descoberta de
campos ainda mais profundos, o que resultou no reconhecimento internacional que hoje o
Brasil tem em exploração em águas profundas e ultra-profundas.
Nos poços produtores de petróleo, além dos desejáveis hidrocarbonetos (óleo e gás), é
comum serem encontrados fluidos e sólidos indesejáveis como água, areia, gases tóxicos,
entre outros que precisam ser separados através de processos industriais. Esta mistura de
fluidos após serem levados para a plataforma ou terra, precisam ser processados e depois
tratados para possível uso, exportação de óleo e gás, e ainda descarte/reinjeção da água
produzida (THOMAS et al., 2004).
A água é proveniente do poço durante os estágios de exploração e produção de
petróleo, ou pelo método de recuperação secundária utilizada pelas plataformas a fim de
deslocar o óleo da rocha reservatório (THOMAS, et al,. 2004). A presença da água no
petróleo resulta em vários problemas como: uso de maior quantidade de produtos químicos
nas linhas de produção, qualidade do petróleo produzido, aceleração do processo de corrosão
nas máquinas, formação de hidratos, entre outros (PETROBRAS, 2006). Além disso, o
tratamento inadequado da água produzida pode causar efeitos nocivos ao meio ambiente,
penalidades, custos altos e ações de correção de acordo com os órgãos ambientais que
fiscalizam as atividades de exploração de óleo e gás no Brasil (SILVA, 2000). De fato, as
plataformas devem ser capazes de realizar o devido tratamento dos fluidos explorados de
maneira a atender as exigências existentes.
Esse equipamento possui algumas deficiências, como: dificuldade de controlar a
interface água/óleo, deposição de borra, areias e incrustação exigindo uma constante limpeza
e manutenção. Além disso, o SAO não foi projetado para remover o óleo emulsionado. O
equipamento citado anteriormente está prestes a ser substituído por hidrociclones que
possuem inúmeras vantagens, tais como: necessita poucas dosagens de polieletrólito, pouco
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acompanhamento operacional e manutenções quando comparado com o separador de água-
óleo (SAO).
Este trabalho estudou uma plataforma que utiliza o separador de água-óleo (SAO) no
sistema de tratamento de água produzida. A pesquisa tem como objetivo demonstrar a
importância do Hidrociclone em uma planta de tratamento de água produzida nas plataformas
offshore, com foco em sua eficiência no enquadramento da água nos requisitos especificados
e também no processamento dos fluidos. Sendo analisado também em especial a redução do
uso do produto químico Polieletrólito que é utilizado no tratamento, de modo a reduzir
variados custos para Plataforma estudada.
2. Base Teórica-empírica
2.1 Processamento primário da água, óleo e gás
Água, óleo e gás natural são produzidos em reservatórios de petróleo e devem ser
conduzidos para os respectivos tratamentos em superfície. O processamento primário desses
fluidos é realizado em instalações destinadas a separá-los chamado de Facilidades de
produção.
Quanto à natureza, a planta de processamento primário pode ser simples, quando trata
apenas da separação desses componentes, ou pode ser complexa, onde trata o óleo e
estabiliza-o, condiciona e comprimi o gás, trata a água oleosa e também realiza tratamento da
água para reinjeção ou para descarte no mar (THOMAS et al., 2004).
Existem plataformas de produção que possuem como característica um processo de
separação trifásica e tratamento de água para descarte no mar. Neste caso, o processamento do
óleo é feito em dois trens de produção, cada qual é constituído por um separador de produção
trifásico. Há ainda um terceiro trem utilizado para testes de produção nos poços dotados de
um separador de teste. Cada um dos separadores possui um conjunto de duas bombas de
transferência.
2.2 Equipamentos utilizados no processamento primário dos fluidos
2.2.1 Separadores gravitacionais
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A primeira fase do processamento primário inicia com a ação dos separadores de
produção podendo estar dispostos horizontalmente ou verticalmente. A separação da fase
água em óleo pode ser realizada por dois tipos de separadores: bifásico e trifásico. O bifásico
realiza a separação gás/líquido e o trifásico promove a separação dos três fluidos comumente
produzidos em um poço, água-óleo-gás (THOMAS et al., 2004).
