Segurança No Processo Offshore

8/16/2019 Segurança No Processo Offshore

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SEGURANÇA NOS PROCESSOS DE

PRODUÇÃO OFFSHORE

INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO

Professor:

Osvaldo Vale


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SAPEP - 2012

Engenharia de Segurança Aplicada aos Projetos de E&P


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Aulas : 18/08, 25/08, 01/09, 15/09

Horário: 8:30 às 16:30 hs

SEGURANÇA NOS PROCESSOS DE PRODUÇÃO OFFSHORE



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Typhoon TLP Chevron Texaco 40.000 BPD Antes e após furacão Rita


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• Introdução

• O petróleo

• Tipos de instalações

• Sistemas de Óleo e Gás

• Produção/Recebimento petróleo

• Aquecimento do óleo

• Separação/Tratamento (óleo)

• Separação atm/Estabilização

• Transferência/Exportação


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• Sistemas de Óleo e Gás

• Sistema de Teste

• Desarenação

• Compressão principal

• Compressão auxiliar

• Tratamento de gás


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• Águas oleosas

• Alívio (tocha de alta, baixa, vent)

• Drenagem (aberta/fechada)


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• Sistemas de utilidades

• Gás combustível

• Água de aquecimento

• Água de resfriamento• Captação de água

• Dessulfatação/Injeção de água

• Água Potável/Industrial


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• Sistemas de utilidades

• Ar comprimido

• Diesel• Dosagem química


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Exploração

PerfuraçãoProdução

Transporte

Produtos

Refino

A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO


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PRODUÇÃO

DE PETRÓLEO

Reservatório

Poço

Instalações de Produção

Escoamento


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O PETRÓLEO

Oriundo de substâncias orgânicas que se depositaram no

fundo dos mares e lagos e que sofreram ação de calor epressão


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O PETRÓLEO

Uma mistura de ocorrência natural, consistindo predominantemente

de hidrocarbonetos e derivados orgânicos, nitrogenados e

oxigenados, a qual é ou pode ser removida da terra no estadolíquido


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O PETRÓLEO

De acordo com o hidrocarboneto predominante pode ser:

parafíniconaftênico

aromático


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Gás Natural – porção de petróleo que existe na fase gasosa ou em solução no óleo, nas condições

originais de reservatório, e que permanece no estado gasoso nas condições atmosféricas de pressão etemperatura.

Gás Associado – todo gás natural existente em reservatórios portadores de óleo.

Gás Livre Associado – é o gás natural livre (capa de gás) que se encontra na fase gasosa, nas condições

de pressão e temperatura originais do reservatório portador de óleo.

Gás em SoluçãoAssociado – é o gás natural que se encontra em solução no óleo, nas condições de

pressão e temperatura originais do reservatório portador de óleo.

Gás Não Associado – todo gás natural existente em reservatórios não portadores de óleo.


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Condensado – fração de hidrocarbonetos líquida obtida através da passagem do gás pelo processo de

separação normal de campo, e que permanece na fase líquida nas condições atmosféricas de pressão e

temperatura.

Líquido de Gás Natural (LGN) – são as frações mais pesadas do gás natural, que permanecem na fase

líquida em condições especiais de armazenamento, sob alta pressão e temperatura ambiente. Podem ser:

Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) – frações do LGN compostas basicamente por propano e butano.

Gasolina Natural – frações do LGN compostas basicamente por pentano e hidrocarbonetos superiores.


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Gás Natural Liquefeito (GNL) – praticamente metano a -162°C & 1atm para fins de transferência e

estocagem como líquido.

Português

LGN Líquido de Gás Natural

GLP Gás Liquefeito do Petróleo

GNL Gás Natural Liquefeito

GNC Gás Natural Comprimido

Inglês

NGL Natural Gas Liquid

LPG Liquefied Petroleum Gas

LNG Liquefied Natural Gas

CNG Compressed Natural Gas


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GNL – Liquefação do metano – processo físico –

Diminui o volume em 600 vezes

GTL – Gas-to-Liquid – processo químicoReação química do metano + vapor d`água

Reação de gás síntese + reação de Fischer & Tropsch

300.000 m3/d gás

1000 BPD petróleo sintético


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Alcanos = C

n

H

2n+2

(parafinas)

• C1

H

4

– Metano

• C2

H

6

– Etano

• C3

H

8

– Propano

• C4H10 – Butano• C

5

H

12

– Pentano

• C7

H

16

– Heptano

• Cn

H

2n+2


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ALCANOS NORMAIS:

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

nC

4

H

10

– nButano


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ALCANOS RAMIFICADOS:

H

C

H

H

C

C

H

C

H

H

H

H

iC

4

H

10

– isoButano


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Aromáticos

(apresentam o anel benzênico em sua molécula)

H

C

C

C

C

C

C

H

H

H

H

H

Benzeno


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Composição elementar média do petróleo

ELEMENTO EM PESO

Carbono

Hidrogênio

Enxofre

Nitrogênio

Oxigênio

Metais (Ni,V,etc)

83 a 87

11 a 14

0.06 a 8

0.11 a 1.700.1 a 2

0.30


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• HIDROCARBONETOS => 80%

• 1 Carbono (metano = CH4)

=> até 60 átomos de C


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O PETRÓLEO

(Propriedades)

Grau API: medida de densidade

°API = (141,5 / d60/60°F)- 131,5

d60/60°F = Massa específica óleo @60°F/ Massa específica água @60°F

Viscosidade:

m => mais difícil escoamento


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Grau API

API>31 leve

30,9>API>22 médio

21,9>API>10,1 pesado

API


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CARACTERIZAÇÃO PVT

(Pressão, Volume, Temperatura)

Análise para verificação do comportamento da mistura de hidrocarbonetos do

reservatório.

Fornece propriedades dos fluidos: viscosidade, compressibilidade, razão de

solubilidade, etc


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CARACTERIZAÇÃO PVT

(Pressão, Volume, Temperatura)

Composição:

C1 a C19

C20+ : pseudo-componente

Pseudo-componente: mistura de HCs, caracterizado por 2 ou 3

propriedades:

• Peso Molecular

• Massa específica• Temperatura média de ebulição


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Gás residual

FRAÇÕES TÍPICAS DO PETRÓLEO

Resíduo

GLP

Gasolina

Querosene

Gasóleo leve

Gasóleo pesado

Lubrificante

Fração T ebul (°C) Compos. Usos

-

Até 40

40 - 175

175 -235

235 - 305

305 - 400

400 - 510

Acima de 510

C

1

–

C

2

C

3

–

C

4

C

5

–

C

10

C

11

–

C

12

C

13

–

C

17

C

18

–

C

25

C

26

–

C

38

C

38+

Gás combustível, GNV

Gás em botijão, uso doméstico

Combustível de auto-

móveis, solvente

Iluminação, combustível

de avião a jato

Diesel

Combustível, matéria-pri-

ma p/ lubrificantes

Óleos lubrificantes

Asfalto, piche, imper-

meabizante


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PRODUÇÃO MUNDIAL

0

10

20

30

40

50

60

70

80

OPEP

AMÉRICAS

EUROPA OC.

EUROPA OR.

ÁFRICA

OR. MÉDIO

AUSTRALÁSIA

TOTAL


33/359

72.1OTAL

Ã


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PRODUÇÃO PETROBRAS

1003

1210

869 809

716 93 653

1500

92 93 94 95 96 97 98 99

2000

m

i

b

d

668

2

5

1800

2

6

1900

2050

2

1

2

2

2

5000 ?


