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Segunda parte da matéria
Equipamentos e esquemas de separação
Vasos separadores gravitacionais – tipos, dispositivos internos,
problemas operacionais, filosofia de controle, critérios de dimensionamento
Tratadores eletrostáticos – tipos, características gerais de construção e
operação
Tratamento de água produzida
Equipamentos de Separação
Os equipamentos empregados na separação gravitacional dependem, entre
outros fatores, da localização da unidade de produção.
Unidades terrestres: tratadores termoquímicos, tanques de lavagem e
separadores gravitacionais.
Unidades marítimas: separadores gravitacionais
Equipamentos de Separação
Tanques de Lavagem
Baseiam-se no emprego de 3 fatores combinados:
– Aquecimento da mistura
– Adição de desemulsificantes
– Grandes tempos de residência (podendo chegar a várias horas.)
Equipamentos de Separação
Tanques de lavagem:
– São viáveis em áreas terrestres devido a não haver limitações rigorosas
de espaço e peso. Em unidades marítimas, sua utilização é normalmente
inviável.
– Tanques de lavagem não são apropriados para a separação de quantidade
significativas de gás, pois operam em pressão muito próxima à atmosférica.
Equipamentos de Separação
Tanques de lavagem:
Características:
– Para grandes vazões e altos cortes de água;
– Aquecimento com vapor (caldeiras) ou fluido térmico (fornos);
– Não suporta pressão (baixa RGO);
– Elevado tempo de residência;
– Zonas: água, emulsão, óleo tratado.
– Capacidades usuais: 5.000, 10.000, 20.000 e 30.000 bbl
Equipamentos de Separação
Tratadores
Termoquímicos
– Também costumam ser bastante utilizados em áreas terrestres.
– Normalmente são de menor porte que os tanques de lavagem e realizam o
aquecimento da mistura através de queimadores de gás.
5 Equipamentos de Separação
Tratadores Termoquímicos
– Possuem as mesmas restrições quanto à utilização em unidades marítimas
que os tanques de lavagem.
Equipamentos de Separação
Separadores Gravitacionais
Entrada
Seção de Separação
Primária
Gás
Líquido
Seção de Separação
Secundária
Seção de Acúmulo
de Líquido
Seção de
Aglutinação
Saída
de Gás
Saída de
Líquido
6 Equipamentos de Separação
Tratadores Eletrostáticos (quebra de emulsão)
Esquemas de Separação
A depender das condições geográficas, do histórico de exploração de uma
bacia e da logística de escoamento da produção, pode-se empregar diferentes
estratégias e
sistemas de separação de fluidos.
Em áreas terrestres, é favorecida a produção descentralizada, com grande
número de poços ligados a estações coletoras, que por sua vez enviam a
produção para estações centrais de processamento de fluidos.
Em áreas marítimas, é favorecida a produção centralizada, com poucos
poços ligados a plataformas que podem realizar diferentes etapas de
separação, ou mesmo não realizar separação nenhuma.
7 Esquemas de Separação
Esquemas de Separação
Tipo 1: sem separação de fluidos.
– a planta de processo visa executar somente teste e avaliação da produção
dos poços. O escoamento do fluido produzido é efetuado em fluxo multifásico
pelo oleoduto até uma planta central onde ocorrerá o processamento.
8 Esquemas de Separação
Tipo 2: sistema com separação bifásica
– a planta de processo é bastante simples, consistindo de coletores de
produção, separador de teste, separadores bifásicos de produção, tanque
acumulador (surge tank) e sistema de transferência e medição da produção,
além das facilidades para aproveitamento do gás associado e utilidades
(água, ar comprimido e energia elétrica). Neste tipo não há descarte de
água produzida, que é transferida junto com o óleo.
Esquemas de Separação
Tipo 3: sistema com separação trifásica
– a planta de processo já apresenta uma maior complexidade, possuindo
permutadores de calor (petróleo x água quente), separadores de teste,
separador trifásico, sistema de tratamento de água oleosa, medição e
transferência de óleo por oleoduto, instalações para tratamento e
aproveitamento do gás além de utilidades em geral.
9 Esquemas de Separação
Tipo 4: sistema com separação trifásica
– similar ao terceiro tipo, a planta possui adicionalmente tratador
eletrostático (para tratamento de óleo), que tem como objetivo reduzir o
teor de água emulsionada, a fim de enquadrar o óleo, nos padrões de
qualidade estabelecidos para o refino.
Mais utilizado!
Esquemas de Separação
Tipo 5: apenas tratamento eletrostático
– Utilizado em UEPs sem poços interligados. Apenas ocorre adição de
desemulsificante e passagem da mistura por um tratador eletrostático para
remoção de emulsão. O estágio seguinte seria um surge tank(tanque
acumulador)
10 Esquemas de Separação
No sistema tipo 4 (mais utilizado), existem diversas possíveis
configurações para os equipamentos de separação.