2.2.2 Separador de produção trifásico
Os separadores trifásicos têm como função separar dois líquidos imiscíveis e gás. A
mistura de fluidos ao chegar ao separador choca-se contra um defletor de entrada, provocando
assim uma rápida redução de velocidade e direção, e em consequência a maior parte do gás
eleva-se para a superfície do separador e há a queda do liquido. Há um condutor de líquido
que permite a não perturbação da interface óleo/água e, um condutor de gás para
contrabalancear a pressão de gás entre a parte de resgate abaixo de líquido e a parte acima de
decantação. Na interface óleo/água existe um espalhador instalado. A água desce a partir dele,
o óleo sobe por ser menos denso e se houver alguma gota de óleo presente na fase líquida, à
mesma tende a elevar-se em contracorrente com o movimento da água. (THOMAS et al.,
2004).
Os separadores em geral possuem um tempo de residência para a fase liquida de no
máximo 10 minutos. Esse tempo não é suficiente para ocorrer uma maior separação de parte
da água emulsionada ao óleo. Assim, há necessidade de um tratamento posterior para diminuir
o BSW (basic sediments and water - teor de água e impurezas no óleo) nos valores corretos de
exportação (PETROBRAS, 2008).
Figura 1 - Desenho esquemático de um Separador trifásico horizontal
Fonte: SANT’ANNA, 2005 adaptado de PEREIRA, 2004
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2.2.3 Vaso desgaseificador (Vaso flash)
O vaso desgaseificador recebe a água oleosa dos separadores de produção, e tem como
objetivo remover todo o gás que se encontra presente na água. Todo o gás separado vai para
um dispositivo de queima (THOMAS et al., 2004).
Figura 2 - Desenho esquemático de um Vaso Flash
Fonte: PETROBRAS, 2011.
2.2.4 Separadores de placas (SAO)
O SAO é um separador utilizado para separar o óleo livre da água residuária. Ao
receber a água do vaso flash, permite a segregação da parcela de óleo ainda presente na água,
ou seja, diminui a velocidade da fase oleosa e faz com que a gravidade separe o óleo da água.
Esses separadores gravimétricos podem ser de três tipos, tais como: separador API (American
Petroleum Institute), CPI (Corrugate Plate Interceptor) e PPI (Parallel Plate Interceptor).
O API consta como tanques de decantação por onde entra o efluente a uma velocidade
baixa, com escoamento laminar. As gotas de óleo elevam-se a superfície e a parte sólida é
separada e extraída da água depositando-se ao fundo. Nesse processo, as gotas de óleo devem
ascender a certa distância ate a parte superior do separador onde será removido, portanto, este
tipo de equipamento não é suficiente para separar gotas menores que 150 µm (micra). É
comum empregar esse tipo de separador em unidades onshore (ROSA, 2002 apud CAPPS, et.
al., 1993). O separador API baseia-se na remoção de partículas livres de óleo com mais de
150 micra, exige uma área de instalação grande e é pouco eficiente.
Os separadores utilizados na plataforma em estudo são do tipo API. Abaixo serão
apresentadas vantagens e desvantagens deste separador (PETROBRAS, 2001):
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Figura 3 - Desenho esquemático de um Separador óleo/água
Fonte: PETROBRAS, 2011.
2.2.5 Flotadores
Esse tipo de equipamento realiza um processo de separação óleo/água
complementando o sistema de tratamento do separador SAO. Sua finalidade é enquadrar a
água oleosa nos padrões de descarte. O processo de flotação pode ser por gás induzido ou a
gás dissolvido (PETROBRAS, 2008).
Na flotação por gás induzido, o mesmo é colocado na água a ser tratada por meio de
um tubo em sua extremidade. As bolhas de gás podem ser motivadas a partir de três
procedimentos: mecânico, hidráulico e com o uso de Sparges. Já a flotação por gás dissolvido,
quase todo água é inicialmente saturada por gás sob pressão (CÂNDIDO, 2011).
Figura 4 - Desenho esquemático de um Flotador por gás induzido
Fonte: PETROBRAS, 2011.