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1000 m3 gás = 1m3 petróleo


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1000 m3 gás = 1m3 petróleo


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( WD > 400 m )

OFFSHORE

OFFSHORE

( WD< 400 m )

ONSHORE

Total: 1.800.000 bpd

50

30

20

Água rasa: 0 - 300 m

Água profunda: 300 - 1,500 m

Água ultra profunda: > 1,500 m

2005


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Concessões no Brasil


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Campos Basin Deepwater Discoveries - pós

sal

ALBACORA LESTE

(1986)

MARLIM (1985)

MARLIM LESTE (1987)

MARLIM SUL (1987)

RONCADOR (1996)

ALBACORA (1984)

BARRACUDA (1989)

CARATINGA (1989)

ESPADARTE (1994)


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42/359


43/359


44/359


45/359


46/359

JB 09/06/2004


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Instalações

de

Produção


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O presente

O INÍCIO

1974

Processamento submarino

Futuro?

Pargo-1983

BR


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x

Tipo de Instalação


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INSTALAÇÃOES DE PRODUÇÃO


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TIPOS DE UNIDADES DE PRODUÇÃO

• Plataforma Fixa

• Plataforma Semi Submersível• FPSO (navios plataforma)

FPSO =

Floating Production and Storage Offloading


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INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO OFFSHORE

- Plataforma fixa - redução de área e peso- Plataforma semisubmersível - redução de área e peso, influência dos

movimentos

- Desempenho dos equipamentos sob condições extremas

- FPSO - redução de área e peso, influência dos movimentos, desempenho de

equipamentos


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54/359

PLATAFORMA FIXA => águas rasas

LDA = 170 m

PNA-2 e PMXL


55/359

FACILIDADES DE PRODUÇÃO

Plataforma auto-elevatória


56/359


Plataforma fixa



57/359

Plataforma fixa

Garoupa


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PLATAFORMA FIXA => águas rasas

Pargo


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PLATAFORMA SEMI-SUBMERSÍVEL

águas profundas, influência dos movimentos



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Plataforma semi-submersível

Bacia de Campos

Campo de Marlim

Operação: 1994

LDA: 910 m

Cap. produção: 100.000 bpd

PETROBRAS-18


61/359

P-19

P-25


62/359

FPSO

águas profundas influência dos movimentos

armazenamento da produção de óleo

P-31 P-37


63/359


FPSO


64/359


65/359



66/359

FPSO



67/359

SPAR



68/359

SPAR



69/359

SPAR


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SUBMARINA

BOMBA MULTIFÁSICA

SEPARAÇÃO ÓLEO-GÁS SUBMARINA


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Classificação dos Sist. de Produção por tipo de completação

Completação Seca:

Plataforma Fixa

Torre Complacente

TLP

Deep Draft Floater (DDF)

• Spar Buoy

Completação Molhada:

Sistemas Submarinos Semi-Submersível

FPSO

Fatores que Influenciam na Seleção dos Sist. de Produção


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1 - Características do Reservatório (+ importante )

Profundidade

Produtividade

Extensão

Nível de consolidação da rocha

2 - Características dos Fluidos Produzidos

RGO

Depósitos orgânicos

TIAC (formação de parafina)

Asfaltenos

Viscosidade, o API

Hidratos

Produção de água

Fatores que Influenciam na Seleção dos Sist. de Produção


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3 - Características da Locação

Lâmina d’água

Condições ambientais (onda, vento e

corrente)

Características do solo marinho

Disponibilidade de infra-estrutura

4 - Filosofia Operacional

- Condições de Mercado (oportunidade)

- Custo

7 - Prazo de Implantação


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Reservatório

PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

Poço

Escoamento



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PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

FLUIDO DO RESERVATÓRIO

Óleo + Gás + Água

Não é produto final acabado para consumo e/ou descarte no

meio ambiente


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PROCESSAMENTO DOS FLUIDOS

Transformação em produto comercial

Agregar valor aos produtos exportados

Processamento complexo

Processamento primário - próximo ao campo produtor

Processamento final - próximo ao mercado consumidor


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Processamento primário de petróleo


Tratamento de água produzida

Processamento de gás natural


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GÁS - teor de H2O e HCpesados, teor de CO2, , H2S, CS2 ,COS,

RSH, N2, O2, Hg, sólidos (hidratos, asfaltenos, incrustação, etc)

ESPECIFICAÇÃO DOS FLUIDOS PRODUZIDOS

ÓLEO - BSW (basic sediments & water), pressão de vapor,

teor de sal e enxofre

ÁGUA PRODUZIDA - teor de óleo e graxas (TOG), teor de sólidos em suspensão,

sólidos dissolvidos (CaCO3, NaCl, BaSO4, etc.)


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O PETRÓLEO

(Propriedades)

BSW: Teor de água e sedimentos

BSW < 1% (refino no Brasil)

BSW < 0,5% (exportação)

SALINIDADE:

Sal < 570 mg/l (refino no Brasil)

Sal < 100 mg/l (exportação)


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Processamento Primário


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elevação artificial

gás combustível

exportação de gás

Poços Produtores Separação e

Tratamento de Óleoexportação de óleo

descarte

Compressão e

Tratamento de Gás

Tratamento de Água

Produzida


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PFD P-53


85/359

PRODUÇÃO / RECEBIMENTO

Árvore de Natal


86/359

A árvore de natal é constituída de um conjunto de válvulas, que funciona como

mecanismo de segurança

É instalada acima da coluna de produção

.



87/359

Downhole valve

Master valve

Wing valve

Choke valve

(árvore de natal seca

–

ANS)

PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE ÓLEO


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Cavalo de pau


(Árvore de natal seca)


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1

4

3

2

1 - Downhole valve

2 - Master valve

3 - Wing valve

4 - Choke valve

Nível do mar

Fundo do mar

Zonas produtoras

3,2,1 => Segurança

4 => Regular vazão



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(árvore de natal molhada

–

ANM)



91/359

ANM

ANM


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Abaixo do leito marinho

Production Wing Valve

Production Cross-Over Valve

Production Cross-Over

Valve

Annular Master Valve

Annular Wing Valve

Production Master Valve

Elevação Artificial


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Gas lift

Energia é fornecida pelo o gás comprimido que é

injetado na coluna de produção para redução do

peso da coluna de líquido, com consequente

redução da contrapressão

Bombeio Centrífugo Submerso- BCS

Energia elétrica fornecida ao motor de uma bomba

instalada dentro da coluna de produção

Poço com BCS (Bombeio Centrífugo Submerso)


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REV. 36”

JATEADO

20”)

REV. 16”

12 ¼”

TRECHO HORIZONTAL ( 8

½”)

REV. 10 ¾” x 9 5/8”


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Rev. 36”

(Jateado)

Rev. 16”

Rev. 10 3/4 ” x 9 5/8”

TELA TB 5 ½” COM OHGP

Perf. 8 ½” – 1000m)

CAUDA INTERMEDIÁRIA 7” OD)

PDG

ANM GLL 3HUB

Elevação Artificial - BCS


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97/359

Bomba centrífuga submersa (BCS) ESP


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ANM e manifold submarino de produção


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É um conjunto de tubulações e válvulas que

possibilitam que um grupo de 2 ou mais poços sejam

produzidos/alinhados para uma única linha.

Coletor de Produção



100/359

Os poços de produção são alinhados diretamente

para coletores instalados no fundo do mar e dos coletores,

a produçào é enviada para a unidade de produção.

(Submarino)



101/359

(Submarino)



102/359

Os poços satélites chegam individualmente na unidade de produção e são alinhados para os coletores.