Exemplo 1:
– Dois trens de produção;
– Pré-aquecimento do óleo com água que vai do flotador para descarte,
depois com óleo desidratado (saindo do TO);
– Dois estágios de separação (separador de produção e separador
atmosférico);
– TO entre separador de produção e separador atmosférico, na mesma P e T do
separador de produção (seria melhor trabalhar com TO com temperatura mais
elevada. Isso não ocorre devido à liberação de gás).
11 Esquemas de Separação
No sistema tipo 4 (mais utilizado), existem diversas possíveis
configurações para os equipamentos de separação.
Exemplo 2:
Esquemas de Separação
No sistema tipo 4 (mais utilizado), existem diversas possíveis
configurações para os equipamentos de separação.
Exemplo 2:
– Dois trens de produção;
– Pré-aquecimento do óleo com água que vai do hidrociclone para o flotador,
depois com óleo estabilizado (saindo do separador atmosférico);
– Aquecimento complementar de óleo entre o separador gravitacional e o TO;
– Em consequência desse aquecimento, necessidade de vaso desgaseificador na
entrada do TO para remover o gás gerado;
– Dois estágios de separação (separador de produção e separador
atmosférico), TO entre os dois estágios;
– Necessidade de resfriamento complementar do óleo estabilizado após
trocador óleo-óleo.
12 Esquemas de Separação
No sistema tipo 4 (mais utilizado), existem diversas possíveis
configurações para os equipamentos de separação.
Exemplo 3:
Esquemas de Separação
No sistema tipo 4 (mais utilizado), existem diversas possíveis
configurações para os equipamentos de separação.
Exemplo 3:
– Óleo pesado com pouco gás. BCS com injeção de desemulsificante à montante
(geração de água livre);
– Dois trens de produção;
– Pré-aquecimento do óleo com água que vai para descarte, depois do óleo
desidratado (saindo do TO);
– Aquecimento complementar do óleo entre o separador gravitacional e o TO;
– Em consequência disso, necessidade de vaso desgaseificador na
entrada do TO;
– Dois estágios de separação. Separador de água livre (economia de carga
térmica) e separador de produção;
– Não há separador atmosférico;
– Resfriamento complementar do óleo e água produzida devido á alta
temperatura do processo (120 a 140oC).
13 Esquemas de Separação
No sistema tipo 4 (mais utilizado), existem diversas possíveis
configurações para os equipamentos de separação.
Exemplo 4:
Esquemas de Separação
No sistema tipo 4 (mais utilizado), existem diversas possíveis
configurações para os equipamentos de separação.
Exemplo 4:
– Trem de produção único a partir de dois headers de produção;
– Pré-aquecimento do óleo com água quente;
– Dois estágios de separação gravitacional trifásica com aquecimento
complementar entre eles;
– TO após 2º estágio de separação, na mesma temperatura e pressão superior;
– Resfriamento do óleo desidratado com troca térmica óleo-óleo
após o 1º estágio de separação;
– Tratamento de água simplificado.
Separadores Gravitacionais
– São vasos normalmente cilíndricos (por vezes esféricos), com espessura de
parede suficiente para trabalhar com determinada pressão em seu interior.
– Através do princípio de decantação gravitacional, promovem a separação
das fases.
– Não são dimensionados para separar emulsões.
Separam principalmente a água livre e dispersões grosseiras.
Separadores Gravitacionais
Tipos de Separadores
– Quanto ao número de fases: bifásicos ou trifásicos.
– Quanto ao arranjo físico: verticais, horizontais ou esféricos.
– Quanto à função: separador de água livre, separador de produção,
separador atmosférico (surge tank), depuradores (gas scrubber), slug
catcher (remoção de
golfadas de condensado em gasodutos).
3 Separadores Gravitacionais
Quanto ao número de fases
Separador bifásico:
– Promove a separação vapor-líquido
– Quando presente, normalmente está em plataformassatélite que enviam a
fase líquida para uma plataforma central de separação e tratamento
– Outra aplicação frequente é como depurador de líquido
ou condensados em uma linha de gás (gas scrubber).
Separador trifásico:
– Promove a separação água-óleo-vapor de uma corrente multifásica
proveniente dos poços de produção.
– Deve fornecer um tempo de residência maior ao líquido, de forma que haja
uma separação líquido-líquido.
Separadores Gravitacionais
Quanto ao número de fases
– A separação líquido-líquido ocorre através do transbordamento da fase
superior (óleo) sobre um vertedouro, acumulando-se um compartimento de
óleo.
– Por esta razão, há necessidade de um controle do nível de interface óleo-
água.
