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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO CAMPUS ANGICOS BACHARELADO EM CIÊNCIA E TECNOLOGIA
DANDARA MARTINS MONTEIRO
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO E GÁS
Angicos
2013
DANDARA MARTINS MONTEIRO
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO E GÁS
Monografia apresentado ao curso de Bacharelado em Ciência e Tecnologia da Universidade Federal Rural do Semi-Árido – UFERSA,
orientado pelo Profº Leonardo
Magalhães Xavier Silva, como requisito parcial para obtenção do titulo de Bacharel em Ciência e Tecnologia.
Angicos
2013
DANDARA MARTINS MONTEIRO
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO E GÁS
Monografia apresentado ao curso de Bacharelado em Ciência e Tecnologia da Universidade Federal Rural do Semi-Árido – UFERSA, como requisito parcial para obtenção do titulo de Bacharel em Ciência e Tecnologia.
Dedico este trabalho
primeiramente a Deus por toda a
força. Aos meus queridos pais
que amo incondicionalmente. Ao
meu orientador por toda
dedicação prestado durante todo
o trabalho. Aos meus amigos que
sempre estiveram do meu lado, e
a todos que de alguma forma
contribuiu para realização deste
sonho, meu muito obrigado.
AGRADECIMENTOS:
Agradeço primeiramente a Deus por toda a força que me deu para que este sonho
fosse realizado.
Aos meus pais Vladevaldo e Eufrasina, que nunca mediram esforços para
realização deste sonho. Amo muito vocês.
Aos meus irmãos Lamarck Monteiro e Landara Monteiro, que eu amo
incondicionalmente e agradeço por existirem em minha vida.
Aos meus avós maternos , Manoel Bezerra e Tereza Martins, e a minha avó
paterna Maria Monteiro Maia.
Ao meu Orientador Leonardo por todo esforço, dedicação e compreensão.
Agradecer a Professora Andréa Galindo por toda a força que me deu, e por me
ajudar todas as vezes que precisei. Obrigado por tudo.
A minha grande amiga Marcela Alencar que desde o início esta sempre do meu
lado, me ajudando, e contribuindo muito,te amo amiga.
A minha amiga Sâmia Diógenes por toda a paciência que teve comigo, e por todos
os momentos que dividimos juntas.
A minha amiga Mayara Medeiros que comecei a conviver a pouco tempo ,mas que
esse pouco tempo serviu pra ver a grandeza de pessoa que é, e o quanto me ajudou e
me deu forças nos momentos que mais precisei.
Ao meu amigo Ferreira Neto ,por esta do meu lado todas as vezes que precisei, e
por sua amizade.
A uma pessoa que hoje não caminha do meu lado, mais no início foi de extrema
importância pra mim.
Aos meus amigos: Candeinha Feitosa, Càssio Hérick, Betinha Maia, Dâmaris
Gondim, Débora Gondim, Oslanny Lima, Laura Gadelha, Gislânia Dantas,
Daniela Alencar, Izaac Braga, Queiroz Neto, Elisson David, Gian Chaves,
Tamara Moreira, Thalita Mendes, Silas Maia, Gardel de Freitas, André Luís,
Bruno Noronha, Wlardson Dantas, Galberlânio Feitosa ,Jefferson Maia,
Deylianne Vidal, Lorena Barbosa, Luana Barreto, Kerson Kleber,Alisson
Maurício,Vítor Chaves, Vinícius Chaves,Lucas Alencar,Anderson Lima.
Agradeço as minhas primas/irmãs: Andréa Monteiro, Brunna Samara, Brotas
Monteiro,Mariana Monteiro,Juliana Monteiro,Sabrina Brunet,Janássia
Gondim,Valdianne Gondim,Talita Monteiro. Enfim, agradeço a todos.
“Tudo é do pai, toda honra e toda
glória, é dele a vitória alcançada em
minha vida”.
(Banda Dom
Compositor: Frederico Cruz)
RESUMO:
O petróleo e gás natural são nos dias atuais componentes significativos da
matriz energética mundial e suas fontes são muitas vezes causas de
disputas geopolíticas. O processos para produção desse recurso energético
passa por uma longa cadeia produtiva que culmina no processamento
primário, onde o petróleo e gás produzidos são separadas de suas
impurezas para garantir o escoamento da produção. No presente trabalho foi
realizada uma revisão bibliográfica procurando entender o desenvolvimento
da indústria do petróleo a nível mundial, da América do Sul, do Brasil e do
Rio Grande do Norte. Adicionalmente foram estudadas as principais
características químicas do petróleo (analisando as classificações dos seus
hidrocarbonetos e as características químicas das suas impurezas mais
comuns), as propriedades dos seus reservatórios e comportamento de fases
dos hidrocarbonetos no reservatório e principalmente a como se dá o
processamento primário desse importante recurso energético. Sendo esse
último, relevante para indústria de petróleo por permitir que os custos de
transporte e armazenamento sejam reduzidos de maneira significativa
através do aumento da eficiência energética, dos problemas de corrosão e
de paradas para manutenção devida à obstrução das tubulações por
hidratos.
Palavra-Chave: Petróleo, Processamento Primário, Produção.
SUMÁRIO
Lista de Figuras ......................................................................................................................... 9
Lista de Siglas: ........................................................................................................................ 10
1. Introdução ...................................................................................................................... 10
2. Objetivos ............................................................................................................................ 11
3 Metodologia ........................................................................................................................ 12
4 Referencial Teórico ............................................................................................................. 12
4.1 Origem do petróleo ...................................................................................................... 12
4.2 Constituição do petróleo .............................................................................................. 17
4.2.1 Hidrocarbonetos ................................................................................................... 18
4.2.1.1 Alcanos ou paraníficos ................................................................................... 18
4.2.1.2 Ramificados .................................................................................................... 19
4.2.1.3 Cicloalcanos ou Naftenos ............................................................................... 20
4.2.1.4 Aromáticos ..................................................................................................... 20
4.2.1.5 Teor de hidrocarbonetos presente no petróleo. ........................................... 21
4.2.2 Não-Hidrocarbonetos ............................................................................................ 23
4.2.2.1 Compostos sulfurados:................................................................................... 23
4.2.2.2 Compostos Nitrogenados ............................................................................... 24
4.2.2.3 Compostos Oxigenados .................................................................................. 24
4.2.2.4 Resinas e Asfaltenos ....................................................................................... 25
4.2.2.5 Compostos metálicos ..................................................................................... 26
4.2.3 Classificações do Petróleo ..................................................................................... 27
4.2.3.1 Avaliação do petróleo .................................................................................... 27
4.3 Histórico da Indústria do Petróleo ............................................................................... 28
4.3.1 Um breve histórico da Atividade Petrolífera na America do Sul .......................... 30
4.3.2 Desenvolvimento da Indústria de petróleo no Brasil ........................................... 31
4.3.3 Um breve desempenho no setor do petróleo nos anos de 2003-2012 ................ 33
4.3.4 Um pouco da história dos hidrocarbonetos no RN ............................................... 34
4.4 Reservatórios ............................................................................................................... 38
4.4.1 Rochas Reservatórios ............................................................................................ 38
4.4.2 Tipos de Reservatórios .......................................................................................... 38
4.4.2.1 Reservatório de Óleo ..................................................................................... 39
4.4.2.2 Reservatório de Gás ....................................................................................... 40
4.4.2.3. Reservatório de Gás Úmido e Reservatório de Gás Seco .............................. 41
4.4.2.4 Reservatório de Gás retrógrado ..................................................................... 42
3.4.3 Reservatório de Óleo e Gás ............................................................................ 43
3.4.4 Fluídos Produzidos ......................................................................................... 45
3.4.4.1 Produção de Óleo ....................................................................................... 45
3.4.4.2 Produção de Gás ........................................................................................ 45
3.4.4.3 Produção de Água ...................................................................................... 46
4.5 Mecanismos de Produção de Reservatórios ................................................................ 46
4.5.1 Mecanismo de Gás em solução:............................................................................ 48
4.5.2 Mecanismo de Capa da Gás .................................................................................. 48
4.5.3 Mecanismo de influxo de Água ............................................................................. 49
4.5.4 Mecanismo Combinado ........................................................................................ 50
4.5.5 Segregação Gravitacional ...................................................................................... 51
4.6 Processamento Primário de Petróleo e Gás ................................................................ 51
4.6.1.1 Separação do Gás Natural .............................................................................. 53
4.6.1.2 Principais Problemas Operacionais ................................................................ 57
4.6.1.3 Tratamento e Processamento do Gás Natural ............................................... 57
4.6.1.4 Condicionamento ........................................................................................... 58
4.6.1.5 Desidratação .................................................................................................. 60
4.6.1.6 Remoção de Gases ácidos .............................................................................. 61
4.6.1.7 Processamento (UPGN) .................................................................................. 63
4.6.2 Tratamento do óleo .............................................................................................. 64
4.6.3 Tratamento e Destino da água produzida ............................................................ 66
4.6.3.1 Lançamento no Mar ....................................................................................... 67
4.6.3.2 Reinjeção ........................................................................................................ 67
4.6.3.3 Impactos da água produzida .......................................................................... 69
5. Resultados e Discussões ..................................................................................................... 70
6. CONCLUSÃO ....................................................................................................................... 71
7. Referências Bibliográficas ................................................................................................. 72
Lista de Figuras
Figura 1 – Estágio de Transformação e produção de petróleo .................................... 14
Figura 2 - Rochas Selantes ............................................................................................... 15
Figura 3 - Classificação dos componentes presentes no petróleo. ............................. 17
Figura 4 - Exemplos de moléculas de hidrocarbonetos. ............................................... 18
Figura 5 - Exemplo de Moléculas de hidrocarbonetos ramificados. ........................... 19
Figura 6 - Exemplo de cicloalcanos ou naftenos. .......................................................... 20
Figura 7 - Hidrocarbonetos Aromáticos. .......................................................................... 21
Figura 8 - Tipos de hidrocarbonetos e seus percentuais médios na composição de
petróleos. .............................................................................................................................. 22
Figura 9 - Componentes do Petróleo ............................................................................... 23
Figura 10 - Compostos Nitrogenados .............................................................................. 24
Figura 11 - Exemplos de moléculas de compostos nitrogenados. .............................. 25
Figura 12 - Molécula de Asfalteno .................................................................................... 26
Figura 13 - Média diária de produção pela Bacia Potiguar. ......................................... 36
Figura 14 - Diagrama de fases para um dado petróleo. ............................................... 39
Figura 15 – Diagrama de fases para o óleo, mostrando os possíveis efeitos de
redução de pressão e temperatura no processo de elevação ..................................... 40
Figura 16 – Diagrama de fase mostrando o comportamento de um reservatório de
gás úmido e Gás Seco. ...................................................................................................... 41
Figura 17 - Reservatório de gás retrógrado. ................................................................... 42
Figura 18 - Reservatório de óleo com capa de gás. ...................................................... 44
Figura 19 - Reservatório de gás. ...................................................................................... 44
Figura 20 – Mecanismo de produção por gás em solução. .......................................... 48
Figura 21 – Mecanismo de produção por capa de gás. ................................................ 49
Figura 22 - Mecanismo de produção por influxo de água. ........................................... 50
Figura 23 - Mecanismo de produção combinado. .......................................................... 50
Figura 24 - Fluxograma mostrando o processamento primário de petróleo e gás. .. 53
Figura 25 - Separador Bifásico.......................................................................................... 54
Figura 26 - Separador Trifásico. ....................................................................................... 55
Figura 27 - Separador trifásico horizontal. ...................................................................... 56
Figura 28 – Comparação entre gás associado e não-associado. ............................... 58
Figura 29 - Fluxograma para o condicionamento do gás natural. ............................... 60
Figura 30 - Fluxograma de funcionamento de uma unidade de processamento de
gás natural. ........................................................................................................................... 64
Figura 31 - Fluxograma de Tratamento de água. .......................................................... 66
Figura 32 - Formação de Hidratos. ................................................................................... 69
Lista de Siglas:
API - American Petroleum Institute
GLP - Gás Liquefeito de Petróleo
GNV - Gás Natural Veicular
LGN - Líquido de Gás Natural
TEG - Trietilenoglicol
MEA - Monoetanolamina
UPGN - Unidade de Processamento de Gás Natural
YPF - Yacimientos Petrolíferos Fiscales
PDSVA - Petróleos de Venezuela, S.A
ENARSA - Energia Argentina, S.A
ANP - Agência Nacional de Petróleo ,Gás Natural e Biocombustíveis
ANH - Agência Nacional de hidrocarbonetos
IBGE - Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
QAV - Querosene de aviação
BET - Baixo teor de Enxofre
FCC - Fluid Catalytic Coking (Craqueamento Catalítico Fluido)
CAERN- Companhia de Água e Esgoto do Ri Grande do Norte
RN- Rio Grande do Norte
10
Introdução
O petróleo e o gás natural produzido nos poços costumam-se apresentar
como uma mistura de gás, óleo e sedimentos. Para que o gás natural e o
petróleo sejam transportados e entregues para as refinarias e centros
consumidores de gás natural, é necessário um tratamento primário. As
principais etapas desse tratamento são:
Separação do óleo, água, gás e sedimentos;
Tratamento ou condicionamento do óleo para que possa ser
transferido para as refinarias;
A remoção do enxofre e umidade do gás natural;
Tratamento da água para reinjeção ou descarte (THOMAS, 2004).
