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UNIVERSIDADE POTIGUAR CST – PETRÓLEO E GÁS TURMA: 2MA DISCIPLINA: QUÍMICA ORGÂNICA PROFESSOR(A): ARIADNE ALUNO Francisco Almir de Assis Cândido
TRATAMENTO DA ÁGUA PARA DESCARTE OU REINJEÇÃO
MOSSORÓ/RN JUNHO/2011
INTRODUÇÃO O presente trabalho tem como objetivo principal dar ênfase no processo de tratamento de água produzida dos reservatórios de petróleo para descarte ou reinjeção em poços produtores do hidrocarboneto. Estima-se que chega a produzir cerca de 50% até 100% de BSW em um poço de petróleo, e toda essa água produzida tem que ser direcionada para um processo de tratamento, onde se deseja obter um determinado valor em ppm para que ela possa ser descartada no meio ambiente ou reinjetada nos poços produtores de petróleo. Portanto, todo esse tratamento é de suma importância para a indústria petrolífera, pois órgãos ambientais fiscalizam como é feito esse tratamento e se a empresa está seguindo todas as normas para o descarte ou para a reinjeção.
TRATAMENTO DA ÁGUA PARA DESCARTE OU REINJEÇÃO
Ao perfurar um poço de petróleo, pode encontrar-se óleo, gás e/ou água. Quando encontrada água é necessário fazer um processo de tratamento para descarte ou para reinjeção desta água novamente no poço de petróleo, ajudando assim por diferença de densidade ao óleo subir até a superfície. A quantidade de água produzida associada com o óleo varia muito, podendo alcançar valores na ordem de 50% em volume ao até mesmo próximo de 100% ao fim da vida econômica dos poços. O tratamento da água tem por finalidade recuperar parte do óleo nela presente em emulsão e condicioná-la para reinjeção ou descarte. Normalmente, a água proveniente dos separadores e tratadores de óleo segue para um vaso desgaseificador, depois para separar água-óleo e, finalmente, para um tubo de despejo, isso em plataformas marítimas.
(Sistema de tratamento de água produzida)
Vaso Desgaseificador O vaso desgaseificador tem a função de remover algum gás ainda presente no líquido, submetendo-o a uma expansão no interior do vaso (flash), encaminhando o gás separado para o sistema de queima.
Separador água-óleo Os equipamentos de separação água-óleo mais utilizados atualmente são os Hidrociclones e os Flotadores. Os hidrociclones utilizam a energia centrífuga para a separação dos fluidos e operam, em muitos casos, em conjunto com os flotadores para o tratamento da água a ser descartada ou reinjetada no reservatório. Os flotadores recuperam os resíduos de óleo presente na água oleosa por meio de separação gravitacional, mas com a introdução de gás no efluente a ser tratado (gás dissolvido ou gás induzido). Hidrociclones Os hidrociclones são equipamentos destinados à separação líquido-líquido, desenvolvidos especificamente para a separação óleo-água e são instalados após os separadores de produção trifásicos ou, em alguns casos, após os tratadores eletrostáticos. O equipamento hidrociclone pode ser constituído de um vaso de pressão contendo um determinado número de liner no interior do vaso, ou de um conjunto de Headers nos quais são interligados os liners. Em ambos os casos, os liners operam em paralelo, com a vazão de água produzida sendo distribuída igualmente por cada liner.
(Modelo de hidrociclone com vaso de pressão)
(Modelo de hidrociclone sem vaso de pressão)
(Esquema de fluxo de fluidos no hidrociclone)
(Esquema de funcionamento de um hidrociclone) No esquema acima, a água oleosa é introduzida sob pressão tangencialmente no trecho de maior diâmetro do hidrociclone e direciona internamente em fluxo espiral em direção ao trecho de menor diâmetro. O fluxo é acelerado pelo continuo decréscimo de diâmetro, criando uma força centrifuga que força os componentes mais pesados (água e sólidos) contra as paredes. Devido ao formato cônico do hidrociclone e ao diferencial de pressão existente entre as paredes e o centro, ocorre, na parte central do equipamento um fluxo axial reverso. Esta fase liquida central contendo óleo em maior proporção é chamada de rejeito. As hidrociclones apresentam as seguintes vantagens: Pequeno tamanho e baixo peso se comparado a um separador de placas águaóleo, dimensionado para a mesma capacidade;
Tempo de residência de poucos segundos; Ideal para FPSOs e SSs por não sofrerem influência provocada pelo balanço desses sistemas; Pode ser instalado na posição horizontal ou vertical; Não apresenta partes móveis; Necessita de pouca manutenção; Necessita de pouco acompanhamento operacional; Tolera flutuação na vazão. Os hidrociclones apresentam também algumas desvantagens, dentre as quais podemos destacar: Só remove uma parte do óleo emulsionado, não atingindo os valores exigidos pela legislação (< 20 mg/L) somente com a sua utilização; Facilita a deposição de sais incrustantes nas paredes dos liners, devendo-se aumentar a injeção de produtos antiincrustantes em sistemas com potencial de geração de sais incrustantes. Flotadores Quanto à posição de instalação, os flotadores podem ser verticais ou horizontais. Os flotadores verticais surgiram como uma evolução dos flotadores horizontais, e cada vez mais as indústrias de petróleo os utilizam, principalmente em sistemas de produção offshore, como Plataformas Semi-Submersíveis e FPSOs, devido ao problema de balanço causado por estes tipos de sistemas, o que leva a uma maior dificuldade do controle de nível de vasos horizontais. Outra vantagem dos flotadores verticais é o menor tempo de residência necessário à separação óleo-água. O processo de separação de emulsões por flotação esta baseado na ocorrência de contato entre as bolhas de gás e as gotas de óleo. Como as fases gás e óleo são menos densas do que a água, ambas tenderão a ascender naturalmente. Contudo, como a densidade do gás é muito menor do que a densidade do óleo, é de se esperar que as bolhas ascendam com uma velocidade maior do que as gotas de óleo. Essa diferença possibilita a ocorrência do contato (choque) bolha-gota.