(na superfície)

Coletor de produção


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NÚMERO DE ESTÁGIOS

DE SEPARAÇÃO

Estágios de separação


104/359

Estágio de separação é o nome dado a uma etapa de redução de pressão do líquido até atingir a condição de estocagem (“stock tank” ).

O líquido é expandido a partir do 1o estágio em um ou mais estágios até atingir a condição de estocagem / exportação (condição de

estabilização).

Separador

1

o

estágio

Gás

Poços

Produtores

água

Separador

2

o

estágio

água

óleo

óleo

Gás

condição final

estocagem

exportação

tratamento


105/359

Objetivos da separação em diferentes estágios:

Aumentar recuperação do óleo

Remoção de gás com o decréscimo da pressão, reduzindo perdas


é possível uma maior recuperação de óleo e

aumento do API


106/359

Separador

1

o

estágio

Gás

Poços

Produtores

água

Separador

2

o

estágio

Separador

N

o

estágio

água

água

óleo

óleo

estocagem

Pressão alta nos separadores

Gás

Gás

aumento do API

pode reduzir potência de compressão

dificulta estabilização

maior contrapressão nos poços

possível aumento na recuperação de gás

facilita estabilização


107/359

Separador

1

o

estágio

Gás

Poços

Produtores

água

Separador

2

o

estágio

Separador

N

o

estágio

água

água

óleo

óleo

estocagem

Pressão baixa nos separadores

Gás

Gás

facilita estabilização

reduz contrapressão nos poços

possível perda de pesados

maior potência de compressão


108/359

Número de estágios, pressões intermediárias

Testes reais

Simuladores de processo


P-55 (Campo de Roncador)


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Pré-óleo

Aquecedor

Produção

Separador

Produção

ré-água

Tratador de óleo

(eletrostático)

PRA-1/P54

Poços

Produtores

T = 90°C

P = 10 kgf/cm

2

a

T = 90°C

P = 10 kgf/cm

2

a

T = 26 - 45°C

P = 14.5 kgf/cm

2

a

Água produzida

Bomba Transf.

Resfriador

de Água

Separador ATM

T = 65°C

P = 1.4 kgf/cm

2

a

Gas p/ compressor principal

Gas p/ compressor booster

Configurações mais utilizadas (Projetos Petrobras Pós-Sal)

2 estágios de separação


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Separador

Produçào

Gás

Poços

Produtores

água

Tratador de

Óleo

Separador

Atmsoférico

água

óleo

óleo

óleo

Separador de Produção (P ~ 10 a 12 kgf/cm2a) - trifásico

Separador Atmosférico (P ~ 1.2 a 1.8 kgf/cm2a) - bifásico

1 Tratador Eletrostático

Gás

Configurações mais utilizadas (Projetos Petrobras)

3 estágios de separação


111/359

Separador

1

o

estágio

Gás

Poços

Produtores

água

Degaseificador

(TO)

Separador

Atmosférico

água

óleo

óleo

estocagem

Gás

Gás

Tratador de

Óleo

água

Separador de Produção (P ~ 10 a 12 kgf/cm2a) - trifásico

Vaso Degaseificador do TO (P ~ 8 a 10 kgf/cm2a) - bifásico

Separador Atmosférico (P ~ 1.2 a 1.8 kgf/cm

2

a) - bifásico

1 Tratador Eletrostático

FPSO BR P-57: Separação e Tratamento do Óleo


112/359

Degaseificador

Pré-óleo

Aquecedor

Produção

Resfriador

de óleo

Aquecedor

óleo

óleo

Separador de

Produção

BSW: 8 a 30

Pré-água

Tratador de óleo

(eletrostático)

- BSW


113/359

HP

80 bara

23.5 bara

9.0 bara

2.0 bara

HP

MP

LP

A B

HP Flare LP Flare

Export Oil

Gas InjectionFuel Gas

Well Fluids

Coalescer

Produced

Water

Injection Compressors

FPSO MLS: Afretada da SBM


114/359

Metering/

Tanks

Electrostatic

Treater

óleo

Production

Separator

Crude Oil

Pre-Heater

Crude Oil

Heater

Crude Oil

Pump

Second Stage

Separator

Crude Oil

Cooler

Crude-Crude

Exchanger

Capacidade: 100000 bpd

BSW = 0,5

Sal = 570 mg/l


115/359

SEPARAÇÃO / TRATAMENTO DO ÓLEO

Conceitos de emulsão e viscosidade Aquecimento


116/359

Agentes emulsificantes


117/359

Coalescencia dificultada


118/359

Impedimento Estérico


119/359

A presença de sólidos ou tensoativos com cadeias longas nas emulsões de A/O dificultam a

aproximação das gotas promovendo a sua estabilização por repulsão estérica.

Agentes emulsificantes


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Exemplos

• Parafinas abaixo da TIAC

• Ácidos naftênicos

• Resinas e asfaltenos• Produtos de Corrosão (ex. FeS)

• Produtos de Incrustação (ex. CaSO4)

• Finos (areia, carbornatos,…)

• Produtos inibidores de corrosão

Gota de

água

Fase oleosa

Tipos de emulsão de petróleo


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Água em óleo (A/O) – Emulsão Normal

diminutas gotas de água dispersas no óleo

Ex.: emulsões de petróleo

Óleo em água (O/A) – Emulsão Inversa

diminutas gotas de óleo dispersas na água

Ex.: água oleosa


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Viscosidade

Propriedade que mede a resistência do fluido ao escoamento.

A viscosidade do fluido também pode ser associada ao grau de mobilidade dosistema.

VISCOSIDADE DO ÓLEO MORTO @ 50 C


123/359

Petróleo de Jubarte API =17


124/359


125/359

AQUECIMENTO DO ÓLEO



126/359

Óleo + Água => formação de emulsão

Viscosidade da emulsão >>> Viscosidade do óleo

Temperatura

Redução viscosidade

Quebra de emulsão

Quebra de espuma


127/359

T=70 - 120°C

quecedor de

Produção

Separação/

Tratamento


(em um único estágio)



128/359

óleo

Água (180°C)

tubos

casco

Trocador Casco x Tubos



129/359

Trocador Casco x Tubos



130/359

TQ carga

T=65°C

P=4.5 kgf/cm

2

a

Hidrociclones

Pré- água-A/F

Resfr-ágA/C

T=55°C

P=8.5 kgf/cm

2

a

T=82°C

P=6.0 kgf/cm

2

a

T=90°C

P=5.5 kgf/cm

2

a

T=40°C

P=3.0 kgf/cm

2

a

Pré-óleoA/T

Aq-óleoA/C

Flotador

Tratamento

TO-122301A/C

(Recuperação de calor)


131/359


132/359


(Recuperação de calor)

Pré-aquecedor a placas:

mais compacto, mais leve

limite de temperatura

Trocadores a placas


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óleo/água

quente

óleo frio


134/359


(em 2 estágios)

- Para altas temperaturas de aquec.

- 70 – 90°C => Separação gravitacional

- 90 – 140°C => Separação Eletrostática

AQUECIMENTO DO ÓLEO (em 2 estágios)


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Bateria Hidrociclones

Comp. Principal

Aquecimento

Comp. Booster

Tratador eletrostático A/B

Degas-A/B

Aquec. óleo

T=70-120°C

P=4.5-9 kgf/cm

2

a

ateria Hidrociclones

Pré-óleo/óleo ou SepAtm

1

0

estag. Sep Prod.