Separadores Gravitacionais Quanto ao número de fases
Separadores Gravitacionais
Quanto ao número de fases
Em alguns casos, o óleo é removido através de um coletor de óleo e a água
é removida através de um vertedouro.
A vantagem desta configuração é que possibilita a separação das fases sem a
necessidade de um controle de nível da interface óleo-água, sendo por isso
recomendada quando há dificuldade de controle de nível da interface (óleos
pesados, excesso de emulsão, etc.)
Separadores Gravitacionais
Quanto ao arranjo físico
Separadores verticais:
– Bifásicos ou trifásicos
– Toda a área da seção transversal do vaso está disponível para o
escoamento do gás, o que o torna apropriado para grandes vazões de gás em
relação ao líquido.
– Menor velocidade do gás = menor arraste de partículas líquidas
Separadores Gravitacionais
Quanto ao arranjo físico
Separadores verticais:
– Desvantajoso para separação líquido-líquido devido à menor área de
contato.
– Normalmente empregado como separador bifásico ou como depurador
de gás.
– Necessita de menor área disponível para instalação.
– Quando empregado como separador trifásico tem como única vantagem
significativa maior facilidade de remoção de sólidos eventualmente
acumulados.
Quanto ao arranjo físico
Separadores horizontais:
– Bifásicos ou trifásicos
– Preferencialmente usados quando há grande produção de líquido Separadores
Gravitacionais
Quanto ao arranjo físico
Separadores horizontais:
Vantagens com relação aos verticais:
– Absorve melhor as flutuações de carga inerentes aos processos
produtivos. Propiciam menor variação do nível da interface, facilitando o
controle.
– A direção de escoamento dos fluidos é normal à direção do campo
gravitacional que promove a separação e, portanto, a velocidade da fase
contínua não se opõe a velocidade de migração da fase dispersa.
– Para um mesmo volume de líquido apresenta uma superfície maior de contato
entre os fluidos, o que favorece a separação das fases.
Separadores horizontais:
Desvantagens com relação aos verticais:
– Requerem maior área disponível para instalação
– São mais susceptíveis à formação de ondas estacionárias internas
devido aos movimentos de plataformas flutuantes.
Separadores esféricos:
– Adequados para remoção de líquidos de correntes de gás a alta pressão.
– Tem como única vantagem uma construção mais econômica devido ao menor
peso de aço necessário para sua construção (relação superfície/volume)
Separador de água livre:
– Tem a função de remover exclusivamente a água não emulsionada.
– Instalado a montante dos permutadores de calor, a fim de economizar carga
térmica na
unidade, principalmente em sistemas que operam em altas temperaturas.
– Assim, a água livre separada não precisa ser aquecida à temperatura final
do processo juntamente com o óleo.
Separador de produção:
– É o equipamento padrão de separação gravitacional.
– Normalmente é trifásico.
Separador atmosférico (surge tank):
– É o último equipamento da planta de óleo.
– Opera em pressão próxima a atmosférica.
– Tem a função de estabilizar o óleo (remover o gás dissolvido remanescente
por descompressão).
– Serve também para atuar como "vaso pulmão" para as bombas de
transferência.
Vaso depurador (gas scrubber):
– Separador bifásico que tem a função de reter gotículas líquidas
arrastadas para a corrente de gás ou remover os condensados formados
durante o processo de compressão.
Slug Catcher:
– Conjunto de vasos com a finalidade de separar o líquido condensado ao
longo de um gasoduto.
– Ao contrário dos scrubbers, costumam ser horizontais, a fim de absorver
grandes variações na vazão instântanea de líquido, resultado do acúmulo de
condensado em regiões baixas do gasoduto e que são removidos pela passagem
do PIGs.
Slug Catcher:
– Conjunto de vasos com a finalidade de separar o líquido condensado ao
longo de um gasoduto.
– Ao contrário dos scrubbers, costumam ser horizontais, a fim de absorver
grandes variações na vazão instântanea de líquido, resultado do acúmulo de
condensado em regiões baixas do gasoduto e que são removidos pela passagem
do PIGs.
Separadores Gravitacionais
Outros tipos de separadores:
Separador cilíndrico horizontal de corpo duplo
Separador tipo filtro
Outros tipos de separadores:
12 Separador ciclônico
Separadores Gravitacionais
Dispositivos internos dos separadores:
A fim de auxiliar na separação gravitacional, são empregados dispositivos
no interior dos separadores que provocam bruscas variações na quantidade de
movimento do fluido, de forma a se tirar proveito das diferenças de inércia
da fase contínua e dispersa
13 Dispositivos internos dos separadores:
Dispositivos internos dos separadores:
Dispositivos de entrada
– Promovem dissipação de energia cinética através da colisão, provocando
uma separação grosseira entre as fases devido às diferenças de inércia
entre as mesmas.