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2.2.6 CAISSON
O Caisson é um tubo de despejo que tem como principal objetivo a acumulação de
todo o liquido e resíduo extraídos pela plataforma a fim de evitar qualquer tipo de poluição e
contaminação das águas resgatadas pela mesma. Apresenta um segundo objetivo que é
proteger as estruturas das bombas e tubulações internas contra esforços vindos do mar e
ventos, este se denomina Caisson de produção.
Há outro tipo de caisson, o de perfuração, o qual recebe todos os resíduos sólidos da
sonda de perfuração, ou seja, areia, cascalho, e outros tipos de resíduos, e posteriormente são
conduzidos ao mar (PETROBRAS, 1995).
Figura 1 - Desenho esquemático de Caisson de perfuração e Caisson de produção
Fonte: PETROBRAS, 2011.
2.2.7 Tanque de coleta e vaso SLOP
O tanque de coleta funciona como um separador gravitacional e depósito para a água
oleosa. Toda a água oleosa decorrente do processo retorna ao sistema de processamento sendo
bombeada para o Vaso Flash, e o óleo restante segue para o Vaso slop. O óleo vindo dos
flotadores é direcionado para o tanque de coleta. Além disso, todo óleo residual extraido do
Caisson de perfuração é enviado também para o tanque (PETROBRAS, 2008).
O Vaso Slop também funciona como depósito da corrente oleosa presente no processo,
além de atuar como separador gravitacional como o tanque de Coleta. Neste caso, a água volta
ao processo também sendo bombeada para a entrada do vaso flash. Todo óleo proveniente do
vaso flash e SAOs é encaminhado para o vaso slop. O que diferencia-se do tanque de coleta, é
que o óleo do Vaso slop é bombeado para a entrada dos separadores de produção
gravitacionais A e B (PETROBRAS, 2008).
2.3 Tratamento da água produzida
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A água produzida é resultante da exploração e produção de petróleo, pois está
armazenada nos poços e é retirada junto com o óleo e o gás natural. Sua origem é dos poços
produtores e/ou da água injetada no reservatório para manter a pressão dos mesmos
(PETTERSEN, 2008).
Essa água retirada contém certas concentrações de óleos variadas, alta salinidade,
sólidos suspensos e também pode ter gases e microrganismos. Devido às condições em que
esta se encontra, é devido receber o tratamento necessário tanto no caso de sua reinjeção ou
no caso de descarte. A quantidade de água produzida é maior do que a de petróleo e esse
volume tende a aumentar no decorrer da maturidade dos poços. A mesma corresponde por
99% de todos os efluentes gerados (CAVACO, 2005).
O tratamento da água tem como objetivos enquadrar a água que será descartada ou
reinjetada nas normas ambientais vigentes e recuperar a maior parte possível do óleo que fica
emulsionado nela (THOMAS et al, 2004). Os tipos de tratamentos necessários para a água
produzida na exploração de petróleo irá variar dependendo de sua origem, pois este fator
altera as características dos poluentes contidos nela, assim como a quantidade de óleo
emulsionado, gerando aspectos diferentes em cada situação.
A água contida no petróleo produzido provoca alguns problemas operacionais e
redução da qualidade, tanto do petróleo exportado como das partes refinadas (PETROBRAS,
2006). O custo mínimo para o seu tratamento é o custo relacionado ao seu descarte. Quando
um tratamento mais rigoroso é necessário os gastos com todo processo aumentam
(HACKNEY e WIESNER, 1996).
Em unidades offshore, as plantas de tratamento possuem áreas limitadas e o tempo de
residência da água nos equipamentos é curto, com isso a aceleração do processo e a redução
dos custos devem ser buscadas constantemente para obter um melhor desempenho
econômico.
O tratamento da água de produção tem como objetivo o seu enquadramento nas
normas ambientais e a recuperação do óleo emulsionado nela. O primeiro tem por importância
o aspecto ambiental, pois essa água produzida contém muitas impurezas além do óleo que fica
contido nela, e também para não sofrer sanções e multas dos órgãos regulamentadores. O
segundo é de importância econômica, pois uma quantidade significativa do óleo fica
emulsionado na água e deve receber um tratamento adequado para realizar sua extração.