A/B


136/359

SEPARAÇÃO / TRATAMENTO (ÓLEO)


137/359

- Ao longo da vida de um poço:=> Produção de água aumenta

• Condições do reservatório

• Injeção de água (recuperação secundária)

TEOR DE ÁGUA: 0 a > 90



138/359

- Água associada de 3 formas:

1) ÁGUA LIVRE:

- Água e óleo são líquidos imiscíveis

- Volume de água grande => sem tempo para íntimo contato com o óleo

- Parte da água escoa com o óleo, fases diferentes- Fácil separação por decantação



139/359

2) ÁGUA EMULSIONADA:

- Mistura íntima entre a água e o óleo, devido:

- Escoamento turbulento

- Ação cisalhante criada em válvulas, bombas, etc

- Água dispersada em gotículas muito pequenas

=>emulsão água óleo

- Separação por desidratação eletrostática



140/359

Microcospia de uma emulsão



141/359

Emulsão: dispersão de gotas em uma fase contínua

“Óleo e água não se misturam”



142/359

Redução da tensão inter-

facial entre a água e o óleo.

(tamanho de gotas)

ATI BTI

Criação de uma

barreira estérica.

(estabilidade)

Influência da composição do óleo (tensoativos naturais):

Asfaltenos, Naftenos, Resinas



143/359

3) ÁGUA SOLÚVEL:

- Embora líquido imiscíveis

=> pequena solubilidade da água em óleo

- Função da temperatura e do tipo de hidrocarbonetos

- Separação só por destilação



144/359

Água associada com petróleo:

=> solução salina

=> teor de sais: 20000 a 2700000ppm (expresso em NaCl)

=> responsáveis por corrosão (cloretos)

=> incrustação (sulfatos e carbonatos)


145/359

RAZÕES DO TRATAMENTO


Problemas operacionais

Sobrecarga no sistema bombeamento/oleodutos

Corrosão



146/359

- Separação líquido (óleo + água) / gás

- Separação óleo / água / gás

SEPARAÇÃO BIFÁSICA

SEPARAÇÃO TRIFÁSICA


SEPARAÇÃO BIFÁSICA (menos utilizado)


147/359

gás

óleo + água

- Tratamento em outra

plataforma

- Tratamento em terra

- Tratador eletrostático


148/359


149/359



150/359

Vt

gás

óleoágua

- Tratamento em outra

plataforma

- Tratamento em terra

- Tratador eletrostático



151/359

Separador Trifásico

Tratamento do óleo

Mais comum

=> Tratamento na própria unidade

P18P32

Comp. Booster

SEPARAÇÃO/TRATAMENTO DO ÓLEO


152/359

Bateria Hidrociclones

Aquecimento

Comp. Booster

Tratador eletrostático A/B

Degas.A/B

Aquec. óleo

T=70-120°C

P=4.5-9 kgf/cm

2

a

ateria Hidrociclones

Pré-óleo/óleo ou SepAtm

1

0

estag Sep prod

A/B


153/359

SEPARADORES DE PRODUÇÃO

INTERNOS


154/359

Dispos. Separação prim.

Quebra-vórtex

Demister.

Demister TP Vane

Chicana

Quebra ondas

PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE ÓLEO


155/359

Movimentos da Unidade Flutuante


156/359

EFEITO DOS MOVIMENTOS


157/359

Utilização de internos

melhoria na eficiência de separação

redução dos efeitos dos movimentos


158/359

redução dos efeitos dos movimentos

P-25

(SS)

P-18

(SS)

P-54

(FPSO)

P-31

(FPSO)

Unidades Flutuantes

sujeitas a movimentos

prejudicial à separação


159/359


160/359

DISPOSITIVO DE SEPARAÇÃO PRIMÁRIA


161/359

Ciclônicos Chapa defletora

Dispositivos Ciclônicos de Separação Primária


162/359

Dispositivos da entrada do separador


163/359

TIPO CICLÔNICA

Fonte: FMC Technologies

QUEBRA ONDAS / TRANQUILIZADOR DE FLUXO

http://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/scratch_5/Seguran%C3%A7a%202010/Filmes/Filme1-InternoCiclonico.movhttp://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/scratch_5/Seguran%C3%A7a%202010/Julho/Apresenta%C3%A7%C3%A3o/Filmes%20separadores/Filme%201%20-%20Interno%20ciclonico.mov


164/359

Recheio estruturado

Placa perfurada

Placa perfurada


165/359

DEMISTER TP VANE –

Eliminar formação de espuma


166/359

Dispositivo Eliminadores de Névoa -

Vane


167/359

TIPO VANE

DEMISTER – Eliminar arraste de líquido pelo gás


168/359

Dispositivo Eliminador de Névoa – Wire mesh


169/359

Wire mesh :

conjunto constituído por um colchão de tela fio metálico, enrolado ou disposto em camadas,

com espessuras de 4” a 6”


170/359

Dispositivo Eliminador de Névoa – Wire mesh


171/359

Fonte: FMC Technologies

Supressor de névoa (Demister )

CHICANA DE SEPARAÇÃO


172/359

QUEBRA VÓRTEX – Evitar saída de gás pelo liq.


173/359

Saída de água Saída de óleo

DISPOSITIVO DE SEPARAÇÃO PRIMÁRIA


174/359

Ciclônicos Chapa defletora

QUEBRA ONDAS / TRANQUILIZADOR DE FLUXO

Recheio estruturado Placa perfurada


175/359

Recheio estruturado Placa perfurada

DEMISTER TP VANE –

Eliminar formação de espuma


176/359

DEMISTER – Eliminar arraste de líquido pelo gás


177/359

CHICANA DE SEPARAÇÃO


178/359

S íd d á S íd d ól

QUEBRA VÓRTEX – Evitar saída de gás pelo liq.


179/359

Saída de água Saída de óleo

VARIÁVEIS MONITORADAS / CONTROLADAS



180/359

- P , T => indicação

- P => controle (sucção compressor)

- Níveis => controle

- Interface água/óleo

- Óleo




181/359

- BSW, TOG => indicação

- VAZÃO (água, óleo, gás) => indicação

BSW = Bottom Sediment and Water (óleo)

TOG = Teor de Óleos e Graxas (água)


SEGURANÇA


182/359

API 4C

Reccomended Practice for Analysis, Design,

Installation, and Testing of Basic Surface SafetySystems for Offshore Production Platforms


SEGURANÇA


183/359

API 4C

“.......O objetivo de um sistema de segurança de uma

plataforma de produção é proteger pessoas, o meio

ambiente e os equipamentos de ameaças causadas pelo

processo de produção.......”