– Devem também restringir a turbulência provocada pela corrente de entrada,
de forma que não afete a tranquilidade da região de decantação de líquido.
Dispositivos de entrada
– A turbulência localizada provocada por esses dispositivos pode ter efeito
negativo sobre a separação das fases.
– A fim de minimizar a turbulência, outras geometrias têm sido estudadas.
Dispositivos de entrada
– Ciclones: promovem a separação vapor-líquido diminuindo o turbilhonamento
da fase líquida.
Separadores Gravitacionais Dispositivos internos dos separadores:
Dispositivos eliminadores de névoa
– Instalados na seção de acúmulo de gás, possui a função de reter gotículas
líquidas carreadas no gás.
– Tipo TP Vane (tortuous path vane):
são placas tortuosas paralelas que forçam mudanças na direção durante o
escoamento. A fase mais densa tem maior inércia e choca-se contra as
paredes das placas.
Dispositivos eliminadores de névoa
– Tipo knitted wire mesh: são malhas de arame superpostas em camadas de
diferentes aberturas que promovem adesão e a coalescência das gotículas de
líquido. Apresentam alta área específica (150 a 1500 m2/m3) e alto volume
de vazios (93 a 99%)
– Normalmente instalados próximo ao bocal de saída do gás.
– As gotículas removidas estão na faixa de 2 a 100 mm de diâmetro
– A remoção do líquido ocorre por colisão, retenção e gotejamento para
dentro do
vaso separador.
Dispositivos eliminadores de névoa
– A eficiência do dispositivo depende fortemente da velocidade de
escoamento do gás.
– Velocidade muito baixa _ baixa inércia _ gotículas líquidas contornam os
fios da malha
– Velocidade muito alta _ gotículas líquidas aderidas são arrastadas pela
corrente do gás
– Velocidade superficial admissível para o gás (Vg): fórmula empírica de
Sauders & Brown
– rL é a massa específica do líquido, rg é a massa específica do gás e K é
uma constante empírica para cada tipo de malha.
– A vazão mínima deve garantir velocidade não inferior a 10% do valor
calculado
– Arraste excessivo de óleo no gás devido á nível alto _ diminuição da área
de escoamento do gás _ aumento na Vg
Dispositivos eliminadores de névoa – Wire Mesh X TP Vane
– Knitted wire mesh é capaz de reter gotículas menores do que o TP Vane,
sendo por isso preferida no caso de vasos depuradores de gás (scrubbers).
– Desvantagem: são facilmente colmatados por depósitos parafínicos, caso
estes possam se formam
– TP Vane exige maior velocidade superficial do gás e operam em uma faixa
mais estreita de variação de velocidade, quando comparada com a wire mesh.
– Por outro lado, são menos susceptíveis á deposição de parafinas.
Tranquilizadores de fluxo
São placas perfuradas que possuem a função de:
– Evitar que as golfadas e balanço da embarcação criem ondas ressonantes no
interior do vaso;
– Evitar recirculação de fluidos;
– Evitar zonas de estagnação de fluidos;
– Auxiliar na quebra de espuma
:
Tranquilizadores de fluxo
Placas coalescedoras de água
– Aceleram a coalescência das gotas de água, facilitando a separação
águaóleo.
– Ao se chocarem com as placas, as gotas aderem e coalescem, escorrendo
para a parte inferior.
Dispositivos coalescedores eletrostáticos
– Aceleram a coalescência das gotas de água, através da aplicação de um
campo elétrico já no interior do separador gravitacional.
– VIEC _ Vessel Internal Electric Coalescer – patente Vetco. Diferenças em
relação ao TO:
– Os elementos dentro do vaso são alimentados em baixa tensão (alternada).
– As placas são isoladas por um revestimento, permitindo a passagem de gás
e água.
Dispositivos coalescedores eletrostáticos
Objetivos:
– Redução da temperatura de processo dos separadores gravitacionais (SGs);
– Redução do consumo de desemulsificantes;
– Redução de peso e volume dos SGs em sistemas offshore;
– Tratamento de óleos pesados e ultra-pesados;
21 Desengargalamento de plantas offshore;
Dispositivos coalescedores eletrostáticos
Dispositivos internos dos separadores:
Dispositivos de remoção de areia
– Sistemas de jato de água direcionados para o fundo do vaso com a função
de revolver os sólidos depositados e succioná-los para fora – Emprega a
própria água produzida, que é pressurizada por uma bomba externa e
reinjetada no vaso
– A corrente de água e sólidos succionada para fora do vaso passa por um
sistema de ciclones para a separação dos sólidos Separadores Gravitacionais
Dispositivos de remoção de areia
– O sistema de remoção de areia tem como principal vantagem permitir a
operação de limpeza sem parada da produção do separador – Em projetos em
que há previsão de produção de sólidos, emprega-se uma chicana no fundo do
vaso para evitar o arraste de areia para a saída de água.