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No Brasil o órgão regulamentador é o Conselho Nacional do Meio Ambiente
(Conama). A resolução que regula o lançamento de efluentes é a Nº 357 de Março/2005 e é
descrita da seguinte maneira: “Dispõe sobre a classificação dos corpos de água e diretrizes
ambientais para o seu enquadramento, bem como estabelece as condições e padrões de
lançamento de efluentes, e dá outras providências”. Esta resolução especifica entre outras
coisas o teor de óleo máximo exigido que não pode ultrapassar o valor de 20mg/l.
Em agosto de 2007 foi feita uma complementação com a resolução CONAMA Nº
393/2007 que ‘’ Dispõe sobre o descarte contínuo de água de processo ou de produção em
plataformas marítimas de petróleo e gás natural, e dá outras providências’’. A alteração foi no
valor máximo do TOG que passou a ser de 29mg/l.
Em maio de 2011, outra complementação junto com uma alteração veio com a
resolução CONAMA Nº 430/2011 que ‘’Dispõe sobre as condições e padrões de lançamento
de efluentes, complementa e altera a Resolução nº 357, de 17 de março de 2005, do Conselho
Nacional do Meio Ambiente – CONAMA’’.
2.4 Emulsões
Uma emulsão é uma dispersão (gotículas) de um líquido em outro imiscível líquido. A
fase que está presente sob a forma de gotículas é a fase dispersa ou interna, e a fase em que as
gotículas são suspensas é chamada a fase contínua ou externa (KOKAL, 2005). O óleo e água
quando misturados formam uma fase dispersa e outra continua, esses são separados por uma
película denominada de agentes emulsificantes, essa mistura é a emulsão. Normalmente o
contato do óleo com a água não forma emulsões, a sua formação depende da agitação imposta
sobre os dois líquidos, causando a dispersão de um deles, e a presença de agentes
emulsificantes.
Na produção de petróleo as fontes de agitação que geram as emulsões são
provenientes do cisalhamento gerado pelas válvulas, fluxo nos tubos, bombas, e os demais
equipamentos usados na perfuração e exploração. O petróleo contém emulsificantes naturais
como as resinas, asfaltenos e outros. A presença e a quantidade dos agentes emulsificantes
irão variar de acordo com o tipo de cada óleo bruto, assim como o tipo e a estabilidade das
emulsões geradas (KOKAL, 2005).
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2.5 Hidrociclones
Inicialmente os hidrociclones eram utilizados na separação sólido-líquidos, mais
especificamente na remoção de areia de águas. Nos dias atuais ele é usado em vários
segmentos da indústria, como no caso das águas oleosas, para realizar a separação líquido-
líquido. Segundo Pettersen (2008), no tratamento da água produzida o tipo de hidroclone
usado é o deolings, pois este é especifico para a separação óleo-água. Na prática se dá o nome
de liner a uma unidade de hidrociclone, assim um hidrociclone é um equipamento com muitos
liners.
As plantas de tratamento offshore possuem tamanhos limitados, assim as empresas
buscam o desenvolvimento e a utilização de equipamentos que não ocupem muito espaço para
separação óleo/água, com isso o hidrociclone é o equipamento mais visado por seu tamanho
relativamente menor que os equipamentos convencionais e seu curto tempo de residência
(SILVEIRA, 2006).
Figura 7 - Modelo de um hidrociclone instalado em uma plataforma da bacia de campos
Fonte: PETROBRAS, 2001.
2.6 Produtos químicos
Há procedimentos intrínsecos no sistema de tratamento de água produzida de modo a
acrescer na eficiência do desempenho tanto da remoção do óleo disperso na água quanto da
água dispersa no óleo. O objetivo da introdução de certos produtos é auxiliar no
enquadramento da água produzida para descarte de acordo com as especificações da
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legislação Conama (PETROBRAS, 2001). É importante destacar que ao utilizar quaisquer
produtos químicos no processo precisa-se avaliar a água produzida e testar o produto na água
antes mesmo de usá-lo no sistema de tratamento (ZIMEC, 2003).