O processamento primário corresponde ao processamento
realizado no petróleo e gás natural antes que o mesmo seja enviado
para distribuição, para centros de refino e centros consumidores.
Esse tratamento visa remover água e outros agentes que dificultariam
o transporte e a manutenção das linhas de transporte (GILVAN
JÚNIOR, 2013).
A cadeia upstream do petróleo, etapa que antecedem o transporte e
refino, estabelece cinco segmentos básicos com relação a sua produção, na
qual estes segmentos são: prospecção, perfuração, completação,
reservatórios, elevação e processamento primário (THOMAS, 2004).
O processo se dá por separadores, que podem ser bifásicos ou trifásico,
e podem atuar em série ou em paralelo. Para separar gás/líquido utilizamos
o separador bifásico. No separador trifásico, também ocorre a separação
água/óleo. (THOMAS, 2004). Além dos processos de condicionamento do
gás natural, como a remoção de umidade, enxofre e em alguns casos CO2.
11
Alguns problemas operacionais podem ocorrer nos separadores como:
espuma, obstrução por parafinas, areia, emulsões, arraste. (THOMAS,
2004).
Contudo, existem muitos fatores que influenciam no processamento de
petróleo e gás natural.
2. Objetivos
Pretende-se ao longo da pesquisa alcançar os seguintes objetivos:
Objetivo Geral:
Através de uma revisão bibliográfica estudar sobre o processamento
primário de petróleo e gás.
Objetivos Específicos:
Realizar uma revisão bibliográfica da cadeia produtiva do petróleo &
gás natural.
Estudar os principais tipos de separadores de fase utilizados no
processamento primário, sua importância e seus problemas
operacionais
Analisar o condicionamento e processamento do gás natural e as
formas de tratamento do óleo que antecedem a distribuição.
Estudar o tratamento e destino da água que é produzida juntamente
com o óleo.
12
3 Metodologia
A metodologia aplicada no desenvolvimento do presente trabalho foi a
elaboração de uma pesquisa bibliográfica exploratória, descritiva e explicativa
que aconteceu no período de maio a agosto de 2013, através do
levantamento bibliográfico em livros, teses, dissertações, portal de teses da
Unicamp, base de dados da ANP e diversas outras fontes abordando
aspectos relevantes da cadeia produtiva do petróleo. Dentre os temas
abordados podemos citar a origem do petróleo, o histórico da sua indústria,
constituição química, o comportamento de fases nos reservatório e por fim o
tratamento primário de petróleo.
4 Referencial Teórico
Na presente etapa do trabalho estão condensadas as informações levantadas
através da realização da revisão bibliográfica sendo abordados os seguintes
temas: origem do petróleo, Constituição do petróleo, histórico da indústria do
petróleo, reservatórios e processamento primário de petróleo e gás natural.
4.1 Origem do petróleo
O petróleo constitui-se em uma mistura de hidrocarbonetos, na
maioria das vezes, alifáticos, mas também hidrocarbonetos alicíclicos e
aromáticos. De acordo com sua origem, pode conter um pouco de nitrogênio
(N), oxigênio (O), composto de enxofre (S) e metais pesados, notadamente,
níquel (Ni) e vanádio (V). Existindo uma grande variação das suas
propriedades físico-químicas tanto em função da localização geográfica das
zonas de produção quanto em função do tempo (ROBSON, 2008).
13
A formação do petróleo ainda gera polêmicas, sendo duas as
principais hipóteses: de que o petróleo teria origem orgânica, ou a teoria de
que o petróleo teria origem em matéria inorgânica. A teoria orgânica,
atualmente a mais aceita, diz que o petróleo surgiu a partir da matéria
orgânica obtida a partir de restos animais e vegetais que depositados nos
fundos de lagos e oceano, sob a ação de elevadas temperaturas e pressões
teriam dado origem ao petróleo (ROBSON, 2008).
O petróleo surge a partir do acúmulo de grandes depósitos de matéria
orgânica acumulada em lamas sapropélicas (Black Shales).
Processos de maturação chamado de diagênese conduzem a formação de
uma mistura de hidrocarbonetos denominada querogênio (POMEROL et al.,
2013).
Posteriormente ocorre a catagênese, processo de maturação do
querogênio em hidrocarbonetos que se dá em uma “janela” de profundidade
entre 1.500 e 2.000 m. O início desse processo se dá em temperaturas
próximas a 60º C e acelera até atingir temperaturas na faixa de 135-150ºC.
Sendo a etapa da catagênese responsável pela formação do óleo, todo esse
processo pode ser observado na (POMEROL et al., 2013). Podemos
observar esses processos na Figura 1.
14
Figura 1 – Estágio de Transformação e produção de petróleo
Fonte: THOMAS, 2004
Para temperaturas maiores que 150ºC (correspondente profundidade
de cerca de 4.000m), óleo começa a se degradar. Desse modo nessa
“janela” são encontrados gases secos e no limite da degradação das jazidas
temos formação de reservatórios de CH4 e de carbono sólido. Sendo o
processo de degradação dos hidrocarbonetos costumeiramente denominado
de metagênese. (POMEROL et al., 2013).
Adicionalmente as condições necessárias para a formação do óleo
propriamente dito, também são necessárias a existência de algumas
condições geológicas para que o petróleo, gerado a partir do querogênio,
possa vir a formar uma acumulação (THOMAS, 2004).
A rocha em que o petróleo é gerado é denominada de rocha fonte, ou
geradora. No entanto, é comum que a após a sua formação o petróleo
escape da rocha formadora, ocorrendo a migração primária.
No processo de migração primária, o petróleo eventualmente
alcançará uma rocha reservatório, que se caracteriza por possuir uma boa
15
porosidade, isto é, espaços vazios que possam ser ocupados pelo óleo.
(THOMAS, 2004).
Uma condição necessária para evitar que o petróleo escape das
rochas reservatórios é a presença de uma rocha selante, isso é uma rocha
de baixa permeabilidade capaz de impedir que o petróleo acumulado nas
rochas reservatórios continue o processo de migração. (THOMAS, 2004)
Em geral, as rochas selantes (Figura 2) que permitem a acumulação
de petróleo costumam formar estruturas geológicas que são denominadas
de armadilhas ou trapas. Essas armadilhas podem ser estratigráficas, ou
seja, elas surgiram a partir de variações nos estratos, ou também essas
armadilhas podem ser estruturais, espaços que são resultados de rochas
que sofreram deformações pelas dobras, fraturas ou ambas( e essas
armadilhas podem possuir diferentes origens, características e formações
(Wicander & Monroe, 2009)
Figura 2 - Rochas Selantes
Fonte: THOMAS,2004
16
Os volumes encontrados podem variar de gigantescos a
insignificantes, e isso vai depender de alguns fatores relacionados às rochas
geradoras e reservatórios. (THOMAS, 2004).
17
4.2 Constituição do petróleo
O petróleo possui sua composição formada majoritariamente por
hidrocarbonetos. No entanto outros elementos também estão contidos na
sua formação (FARAH, 2012).
Podemos dividir os constituintes do petróleo em duas partes, onde
temos hidrocarbonetos propriamente ditos, e os não hidrocarbonetos
(asfaltenos, resinas, compostos sulfurados, compostos oxigenados,
compostos nitrogenados e compostos organometálicos) (FARAH, 2012).
Figura 3 - Classificação dos componentes presentes no petróleo.
Fonte: FARAH, 2012.
18
4.2.1 Hidrocarbonetos
São os constituintes principais do petróleo, e são formados somente
por átomos de carbono e hidrogênio.
4.2.1.1 Alcanos ou paraníficos
Sua fórmula geral é CnH2n+2,são substâncias apenas de ligações
simples, ou seja, saturados e podem ser cadeia aberta ou ramificada.
(FARAH, 2012 ).
Figura 4 - Exemplos de moléculas de hidrocarbonetos.
Fonte:THOMAS,2004.
Os hidrocarbonetos acima são originados por um prefixo, que indicará
o número de carbonos e tem sufixo “ano”. Na Figura 4 temos o metano, e
butano, sendo o metano o mais simples hidrocarboneto, formado por apenas
um carbono e quatro hidrogênios com ligações simples.