Dispositivos quebra-vórtice
– Instalados na saída de água para evitar que a formação de vórtices
arraste parte da camada superior de óleo e na saída de óleo para evitar o
arraste de gás.
:
Detectores de nível
– Têm a função de detectar a posição (altura) da interface óleo-água e
óleogás,
a fim de alimentar o sistema de controle. Os tipos principais são: de
empuxo, capacitivo e de admitância. De empuxo (bóia):
– Reflete a densidade média do meio através da variação do peso aparente da
bóia.
– Fornece um sinal analógico de tensão mecânica na haste de bóia.
– Possui uso dificultado para casos em que o óleo possui massa específica
próxima à da água e quando há camada de emulsão.
Detectores de nível
Separadores Gravitacionais
Dispositivos internos dos separadores:
Capacitivo:
– Uma sonda vertical no interior do vaso atua como uma das placas do
capacitor e as paredes do vaso atuam como a outra placa.
– O fluido entre as placas atua como dielétrico.
– A variação no nível da interface altera a proporção de líquidos de
constante dielétrica diferente entre as placas, o que leva a uma alteração
da capacitância que é orrelacionada com a altura das fases.
Admitância:
– Baseado na leitura da associação de correntes capacitivas e resistivas.
– É o sistema de maior confiabilidade e menos sujeito a erros.
Dispositivos de segurança
Válvulas de alívio
– Normalmente acionada por mola de ação direta.
– Pode ser usada em série ou em paralelo com disco de ruptura.
Discos de ruptura
– Vantagem de ser relativamente barato e garantir estanqueidade.
– Desvantagem de não poder ser reutilizado após rompimento.
Problemas operacionais em separadores gravitacionais
1. Formação de espuma
Causas: liberação de gás nos pontos de queda de pressão e presença de
impurezas no óleo (tensoativos).
Problemas: dificuldade de controle de nível no separador.
arraste de líquido para o sistema de gás.
Controle: dispositivos internos do vaso, antiespumante e
aquecimento.
2. Acúmulo de areia
Causa: proveniente do reservatório, arrastada pelo fluido.
Problemas: erosão de válvulas e obstrução de internos.
Controle: sistema de remoção de areia.
3. Acúmulo de parafina
Causa: composição química do petróleo.
Problema: entupimento dos internos (wire mesh).
Controle: aquecimento.
4. Arraste de óleo pelo gás
Causas: nível excessivamente alto no vaso, golfadas.
Problemas: danos nos componentes internos da planta de gás,problemas no
sistema de compressão.
Controle: supressores de névoa.
5. Arraste de óleo pela água
Causas: golfadas, nível da interface excessivamente baixo.
Problema: dificuldade de enquadramento da água, problemas na planta de
tratamento de água produzida.
Controle: tranquilizadores de fluxo, controle de nível adequado.
6. Arraste de gás pelo óleo
Causa: nível da interface excessivamente baixo na câmara de óleo.
Problemas: cavitação de bombas, gás no tratador eletrostático.
Controle: controle de nível adequado.
Filosofia de controle dos vasos separadores
1. Controle de pressão: um indicador e transmissor de pressão (PIT) mede a
pressão no interior do caso e alimenta o controlador de pressão que, por
sua vez, atua em uma válvula de pressão (PV) localizada na linha de saída
de gás. Normalmente a liberação de gás resultante da queda de pressão no
vaso produz uma vazão de gás suficiente para controle de pressão.
Excepcionalmente, em casos críticos de baixa RGO, pode ser necessário a
injeção de gás pressurizado no vaso para o controle de pressão, a fim de
compensar as variações no
nível do líquido.
2. Controle de nível: os indicadores de nível (LIT) medem os níveis das
interfaces gás-líquido e óleo-água no interior do vaso e alimentam os
controladores de nível que atuam nas válvulas de nível (LV)localizadas nas
linhas de saída dos fluidos.
3. Controle de temperatura: um indicador e transmissor de temperatura (TIT)
mede a temperatura no interior do vaso. Se o aquecimento é feito através de
um permutador de calor, o controlador de temperatura atua sobre a válvula
de temperatura (TV) do permutador, que controla a vazão do fluido de
aquecimento do equipamento. Se o aquecimento é feito através de um
queimador, o controlador aciona a válvula de
combustível.
4. Controle de vazão: normalmente não é empregado. O controle, se houver, é
feito no sistema de elevação ou válvula choke.