A água produzida na extração do petróleo é um tipo de emulsão O/A e para seu
tratamento é utilizado produto químico floculante e para desestabilizar as emulsões A/O são
colocados produtos desemulsificantes. Além deles, há também o emprego de produtos anti-
incrustantes no sistema de tratamento. O que difere-se dos outros é que ele não é apropriado
para melhorar o TOG de descarga da água para o mar (ZIMEC, 2003).
3. Metodologia
Em primeiro momento, foram levantados dados sobre o funcionamento do sistema de
tratamento de água produzida em uma plataforma da Bacia de Campos dos Goytacazes. A
partir do entendimento das características e estudo dos relatórios técnicos observou-se uma
limitação em capacidade de tratamento da água produzida pelos poços.
Após o delineamento das informações importantes, segue-se para a análise dos ganhos
esperados com a introdução do equipamento Hidrociclone em relação ao tratamento da água e
redução do emprego do produto químico polieletrólito, o qual será analisado junto a outros
dois tipos empregados no tratamento, tendo como base relatórios mensais.
Foram explorados dados atuais da plataforma de modo a comparar com os ganhos
estimados de eficiência no tratamento após a instalação dos hidrociclones. Já a redução do
produto químico deve-se a análise de todos os valores de compra, consumo e transporte no
ano de 2012 com os quais foram realizados cálculos médios mensais. Além disso, todas as
perdas de óleo devido à limitação da planta de processo no ano de 2011 foram estudadas de
mês a mês e calculado quanto eles perdem no total, revisando com o valor do preço do barril
atual para ter o resultado da perda em reais.
4. Resultados
Esta pesquisa teve como objetivo avaliar um projeto de instalação de hidrociclones
para substituir os SAOs, que é o atual equipamento utilizado no tratamento da água
produzida, visando um aumento de produtividade da planta de tratamento e maior
confiabilidade no enquadramento da água a ser descartada. O projeto teve seu inicio no meio
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do ano de 2004 e tem uma previsão de término para maio de 2013. O custo total do
empreendimento foi calculado em aproximadamente US$ 3 milhões, englobando as partes de
projeto, aquisições e a instalação. No gráfico1, pode ser observada uma distribuição anual
aproximada de investimento nas fases do projeto.
Gráfico 1 - Investimentos do projeto
Com base nos valores demonstrados, o projeto pode ser considerado de alto custo, o
qual necessita de uma justificativa para sua implantação e uma análise sobre o retorno que
este poderá gerar. Mas este projeto em particular teve com premissa o fato de que o atual
equipamento utilizado no tratamento da água não possui capacidade para enquadrá-la nos
requisitos demandados pelo IBAMA para seu descarte no mar.
A plataforma em questão não possui confiabilidade em seu processo por conta deste
equipamento e corre o risco constante de ser multada e com isso haver a paralisação da
produção. Analisando estas informações, o projeto em questão tem um caráter obrigatório,
pois o prejuízo que pode ser causado caso ocorra à aplicação da multa seguida da paralisação
da produção podem vir a ultrapassar o próprio valor total do projeto.
Foi realizada uma análise dos três principais produtos químicos que são empregados
no tratamento da água produzida. Esta foi baseada através de um levantamento de dados
utilizando os relatórios mensais do ano de 2012 com a quantidade em litros de cada produto, e
assim foi feito o cálculo da média mensal de utilização de cada um separadamente conforme a
Tabela 1.
Tabela 1 - Cálculo do consumo médio mensal dos produtos químicos
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Gráfico 2 - Consumo médio mensal dos produtos químicos
Após a realização destes cálculos foi definido a porcentagem da utilização de cada
produto, concluindo que o polieletrólito corresponde à 29% do total de produtos químicos
utilizados.
A tabela a seguir apresenta todo o custo médio do mês de Janeiro a julho do ano de
2012. A base de valores do custo de aquisição para os produtos Polieletrólito e
Desemulsificante em contentores de 1500 litros são em média para este período R$ 11.118,35
e R$ 12.489,45 respectivamente. O Anti-incrustante em contentor de 1000 litros custa R$
5.836, 08.