19
4.2.1.2 Ramificados
Os hidrocarbonetos desse grupo possuem ramificações em um ou
mais átomos de carbono e, também, são denominados de isoparafinas, ou
isoalcanos. Sua fórmula geral é igual dos alcanos normais, ver Figura 5
(THOMAS, 2004).
Figura 5 - Exemplo de Moléculas de hidrocarbonetos ramificados.
Isobutano Isopentano 3-metil-pentano
Fonte: THOMAS, 2004.
20
4.2.1.3 Cicloalcanos ou Naftenos
Sua fórmula geral é CnH2n, podendo conter uma ou mais cadeias
cíclicas, como é mostrado na Figura 6 (FARAH, 2012).
Figura 6 - Exemplo de cicloalcanos ou naftenos.
Ciclopentano Ciclo-hexano
Fonte: FARAH,2012.
A presença de compostos naftênicos no petróleo ocorre em maioria,
nas frações médias, tipo querosenes, gasóleos atmosféricos e gasóleos de
vácuos.
4.2.1.4 Aromáticos
O caráter definidor desse tipo de composto é a presença de um ou
mais anéis benzênicos: uma cadeia cíclica com seis carbonos contendo
ligações duplas e simples. Sua maior ocorrência se dá nas frações pesadas
e residuais, onde podem ser maioria, dependendo do tipo de petróleo, e
podem apresentar estruturas policíclicas na forma de aromáticos-naftênicos,
ver Figura 7 (THOMAS, 2004 ; FARAH, 2012).
21
Figura 7 - Hidrocarbonetos Aromáticos.
Fonte: THOMAS, 2004.
4.2.1.5 Teor de hidrocarbonetos presente no petróleo.
Diversos tipos de petróleo podem ser encontrados ( Figura 8), sendo
sua diversidade decorrente da variação na composição química (FARAH,
2012). Por este motivo foi-se necessário realizar pesquisas com o intuito de
conhecer melhor os constituintes do petróleo, com isso o American
Petroleum Institute (API) diagnosticou vários petróleos diferentes, concluindo
que:
Todos os petróleos possuem basicamente os mesmos
hidrocarbonetos, entretanto diferentes quantidades. (FARAH, 2012).
A quantidade relativa de cada conjunto de hidrocarbonetos presente
varia de petróleo para petróleo. (FARAH, 2012).
Com relação aos não hidrocarbonetos, foram identificados mais de
200 compostos de enxofre (FARAH, 2012).
22
Figura 8 - Tipos de hidrocarbonetos e seus percentuais médios na composição de petróleos.
Fonte: FARAH, 2012.
23
4.2.2 Não-Hidrocarbonetos
O petróleo possui alguns constituintes como: enxofre, nitrogênio, e
metais (THOMAS, 2004). Estes constituintes também podem ser chamados
de impurezas, e estão presentes na faixa de ebulição do petróleo, porém
podem se aglomerar nas frações mais pesadas. Vejamos na Figura 9 os
componentes do petróleo (THOMAS, 2004).
Figura 9 - Componentes do Petróleo
Fonte: FARAH, 2012.
4.2.2.1 Compostos sulfurados:
Um dos elementos presentes no petróleo é o enxofre, sendo
considerado o terceiro elemento mais abundante encontrado. O enxofre
pode ser encontrado no petróleo de várias formas como: sulfetos,
polissufetos, benzotiofenos e derivados, moléculas policíclicas com
nitrogênio e oxigênio, gás sulfídrico, dissulfeto de carbono, sulfeto de
carbonila e enxofre elementar (muito raro) (THOMAS, 2004).
24
E estes compostos estão contidos em todos os tipos de petróleo, e
quanto maior for a densidade do petróleo, maior será seu teor de enxofre.
Estes compostos causam alguns danos como corrosões, contaminações e
são tóxicos (THOMAS, 2004). Dentre estes compostos podemos ressaltar os
compostos oxigenados, os compostos sulfurosos, compostos nitrogenados e
os compostos metálicos.
4.2.2.2 Compostos Nitrogenados
Os compostos nitrogenados (Figura 10) aparecem quase que em sua
totalidade na forma orgânica e são termicamente estáveis. Podem ser
encontrados na formas de peridinas, quinolinas, pirróis, indóis, porifinas e
compostos policíclicos com enxofre, oxigênio e metais (THOMAS, 2004).
De uma forma geral os componentes nitrogenados são responsáveis
pelo envenenamento de catalisadores (FARAH, 2012).
Figura 10 - Compostos Nitrogenados
Fonte: FARAH, 2012.
4.2.2.3 Compostos Oxigenados
São encontrados de uma forma mais ou menos complexa, como
ácidos carboxílicos, fenóis, cresóis, ésteres, amidas, cetonas e benzofuranos
,ver Figura 11 (THOMAS, 2004).
25
São responsáveis pela acidez e coloração (ácidos naftênicos), odor
(fenóis), formação de gomas e corrosividade das frações do petróleo, e
tendem a se concentrar nas frações mais pesadas (THOMAS, 2004).
Figura 11 - Exemplos de moléculas de compostos nitrogenados.
Fonte: FARAH, 2012.
4.2.2.4 Resinas e Asfaltenos
As resinas e os asfaltenos são moléculas grandes ( Figura 12), com
alta relação carbono/hidrogênio e contém enxofre, oxigênio e nitrogênio.
Suas estruturas básicas são bem parecidas, mais existem algumas
diferenças importantes como: os asfaltenos não estão dissolvidos no
petróleo e sim dispersos na forma coloidal, já as resinas são facilmente
solúveis (THOMAS, 2004).
26
Figura 12 - Molécula de Asfalteno
Fonte :CARVALHO, 2012.
4.2.2.5 Compostos metálicos
Podem ser definidos de duas formas: como sais orgânicos dissolvidos
na água emulsionada do petróleo, que podem ser removidos facilmente
através do processo de dessalgação, e a outra forma é de compostos
organo-metálicos complexos, que tendem a se concentrar nas frações mais
pesadas (THOMAS, 2004).
Os metais encontrados no petróleo são: ferro, zinco, cobre, chumbo,
molibdêmio, cobalto, arsênico, manganês, cromo, sódio, níquel e vanádio,
sendo os dois últimos os de maior ocorrência (THOMAS, 2004).
27
4.2.3 Classificações do Petróleo
Como os tipos de petróleo produzidos podem ser diferentes, é
necessária uma avaliação para analisar a viabilidade de refinos desses
diversos tipos de crus. Podendo o óleo obtido ser avaliados de acordo
diferentes critérios, dentre eles podemos citar:
Qualitativos: Produção de QAV,diesel, óleo combustível BTE,
asfaltos, carga para FCC,solventes, insumos petroquímicos;
Quantitativos: Produção de derivados de maior demanda ou maior
valor;
Transporte e Armazenamento: Facilidade de escoamento, acidez
(corrosividade).
4.2.3.1 Avaliação do petróleo
São procedimentos utilizados para obtenção de dados sobre o
petróleo e também sobre as frações que o mesmo pode produzir. Estes
procedimentos são importantes por definirem o valor do óleo como também
por avaliar o potencial produtivo do mesmo. Os resultados obtidos através
desses procedimentos podem ser utilizados para tomadas de decisão a
respeito dos métodos utilizados para refino, transporte, armazenamento e
distribuição do produto final (GUIMARÃES, IÓRIO, BRANDÃO PINTO, 2010
apud FARAH, 2012).
Podemos avaliar no petróleo seu teor de hidrocarbonetos saturados,
de aromáticos, de resinas e de asfaltenos, a acidez e o teor de
contaminantes, a densidade, a viscosidade, a pressão de vapor e o ponto de
fluidez (FARAH, 2012) .
O petróleo possui características físicas e químicas. Sendo suas
características físicas através do: escoamento, armazenamento, densidade,
28
pressão de vapor,viscosidade e ponto de fluidez e as caracetrísticas
químicas :composição química,Hidrocarbonetos ,asfaltenos e
resinas,enxofre,nitrogênio,oxigênio e metais(FARAH, 2012).
4.3 Histórico da Indústria do Petróleo
A presença do petróleo no cotidiano das pessoas precede a era
moderna. Na antiguidade o petróleo e seus derivados tinham várias
utilidades como: calafetação de embarcações, assentamento de tijolos,
pavimentação de estradas, embalsamamento dos mortos, entre outras
utilidades (THOMAS, 2004).
Por volta da metade do século XIX ,os camponeses cavavam poços
manualmente,a fim de obter petróleo em estado natural,e ao refinar esse
petróleo se obtinha querosene.Nesse período havia uma deficiência na
indústria ocidental européia uma tecnologia de perfuração. (YERGIN,1990
apud ARAGÃO, 2005), com a necessidade de iluminantes e lubrificantes, se
originou uma inovação empresarial, onde se extraiam estes produtos do
carvão e de outros hidrocarbonetos (YERGIN,1990 ,apud ARAGÃO, 2005).
George Bissel, no ano de 1853, se detêm a observar uma primitiva
indústria de coleta de óleo que era feita de escumadeiras e trapos. Com isso
ele cria a primeira empresa de petróleo do mundo, a Pennsylvania Rock Oil
Company,tendo em vista o potencial energético e econômico do
produto.Bissel contrata Benjamin Sillemans,que era um professor respeitado
no mundo científico do século XIX, para que fosse feito testes do óleo como
iluminante e lubrificante, e com isso é confirmada a excelência do óleo de
pedra (YERGIN,1990 apud SANTOS,2006).
No ano de 1854, se obteve a patente para o querosene, um óleo
iluminante de boa qualidade, que era extraído do óleo do asfalto, ou de
substâncias similares e posteriormente refinado.Nos EUA e na Europa este
produto teve boa aceitação, e com isso fabricaram um lampião adaptável a
sua queima (YERGIN,1990 apud SANTOS,2006).
29
Diante dos resultados obtidos com o querosene de iluminação havia
uma necessidade de estabelecer uma produção de óleo que fosse
economicamente viável em uma escala significativa, de maneira que seus
preços se mantivessem competitivos frente aos iluminantes daquela época.
(ARAGÃO, 2005).
Em 27 de agosto de 1859, Edwim Drake, mais conhecido como
capitão Drake ,que era encarregado de Bissel e Sillemans ,furou o primeiro
poço de petróleo,com 21 metros de profundidade,nas planícies do estreito
vale Córrego Oil, e isso é o ponto inicial da Indústria Moderna do Petróleo
(YERGIN,1990 apud SANTOS, 2006).
A expansão da indústria petrolífera teve dois aspectos bastante
importantes. O primeiro aspecto é denominado como “regra da captura”, ou
seja, os donos de terra tinham o direito de retirar petróleo sob suas terras
,sendo que os limites territoriais não eram aplicados ao subsolo.O segundo
aspecto foi com relação as oscilações do preço com relação a
superprodução de petróleo,isso gerava uma alteração brusca no valor do
barril, causando enriquecimentos e falências instantâneas. (ARAGÃO,
2005).