– O nível da interface óleo-gás na seção de acúmulo de líquido é
normalmente estabelecido em 50% da altura do vaso, pois este valor fornece
a maior área superficial para separação entre essas fases.
Controle da interface óleo-água:
– Feito através de detectores de nível no interior do vaso, controlador e
válvula de nível localizada na linha de saída de água.
– Esta válvula deve ser localizada a jusante da bateria de hidrociclones do
separador a fim de evitar cisalhamento e emulsionamento do óleo na água
produzida.
Nível da interface muito baixo:
– Risco de saída de óleo junto com a água
– Saída de água com TOG mais elevado Nível da interface muito alto:
– Risco de passagem de água para a seção de acúmulo de óleo.
Controle de nível do óleo:
– Feito através de detector de nível, controlador e válvula de nível
localizada na linha de óleo após o tratador eletrostático.
29 Separadores Gravitacionais
Critérios gerais de dimensionamento de separadores Separadores bifásicos
Princípio geral:
– Estabelecer a velocidade máxima admissível da corrente gasosa de forma
que não haja carreamento de gotículas líquidas pela saída de gás.
– Dimensionar o vaso de forma que, nas vazões esperadas, essa velocidade
máxima não seja excedida.
Procedimento:
1. Determinar o diâmetro característico das gotículas líquidas na fase
gasosa (observar que os diâmetros são, na verdade, polidispersos).
2. Calcular a velocidade de decantação gravitacional das gotículas desse
diâmetro.
Critérios gerais de dimensionamento de separadores Separadores bifásicos
A velocidade terminal de decantação é atingida quando:
peso – empuxo = força de arrasto
A força de arrasto é também função do número de Reynolds da gotícula
Onde:
Rvap
_ massa específica da fase vapor mvap
_ viscosidade dinâmica da fase vapor vr
_ velocidade relativa gotícula-vapor dp
_ diâmetro da gotícula característica
– Como o próprio número de Reynolds também depende da velocidade, a
determinação da velocidade terminal da gotícula torna-se um processo
iterativo.
– Para pequenos diâmetros de gotícula, o regime de decantação é o de Stokes
(Re < 0,2).
– Para diâmetros maiores (normalmente encontrados – 0,2 < Rep < 500), o
arrasto viscoso é uma função mais compelxa do número de Reynolds.
3. Dimensionar a seção de escoamento de gás de forma que a velocidade do
gás permita que esta gotícula característica consiga decantar até atingir a
interface gás-líquido.
Observar que:
– Em separadores verticais, a velocidade de queda da gotícula é inversa à
velocidade de escoamento do gás.
– Assim, calcula-se a velocidade de queda e depois dimensiona-se o vaso
para que o escoamento do gás tenha mesma velocidade , em sentido contrário.
– Gotículas maiores que a características decantarão e as menores serão
carreadas junto com o gás.
– Em separadores horizontais a direção de escoamento do gás é normal à
direção de queda da gotícula (assume-se que o gás não possui componente
vertical de velocidade.
– A velocidade da gotícula é a própria velocidade terminal.
– Uma gotícula próxima a entrada e o topo do vaso deve atingir a fase
líquida no tempo em que o gás percorre horizontalmente a seção de
decantação.
Caso as dimensões calculadas para o vaso para a retenção de um determinado
diâmetro de gotícula (por exemplo, 100 mm) sejam antieconômicas, deve-se
optar pela instalação de um demister.Nesse caso, o dimensionamento a ser
feito é o do equipamento de remoção de névoa e o vaso deve atender
basicamente a requisitos econômicos.
– Este normalmente é o caso real. O dimensionamento do vaso a partir das
velocidades de decantação só é feito quando, por alguma razão, não se
deseja usar o demister.
Dimensionamento do demister , no caso de um separador bifásico vertical –
Equação de Sauders & Brown Assim, escolhendo-se adequadamente o eliminador
de névoa a partir de uma tabela admissível de valores de K, pode-se
trabalhar com maiores velocidades de gás (vasos menores).
Eliminador de névoa Faixa utilizável (ft/s)
Valor recomendado (ft/s)
não utilizado 0,15 < K < 0,25 0,20
wire mesh 0,15 < K < 0,50 0,35
vane 0,45 < K < 0,60 0,50
– Dimensionamento da separação óleo-água: costuma-se adotar um tempo de
residência a priori (aprox. 10 min), sem preocupação com a qualidade final
de separação, já que
existirão equipamentos de polimento para o enquadramento tanto da fase óleo
como da fase água. "Separação grosseira em um vaso com dimensões
aceitáveis."
Separadores trifásicos
Outro critério possível:
– Dimensionar o equipamento para a separação de uma gota característica
para cada uma das fases líquidas.