Tabela 2- custo médio mensal de cada Produto químico
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Gráfico 3 - Custo médio mensal de cada produto químico
Para os resultados de custo mensal expostos na tabela foi calculado quanto
corresponde o valor de 1 litro do produto químico baseado no custo final de aquisição. Logo,
o custo mensal é extraído desse valor proporcional ao volume usado por mês de cada um.
Após isso, foram realizados os cálculos do custo de transporte (CT) destes produtos, com base
em uma média mensal utilizando o mesmo período do cálculo do consumo, somando este
valor ao da média de aquisição mensal para chegarmos ao valor total.
Com base nas informações retiradas do projeto de implantação do hidrociclone, foi
concluído que haverá uma redução de aproximadamente 20% da quantidade atualmente
utilizada de polieletrólitos, pois o novo equipamento a ser instalado não requer uma grande
quantidade deste produto. Seguindo esta premissa foram realizados os cálculos para
demonstrar a economia que será gerada tanto em quantidade como em custo, conforme a
tabela 3:
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Tabela 3 - Previsão de diminuição do polieletrólito
Gráfico 4 - Redução do consumo e do custo
De acordo com os dados descritos na tabela 3, é possível afirmar que haverá uma
redução na quantidade utilizada de 179,32 litros por mês e uma economia de R$ 1.344,70
reais por mês que são gastos na aquisição do polieletrólito.
4.1 Perdas de óleo
A atual planta de tratamento de água produzida utilizada na plataforma é limitada por
causa da eficiência restringida e não confiabilidade do separador de água-óleo SAO, com isso
provoca o fechamento ou restrição da produção de algum(s) poço(s) devido a não ter como
tratar a água que o poço produz junto com o óleo.
Essa limitação resulta em perdas significantes de produtividade diária que será
mostrado na tabela abaixo com uma média mensal da perda de óleo e o valor em dinheiro
perdido que será alcançado através da quantidade de m³ de óleo perdidos pelo atual valor do
barril de petróleo.
Tabela 4 - Cálculo das perdas de óleo
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Através da análise dos boletins diários de óleo da Plataforma, foram visualizados os
motivos da ocorrência de perda de óleo de todos os poços, os quais resultam em limitação da
planta de processo, manutenção do sistema de água oleosa e fechamento de poço devido à
intervenção do SAO.
Com a obtenção desses valores foi realizado uma cálculo para chegar a uma média
mensal de perda e com esses dados foi possível chegar a um custo baseado no recente preço
do barril de petróleo praticado no Brasil.
De acordo com os resultados observa-se que o gargalo causado pelo SAO gera uma
perda de produtividade de R$ 301.191,38 reais por mês, que corresponde a quantidade de
petróleo que deixa de ser produzido. A introdução dos hidrociclones tem como um dos seus
principais objetivos a eliminação deste gargalo, e além de evitar esta perda o novo
equipamento trará confiabilidade e eficiência para o processo.
4.2 Ganhos de eficiência
A partir da limitação dos SAO’s, há um gargalo no tratamento de água de 17.500 bbl
(barril) que é dividido para os flotadores A e B em 7500 bbl e 10.000 bbl, respectivamente.
Os hidrociclones que serão instalados na planta contará com 28 liners no total,
divididos da seguinte forma: 12 liners – Separador A; 12 liners – Separador B e 4 liners –
Separador de teste. Cada liner do equipamento processa 5,7 m³/h, assim fazendo o cálculo
com a soma dos liners a vazão de água equivale a 159,6 m³/h que corresponde a 3830,4 m³/d.
Lembrando que estes valores consideram o header de teste. Já com a exclusão do teste, pois
geralmente a Plataforma o utiliza para realizar teste de poços e também quando há problema
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com um dos hearders A/B converte-o para produção, o valor da vazão é 136,8 m³/h que
corresponde a 3283,2 m³/d.
Comparando os valores de processamento de cada um, podemos afirmar em valores
conservativos que haverá um aumento de 1.048,12 m³/dia, ou seja, a planta irá aumentar sua
capacidade em aproximadamente 3 % no processo de tratamento da água. Essa é a expectativa
que a Pt X espera, pois a planta ainda contará com um limite de 2782 m³/d dos flotadores, já
que a maior parte do tratamento da água produzida atualmente esta neles contando também
com a ajuda de produto químico polieletrólito.