No ano de 1860 já existiam pelo menos 15 refinarias em operação.
Havendo procedimentos bem simples e barato, a fim de se transformar o
máximo do óleo bruto em querosene. (ARAGÃO, 2005).
Em 1861, ocorre o primeiro transporte de petróleo americano para
Europa, que ocorre pelo navio Elizabett Watts,com uma carga de 900 mil
barris de querosene,que abasteceu Alemanha,Inglaterra e França.
(ARAGÃO, 2005).
No início do desenvolvimento da indústria de petróleo americana o
transporte de petróleo em terra era realizado por carroceiros, e havendo um
lobby muito grande desse setor que tornava os custos de transporte
elevadíssimos, tornou-se necessário o desenvolvimento de novas formas de
transporte de petróleo. Em decorrência desses fatores foi criado o primeiro
oleoduto de petróleo, construído de madeira (ARAGÃO, 2005).
30
Após dez anos da perfuração do primeiro poço de petróleo, já havia
194 refinarias, atuando nos EUA. (MARTIN, 1990 apud ARAGÃO, 2005).
4.3.1 Um breve histórico da Atividade Petrolífera na America do Sul
No século XX o petróleo torna-se uma parte significativa da matriz
energética, onde temos de um lado a entrada precoce nessa indústria, e do
outro lado a presença do estado via empresas estatais.
Podemos citar algumas importantes empresas que tiveram grande
contribuição para o desenvolvimento da América do Sul, como a Petrobras,
a YPF e a PDSVA, onde cada uma possui seus próprios objetivos e
interesses, e principalmente buscam contribuir para a região (CAMPOS,
2005).
Como sabemos as grandes companhias de petróleo buscam por
reservas, e isso vem ocorrendo desde os anos 90 na América do Sul, onde
tivemos uma maior flexibilidade de monopólios públicos, privatizações e
alguns novos contratos de exploração e produção (CAMPOS, 2005).
Alguns aspectos contribuíram para que houvesse algumas mudanças,
como por exemplo: na Argentina devido a crise de energia, originou-se uma
nova empresa estatal petrolífera, chamada de ENARSA, também podemos
falar sobre a formação de agências reguladoras setoriais, a ANH- Colômbia
e a ANP- Brasil, e também vale lembrar da atuante participação das
empresas estatais. A questão de competição na América do Sul passou a
ser questionada devido a maior integração através da Petrosur e
Petroamerica, e como exemplo disso pode citar os acordos feitos entre a
PETROBRAS e a PDSVA, com o objetivo de mostrar o quanto essa
integração é importante para essas empresas e para a região
(CAMPOS,2005).
31
4.3.2 Desenvolvimento da Indústria de petróleo no Brasil
A história brasileira começa no ano de 1901 quando há um relevante
número de importação de produtos derivados do petróleo, ou seja, houve
uma compra de 64.160 m³ de querosene. Já em 1907 a gasolina começa a
entrar no mercado, abastecendo os primeiros veículos automotores da
época. No ano de 1913 o óleo combustível entra no mercado tornando-se se
um competidor do carvão. Contudo todos os derivados citados
anteriormente, só serão produzidos a partir de 1939, ano este em que o
petróleo brasileiro é descoberto em escala nacional (IBGE,1990 apud
ARAGÃO, 2005)
No Brasil a história do petróleo se principia em meados do século XX,
através do monopólio estatal e com o surgimento da Petrobras, e foi através
da criação desta empresa que a indústria petrolífera se desenvolveu
(ARAGÃO, 2005).
O início do desenvolvimento da indústria de petróleo brasileira se dá
através da Petrobras com uma produção de 170 mil barris por dia,
importados na forma de derivados. Algumas medidas foram tomadas para
que realmente essa empresa pudesse crescer e se desenvolver no setor
petrolífero, medidas estas como: a criação de novas refinarias, formação de
infra-estrutura de abastecimento, avanço na rede de transporte, e
adicionalmente, instalações de terminais em pontos estratégicos do país
(CANELAS, 2007).
Diante os fatos, até os anos de 80, a gasolina era o produto que tinha
uma maior demanda no mercado dos hidrocarbonetos, por isso o país passa
a produzi-lo em grande escala e com isso exportando-o. Já nos dias atuais o
principal derivado do petróleo é o diesel, devido a sua grande importância
como combustível para veículos automotores e também alguns veículos de
grande porte como os caminhões e ônibus (CANELAS, 2007).
Então, a Petrobras resolve optar por expandir suas refinarias por todo
país, gerado assim um maior desenvolvimento, e devido a isso já se observa
32
algumas mudanças nos resultados obtidos, ou seja, no ano em que a
Petrobras surgiu havia uma compra externa de hidrocarbonetos de 98% e
2% de óleo cru, já no ano de 1967 os números mudam, sendo 8% passa a
significar as importações de hidrocarbonetos e 92% o petróleo bruto, e com
isso vale ressaltar que embora houvesse alterado em partes suas
importações, a Petrobras ainda precisava muito do petróleo cru importado
(CANELAS, 2007).
Nos anos 70 o uso de derivados do petróleo dobra. Devido a não
satisfação dos resultados encontrados na exploração em terra, surge uma
possibilidade de exploração offshore, ou seja, exploração em mar.
Entretanto surge alguns riscos e incertezas sobre essa possibilidade de
exploração e produção de petróleo no mar (CANELAS, 2007).
Entretanto a economia mundial petrolífera, e principalmente a
economia brasileira de petróleo sofreram alguns choques. O primeiro choque
brasileiro no setor petrolífero se deu nos anos de 1968-1973,quando o preço
do petróleo sofreu um grande aumento e gerou um déficit na balança
comercial ,causando um abalo drástico não só na economia brasileira, mas
também na economia mundial (CAMPOS, 2005).
O segundo choque aconteceu em 1979, quando ficou bastante claro
que a crise não era temporária, e que se precisava de mudanças, ou melhor,
dizendo ,era necessário que houvesse uma diminuição no uso de derivados
do petróleo e também que se implantassem fontes energéticas alternativas
(CANELAS,2007) e foi desse pensamento que a PETROBRAS criou o
Proálcool (Programa Nacional do Álcool) que tinha como finalidade utilizar o
álcool carburante como um combustível automotivo (DIAS LEITE, 1998 apud
CANELAS,2007).
Depois desses dois choques brasileiros de petróleo, a Petrobras
visava expandir cada vez mais suas reservas descobertas de óleo, por esse
motivo investiu em novas tecnologias e em equipamentos avançados que
favorecesse ainda mais a sua exploração e produção de hidrocarbonetos
(CAMPOS, 2005).
33
4.3.3 Um breve desempenho no setor do petróleo nos anos de 2003-
2012
A Petrobras é a maior empresa brasileira que vem investindo no setor
petrolífero, no que diz respeito à exploração e produção de petróleo nos
setores de terra e mar, sendo que a exploração em mar alcançou destaque
por ser um dos fatores que mais contribuíram para redução da dependência
brasileira em relação à oferta externa do petróleo e por terem sido realizadas
grandes descobertas de reservas.
No gráfico abaixo pode-se observar claramente a evolução das
reservas provadas de petróleo no período de 2003-2012. Onde temos que
no ano de 2003 havia reservas comprovada de 10,6 bilhões de barris
,número esse que só faz crescer atingindo um valor de 15.3 bilhões no ano
de 2012. Outro aspecto bastante notável e até retratado em linhas anteriores
é como as reservas marítimas se desenvolveram e se destacou pelo fato de
ser em mar onde são encontradas as maiores reservas (BRASIL, 2013).
Gráfico 1 - Evolução das reservas Provadas no Brasil
Fonte: (ANP, 2013)
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
2003200420052006200720082009201020112012
Milh
õe
s d
e B
arri
s
Evolução das Reservas Provadas no Brasil
Total
Terrestres
Maritimas
34
Segundo a ANP (Agência Nacional de Petróleo e Gás) a Petrobras
lidera a produção de petróleo e gás no Brasil por uma ampla margem,
seguida pela Chevron Frade e Shell Brasil (conforme a Tabela 1). As
produções de petróleo e gás natural podem ser encontradas na Tabela 1.
Tabela 1 - Produção de Petróleo e gás natural por operador
Concessionário Petróleo (Barris) Produção de Gás Natural (mil m³)
Total 768.470.812,4 24.073.723,7
Petrobras 704.718.029,1 21.896.994,3
Chevron Frade 13.499.275,5 160.657,8
Shell Brasil 13.209.859,0 174.287,4
Statoil Brasil 5.739.737,2 11.175,1
Frade Japão 4.764.143,2 56.699,1
BG Brasil 4.482.694,5 179.164,9
Sinochem Petróleo 3.808.785,8 7.225,3
Shell 3.342.293,5 35.559,6
ONGC Campos 3.206.531,5 34.922,5
Repsol 3.177.829,8 58.527,9 Fonte: BRASIL, 2013.
4.3.4 Um pouco da história dos hidrocarbonetos no RN
A história do surgimento do petróleo no Rio Grande do Norte se dá
por inúmeros relatos que indicam a existência de petróleo naquelas terras.
Um desses relatos consistia no fato dos moradores de Vila Caraúbas
retirarem de um açude da região uma lama negra que era usada para
alimentar os lampiões daquela localidade. Apesar desse fato não havia
nenhuma informação definitiva a respeito da existência de reservas
relevantes de hidrocarbonetos, embora o querosene já fosse bastante
utilizado entre eles. (RODRIGUES NETO, 2007).
Com base nos relatos, decidiu-se pela realização de pesquisas
preliminares que confirmassem a possibilidade da existência de petróleo nos
limites entre Ceará e Rio Grande do Norte. Sendo os resultados dos estudos
preliminares promissores, o renomado geólogo Luciano Jacques de Morais,
35
lidera estudos posteriores para obtenção de resultados concretos a respeito
da ocorrência de petróleo em terras potiguares ( RODRIGUES NETO, 2007).
Outros geólogos também começaram a pesquisar, contribuindo assim
para essa descoberta. Foram realizadas diversas pesquisas sobre água
potável e o petróleo, e cada vez mais se aumentando a probabilidade de
encontrar petróleo na região situada entre a foz do Rio do Jaguaribe (Ceará)
e a cidade de Touros no RN. O conselho Nacional de Petróleo também da
sua contribuição, no sentido de desenvolver estudos geofísicos, facilitando
assim a descoberta do petróleo, e isso se dá no ano de 1956 quando é
perfurado o primeiro poço de petróleo, situado em Gangorra no município de
Grossos (RN). Depois disso foram perfurados mais poços, com a finalidade
de se encontrar quantidades maiores de hidrocarbonetos naquela região
(RODRIGUES NETO, 2007).