Dificuldade dessa estratégia:
1. Formação de camada de emulsão invalida as previsões de separação
baseadas na velocidade terminal.
2. Para óleos pesados, a remoção de gotículas pequenas leva à equipamentos
de dimensões inviáveis para as plantas de processo, principalmente em
unidades marítimas.
– Impacto Ambiental
– Legislação Ambiental
– Metodologias de Análise de TOG
– Tratamento Onshore X Offshore
– Emulsões Óleo/Água
– Hidrociclones
– Flotadores
Impacto Ambiental
Avaliação de Toxicidade
– Toxicidade Aguda
– Toxicidade Crônica
– Bioacumulação
Fatores que afetam a toxicidade
– Evaporação
– Dissolução
– Sedimentação
– Biodegradação
Legislação Ambiental
Legislação Mundial
– EUA
_ TOG: Média mensal 29 mg/L – Pico 42 mg/L
_ Monitoramento anual de alguns compostos (Hg, Cd, etc...)
_ Metodologia do TOG – gravimétrico
_ Conceito de capacidade de absorção do meio
– Mar do Norte:
_ TOG: Média mensal 30 mg/L – Pico 100 mg/L
_ Monitoramento anual de alguns compostos (Hg, Cd, etc...)
_ Metodologia do TOG – infravermelho, encaminhando-se para
cromatografia gasosa
_ Conceito de impacto em determinada área Legislação Ambiental
Legislação Brasileira
– CONAMA 357/2005
_ pH entre 5 a 9
_ Temperatura inferior a 40°C, sendo que a elevação d e temp. do corpo
receptor não deve exceder 3°C
_ Materiais sedimentáveis – até 1mL/L
_ Até 20mg/L para descarte de óleos minerais
_ Controle de metais, nitrogênio, sulfetos, orgânicos
_ Criado grupo de trabalho para elaborar
Legislação Ambiental
Legislação Brasileira
– Nova resolução:
_ TOG: média mensal de 29mg/L com máximo diário de 42 mg/L _ Monitoramento
pelo método gravimétrico através de uma amostra diária composta de quatro
alíquotas
_ Empresas devem apresentam propostas de metas de redução do TOG
_ Monitoramento semestral para os seguintes parâmetros:
_ As, Ba, Cd, Cr, Cu, Hg, Ni, Pb, Fe, Mn, V, Zn
_ COT, pH, salinidade, temperatura, nitrogênio amoniacal
total
_ Radioisótopos: Ra-226 e Ra-228
_ Não leva em conta as condições do corpo receptor (fator de dispersão,
carga de contaminantes) Metodologias de Análise do TOG
Absorção molecular (espectrofotométrico) – óleo extraído com solvente.
Extrato gerado é lido no espectrofotômetro.
Infravermelho – determinação das energias das ligações C-H.
Gravimétrico – determinação do peso através da extração por solvente e
destilação no ponto de ebulição do mesmo.
O resíduo gerado é então pesado
Cromatografia Gasosa – valores encontrados são os maiores
TOG on line Destino da Água
Descarte
Descarte em reservatório
Reinjeção
Geração de vapor
Irrigação
Onshore
Sem problemas de espaço
Separadores API
Grandes Flotadores
Filtração:
_ Areia
_ Casca de Noz
_ Cartuchos
Offshore
Se limitam ao tratamento primário (óleo e sólidos)
Tratamento classicamente utiliza a sequência – hidrociclones e flotador
Espaço e peso são críticos
Em alguns casos usa-se tanques "slop" para o
enquadramento da água em FPSOs
Equipamentos
SEPARADOR API _ campos terrestres
HIDROCICLONES _ campos marítimos
FLOTADORES _ campos terrestres e marítimos
Em campos terrestres as águas produzidas tratadas : teores de óleo em torno
de 5 mg/L.
Em sistemas offshore (tempo de residência pequeno) : valores bem superiores
(>30 mg/L).
Solução: utilização de produtos químicos (polieletrólitos) .
Emulsão O/A
Diferente da emulsão A/O em que a repulsão estérica é preponderante, nas
emulsões O/A pode ocorrer a chamada dupla camada elétrica, que gera o
efeito de repulsão eletrostática entre as gotículas.
Recordando....
_ Envelhecimento de emulsões
_ Lei de Stokes
Tratamento Offshore
As primeiras plantas de tratamento de água oleosa eram constituídas dos
seguintes equipamentos:
– Vaso desgaseificador trifásico
– Separador de placas (SAO)
– Tubo de despejo (caisson)
– Tanque/vaso de óleo recuperado (slop tank) Tratamento Offshore
Por inúmeros motivos, esses sistemas não apresentavam bom desempenho. A
seguir, alguns dos fatores que contribuíram para o baixo desempenho.