SEGURANÇA


184/359

PSHL

PSV

Pressão muito alta => parada do processo

Pressão muito baixa => parada do processo

Nível muito alto de líq. => parada processo

Nível muito baixo de óleo => fecha SDV

Nível muito baixo de interface => fecha SDV

LL

LL

óleo)

(água)

SDV

SDV

Proteção secundária para pressão muito alta

=> válvula de segurança

API 14C

Tabela A-4.1 - SAT (Safety Analysis Table)

–

Vasos de Pressão


185/359

Evento

indesejável

Causa

Condição anormal detectável

no componente

Sobrepressão

- bloqueio ou restrição na saída

- entrada maior do que a saída

- “gas blowby” (componente a montante)

- falha no sistema de controle pressão

- expansão térmica

- excesso de entrada de calor

Pressão Alta

Vácuo

- saída maior do que entrada

- contração térmica

- saída aberta

- falha no sistema de controle pressão

Pressão Baixa

API 14C


–

Vasos de Pressão


186/359

Evento

indesejável

Causa


no componente

Inundação

- entrada maior do que a saída

- golfada de líquido

- bloqueio ou restrição saida de liquido

- falha no sistema de controle de nível

Nível Alto Líquido

“g s blowby”

- saída líquido excede entrada

- saída de líquido aberta

- falha no sistema de controle de nível Nível Baixo Líquido

API 14C


–

Vasos de Pressão

Evento


187/359

indesejável

Causa


no componente

Vazamento

Excesso de

Temperatura

- falha no sistema de controle de temp

- temperatura alta na entrada

Pressão Baixa /

Nível Baixo de Líquido

- deterioração

- erosão

- corrosão

- dano por impacto

- vibração

Temperatura Alta

API 14C

Tabela A-4.2 - SAC (Safety Analysis Checklist)

–

Vasos de Pressão


188/359

a. Sensor de Pressão Alta (PSH)

1. PSH instalado

2. Entrada é de bomba ou compressor que não pode desenvolver pressão maior do que a máxima permitida

3. Entrada não é uma linha de poço, coletor de produção ou oleoduto/gasoduto e cada fonte é protegida por um

PSH que protege o vaso

4. Linha de gás adequada sem bloqueio ou válvula reguladora conecta com equipamento à jusante protegido por

PSH que protege o vaso a montante5. Vaso é um depurador final de um sistema de tocha, alívio ou sistema de vent e é projetado para suportar a

máxima contrapressão

6. Vaso opera com pressão atmosférica e tem um sistema de vent adequado

API 14C


–

Vasos de Pressão


189/359

b. Sensor de Pressão Baixa (PSL)

1. PSL instalado

2. Menor operação de trabalho é atmosférica quando em serviço

3. Cada entrada é protegida por um PSL e não existe dispositivos de controle de pressão ou restrições entre o

PSL(s) e o vaso

4. Vaso é um depurador ou pequeno “trap”, não é um componente do processo, e adequada proteçào é provida

por PSL a jusante pelo projeto (ex.: vaso é depurador para sistema de segurança pneumática, ou vaso final parao sistema de tocha, alívio ou sistema de vent)

5. Tubulação adequadamente dimensionada sem bloqueio ou válvulas de regulagem conecta a saída de gás a um

equipamento a jusante protegido por PSL que também protege o vaso a montante

API 14C


–

Vasos de Pressão

c. Válvula de Alívio e Segurança (PSV)

1 PSV i t l d


190/359

1. PSV instalada

2. Cada fonte de entrada é protegida por uma PSV ajustada para pressão não maior do que a máxima permitida para o vaso euma PSV é instalada no vaso para a condição de fogo e expansão térmica

3. Cada fonte é protegida por uma PSV ajustada para uma pressão não maior do que a máxima permitida para o vaso e, no

mínimo, uma destas PSVs não pode ser isolada do vaso.

4. PSVs nos equipamentos a jusante pode satisfatoriamente aliviar o vaso e não pode ser isolado do vaso

5. Vaso é o elemento final nos sistemas de tocha, alívio ou vent, é projetado para suportar a máxima contrapressão e não tem

obstrução interna ou externa, como demister, válvula de retenção ou corta chama.6. Vaso é o elemento final nos sistemas de tocha, alívio ou vent e é projetado para suportar a máxima contrapressão, e é

equipado com um disco de ruptura para by-passar qualquer obstrução interna ou externa como demister, válvula de

retenção ou corta chama.

API 14C


–

Vasos de Pressão

d S d Ní l Alt (LSH)


191/359

d. Sensor de Nível Alto (LSH)

1. LSH instalado2. Equipamento a jusante da saída de gás não é um sistema de tocha ou vent e pode seguramente manusear a máxima

quantidade de líquido arrastada

3. A função do vaso não requer o manuseio das fases separadas

4. Vaso é um pequeno “trap” do qual o líquido é manualmente drenado

e. Sensor de Nível Baixo (LSL)1. LSL instalado para proteger cada saída de líquido

2. O nível de líquido não é automaticamente mantido no vaso, e o vaso não tem um elemento imerso de aquecimento sujeito

ao superaquecimento

3. O equipamento a jusante das saídas de líquido podem seguramento manusear a máxima quantidade de gás que pode ser

descarregado através das saídas de líquido, e o vaso não tem um elmento de aquecimento sujeito a superaquecimento.

Restrições nas linhas de saída podem ser usadas para limitar a vazão de gás.

API 14C


–

Vasos de Pressão


192/359

f. Válvula de Retenção (FSV)

1. FSV instalada em cada saída

2. O máximo volume de hidrocarbonetos que podem retornar do equipamento a jusante é insignificante

3. Um dispositivo de controle na linha irá efetivamente minimizar o fluxo reverso.

g. Sensor de Temperatura Alta (TSH)

1. TSH instalado

2. (deletado)

3. Fonte de calor é incapaz de causar excesso de temperatura

QUALIDADE DO ÓLEO

TRATAMENTO ELETROSTÁTICO



193/359

BSW = 1%

SAL = 570 mg/l

1984: Acordo PRODUÇÃO / REFINO

Diretrizes de Projeto Petrobras

Refino internoBSW < 1%

Salinidade < 570 mg/l

Exportação

BSW < 0,5%

Salinidade < 100 mg/l

PORTARIA ANP (Medição Fiscal)

BSW: máxima de 1%

óleo estabilizado




194/359

- Ineficiência do separador gravitacional

- BSW necessário < 1%

- Utilização de tratamento mais eficiente

Tratamento Eletrostático


195/359

DESIDRATAÇÃO

(remoção de água)

DESSALGAÇÃO

(remoção de sais)



196/359

RETIRADA DE ÁGUA => RETIRADA DE SAL

SALfinal = SALinicial x BSWfinal

100 - BSWfinal

SALinicial = 70000

=> SALfinal = 570 ppm

BSWfinal = 0,8%

REDUÇÃO DO TEOR DE SAL

Mecanismo de desidratação

Coagulação Aproximação das gotas


197/359

Floculação

Formação de aglomerados

Sedimentação Decantação das gotas pela ação da força gravitacional

Coalescência As gotas formam gotas maiores.


F d t ã t 2 tí l j it lét i


198/359

F = KE

2

r

2

(l/r)

4

F = força de atração entre gotículas

K = constante dielétrica do meio contínuo (petróleo)

E = gradiente de tensão aplicado

r = raio das gotículas, sem campo elétricol = distância entre centros das gotículas

Força de atração entre 2 gotículas sujeitas a um campo elétrico,

DISTÂNCIA ENTRE GOTAS DE ÁGUA


199/359

0.5%

5%

10%

EQUAÇÃO DE STOKES


200/359

18

m

Vt = g.(

r

a

- r

o

.

d

2

Vt = velocidade de sedimentação das gotas

d = raio da gotam = viscosidade

r = massa específica

g = aceleração da gravidade

Obs.: A equação de Stokes foi elaborada para uma partícula esférica, rígida e isolada sedimentando sem a interferência de

outras partículas, cenário muito diferente quando comparado com as emulsões de petróleo.

Como podemos desestabilizar as emulsões e aumentar a taxa de

sedimentação?


201/359

Aumento da temperatura

Adição de produto desemulsificante

Regime de fluxo no interior do tratador

Adição de água

Emprego de campo eletrostático

Benefícios do aumento da temperatura


202/359

Reduz a viscosidade da fase externa (óleo);

Eleva a taxa de colisão gota-gota por aumento do movimento Browniano das gotas;

Solubiliza as parafinas e parte dos tensoativos naturais adsorvidos na interface óleo-água;

Reduz a rigidez do filme interfacial;

Favorece a difusão e a ação do agente desemulsificante.