Gráfico 5 - Comparativo da eficiência
Os hidrociclones permitem uma confiabilidade à planta de processo, já que sua função
é separar a água do óleo com eficiência, fazendo com que a vazão de água ao chegar aos
flotadores tenha uma menor exigência de tratamento para o enquadramento às especificações
recomendadas para possível descarte. É importante destacar que atualmente a água que chega
aos flotadores deveria possuir um TOG de 20 ppm (parte por milhão) para ser enviada para o
caisson de produção. Porém, o sistema apresenta baixa eficiência na separação de óleo da
água produzida. Dessa maneira, como os hidrociclones tem a capacidade de enquadrar esta
água, não haverá mais este tipo de problema.
Como visto na revisão bibliográfica, o hidrociclone é um equipamento que não requer
uma manutenção intensiva e seu custo não é alto. Em média sua manutenção abrange
basicamente na substituição dos linners que foram degradados com a incrustação, manutenção
e calibração de válvulas.
O separador de água e óleo, SAO, consiste basicamente de 1 válvula globo na entrada,
4 válvulas de drenagem, 2 válvulas esferas direcionadas para o vaso slop e uma válvula esfera
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na saída; vent atmosférico. Este equipamento é simplesmente um tanque gravitacional que
demanda de inspeções externa e interna, reparo em válvulas e limpeza interna. O maior
problema que ele causa em relação ao seu funcionamento é quando há uma grande deposição
de borras causada principalmente pelas injeções de produto químico Polieletrólito. Quando
isso acontece, deve-se parar o equipamento e realizar uma limpeza interna para retirada dessas
borras oleosas, as quais são colocadas em tambores e uma empresa especializada é contratada
para dar um destino final.
Mesmo com essas variantes, é importante destacar que a substituição dos
equipamentos SAOs pelos hidrociclones advém muito mais das necessidades operacionais da
Pt X. O SAO provoca transbordamento da água produzida por falta de capacidade de
tratamento, além do fechamento de poços o que acarreta perda de petróleo, como já descritos
neste trabalho. Em resumo, são equipamentos e demandas de serviços diferentes.
Será exposta uma demonstração do quanto custa em média por mês, considerando
impostos e encargos distintos, os serviços de manutenção para cada um. Como não há
previsão de quanto custará com serviços de manutenção dos hidrociclones em Pt X pois ainda
não foram instalados, fez-se um comparativo com os gastos referentes a plataforma Pt Y que
os possui em sua planta de tratamento de água, pois os gastos e os tipos de serviços são os
mesmos.
No gráfico abaixo foram alocadas custos de manutenção dos dois equipamentos
presentes na Pt X. Para o SAO esta incluso reparo e instalação de válvulas, recompor
aterramento. Além destes, foi realizado uma média de quanto a Plataforma gasta com
limpezas internas durante cinco meses não corridos em um ano baseados nos seguintes
valores: Em uma condição crítica do equipamento, o serviço de dois profissionais durante um
dia custa em média R$ 1500. E o tempo de serviço é aproximadamente de sete dias.
Os hidrociclones incluem serviços como calibração e reparo de válvulas, substituição
de mangueiras de rejeito, reparo de caixas de engrenagens, manutenção de transmissores de
pressão e substituição de liners.
Na realidade, os custos de manutenção tanto do hidrociclone quanto do SAO não são
significativos. Quanto aos valores em gráfico estarem aproximados, deve-se a média de
limpeza interna no SAO somada aos custos de manutenção adquiridos durante o ano de 2009
e 2011. De fato, as necessidades de manutenção do SAO é mínima comparada ao
hidrociclone. É importante lembrar que valores reais para os dois variam de acordo com as
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demandas operacionais de cada equipamento. Todos os custos foram adquiridos do banco de
dados das máquinas e estes englobam em maior parte custos de mão de obra além de
materiais empregados.