Devido aos resultados obtidos, a Petrobras resolve aumentar os
investimentos na região, passando a inserir uma sonda, com a finalidade de
se perfurar um poço na região de Panela do Amaro (RODRIGUES NETO ,
2007).
Devido aos resultados obtidos, a Petrobras resolve aumentar os
investimentos na região, no campo de Ubarana, onde se constatou um
acúmulo de petróleo bastante significativo (RODRIGUES NETO, 2007).
Outro evento de destaque foi quando a Companhia de Água e Esgoto
do Rio Grande do Norte (CAERN) ao perfurar poços para obtenção de água,
percebe que nas torneiras surgia juntamente óleo com água (RODRIGUES
NETO, 2007).
Com a Petrobras investindo no setor petrolífero no RN, surge então
operações de exploração, perfuração e produção de petróleo, a fim de
alterar toda a estrutura da economia do estado, surgindo assim uma nova
industrialização no Rio Grande do Norte (RODRIGUES NETO, 2007).
Posteriormente com um número já significativo de pesquisas e
estudos realizados, concluiu-se que realmente havia uma grande
probabilidade de existir petróleo de boa qualidade e de produção viável
36
economicamente naquela região. Em decorrência desses aspectos, novos
municípios seriam explorados, como: Areia Branca, Alto do Rodrigues,
Ipanguassu, Apodi, Governador Dix-Sept Rosado, Caraúbas, Upanema,
Assú, Carnaubais, Porto do Mangue, Serra do Mel, Macau, Felipe Guerra e
Guamaré, desenvolvendo a produção de petróleo. Contudo, vale salientar
que de todos os poços já perfurados e em desenvolvimento no Rio Grande
do Norte, o que recebe maior destaque é o de Canto do Amaro, considerado
o maior campo terrestre de petróleo do Brasil, e devido a essa relevância
que a Petrobras resolveu investir cada vez mais nas terras potiguares que se
tornou a segunda maior bacia de petróleo do Brasil (RODRIGUES NETO,
2007).
Com a descoberta de novas jazidas de petróleo houve um grande
desenvolvimento na produção de petróleo e gás. Pode-se analisar o gráfico
abaixo que se refere ao ano de 1976 (ano em que se iniciou a produção de
petróleo no RN) até o ano de 2000:
Figura 13 - Média diária de produção pela Bacia Potiguar.
Fonte: Petrobras (2004) apud RODRIGUES NETO, 2007.
No período de 1976 ao ano de 1989 a produção de petróleo no Rio
Grande do Norte apresentou um crescimento. No ano de 1990 a 1995 os
37
valores começaram a oscilar, ou seja, crescer e decrescer, tendo uma
produção em média de 100 mil barris por dia.Todos esses valores de
produção foram considerados bastante relevantes por se tratar de
exploração terrestre. (RODRIGUES NETO, 2007).
Desta forma toda a economia potiguar foi transformada, pois as
atividades no setor petrolífero passaram a agregar outras atividades ligadas
ao setor petroquímico (RODRIGUES NETO, 2007).
Gráfico 2 - Produção de petróleo no Rio Grande do Norte de 2002 a 2011
Fonte: ANP (Agência Nacional do Petróleo), 2013.
A queda de produção indica que provavelmente os reservatórios do
RN estão se tornando campos maduros, ou seja, devido a exploração
ocorreram reduções das pressões de reservatório. Este fato indica que
provavelmente haverá uma necessidade nos anos futuros da ampliação do
uso de técnicas de recuperação secundárias e do aumento da importância
dos processos de processamento primário de petróleo.
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
Pro
du
ção
em
milh
are
s d
e
bar
ris/
ano
s
Produção de Petróleo no RN
Terrestres
Maritimas
Total
38
4.4 Reservatórios
É através da Engenharia de Reservatório que os fluídos são
deslocados do interior das rochas, até a superfície (THOMAS, 2004).
4.4.1 Rochas Reservatórios
As rochas reservatórios podem possuir uma composição clástica ou
de carbonatos, sendo assim, as de composição clástica são compostas de
silicatos, usualmente arenito, já as de carbonatos são de detritos
biologicamente derivados, como pedaços de corais ou conchas.Existindo
alguns aspectos importantes que diferenciam os dois tipos de rochas que
irão influenciar na qualidade do reservatório e a sua relação com fluídos que
através dele fluem (JAHN et al ,2012).
4.4.2 Tipos de Reservatórios
Os tipos de reservatórios podem variar de acordo com as diferentes
composições das misturas, e também com as diferentes condições de
temperatura e pressão, com isso existe três tipos de reservatórios:
reservatório de líquido ( ou de óleo), reservatório de gás e reservatórios que
possuem as duas fases em equilíbrio (THOMAS, 2004).
39
Figura 14 - Diagrama de fases para um dado petróleo.
Fonte: ROSA, 2006.
Na Figura 14, se as condições se encontra no ponto R1 indica um
reservatório de óleo, já no ponto R2 temos um reservatório de gás.
4.4.2.1 Reservatório de Óleo
Dependendo do seu posicionamento em que se encontra no diagrama
de fases, uma mistura líquida pode receber o nome de óleo saturado ou óleo
subsaturado. Quando o ponto representativo da mistura se encontrar em
cima da curva dos pontos de bolha, então o óleo é saturado em gás ou
simplesmente saturado. Podemos observar a Figura 15, o ponto 1.Nessas
condições, qualquer redução de pressão ,por menor que seja acarretará
vaporização de alguns componentes da mistura (ROSA, et al 2006).
Já se a mistura se encontrar nas condições representadas pelo ponto
R, por exemplo o óleo se diz subsaturado (ROSA, et al 2006).
Ao iniciar a produção, o fluído que é produzido e o que permanece na
formação, ambos sofrem alterações devido ás mudanças das condições ás
quais estão submetidos (THOMAS, 2004).
40
Figura 15 – Diagrama de fases para o óleo, mostrando os possíveis efeitos de redução de pressão e temperatura no processo de elevação
Fonte: ROSA, 2006.
De acordo com a Figura 15 curva RS apresenta a transição do fluído,
onde o ponto R representa as condições iniciais, e o ponto S, as condições
da superfície. No exemplo da Figura 15 , aproximadamente 60% dos
hidrocarbonetos estarão na fase líquida na superfície e os 40% restantes
estarão na fase gasosa (THOMAS, 2004).
Podemos determinar o comportamento do fluído, através de uma linha
vertical que corresponde á temperatura do reservatório. Sua pressão sofrerá
um decaimento a uma taxa constante até as condições de abandono,
quando ocorre a interrupção da produção (ROSA, et al 2006).
4.4.2.2 Reservatório de Gás
Denominamos como reservatórios de gás, a jazida de petróleo que
contém uma mistura de hidrocarnonetos que se encontra no estado gasoso,
nas condições de reservatório (ROSA, et al 2006).
O ponto que corresponde às condições de pressão e temperatura, no
diagrama de fases, se localiza na região das misturas gasosas, ou seja, à
direita da curva dos pontos de orvalho (THOMAS, 2004).
41
Os reservtórios de gás podem ser classificados em: reservatórios de
gás úmido, reservatório de gás seco e reservatório de gás retrógrado,e estas
classificações, vão depender do comportamento do fluído quando sujeito à
diminuição depressão dentro do próprio reservatório e também do tipo de
fluído obtido resultante nos equipamentos de superfície (ROSA , et al 2006).
4.4.2.3. Reservatório de Gás Úmido e Reservatório de Gás Seco
Quando a mistura passa por um processo de separação e produz
uma certa quantidade de líquido, denominamos como reservatório de gás
úmido, e se a quatidade for desprezível, a jazida se chamará reservatório de
gás seco, tais processos podem ser vistos na Figura 16 (ROSA, et al. 2006).
A sua classificação não depende apenas da composição original da
mistura,mas adicionalmente também dos processos de separação, pois um
mesmo gás pode ser úmido para uma determinada condição de separação e
considerando gás seco para outras condições de separação (THOMAS,
2004).
Figura 16 – Diagrama de fase mostrando o comportamento de um reservatório de gás úmido e Gás Seco.
42
4.4.2.4 Reservatório de Gás retrógrado
Podemos dizer que o reservatório de gás retrógrado recebe esta
denominação pelo fato de ocorrer em reservatóros de gás, cuja temperatura
situa-se entre a temperatura crítica da mistura e a cricondenterma,que é
linha tangente a curva e perpendicular ao eixo de temperatura (ROSA et al.
2006).
Figura 17 - Reservatório de gás retrógrado.
ROSA et al., 2006
A Figura 17 representa um diagrama de fases de uma mistura em que
pode ocorrer este fenômeno. A figura mostra que nas condições iniciais a
temperatura do reservatório se encontra na condição citada, de tal modo a
temperatura do reservatório está se encontrará entre a temperatura crítica é
a cricondenterma (ROSA et al., 2006).
Sendo assim podemos dizer que o fenômmeno retrógrado acontece
da seguinte forma: na medida que o fluído é produzido, a pressão no interior
do reservatório vai se reduzindo, a medida que a temperatura permanece
constante. A mistura continua no estado gasoso até o instante emq eu a
pressão atinge um determinado valor, daí passa a acontecer um processo
de condensação (ROSA, et al. 2006).
43
Ao prosseguir com a produção, a pressão continua sofrendo redução
e com isso o gás que havia se condensado retorna ao seu estado gasoso.
Se o processo de redução no reservatório continua ocorrendo,
eventualmente todo o gás liquefeito voltará ao seu estado inicial. (THOMAS,
2006).
O ponto singular desse comportamento, reside no fato de uma
redução de pressão causar uma condensação de um gás quando o
esperado é que reduções de pressão acarrete uma vaporização dos
(THOMAS, 2004).
3.4.3 Reservatório de Óleo e Gás
Dizemos que um reservatório recebe o nome de óleo e gás, quando
as acumulações de petróleo podem ocorrer de uma forma mista, ou seja,
uma parte da mistura de hidrocarbonetos se encontra na fase líquida e o
restante na fase gasosa. Estas duas fases de início se encontram em
equilíbrio . O ponto que define as condições da mistura se encontra dentro
da região de duas fases. Com isso podemos dizer que a jazida pode ser
classificada como reservatório de gás ou reservatório de óleo, o que vai
interferir é a fase predominante .Já que o gás é muito menos denso que o
líquido, existe voluntariamente uma separação e organização desses fluídos.
O gás se acomodará na parte sueprior da formação, já o líquido ocupará a
parte inferior (ROSA, et al. 2006).
Embora se tenha um enorme volume de hidrocarbonetos na fase gasosa,
então a jazida é classificada como reservatório de óleo com capa de gás, se
o benefício econômico for o óleo. O reservatório de óleo recebe esse
complemento de capa de gás devido o volume de gás na capa ser realmente
em grandes proporções ,isso pode ser visto na Figura 18(ROSA, et al.