Curva típica de viscosidade x temperatura


203/359

Benefícios do uso de desemulsificante


204/359

A adição de desemulsificante (30-70 ppm), promove a desestabilização da emulsão a

partir do mecanismo de deslocamento dos tensoativos naturais inicialmente adsorvidos

na interface óleo-água.

Tipos de desemulsificantes mais empregados: éster poliglicólico (condensados de

EO/PO), sulfonatos, óleos e ésteres polimerizados, alcano-aminas e derivados depoliamina. A maioria dos produtos comerciais são formados por misturas destes

compostos.

No caso da presença de sólidos pode ser necessária a adição de agentes modificadores de

molhabilidade.

Mecanismo de atuação do desemulsificante


205/359

Deslocamento dos tensoativos naturais

Coalescência entre as gotas éacelerada

Aumenta a velocidade de sedimentação

Distribuição do fluxoColetor Saída

Distribuição de fluxo no tratador


206/359

DistribuidorEntrada

Distribuidor

Fluxo vertical

Fluxo horizontal

Adição de água


207/359

A adição de água de lavagem favorece a coalescência da emulsão seja devido a diferença de pressão

interna entre as gotas ou pela migração de parte das moléculas tensoativas inicialmente adsorvidas na

superfície das gotas da emulsão para as gotas da água de lavagem adicionada;

Quando as emulsões superam o limite de incorporação de água, as emulsões geradas tornam-se muito

instáveis;

O processo de lavagem é mais eficiente quando a água encontra-se previamente aquecida e a emulsão

previamente dopada com desemulsificante.


Campo elétrico aplicado a uma emulsão:


208/359

polarização das gotículas (sais dissolvidos) distorção das gotículas p/ forma eliptica

Volt = 0 Alta Voltagem

+

++

+

+

+

+

+

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

-

-

-

-



209/359

Coalescência das gotículas

+

+

+

+

-

-

-

-

+

+

+

+

-

-

-

-

+

+

+

+

-

-

-

-

Força de atração elétrica entre gotículas de mesmo tamanho


210/359

4

626

d

r E K F

F = Força de atração entre gotículas

ε = Constante dielétrica do meio contínuo

E = Gradiente de tensão aplicado

r = Raio da gotícula (sem campo elétrico)

d = Distância entre as gotículas

Depende essencialmente do

tamanho e da distância

entre as gotas



Comp. Principal


211/359

Água

SEPARADOR DE

PRODUÇÃO

Óleo (BSW => 5 - 20 )

Aquec. óleo

Comp. Booster

DEGAS.

TRATADOR

ELETROSTÁTICO

gua

Óleo (BSW < 1 )

RETIRADA DE ÁGUA => RETIRADA DE SAL



212/359

SALfinal = SALinicial x BSWfinal

100 - BSWfinal

SALinicial = 70000 (água do mar)

=> SALfinal = 570 ppm

BSWfinal = 0,8%

REDUÇÃO DO TEOR DE SAL


• Vazão de emulsão


213/359

• Temperatura• Qualidade desejada

• D =10, 12, 14 ft

• L = até 30 m




214/359

- P , T => indicação

- BSW => indicação

- TOG => indicação

- Níveis => controle

- Interface água/óleo


215/359

SEPARAÇÃO ATM / ESTABILIZAÇÃO

Comp. Principal

SEPARADOR DE


216/359

DEGAS.

TRATADOR

ELETROSTÁTICO

gua

Comp. Booster

Água

PRODUÇÃO

Aquec. óleo

SEPARADOR

ATMOSFÉRICO


Pressão de Vapor (definição)


217/359

“Pressão de vapor de uma substância é a pressão em que a uma dada

temperatura, se inicia a vaporização dessa substância.”

Ex.: Água

T=100°C

Pv = 1 atm



218/359

“Óleo morto”

não libera gás nas condições atm

“Óleo vivo”

libera gás nas condições atm



219/359

Pressão de Vapor Reid (PVR)

associado a quantidade de gás

dissolvido no petróleo

Pv @ T = 37,8°C

Valores mais comuns:

7, 10 ou 12 psia


Gás


220/359

Separador

Atmosférico

P = 1,2 – 1,8 kgf/cm2a

T = 50 – 120°C

Óleo tratado/

estabilizado

(comp. booster) • Vazão de líquido• Tempo de residência

• Vaso bifásico

• Dimensões do Sep.

• L/D = 3 – 3,5




221/359

- P , T, Vazão de gás => indicação

- P => controle (sucção compressor)- Nível de líquido => controle


222/359

TRANSFERÊNCIA / EXPORTAÇÃO


Separador

EXPORTAÇÃO P/


223/359

Atmosférico

(SG-122302A)

Bombas booster

Bombas principais

OLEODUTO, MONOBÓIA, FSO

(Plat. Fixas, semi-submersível)


EXPORTAÇÃO PARA FSO


224/359

P40

P38

FSO =

Floating Storage and Offloading

TRANSFERÊNCIA PARA OLEODUTO


225/359

Separador


TRANSFERÊNCIA


226/359

Atmosférico

(SG-122302A)

Medição/

Tanques

PARA TANQUES

(FPSOs, FSOs)

LANÇADOR


227/359

PIG

OFFLOADING


228/359

FSO

Navio Aliviador

OFFLOADING - MONOBÓIA


229/359




230/359

Pressão

Pressão muito alta

Pressão muito baixa

Parada

do processo


231/359


232/359

SISTEMA DE TESTE


233/359

Tem a finalidade de testar cada poço

separadamente:

Medição das vazões de óleo, água e gás Avaliação do potencial do poço

Avaliação das características do poço

SISTEMA DE TESTE


234/359

Sistema constituído de:

Aquecedor de Teste

Separador de Teste

Bomba de óleo

Bomba de água

Comp. Principal

SISTEMA DE TESTE


235/359

BOMBA DE ÓLEO

Poço

Produtor

Condições de operação similares ao Sep.

Produção

Pré-água

Mont. Aq. Produção

BOMBA DE ÁGUA

SEPARADOR DE

TESTE

AQUECEDOR

DE TESTE

T =

P =


SISTEMA DE TESTE


236/359

- P , T, Vazões óleo, água, gás => indicação

- P => controle

- Níveis => controle interface, óleo- BSW óleo => indicação

- TOG água separada => indicação


237/359

DESARENAÇÃO

DESARENAÇÃO

PRESENÇA DE AREIA:


238/359

Problemas de erosão

Entupimento (instrumentos, tubulações)

SOLUÇÕES: gravel pack (tela nas colunas de produção)

desarenador antes do Separador

desarenador saída de água do Separador

SEPARADORES


239/359

Dispositivo de lavagem de areia

Dispositivo de lavagem de areia


240/359

areia enviada para desarenador

Desarenador = equipamento ciclônico deseparação sólido/líquido

água limpa retorna para separador


241/359

Processamento de gás


242/359

COMPRESSÃO PRINCIPAL

NECESSÁRIO PARA:

Elevar pressão do gás


243/359

p g

(separadores => pressão consumidores)

Utilização para gás lift

(gas lift=método de elevação artificial no qual o gás é injetado na coluna, diminuindo a

densidade e peso da coluna)

Gás combustível

Exportação



244/359

SISTEMA CONSTITUÍDO DE:

estágios de compressão

resfriadores inter-estágios

vasos depuradores

2 ou 3 estágios de compressão

acionamento elétrico / gás


EP PRODUÇÃO

T=40°C

P=30kgf/cm

2

a

Resfriador intemed.