(Flotação)
Na figura acima, é descrito um processo de flotação, onde se observa as bolhas de gás ascendendo no meio aquoso, elevando consigo as gotas de óleo. Os principais processos de flotação empregados na remoção de petróleo das águas oleosas são os seguintes: Flotação por Gás Induzido (FGI): No processo de flotação por gás induzido, o gás é introduzido no efluente a ser tratado, através de um tubo, contendo em sua extremidade um acessório para a dispersão do gás em bolhas pequenas, normalmente inferiores a 104µm. Em alguns casos, podendo obter-se bolhas com diâmetros entre 10²µm e 10³µm, mediante o uso de rotores como meio de dispersão do gás. Na flotação por gás induzido, as bolhas de gás podem ser geradas por diferentes mecanismos: Mecânico, hidráulico e com utilização de Sparges. No sistema mecânico é utilizado um rotor que promove a indução do gás na água, gerando pequenas bolhas do mesmo. No sistema hidráulico utiliza-se uma bomba centrifuga para direcionar parte da água para ejetores, onde as bolhas de gás são criadas. Já no sistema que utiliza Sparges, as bolhas de gás são geradas por meio da passagem do fluxo de gás pelos poros dos tubos constituintes do sistema Sparging.
(Esquema de um flotador vertical a gás induzido) Flotação por Gás Dissolvido (FGD) Na flotação por gás dissolvido, todo ou pelo menos uma parte do efluente a ser tratado é previamente saturado com gás sob pressão. Nesse processo, são geradas bolhas de tamanho extremamente reduzido (<10²µm), quando da despressurização desse efluente na câmara de flotação.
Nos sistemas de flotação por gás dissolvido, a quantidade de gás disponível depende, essencialmente, da pressão de operação do sistema. Há dois tipos de modelo: Com pressurização total da carga e com pressurização parcial da carga. Pressurização Total da Carga: Este modelo de operação representa a condição de máxima oportunidade para a interação bolha-gota. Nesse modelo, um grande número de bolhas de pequeno diâmetro esta presente no meio, aumentando assim a probabilidade de colisão bolha-gota. Pressurização Parcial da Carga: O modelo apresenta uma menor probabilidade de colisão bolha-gota, devido ao menor numero de bolhas presentes no sistema. Vale salientar que em função do maior volume de gás envolvido, o modelo de pressurização total da carga envolve custos de construção e operação mais elevados. É fundamental destacar que a escolha do tipo de modelo dependerá também do grau de eficiência desejado e das facilidades locais existentes.
(Esquema de um flotador vertical a gás dissolvido)
(Comparativo entre os processos de flotação FGD e FGI)
Tubo de Despejo O tubo de despejo é utilizado em sistemas marítimos com a finalidade de promover tempo extra de residência para separar algum óleo ainda presente na água enviada para descarte, proveniente dos hidrociclones e da flotação. Consiste em um equipamento em forma de um tubo com fundo aberto, utilizado em plataformas marítimas, com parte de seu corpo submerso na água do mar. Além da água produzida, ele recebe efluentes dos drenos abertos da plataforma.
(Tubo de despejo) Por diferença de densidade, a água oleosa se posiciona na parte superior do tubo e é recuperada de volta ao sistema, pela bomba da câmara de óleo. O restante da água é descartado para o mar pela parte inferior do tubo. O tubo de despejo contém bandejas de retenção, chamadas chicanas, para promover maior tempo de residência até que a água seja descartada para o mar pelo fundo do tubo. O teor máximo de óleo presente na água descartada no mar exigido pela legislação ambiental é 20 partes de óleo por milhão de água em volumes. Este teor é conhecido como TOG (teor de óleo e graxa). O descarte da água só pode ser feito dentro de determinadas especificações, regulamentadas por órgão de controle do meio ambiente que limita a quantidade de poluentes (teor de óleo, graxa, H2S, etc.) nos efluentes aquosos. A água separada do petróleo é um efluente cujo descarte tem que ser feito com os devidos cuidados para não agredir o meio ambiente, em função do seu volume, em média, para cada m³/dia de
petróleo produzido são gerados três a quatro m³/dia de água; da sua composição, a qual apresenta presença de sais, óleo e outros constituintes nocivos ao meio ambiente, ausência de oxigênio e temperatura elevada. O descarte deve ser feito o mais próximo possível do campo produtor, para evitar problemas no transporte e armazenamento, além de desperdícios de energia.