2006).
44
Se a quantidade de gás for muito maior que a de líquido, (figura Figura 19) e
o interesse econômico principal for o gás, daí este reservatório não poderá
ser denominado como reservatório de óleo , e sim de gás (ROSA et al.,
2006).
Figura 18 - Reservatório de óleo com capa de gás.
Fonte: ROSA, 2006.
Figura 19 - Reservatório de gás.
Fonte: ROSA, 2006.
45
3.4.4 Fluídos Produzidos
O que se espera de um reservatório de óleo é que ele produza óleo ,
juntamente com gás natural e água. Com isso podemos dizer que um
reservatório característico apresenta uma vazão de produção de óleo, gás e
água (THOMAS, 2004).
3.4.4.1 Produção de Óleo
Apesar de o petróleo ser totalmente composto de hidrocarbonetos que
pode sofrer alterações no seu estado de agregação de acordo com a
temperatura e a pressão, costuma-se classificar como óleo a parte dos
hidrocarbonetos que continua no estado líquido quando a mistura é elevada
até a superfície (THOMAS, 2004).
Embora a mistura de hidrocarbonetos nas condições de reservatórios
estivesse toda no estado gasoso, mesmo assim é possível obter líquido nas
condições de superfície, e esse líquido obtido através do gás natural é mais
conhecido como LGN (Líquido Gás Natural) (THOMAS, 2004).
3.4.4.2 Produção de Gás
A produção do gás deriva de três partes. A primeira parte surge dos
hidrocarbonetos que, em condições de temperatura e pressão do
reservatório, encontram-se no estado gasoso e tem o nome de gás livre. Na
segunda parte, temos o gás que sai de solução do óleo, ou seja, são
hidrocarbonetos que dissolvem–se no óleo nas condições do reservatório e
se vaporizam quando a mistura é levada para as cndições de superfície. Na
terceira parte temos o gás que se encontra dissolvido na água nas
46
condições do reservatório, onde normalmente essa parte é desprezada,não
entrando nos cálculos da produção (THOMAS, 2004).
3.4.4.3 Produção de Água
A produção de água é bastante comum, juntamente, com os
hidrocarbonetos (THOMAS, 2004).
Embora a água esteja presente nos reservatórios, nem sempre a sua
quantidade, expressa pela sua saturação, será suficiente para que ela se
desloque (THOMAS, 2004).
Há uma saturação mínima de água a partir da qual ela se torna móvel,
e esta saturação depende da rocha e dos fluídos nela contidos. Quando a
saturação de água for igual a esse valor mínimo, não existirá fluxo, e sendo
assim não haverá produção de água dessa rocha.
É necessário separar a água produzida com o petróleo,pois, além de
não apresentar valor econômico, a água apresenta sais em sua composição,
tais como cloretos, sulfatos e carbonatos de sódio, cálcio, bário e magnésio,
dentre outras espécies químicas, que podem provocar a corrosão e a
formação de depósitos inorgânicos nas instalações de produção, transporte
e refino (PETROBRAS, 2007).
4.5 Mecanismos de Produção de Reservatórios
Os fluídos existente em uma rocha reservatório devem dispor de uma
certa quantidade de energia para que possam ser produzidos, energia essa
que recebe o nome de energia natural ou primária, e resulta de todas as
situações e condições pelas quais a jazida passou até se formar
completamente (ROSA et al 2006).
47
No entanto para vencer toda esta resistência ocorrida pelos canais
porosos e se deslocar para os poços de produção é preciso que os fluídos
estejam submetidos a uma certa pressão (QUEIROZ, 2006).
A produção de maneira geral, ocorre devido a dois efeitos principais:
Descompressão: Ocasiona a expansão dos fluídos existentes no
reservatório e contração do volume poroso;
Quando há um deslocamento de um fluído por outro (Ex: invasão da
zona de óleo por um aquífero ).
Portanto, mecanismos de produção de reservatório é o conjunto de
fatores que desencadeiam os efeitos da produção de fluídos. Sendo eles:
Mecanismo de gás em solução;
Mecanismo de capa de gás;
Mecanismo de influxo;
Segregação gravitacional;
Mecanismo Combinado.
48
4.5.1 Mecanismo de Gás em solução:
Estabelecemos como a principal fonte de pressão a liberação e
expansão do gás parao óleo conforme a pressão é reduzida (QUEIROZ,
2006).
Figura 20 – Mecanismo de produção por gás em solução.
Fonte: Allen e Robert, 1997 apud QUEIROZ, 2006.
De acordo com a Figura 20 , a medida que o óleo vai sendo produzido
sua pressão interna do reservatório se reduz e como consequência os
fluídos que lá estão se expandem, por isso produção ocorre por não existir
espaço necessário para comportar o volume atual do fluído (ROSA, 2006).
4.5.2 Mecanismo de Capa da Gás
Estabelecemos como principal fonte de pressão a liberação e
expansão do gás para o óleo conforme a pressão é reduzida (QUEIROZ,
2006).
Seu funcionamento acontece da seguinte maneira: a zona de óleo é
disposta em produção, ocasionando uma redução na pressão devido á
retirada do fluído, e essa queda de pressão se transmite para a capa de gás
, que se expande entrando gradativamente na zona de óleo. Então o gás
passa a preencher os espaços que antes eram preenchidos por óleo. Da
maneira que o gás tem uma compressibilidade muito alta, a sua expansão
acontece sem haver queda imprescindível da pressão (QUEIROZ, 2006).
A Figura 21 mostra a posição capa de gás no reservatório :
49
Figura 21 – Mecanismo de produção por capa de gás.
Fonte :Allen e Robert, 1997 apud QUEIROZ, 2006.
4.5.3 Mecanismo de influxo de Água
Esse mecanismo ocorre quando a formação portadora de
hidrocarbonetos, óleo e gás,estiver em contato direto com uma grande
concentração de água, na qual denominamos essa concentração de água de
aquífero (QUEIROZ, 2006).
Então seu funcionamento ocorre quando há uma redução da pressão
do reservatório, que acontece pela produção de hidrocarbonetos, assim
haverá uma expansão de água nele existente e uma redução de seu volume
poroso. Como consequência, o espaço poroso do aquífero não é mais capaz
para suportar toda á água nele contida inicialmente. Sendo assim haverá
uma invasão da zona de óleo pelo volume de água que restou. Apesar de
manter a pressão elevada na zona de óleo, esse influxo de água irá mover o
óleo para os poços de produção, todo esse mecanismo pode ser visto
através da Figura 22 (QUEIROZ, 2006).
50
Figura 22 - Mecanismo de produção por influxo de água.
Fonte :Allen e Robert, 1997 apud QUEIROZ, 2006.
4.5.4 Mecanismo Combinado
Um reservatório de petróleo suporta mais de um mecanismo de
produção, por isso se diz que a produção é o resultado de mescanismo
combindo, por poder acontecer pelos três meios anteriormente mencionados
(QUEIROZ, 2006).
Assim um reservatório, onde seu mecanismo proporciona um boa
manuntenção de pressão, em um certo tempo da vida produtiva pode-se ter
uma pressão reduzida para valores inferiores à sua pressão de saturação,
ocasionando o aquecimento de gás livre na zona do óleo, como pode ser
visto na Figura 23 (QUEIROZ, 2006).
Figura 23 - Mecanismo de produção combinado.
Fonte: Allen e Robert, 1997 apud QUEIROZ, 2006.
51
4.5.5 Segregação Gravitacional
O efeito da gravidade é responsável por melhorar o desempenho dos
mecanismos de produção, é ela que faz com que aconteça a segregação de
fluídos, ou seja, os fluídos tendem á se organizar dentro do reservatório de
acordo com as respectivas densidades (QUEIROZ, 2006).
No mecanismo de gás em solução,o principal problema é que o gás,
ao invés de se expandir dentro do reservatório deslocando o óleo para fora
do meio poroso, é produzido juntamente com óleo (THOMAS, 2004).
Contudo, com a atuação da gravidade sobre os fluídos, uma grande
parte do gás que sai de solução se desloca para parte mais alta da estrutura,
causando o aparecimento do que se designou chamar de capa de gás
secundária (QUEIROZ, 2006).
A gravidade também pode ajudar um reservatório sujeito a um influxo
de água derivado de um aquífero da seguinte maneira: a diferença de
densidade entre o óleo e a água faz com que essa,apesar de estar se
deslocado de baixo para cima de uma forma geral, que fique sempre atrás
(abaixo) do óleo, sem ulrapassá-lo na deslocação dos poços produtores
(QUEIROZ, 2006).
4.6 Processamento Primário de Petróleo e Gás
Devido a sua origem, é comum que durante a vida produtiva de um
campo de petróleo ocorra simultaneamente a produção conjunta de água,
gás, óleo e sedimentos. Tendo em vista que o interesse econômico visa
apenas a produção de hidrocarbonetos (óleo e gás), é necessário que os
campos marítimos ou terrestre, utilizem instalações destinadas a efetuar,
sob condições controladas, o processamento primário dos fluídos. Sendo
necessários principalmente os seguintes processos:
52
Separação do óleo, do gás e da água com as impurezas em
suspensão;
Tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos para que
possam ser transferidos para as refinarias onde é efetuado o
processamento propriamente dito;
O tratamento da água para reinjeção ou descarte. (THOMAS, 2004)
Uma planta de processamento primário pode ser simples ou
complexa, tais aspectos vão depender do tipo de fluídos produzidos e da sua
viabilidade econômica. As plantas mais simples efetuam apenas a
separação gás/óleo/água, entretanto 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).
Normalmente, no início do processo utiliza-se separadores bifásicos
e/ou trifásicos (NUNES, 1990 apud SILVEIRA, 2006), em série
,responsáveis pela separação das fases líquidas e gasosa, e com isso a
água/óleo/gás terão os seguintes destinos (SILVEIRA, 2006):
A fase gasosa juntamente com a líquida (óleo+água) é encaminhada
para UPGN (Unidade de Processamento de Gás Natural), depois de
passar por torres de absorção e/ou adsorção para retirada de fase
líquida (desidratação) e de gases ácidos (dessulfurização). Na maioria
dos casos, a corrente de gás pode ser queimada devida á
inviabilidade econômica do tratamento da mesma; (SILVEIRA, 2006).
A fase oleosa com água passa por tratadores eletrostáticos para a
retirada de água e outros compostos químicos (enxofre, sais);
(SILVEIRA, 2006).
A fase aquosa juntamente com óleo passa por um tratamento de
água, onde ela possa ser reinjetada nos poços ou descartada no mar
;(SILVEIRA, 2006).
53
Normalmente, as correntes líquidas também carregam certa
quantidade de gás, principalmente associado ao óleo (SILVEIRA, 2006).