UC-123101A/B


245/359

COMPRESSÃOAUXILIA

R

Vaso gás separado

COND GAS COMB

SEP TESTE

LC

SG-122302A/C

1

0

estág comp

Resf sucção

Vaso succção

estágio

2

0

estágio

LC

T=90°C

P=9 kgf/cm

2

a


2

0

estágio de compressão


246/359

LC

estágio

DEPURADOR

RESFRIADOR

COMPRESSOR

Trat. Gás (TEG)

Gás Comb.

T=40°C

P=110kgf/cm

2

a

Vaso gás separado

LC


247/359

LC LC


248/359

2° estágio

3° estágio

1° est ágioMLC

Gás produzido

LC

LC


249/359

COMPRESSÃO AUXILIAR

DESAERADORA

Compressor



250/359

Vaso sucção

VASO DE DRENAGEM

BOOSTER

BOOSTER

SEP ATM

resfriador

UC-122501

T=40°C

P=10 kgf/cm

2

a

LC




251/359

- Pressão

- Temperatura na saída resfriadores

- Nível de líquido nos depuradores

- Parada por: pressão alta, temperatura alta,

nível alto depuradores


252/359

TRATAMENTO DE GÁS

Unidade de Desidratação com Glicol

Peneiras Moleculares

Processamento de gás


253/359

Planta de Dessulfurização e Remoção de CO2

Planta de ajuste de ponto de orvalho (DPP)

Extração de GLP - UPGN (Turbo-expansão e absorção)

Sistema estabilização de condensado de Gás Natural

Coletores de Condensado

Definições

Gás natural - mistura de hidrocrabonetos de baixo peso molecular


254/359

Hidrocarboneto – função química orgânica formada por moléculas compostas de átomos de

carbono hidrogênio

Contaminates de gás natural – associação com heteroátomos

Enxofre (S) - H2S, mercaptans (RSH)

Oxigênio (O) – Fenóis, ác. Orgânicos

Nitrogênio (N) – Aminas, Amidas, NO2


255/359

Gás

–

Composição típica

Composição Gás natural Gás de refinaria Gás de nafta

Associado Não associado Residual

Gás de venda

C1 75 92 87 20 33


256/359

C1 75 92 87 20 33

C2 12,5 4 9,5 15,5 -

C3 7 1 0,5 2 -

C4 3 0,5 - 1 -

C5+ 1 - - - -

CO - - - 3 3

CO2 0,5 0,5 2 3 21

O2 - - - - -

H2 - - - 45 43

N2 1 2 1 10 -

H2S - - - 0,5 -

Composição do gás

Gás natural P-54 (entrada trat.)

Nitrogênio (N

2

) traços – 10 0,267

Dióxido de Carbono (CO

2

)

traços – 4 0,11


257/359

Gás sulfídrico (H

2

S)

traços – 6 -

Hélio (He)

não -

Metano (CH

4

) 45 – 92 91,478

Etano (C

2

H

6

)

4 – 21 4,560

Propano (C

3

H

8

) 1 – 15 1,508

Butanos (C

4

H

10

) 0,5 – 2 1,100

Pentanos (C

5

H

12

) traços – 3 0,449

Hexanos (C

6

H

14

) traços – 2 0,202

Heptanos + (C

7+

) traços – 1,5 0,258


258/359

PROCESSAMENTO DO GÁS

Gás produzidoCondicionamento Extração de LGN

Gás de venda


259/359

C5+Estabilização Tratamento de

produto

Gás combustível

Recompressão

Condicionamento

Desidratação

Adoçamento

Estabilização

Desmetanizadora

Desetanizadora

Despropanizadora

Desbutanizadora

Tratamento

Desidratação

Adoçamento

H2S, COS, RSH

CO2

Extração de LGN

Absorção

Condensação

válvula JT

turboexpansão

refrigeração

GLP

TRATAMENTO DE GÁS


260/359

CO2 :

presente na composição do gás

H2S :

presente na composição do gás

ação de bactérias sulfato-redutoras

TRATAMENTO DE GÁS

P b i t õ d CO


261/359

Para baixas concentrações de CO2

utilização de materiais adequados

Para baixas concentrações de H2S utilização de materiais adequados

injeção de sequestrante de H2S

TRATAMENTO DE GÁS

ADOÇAMENTO DO GÁS


262/359

É a remoção do gás ácido (CO2 e H2S) do gás natural.

CO2, H2S => corrosão

H2S => tóxico

TRATAMENTO DE GÁS

ADOÇAMENTO DO GÁS


263/359

PROCESSOS DE TRATAMENTO

Absorção com solventes (aminas)

Peneiras moleculares (leito sólido)

ADOÇAMENTO DO GÁS

ABSORÇÃO COM AMINAS


264/359

Coluna

Absorção

Amina

Coluna

Regeneração

Reboiler

CO

2

,H

2

S

Gás ácido

Gás doce


265/359

PFD – Amina P-50


266/359

PROCESSAMENTO DE GÁSUnidade de produção de enxofre a partir de H2S


267/359


268/359

DESIDRATAÇÃO DE GÁS


269/359


GÁS NATURAL

capacidade de absorver água


270/359

capacidade de absorver água

Função da composição, pressão, temperatura

Gás saturado => absorveu limite de sua capacidade (@ P, T)

HIDRATO

Hidrato é um sólido cristalino, consiste de blocos feitos de “gaiolas” de moléculas de água aprisionando

molécula de gás, em geral metano. É similar ao gelo, exceto que a estrutura cristalina é estabilizada pela

moléculade gás dentro da “gaiola” das moléculas de água.

Vários gases têm tamanho de molécula adequado para formar hidrato: N2, CO2, H2S, C1, C2, C3, iC4, nC4


271/359

g q p

Hidrato pode ocorrer Natureza ou ser formado em sistemas que manuseiam gás natural

Moléculas de H2O

Ligação química tipo ponte de Hidrogênio

Molécula de metano

Hidrato


272/359

Hidrato: gelo que “queima”


273/359

HIDRATO

Hidrato somente formará se o gás estiver saturado com água

Hidrato somente é problema se for pemitido a aglutinação dos


274/359

p p g

cristais de tal modo que haja interrupção de fluxo.

Fluxo turbulento com presença de HC líquido, associado a trecho

reto de tubulação , com o mínimo de joelhos, Tes, filtros podem

operar sem problemas abaixo da temperatura de formação de

hidrato

Em fluxo multifásico o HC líquido impede que os cristais de hidratos se juntem

INIBIÇÃO DE FORMAÇÃO DE HIDRATO

O modo para prevenir a formação de hidratos e corrosão é manter as tubulações e equipamentos isentos

de de água


275/359

Para inibição injeta-se monoetileno glicol (MEG), DEG, TEG, metanol ou

etanol na corrente gasosa onde o inibidor combina-se com a fase aquosa,

abaixando a temperatura de formação de hidrato

Para injeção contínua é mais econômico a injeção de glicol, o qual pode ser

recuperado e reinjetado. MEG é glicol mais usado devido ao seu baixo

custo, baixa viscosidade e baixa solubilidade em hidrocarboneto líquido


(formação de hidratos)


276/359

Água livre

HCs leves (C1, C2, C3), CO2)

Pressão, Temperatura

(alta P, baixa T)

HIDRATOS

bloqueio de linhas, instrumentos



277/359

Processo de remoção de

água do gás natural

evitar formação de hidratos

evitar mistura corrosiva pela

absorção de CO2 e H2S.