– Não havia internos adequados no desgaseificador.
– Dificuldade no controle de nível nos equipamentos devido à pequena camada
de óleo formada.
– Pequena diferença de densidade entre a água e o óleo.
– Deposição de borra e incrustação entre as placas do SAO.
– Dificuldade de formação de interface O/A no tubo de despejo devido aos
movimentos da embarcação.
– Baixo tempo de residência.
– SAO não projetado para remoção de óleo emulsionado.
Tratamento Offshore
Devido aos problemas descritos anteriormente, procurou-se uma tecnologia
que aumentasse a eficiência do tratamento.
Primeira tecnologia testada: HIDROCICLONES.
Inicialmente havia a expectativa que apenas os hidrociclones enquadrariam
a água. Entretanto, esse equipamento possui bom desempenho para separação
de óleo livre, não
conseguindo remover o óleo emulsionado.
Percebeu-se que o tratamento da água oleosa dependia fortemente de todo
sistema de produção, como por exemplo, o tipo e quantidade de
desemulsificante da emulsão A/O no processo e da temperatura de tratamento.
Hidrociclones
ÁGUA: DIRECIONADA PARA PAREDE INTERNA DO "LINER"
ÓLEO:MIGRA EM DIREÇÃO AO CENTRO, FORMANDO UM NÚCLEO CENTRAL.
Funcionamento:
– A água produzida entre no liner através de entradas tangenciais onde a
energia potencial da água é transformada em energia centrífuga. Esta força
centrífuga
direciona o fluido mais denso (água) para as paredes do liner e o fluido
menos denso (óleo) para o centro do liner.
Vantagens
– Pequeno tamanho e baixo peso
– Não sofre influência de balanço
– Pode ser instalado na horizontal ou vertical
– Não apresenta partes móveis
– Número de liners ajustado em função da vazão de água do sistema
– Não tem consumo de energia
– Pouca manutenção
– Exige pouco acompanhamento operacional Hidrociclones
Desvantagens
– Não consegue remover todo o óleo emulsionado, ou seja, não atinge muitas
vezes a especificação para descarte da água
– Devido a grande turbulência é um local propício a formação de incrustação
– Sensível a grande produção de sólidos devido a erosão
Hidrociclones
Tipo vaso de pressão
Sem vaso de pressão
Liners em vaso de pressão Hidrociclones Sólidos presentes na água
Hidrociclones
Sólidos removidos pelo filtro a montante do hidrociclone
VARIÁVEIS QUE INFLUENCIAM NA PERFORMANCE DO HIDROCICLONE
Tamanho da gota de óleo
Diferença de densidade
Viscosidade da água
Temperatura
Aceleração angular
Concentração de entrada
Uso de produtos químicos
Sólidos
Gás livre e dissolvido
VAZÃO POR LINER EFICIÊNCIA QMIN QMAX
Faixa de vazão do hidrociclone Controle de vazão de rejeito
Razão de Pressão
PR = (P ent – P rej) / (P ent – P saída)
PR - Razão da pressão de rejeito
P ent - Pressão de entrada
P rej - Pressão de rejeito
P saída - Pressão de saída
Flotadores
O processo de flotação de misturas óleo-água está baseado na ocorrência
de contato entra bolhas de gás e gotas de óleo.
– Diferença de densidade água-óleo e água-gás
– Para a eficiência do processo de flotação, é fundamental que o contato
entre a bolha e a gota seja efetivo e que as mesmas permaneçam acopladas
até o topo do flotador.
Havendo aderência a bolha arrastará o óleo
Flotadores
A flotação depende fortemente de características
superficiais/interfaciais do sistema partículas-bolhas.
A probabilidade de flotação é dada pelo produto das probabilidades de
colisão com a probabilidade de adesão partícula-gota.
A probabilidade de colisão é controlada pela hidrodinâmica do sistema.
O processo de colisão envolve as etapas de indução, ruptura da película
de água e deslocamento do filme até o ponto de equilíbrio.
Flotação por gás induzido – o gás é introduzido no efluente a ser tratado
através de um tubo contendo em sua extremidade um acessório para dispersão
do gás em bolhas pequenas.
Flotação por gás dissolvido – todo ou parte do efluente a ser tratado é
previamente saturado com gás sob pressão. Quando ocorre despressurização do
efluente são geradas bolhas de tamanho extremamente reduzido.
Gás induzido vs gás dissolvido
– Tamanho de bolhas
– Cinética de flotação a gás induzido é muito rápida necessitando de um
tempo de residência menor.
Consequentemente, a célula de flotação será menor que no processo a gás
dissolvido.
– Processo de flotação a gás dissolvido possui maior custo de instalação e
operação.
– Flotação a gás dissolvido é mais eficiente