Através da figura abaixo, podemos analisar as principais etapas do
processamento primário de petróleo. Ao terminar o processamento primário,
têm-se os fluxos separados de óleo e gás, e a água produzida sendo
descartada (SIQUEIRA, 2012).
Figura 24 - Fluxograma mostrando o processamento primário de petróleo e gás.
Fonte: Brasil et AL. (2001) apud SIQUEIRA, 2012.
4.6.1.1 Separação do Gás Natural
Primeiramente os fluídos produzidos passam por separadores que
podem ser bifásicos ou trifásicos, e podem atuar em série ou em paralelo.
Para o separador bifásico temos a separação gás/líquido, e no separador
trifásico ocorre adicionalmente a separação água/óleo (THOMAS, 2004).
Os vasos produtores podem ser fabricados de formas verticais e horizontais.
Os separadores horizontais geralmente são mais eficientes, e são utilizados,
preferencialmente, em sistemas que apresentem espumas e altas razões
54
gás/óleo. Suas desvantagens relacionam ao manuseio dos sólidos
produzidos (uma geometria vertical dos vasos facilita a remoção e à menor
capacidade de absorver grandes golfadas, ou seja, variações de fluxo
(SIQUEIRA, 2012).
Na figura abaixo será mostrado um separador bifásico:
Figura 25 - Separador Bifásico
Fonte:THOMAS, 2004.
Os separadores trifásicos são equipamentos de grandes dimensões e
longo tempo de residência, possuindo vários internos que possibilitem uma
boa separação das fases em seu interior. Eles visam efetuar a separação
das fases aquosa, oleosa e gasosa, mantendo dentro de limites toleráveis
(SILVEIRA, 2006):
a quantidade de líquido arrastado no gás
a quantidade de água arrastada no óleo e
a quantidade de óleo arrastado na água (SILVEIRA, 2006).
Esses tipos de separadores são parecidos com os 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
(THOMAS, 2004).
Na Figura 26 temos um separador trifásico, onde um condutor de líquido é
necessário para não perturbar a interface óleo/água; e um condutor de gás,
55
ou chaminé, é necessário para equalizar a pressão de gás entre a seção de
coleta inferior de líquido e a seção superior de decantação (THOMAS, 2004).
Figura 26 - Separador Trifásico.
Fonte: THOMAS, 2004.
Um separador característico constitui-se de quatro seções distintas:
Seção de separação primária: O fluído que possui uma
velocidade considerável ao entrar no separador choca-se com
os defletores posicionados na parte superior do vaso, fazendo
com que o gás associado desprenda-se, devido à mudança
brusca de velocidade, a força da gravidade também interfere
fazendo com que as gotículas líquidas que são mais pesadas
se soltem da corrente de gás e se acumulem na seção de
acumulação de líquidos (JUSTINO, 2010).
Seção de separação Secundária: Denominamos como seção
secundária a parte superior do vaso onde o espaço permite a
56
circulação da corrente gasosa, o que faz com que as gotículas
maiores que ainda estão presentes se desprendem por ação
da gravidade durante o tempo de permanência do fluído dentro
do vaso colocar as referências.
Seção de acumulação de Líquido: É onde acontece a
separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do líquido
após a separação primária (THOMAS, 2004).
Seção de Aglutinação: Ocorre quando as gotículas de líquido
são arrastadas pela corrente de gás, não separadas nas
seções anteriores, são aglutinadas em meios porosos e
recuperadas (THOMAS, 2004).
Na Figura 27 observar-se um separador trifásico horizontal, onde
temos as seções abordadas anteriormente:
Figura 27 - Separador trifásico horizontal.
Fonte:WWW.ibec.org.br apud JUSTINO, 2010.
57
4.6.1.2 Principais Problemas Operacionais
Embora a separação de fluídos seja um processo relativamente
simples, alguns problemas podem dificultar a separação gás/líquido e
óleo/água. Problemas como: formação de espumas, produção de areia,
parafinas, arraste. A formação de espumas acontece quando o gás de
menor densidade tende a separar-se com facilidade, porém a presença de
impurezas presentes no líquido poderá possibilitar o maior arraste de gotas,
gerando as espumas e esse problema pode causar danos aos
compressores. A produção de areia acontece quando a areia que vem com o
líquido, passa a causar erosão das válvulas e obstrução dos internos
acumulando-se no fundo do separador, de onde é removida pelos drenos, e
a melhor solução para tal problema é evitar a sua produção. Outro problema
que também pode ocorrer é a presença de parafinas, onde as mesmas
cristalizam-se e são arrastadas pelo fluído até que, ao chegar aos vasos
separadores, onde as velocidades são reduzidas, acabam depositando-se e
obstruindo o equipamento e as linhas de transferência (PETROBRAS, 2007).
4.6.1.3 Tratamento e Processamento do Gás Natural
O gás que é encontrado nos separadores é formado de uma mistura
de hidrocarbonetos leves, onde sua 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 de água
(BRASIL et al. 2011).
Podemos encontrar gás na natureza associado ou não ao petróleo.
Na Figura 28 podemos analisar uma representação esquemática de um gás
associado (é todo gás oriundo de um reservatório produtor de óleo ou em
estado livre formando a capa de gás), e também o gás não-associado (é
todo gás que provem de um reservatório produtor de gás, onde pequenas
quantidades de óleo podem ocorrer) (PETROBRAS, 2007).
58
Figura 28 – Comparação entre gás associado e não-associado.
Fonte:PETROBRAS, 2007.
O gás natural é prioritariamente consumido nas instalações de
produção, para elevação artificial (gas lift) e para a recuperação secundária
(injeção em poços) ou ainda na geração de energia, nos turbo geradores ou
como combustível em fornos e caldeiras (PETROBRAS, 2007).
Quando comercializado, seu uso predominantemente é como
combustível (gás liquefeito de petróleo - GLP de uso doméstico, líquido de
gás natural - LGN de uso industrial ou gás natural veicular - GNV). Enquanto
o GNV é composto basicamente por metano e algo de etano, o GLP é
composto por propano e butano e o LGN é a porção condensável do gás, ou
a gasolina natural (C5+). O gás ainda pode ser destinado às petroquímicas,
como matéria prima ou à siderurgia, como redutor (PETROBRAS, 2007).
4.6.1.4 Condicionamento
O condicionamento do gás Natural tem como finalidade remover
compostos e materiais, que podem mudar suas características e danificar os
equipamentos utilizados no seu aproveitamento. A remoção destes
compostos visa garantir as condições de qualidade mínimas do gás com
vistas a realizar sua transferência de forma eficiente e segura, das áreas de
produção até os centros processadores, evitando problemas como formação
59
de hidratos, corrosão, ação de compostos agressivos, acidentes na
manipulação, por exemplo. Condicionamento de gás natural é um termo
genérico que abrange vários processos unitários (físicos, químicos e
mecânicos) pertencentes a um sistema global de tratamento primário da
produção de óleo e gás. Alguns processos utilizados no condicionamento de
gás natural são descritos abaixo, sendo eles: (PETROBRAS, 2007).
Separação de óleo e gás ;
Filtração de gás ;
Dessulfurização;
Desidratação;
Compressão;
Injeção de inibidor de hidrato.
Alguns gases ácidos existentes em vários campos de produção,
quando presentes em teores elevados, envolvem a qualidade do gás a ponto
de inviabilizar o seu transporte e utilização pelos consumidores
(PETROBRAS, 2007).
O aparecimento de resíduos sólidos em altos teores pode
comprometer a integridade física do sistema de transporte de gás, (o qual é
composto basicamente por gasodutos) a partir de fenômenos do tipo erosão
e corrosão (PETROBRAS, 2007).
Depois da etapa de separação a corrente gasosa entra na etapa de
depuração e filtração, que tem como objetivo remover as gotículas de óleo
de pequeno tamanho. O gás depurado e filtrado se dirige ao módulo de
dessulfurização de gás, quando necessário (PETROBRAS, 2007).
Após ser dessulfurizado o gás natural é comprimido e segue para o
módulo de desidratação de gás. Esta unidade tem como intuito identificar o
gás, tratando-o segundo o teor de umidade definido pelo projeto, para
garantia do escoamento eficiente até a unidade de processamento, sem a
presença de hidratos e com a qualidade necessária. Os principais
compostos a serem removidos pelas etapas de condicionamento do gás
60
natural ou reduzidos a determinados teores estabelecidos por normas ou
padrões são:
Água;
Compostos sulfurados (H2S, CS2, COS, etc);
Dióxido de carbono (CO2);
Sólidos (areia, óxidos de ferro, produtos de corrosão);
Líquidos (condensado de gás, produtos químicos) (PETROBRAS,
2007).
No esquema abaixo é apresentado um diagrama com as etapas do
condicionamento do gás natural:
Figura 29 - Fluxograma para o condicionamento do gás natural.
Fonte: PETROBRAS, 2007.
4.6.1.5 Desidratação
A desidratação do gás natural consiste em separar o vapor d’água
existente em equilíbrio com o gás para garantir o escoamento e o
61
processamento do mesmo, sem o risco da ocorrência de formação de
hidratos ou de provocar corrosão nos equipamentos e tubulações
(PETROBRAS, 2007).
O gás natural origina-se de qualquer formação e é encontrado sempre
saturado com vapor d’água e à medida que se aproxima da superfície dentro
da linha de produção do poço, começa a ocorrer a separação de água livre,
devido às mudanças das condições termodinâmicas e estas condições
podem conduzir à formação dos hidratos, pode acarretar obstruções parciais
e totais da tubulação, causando custos de manutenção e de parada
(PETROBRAS, 2007).
Portanto a desidratação de gás é um processo de absorção ou de
adsorção, que se utiliza de absorventes líquidos no primeiro caso, ou
alternativamente sólidos no segundo caso. O processo de absorção com
absorventes líquidos é o mais comum, principalmente em sistemas offshore
devido à logística do manuseio de líquidos ser mais fácil. Em terra o uso de
peneiras moleculares (material de elevada porosidade) ou ainda membranas
pode ser empregado. Os glicóis, dentre os quais o trietilenoglicol (TEG), são
os absorventes mais largamente utilizados devido às suas características.
Eles são alcoóis muito higroscópicos (têm facilidade de absorver água), não
corrosivos, não voláteis, de fácil regeneração a altas concentrações,
insolúveis em hidrocarbonetos líquidos e não reativos com os componentes
do gás (hidrocarbonetos, dióxido de carbono e compostos de enxofre)
(PETROBRAS, 2007).
4.6.1.6 Remoção de Gases ácidos
Entre o conjunto de processos de condicionamento do gás natural, a
remoção dos gases ácidos tem como finalidade: Segurança Operacional;
especificação do gás para venda, redução da corrosividade do sistema
(BRASIL et al.. 2011).