Água para Reinjeção A reinjeção da água produzida no reservatório de petróleo envolve uma série de desafios por conter sais, microrganismos, gases dissolvidos e materiais em suspensão. Além da remoção do óleo presente na água produzida, necessita de outros tratamentos para sua reinjeção, como remoção de: Sólidos em suspensão, para evitar tamponamento dos poros da rochareservatório; Gases dissolvidos geradores de corrosão, geralmente gás carbônico e gás sulfídrico, para evitar corrosão nas tubulações dos poços de injeção; Bactérias geradoras de corrosão, principalmente as redutoras de sulfato, para evitar a corrosão e o desenvolvimento de colônias de bactérias nas tubulações dos poços de injeção e no reservatório; Oxigênio oriundo de contaminação pelo oxigênio atmosférico em vasos que operam à pressão atmosférica e selos de bomba, para evitar processos corrosivos e incrustantes pela precipitação de ferro, gerando óxidos de ferro quando em presença de oxigênio dissolvido; Sais incrustantes, para evitar obstruções nas tubulações dos poços, oriundas principalmente de incrustações de carbonato de cálcio, sulfato de cálcio, sulfato de bário e sulfato de estrôncio. Para tentar acabar com esses problemas citados acima, usam-se de processos físicos e químicos, dentre os quais podemos destacar: Filtração: A filtração tem a finalidade de reter os sólidos em suspensão. Os tipos de filtros mais utilizados são filtro leito misto de antracito (carvão mineral) e granada (mineral), além de filtro cesta (normalmente 500 micras); Sequestradores de Oxigênio: A principio, a água produzida não contém oxigênio dissolvido, apenas adquire nas tubulações e equipamentos de superfície. Portanto, diferente dos sistemas de tratamento de água do mar para injeção, os de água produzida não contém os equipamentos de desaeração, somente a injeção de sequestradores de oxigênio. Os produtos mais utilizados são bissulfito de sódio e de amônio;
Biocidas: Os biocidas são utilizados na forma de tratamento de choque. São normalmente à base de sais quaternários de amônio e glutaraldeído. Um produto bastante utilizado é o THPS a 75%; Biodispersante: Os biodispersantes são utilizados na forma de injeção continua para evitar a formação de biofilme de bactérias e sua aderência nas paredes de vasos e tubulações. Um produto bastante utilizado é o quaternário de amônio a 50%; Inibidores de Corrosão: À base de aminas, esses inibidores são injetados para evitar corrosão nas tubulações dos poços de injeção, devido aos gases dissolvidos geradores de corrosão, como por exemplo, o gás carbônico e o gás sulfídrico; Inibidores de Incrustações: À base de polímeros, esses inibidores são injetados para evitar obstruções por incrustações nas tubulações dos poços, oriundas da precipitação de sais incrustantes, como carbonato de cálcio, sulfato de cálcio, sulfato de bário e sulfato de estrôncio. Com relação ao teor de óleo contido na água, normalmente se aceita um TOG de 40 ppm para reinjeção no reservatório. A disponibilidade, o custo e outras características apresentadas pela água fazem com que ela seja o principal fluido utilizado na recuperação adicional de óleo. A injeção de água produzida em campos terrestres, desde que não cause problemas ao reservatório, é a melhor opção em termos ambientais, pois resolve a questão do destino final da água produzida junto com o óleo. Proporciona, ainda, uma economia de água doce de boa qualidade de aquíferos, comumente utilizada para essa finalidade, que fica, assim, disponível para fins mais nobres, como o consumo humano.
CONCLUSÃO Ao concluir a pesquisa ficou-se enfatizado a grande importancia do tratamento da água oriunda de reservatórios de petróleo, tanto para descarte quanto para reinjeção em poços. A água passa por muitos processos antes de ser descartada ou reinjetada, processos esses de performace fundamental para poder eliminar as substancias indesejaveis que estão presentes nessa água, com separações através de hidrociclones e flotadores, com tratamentos para remoção de sólidos suspensos e bactérias causadoras de corrosão, é que essa água chega ao ideal para poder ser descartada e/ou reinjetada nos poços produtores de petróleo, e assim contribuir para a produção desses hidrocarbonetos.
REFERÊNCIAS THOMAS, Jose Eduardo. Fundamentos de engenharia de petróleo. Rio de Janeiro: Editora Interciência, 2001. http://www.aedb.br/seget/artigos05/378_GESTAO%20DE%20EFLUENTES%20P%20 Cavaco.pdf Acesso em: 03/06/11. http://www.eq.ufrj.br/graduacao/aulas/eqw010_denizedias/aula2texto2011.pdf em: 03/06/11.
Acesso