Gráfico 6 - Comparativo dos custos de manutenção
4.3 Comparativo geral
A partir dos resultados apontados anteriormente, foi criado o gráfico 7 para
demonstrar um comparativo total do que foi analisado, focando na melhoria e na redução de
custos que a implantação do hidrociclone pode gerar.
Gráfico 7 - Comparativo geral dos resultados
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Neste gráfico é possível visualizar o conjunto dos resultados obtidos como a redução
do custo e do consumo de polieletrólitos, o aumento da eficiência, o fim da perda de produção
de óleo. Os custos de manutenção como já foi tratado no tópico acima é apenas um
demonstrativo dos dois equipamentos, de modo a expor as diferenças e não como um real
comparativo de redução.
O Comparativo geral exposto neste tópico foi capaz de demonstrar que as perdas de
óleo serão excluídas além da redução do aditivo químico polieletrólito devido a esta nova
instalação, de grande importância para a Pt X.
5. Discussão dos resultados
Apesar de o projeto apresentar um alto custo para a empresa, necessita ser aplicado
devido às exigências estabelecidas. A confiabilidade dos processos da plataforma em estudo
depende de uma restruturação nos mesmos.
A confiabilidade dos processos é a capacidade dos mesmos em atender aos requisitos
sob condições especificas. Nos processos envolvendo equipamentos, pode ser baseada em
dois fatores: Confiabilidade Intrínseca, sendo determinada durante o projeto de fabricação e
instalação, e Confiabilidade Operacional, sendo determinada pelo usuário, e está relacionada à
forma e sob quais condições o mesmo é utilizado (NAKAJIMA, 1982).
Através das análises realizadas neste estudo, percebe-se que os custos relacionados à
manutenção não consiste no foco do problema existente na empresa, mas sim a vantagem em
qualidade de tratamento da água produzida que os hidrociclones permitirão. Eliminando as
limitações e garantindo confiabilidade operacional diante a variações de vazão de água
produzida pelos poços da plataforma em estudo.
Os hidrociclones são relativamente simples e não possuem partes móveis, facilitando
desta forma a manutenção. Contudo, o consumo energético é superior a de outros
equipamentos, sendo necessário o uso interrupto de bombas (CHAVES, 2006).
Os dados apresentados não são fixos, pois podem sofrer alterações de acordo com o
período de aquisição e consumo de polieletrólito e necessidades operacionais dos
equipamentos, no entanto servem como auxílio para visualização do projeto em questão, suas
vantagens e limitações.
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6. Conclusão
Neste estudo foi desenvolvida uma comparação baseada em diversos aspectos com o
objetivo de defender o uso do hidrociclone no tratamento da água produzida de uma
plataforma de produção offshore no lugar do atual equipamento utilizado que é o SAO. Esta
comparação foi realizada a partir de dados obtidos da plataforma e do projeto de implantação
de hidrociclones.
Toda a revisão bibliográfica foi baseado em estudos de todo o universo da Plataforma
Pt X situada na Bacia de Campos. A partir disso, o foco para a implantação dos hidrociclones
foi dado devido ao projeto de instalação na Plataforma estudada além de ser um bom assunto
que envolve a importância do descarte da água oleosa ao mar, tratamento da água produzida,
legislação, e outros assuntos abordados que faz com que haja o entendimento de como
funciona os processos de tratamento e funcionalidade de um equipamento.
A partir do estudo realizado pode-se observar que após a implantação dos
hidrociclones o consumo de polieletrólito sofrerá uma redução de 20% que representa uma
economia média de R$ 1.344,70 mensais. A eficiência da planta de tratamento irá aumentar
em 1.048,12 m³/dia incluindo o header teste. Sem ele considera-se 501 m³/dia, conseguindo
atender à demanda e evitando o fechamento de poços produtores e consequentemente perda
de óleo.
De acordo com os resultados obtidos, pode-se concluir que mesmo que o projeto de
instalação do hidrociclone teve como inicio a preocupação de evitar a aplicação de multas e
paralisação da produção, ele pode trazer benefícios que justificam o investimento. A
utilização do equipamento é capaz de reduzir os custos e ao mesmo tempo aumentar a
eficiência no tratamento, conseguindo atender a demanda e enquadrando a água nos requisitos
exigidos para descarte.
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