Existem alguns processos bastante utilizados, dentre eles estão:
62
O tratamento com solução de MEA (monoetanolamina): este é o
processo mais tradicional e também o mais usado para remoção de sulfetos
de hidrogênio e dióxido de carbono, e também é utilizado para os gases
produzidos na refinaria;
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. (BRASIL et al. 2011).
63
4.6.1.7 Processamento (UPGN)
Denominamos como Processamento de Gás Natural o processo de
separação das frações mais leves do gás natural (C1 e C2) das frações mais
pesadas, condensáveis (LGN, Líquido de Gás natural), de maior valor
econômico (PETROBRAS, 2007).
O processo é realizado nas Unidades de Processamento de Gás
Natural, as UPGNs também chamadas de Plantas de Gasolina. Por fim, o
processamento do gás natural constitui-se na diminuição da temperatura
e/ou no aumento da pressão para promover a condensação dos compostos
mais pesados (Petrobras, 2007).
Devido a alguns aspectos, tais como, composição do gás, pressão
disponível, recuperações desejadas, podem ser usados os seguintes
processos:
Refrigeração simples - a redução da temperatura para a condensação
dos hidrocarbonetos mais pesados é obtida mediante a utilização de um
fluido refrigerante em circuito fechado;
Absorção refrigerada - o gás é submetido a um contato com um fluido
auxiliar (óleo de absorção) numa torre a alta pressão e baixa temperatura,
que é obtida com o uso de fluido refrigerante (geralmente propano) em
circuito fechado;
Turbo-expansão – a redução da temperatura do gás, através da sua
expansão numa turbina, provoca a condensação dos hidrocarbonetos mais
pesados que devem ser separados. Pode ser necessário o uso de um fluido
refrigerante (turbo-expansão refrigerada);
Expansão Joule-Thompson (JT) – Consiste na expansão do gás numa
válvula que provoca uma redução de pressão e conseqüentemente, um
decaimento na temperatura. Pode ser utilizado uma refrigeração auxiliar
(PETROBRAS, 2007).
Antes de ser processado o Gás Natural é denominado de “gás
úmido”, por conter líquido de gás natural (LGN), enquanto o gás industrial
64
(ou gás residual) é o “gás seco”, pois não possui hidrocarbonetos
condensáveis.
A imagem abaixo mostra entrada e saídas típicas de uma UPGN:
Figura 30 - Fluxograma de funcionamento de uma unidade de processamento de gás natural.
4.6.2 Tratamento do óleo
Em um processo de produção de petróleo um dos contaminantes
mais indesejados é á água. A quantidade de água produzida associada aos
hidrocarbonetos varia em função de vários fatores, como:
Característica do reservatório de onde os fluídos são produzidos;
Idade dos poços produtores (geralmente a quantidade de água
produzida, que apresenta maior mobilidade que o óleo, aumenta com o
passar do tempo);
Métodos de recuperação utilizados (injeção de água, vapor, etc).
Águas precedentes 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 corrosivos
65
(sulfetos e óxidos de ferro) e de incrustações (carbonatos de cálcio, e
sulfatos de bário, cálcio e estrôncio) (THOMAS, 2004).
O aparecimento de água associada ao petróleo causa uma série de
problemas nas etapas de produção, transporte e refino. A presença de água
produzida quando não retirada antes da produção e transporte acarreta os
seguintes problemas:
Necessidade de superdimensionamento das instalações de coleta,
armazenamento e transferência, incluindo bombas, linhas, tanques, etc;
Maior consumo de energia;
Segurança Operacional (Devido á sua composição a água pode, ao
sofrer variações de temperatura e pressão, provocar problemas de corrosão
e/ou incrustação, causando danos às tubulações, equipamentos e
acessórios, que podem ocasionar acidentes com impactos humanos,
materiais e ambientais).
Na etapa do refino, o aparecimento de cloretos de cálcio e magnésio
dissolvidos na água provocam, sob ação do calor, a geração de ácido
clorídrico, que migra para o topo de torres de destilação causando corrosão
e mais adiante uma redução de espessura e/ou furos de linhas, paredes de
vasose tubos trocadores de calor (THOMAS, 2004).
Por isso que a eliminação da água e importante. Devido a alguns
fatores:
Assegura um tempo maior de operação das diversas unidades e
equipamentos;
Diminui o tempo/custo de manutenção e consumo de produtos
químicos (Amônia, para neutralizar o ácido clorídrico gerado nas torres,
inibidores de corrosão e incrustação);
Permite que as operações e produção, transporte e refino ocorra
dentro de padrões de segurança e qualidade com menor custo financeiro
(THOMAS, 2004).
66
Uma boa parte da água que vem juntamente com o petróleo é
facilmente separada por simples decantação (água livre) nos separadores.
Para retirar o restante da água, que continua emulsionada, há necessidade
de se utilizar processos físicos e químicos que aumentam a velocidade de
coalescência (THOMAS, 2004).
4.6.3 Tratamento e Destino da água produzida
A água separada do petróleo é um efluente que, que pode ser
destinada ao descarte ou ao seu reuso (reinjeção ou outra utilização, como
por exemplo, geração de vapor ou até irrigação), que deve ser tratada
(PETROBRAS, 2007).
Geralmente, a água oriunda dos separadores e tratadores de óleo é
enviada para um vaso desgaseificador, seguindo daí para um separador
água/óleo e finalmente para um tubo de despejo (no caso de plataformas
marítimas). Todo óleo recuperado nas demais etapas é recolhido em um
tanque recuperador de óleo, retornando ao processo (THOMAS, 2004).
A figura abaixo ilustra um esquema de um sistema simples de
tratamento de água:
Figura 31 - Fluxograma de Tratamento de água.
Fonte: BRASIL et al. (2011).
67
O vaso desgaseificador tem como função remover traços de gás
ainda existente no líquido. Normalmente é um separador trifásico de baixa
pressão. Na indústria do petróleo, os hidrociclones e a flotação são os
processos de separação mais usados, onde a flotação recupera o resíduo de
óleo através da separação gravitacional, enquanto que os hidrociclones
procuram acelerar este processo (THOMAS, 2004).
É bastante importante o conhecimento das características da água
(salinidade, temperatura, teor de sólidos) e do óleo disperso (concentração,
densidade, distribuição de tamanhos). A utilização de produtos químicos
também é muito importante, e no caso das águas oleosas utilizam-se
polieletrólitos que atuarão na desestabilização e a coalescência das
gotículas de água e óleo. (PETROBRAS, 2007).
4.6.3.1 Lançamento no Mar
Os resultados obtidos sobre o descarte de água no mar denotam que
até o presente momento a descarga contínua da água produzida não causa
danos sensíveis ao meio marinho, desde que o sistema de descarte seja
projetado e construído para proporcionar uma grande diluição do efluente
(THOMAS, 2004).
Alguns componentes solúveis do óleo, como aromáticos, ácidos
naftênicos, parafinas normais entre outros, são destruídos pelas bactérias
presentes na água do mar (THOMAS, 2004).
4.6.3.2 Reinjeção
O custo e outras características apresentadas pela água fazem com
que ela seja o principal fluído utilizado na recuperação adicional de óleo
(THOMAS, 2004).
68
A grande maioria das unidades onshore da PETROBRAS tratam a
água produzida visando reinjeção (recuperação secundária de petróleo),
pois quando não gera problemas ao reservatório, é a melhor opção em
termos ambientais, pois resolve a questão do destino final da água
produzida juntamente com o óleo (THOMAS, 2004).
69
4.6.3.3 Impactos da água produzida
Outro problema ocasionado pelo aparecimento de água livre durante
a elevação e o escoamento é a formação de hidrato, que poderá bloquear
total ou parcialmente as linhas de produção e levar a perda de produção. O
hidrato é uma estrutura cristalina formada a partir da água e das frações
leves do petróleo (metano, etano e propano), a baixas temperaturas e em
elevadas pressões. O surgimento de hidrato é crítico durante uma parada de
produção, pois a água livre e o gás, mantidos pressurizados no interior das
linhas de produção, serão resfriados pelas correntes marítimas profundas.
Na Figura 32 podemos observar Hidrato formado em linha de
produção:
Figura 32 - Formação de Hidratos.
Fonte: PETROBRAS, 2007.
70
5. Resultados e Discussões
Através do presente trabalho foram obtidas as informações de
histórico de produção e evolução da indústria mundial, na América do Sul,
Brasil e Rio Grande do Norte. Onde foi possível observar um cenário de
expansão para a indústria do petróleo, apesar de no Rio Grande do Norte
temos observado uma queda de produção de hidrocarbonetos
Realizou-se também um levantamento de como funciona toda a
cadeia de petróleo, desde os constituintes do mesmo, até o processamento
primário de Petróleo e Gás, onde foi enfatizado por se tratar do tema do
trabalho, e por ser bastante relevante na indústria petrolífera.
Analisou-se os mecanismos e características existentes das rochas
reservatórios e os mecanismos de produção, os quais são necessários
devido aos vários tipos de mecanismos e as suas respectivas utilidades.
E por fim estudou-se sobre o Processamento Primário de Petróleo e
Gás, que corresponde à uma etapa bastante importante na produção de
hidrocarbonetos, por se tratar da etapa em que ocorre a
separação:água/óleo/gás. Nessa etapa da revisão foram entendidas como
as características dos reservatórios e dos fluídos produzidos impactam a
separação dos hidrocarbonetos líquidos e gasosos e condicionamentos
desses hidrocarbonetos antes de serem transportados.
71
6. CONCLUSÃO
De acordo com o trabalho descrito foi abordada uma das etapas
presente na obtenção de hidrocarbonetos, etapa esta denominada de
Processamento Primário de Petróleo e Gás,que separa a água, o óleo e gás
e em seguida colocar o óleo e o gás em condições em que estes possam ser
transportados, uma vez que interesse econômico visa apenas a produção de
(óleo e gás), necessitando assim de instalações destinadas, para executar
esse processamento primário. É visto também as formas de separação,
onde ela pode ocorrer através de um processo bifásica ou trifásica.
Também foi possível através da revisão bibliográfica realizada no
presente trabalho levantar os principais problemas operacionais.Também foi
possível através da revisão bibliográfica realizada no presente trabalho
levantar os principais problemas operacionais que ocorrem nos separadores,
por exemplo: formação de espuma, obstrução por parafinas ou areias,
formação de emulsões.
Outro ponto relevante do processamento primário abordado na
revisão bibliográfica consiste no tratamento da água produzida, que se não
for tratada corretamente pode vir a ocasionar impactos ambientais
significativos. Chegando-se a conclusão que sempre que possível deve-se
utilizar dessa água para reinjeção nos poços.
Todos esses fatores adicionados às tendências de redução de
produção no Rio Grande do Norte que demandam investimentos na
recuperação secundária (utilizando métodos de injeção de vapor e de água
que levam a produção de mais água juntamente com o petróleo)
evidenciaram o crescimento da importância do processamento primário de
petróleo e gás principalmente a nível regional.
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