Processo mais utilizado:


278/359

absorção com líquidos

TEG (Trietileno Glicol), mais utilizado

altamente higroscópico

estável

facilidade de regeneração

DESIDRATAÇÃO COM TEG

gás natural desidratado

(seco)


279/359

Regeneração

(baixa pressão)

retirada

água do TEG

TEG pobre

Absorção

(alta pressão)

contato

Gás x TEG

gás natural

saturado

TEG rico


Plataforma fixa


280/359

SAIDA DE

GÁS

DESIDRATADO

ENTRADA

DE GLICOL

POBRE

DEMISTER

DETALHE DAS

BANDEJAS

VISTA DE CIMA

VISTA LATERAL

DETALHE DOS

DEMISTER`S

VÁLVULAS

T - 20101

VERTEDOURO


281/359

CONDENSADO

ENTRADA

DE GÁS

ÚMIDO

PLACA

DEFLETORA

BANDEJAS

VERTEDOUROS

DEMISTER

SAIDA

DE GLICOL

RICO

ABERTA

FECHADA

BORBULHADORAS

DETALHE DAS

VÁLVULAS

BORBULHADORAS

GLICOL GLICOL

GÁS

GÁS

DRENO

AUTOMÁTICO

P/ SG`S - A / B

DRENO MANUAL

P/ SLOP

PNA-1

Fixa - bandejas

VP-60401-01

PV ALÍVIOP/ FLARE

SUMP

VENT P/ATMOSFERA

P-60401

SLOP

GLICOLDA

T-20101

LV

FTP-60401-01 A/B

198 oC

30 oC

50 oC

198 oC

101 oC

VAPOR

VAPOR

30 oC

30 oC


282/359

SUMP SUMP

SUMP SUMP VP-60401-02

PP-60401-01A

PP-60401-01B

SUMP GÁSSTRIPPING

SUMP

SUMPB M

B M

PP-60401-02

H2O

H2O

FI

GLICOL P/T-20101

SUMP

FTP-60401-02 A/B TV

50 oC

140 oC 170 oC

145 oC48 oC

FI

REPOSIÇÃODE GLICOL

BP-60401-01 A/B

Torre desidratação

Gás p/ Exportação

SS ou FPSO


(absorção, alta pressão)


283/359

Entrada Pré-água

LC

T=40°C

P=200kgf/cm

2

a

Vaso depurador

TEG Pobre

TEG Rico

Gás AP

recheio estruturado


(regeneração, baixa pressão)

TEG Rico

Vent

Condensador de topo

Torre regeneradoraT=102°C

2

T=42.6°C

P=6.5kgf/cm

2

a


284/359

Pré-aq.

TEG Pobre

Pré aq

LC

1

LC

Filtros

Slop Vessel

V-Z-123301

Torre reconcentradora

Vaso de expansão

Refervedor

1

Tocha

Vaso

acumulador

P=5.7kgf/cm a

T=93°C

P=6.0kgf/cm

2

a

T=150°C

P=6.8kgf/cm

2

a

T=204°C

T=160°C

Bomba

resfriador



ABSORÇÃO


285/359

- P, T, teor de água no gás: indicação

- Controle:

- nível de TEG na Torre Absorvedora

- nível de líquido no Vaso Depurador

- diferença de temperatura entre TEG e gás


286/359




287/359

- Controle:

- temperatura de regeneração

- vazão de TEG rico filtros

- pressão do gás stripping

- pressão no vaso de expansão

REGENERAÇÃO


288/359

SISTEMAS DE ÁGUAS OLEOSAS

Legislação ambiental

Água produzida

Água produzida


289/359

g p

SAO – Separador Água-Óleo

Hidrociclones

Vaso desgaseificador

FlotadorTubo de despejos – Caissons

Reinjeção de água produzida

PFD P-53


290/359



291/359

• Co-produção de água em grandes volumes

• Descarte no mar ou reinjeção

• Volumes tendem a crescer a medida que o campo envelhece



292/359

• TOG


293/359

• LEGISLAÇÃO BRASILEIRA:

• CONAMA água produzida:

• o


294/359

RESOLUÇÃO CONAMA N 393(2007);

– TEOR DE ÓLEO E GRAXA (TOG) MÁXIMO DE 29 mg/L (média mensal);

–TOG < 40 mg/l (máximo diário)

.


SG

Flotador

TO

Vent


295/359

Pré-água

descarte

LIC

HIDROCICLONES

LV_SG

LV_TO

HIDROCICLONES

Tratamento de Água Produzida


296/359

Tratamento de Água Produzidaidrociclones


297/359

HIDROCICLONES

Rejeito


298/359

Água oleosa

Água tratada

Configuração com vaso de pressão

Configuração com liners isolados

Hidrociclones PPG-I


299/359

SEPARADOR

LC

Filosofia de Controle

óleo


300/359

HIDROCICLONES

PIT

PIT

PIT

LV

I

PDT

PDT

PV

DP rejeito

D

P água

azão =

rejeito

água

água

oleosa

• HIDROCICLONES: VANTAGENS

– PEQUENO TAMANHO E BAIXO PESO;

– NÃO SOFRE INFLUÊNCIA DE BALANÇO;


301/359

– NÃO APRESENTA PARTES MÓVEIS;

– NO LINERS AJUSTADO EM FUNÇÃO DA VAZÃO DE ÁGUA DO SISTEMA;

– NÃO TEM CONSUMO DE ENERGIA;

– POUCA MANUTENÇÃO;

– EXIGE POUCO ACOMPANHAMENTO OPERACIONAL.

• HIDROCICLONES: DESVANTAGENS

– USADO SOZINHO NÃO ENQUADRA A ÁGUA DESCARTADA EM 29 mg/l;


302/359

– FAVORECE A DEPOSIÇÃO DE INCRUSTAÇÕES.

– EROSÃO

Flotador – tipo gás dissolvido

formação de microbolhas


303/359

afinidade gás - óleo

arraste óleo

Flotador a gas induzido vertical

Tratamento de Água Produzida


304/359


305/359

SISTEMAS DE DRENAGEM

• ABERTA

• FECHADA

SISTEMA DE DRENAGEM

(óleo)


306/359

(água)

SDV

SDV

(óleo)

35

35

34

35

34

Drenagem fechada

Drenagem aberta

DRENAGEM FECHADA

Rejeito dos

Hidrociclones

Coletor

Área Classificada


307/359

Vaso de drenagem 30 m3

(2 x 100 )

VSD

50 m3/h

(2 x 100 )

LC

Entrada Pré-água/óleo

DRENAGEM ABERTA

Coletor de Dreno Aberto da

Planta

TQ-533601

350 m

3

(Estrutural)

Planta Navio

M

B-533602 A/B

5 m

3

/h

(2 x 100 )

Slop Vessel


308/359

(Tomadas de Amostra, etc)

Slop Vessel

Área Classificada

B-533606 A/B

3 m

3

/h

(2 x 100 )

M

TQ-533602

5 m

3

(Metal)

Coletor de HC

Overboard


309/359


SISTEMA DE TOCHA


310/359

Rede coleta de PSV (válvula de segurança), BDV ( válvula de

despressurização) Vaso depurador

Lança

Flare

SISTEMA DE ALÍVO (TOCHA DE ALTA/BAIXA)

Coletor Tocha AP

Alta

Pressão

V-541201


311/359

Slop Vessel

oletor Tocha BP

B-541201 A/B

V-541202

B-541202 A/B

TA-541201

Baixa

Pressão

LANÇA


312/359

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