SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE PRÓ-REITORIA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CONTROLE DE H2S NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
Autor: Ricardo Alexandre Santana da Silva Orientador: Prof. D.Sc. Gabriel Francisco da Silva
São Cristóvão - Sergipe Fevereiro de 2007
SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE PRÓ-REITORIA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CONTROLE DE H2S NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
Autor: Ricardo Alexandre Santana da Silva Orientador: Prof. D.Sc. Gabriel Francisco da Silva
Curso: Especialização em Engenharia de Petróleo Área de Concentração: Petróleo
Monografia apresenta ao curso: Especialização em Engenharia de Petróleo, como requisito para a obtenção do título de Especialista em Engenharia de Petróleo.
São Cristóvão - Sergipe Fevereiro de 2007 ii
FICHA CATALOGRÁFICA ELABORADA PELA BIBLIOTECA CENTRAL UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE
Silva, Ricardo Alexandre Santana da S586c Controle de H2S na Produção de Petróleo / Ricardo Alexandre Santana da Silva. – São Cristóvão, 2007. 54f. : il.
Monografia ( Especialização em Engenharia de Petróleo) – PróReitoria de Pós-Graduação e Pesquisa, Universidade Federal de Sergipe, 2007. Orientador: Prof. Dr. Gabriel Francisco da Silva 1. Produção de Petróleo. 2. Gás Natural. 3. Gás Sulfidrico. I. Título. CDU 622.323
DEDICATÓRIA
Dedico esse trabalho aos meus pais (José Aloísio da Silva e Gilma Santana da Silva) que sempre acreditaram em mim.
iv
AGRADECIMENTOS
A Deus primeiramente, pois este possibilitou minha existência e nunca me deixou fraquejar diante das dificuldade encontradas.
Aos Professores e Coordenadores do Curso de Pós Graduação em Engenharia de Petróleo , pela orientação, paciência, amizade e momentos de descontração.
v
“Embora ninguém possa voltar atrás e fazer um novo começo, qualquer um pode começar agora e fazer um novo fim”.
Ricardo Alexandre
vi
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO 1.1 – Origem do Trabalho
14
1.2 – Objetivo
23
1.3 – Estrutura do Trabalho
24
CAPÍTULO 2 – REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 2.1 – Gás Natural
25
2.1.1 – Características e Vantagens
26
2.1.2 – Aplicação do Gás Natural
27
2.1.3 – Composição e Propriedades
28
2.2 – Característica do Fluido H2S
29
2.3 – Gás Sulfídrico
31
2.4 – Definição da Estratégia de Produção
34
2.4.1 – Indicadores Físicos
35
CAPÍTULO 3 – PROPOSIÇÃO METEDOLOGICA 3.1 – Introdução
39
3.2 – Métodos Empregados na Pesquisa
40
3.3 – Premissas Gerais
41
3.3.1 – Fundamentos Básicos
41
3.3.2 – Estratégia de Produção
42
vii
CAPÍTULO 4 – RESULTADOS 4.1. Tratamento de Injeção Continua
43
4.1.1. Vantagens do Tratamento
44
4.1.2. Monitoração do Tratamento
44
4.2. Monitoramento Analítico Quantitativo de Rotina nas Linhas
45
4.3. Qualitativo de Rotina da Atmosfera com Tiras de Acetato de Chumbo
46
4.4. Outras Medições
48
4.4.1. Teor de H2S no Domo dos Tanques
4.5. Novas Tecnologias Desenvolvidas
48 50
4.5.1. Remoção de H2S Com Névoa Sequestrante
50
4.5.2. Remoção de H2S Com Espuma Sequestrante
51
CAPÍTULO 5 – CONCLUSÕES 5.1. Conclusões Obtidas Através Dos Resultados
53
BIBLIOGRAFIA
54
viii
RESUMO
SILVA, Ricardo Alexandre S. Controle de H2S na Produção de Petróleo. Aracaju: Universidade Federal de Sergipe, 2006. 54p. Monografia (Pós-Graduação). (Pós-Graduação).
O objetivo deste trabalho é estudar a ocorrência de gás sulfidrico nos reservatórios de Petróleo e seus efeitos no processo de produção, transporte e armazenamento de óleo, como também, no gás natural, associado e não associado. Um dos maiores problemas nas atividades de exploração, perfuração e produção de petróleo é a água co-produzida que representa a maior corrente dos efluentes gerados. A quantidade de água gerada com óleo associado, varia muito durante a produção de petróleo. No início, um campo produz pouca água, em torno de 5 a 15% da corrente produzida. Entretanto à medida que a vida econômica dos poços vai se esgotando, o volume de água pode aumentar significativamente, correspondendo a uma faixa de 75 a 90%. O tratamento tratamento anaeróbio desse efluente, efluente, contendo altas concentrações de sulfato, apresenta problemas relacionados principalmente à produção de sulfeto. Uma alternativa que vem sendo cada vez mais explorada no controle da atividade de BRS e conseqüentemente conseqüentemente na remoção de H2S. Tem sido aplicação de nitrato, que favorece a atividade das bactérias redutoras de nitrato (BRN), que em conseqüência inibe o metabolismo das BRS, A compreensão sistemática dos processos de origem, acumulação e
ix
contaminação do H2S, durante o processo produtivo de Petróleo e Gás, facilitará a prevenção dos danos aos materiais e ao meio ambiente, ambiente, bem como a implementação das providências providências mitigadoras. Logo, o controle deste contaminante (H2S) é muito importante, tanto para a manutenção da integridade integridade dos componentes metálicos metálicos do sistema de produção, produção, transporte e armazenamento, quanto quanto para a segurança segurança dos processos envolvidos envolvidos nestas etapas etapas do sistema produtivo.
Palavras Chave: Estratégias de Produção, Gás Natural, Produção de Petróleo.
x
ABSTRACT
SILVA, Ricardo Alexandre S. S. Federal
Control of H2S in the Production Production of Oil. Aracaju:
University of Sergipe, 2006. 54p. Monografia ( Pós Graduation).
The objective of this work is to study sulfidrico gás occurence in the reservoirs of Oil and its effect in the productio process, has carried and storage from the óil, as well as, in the natural gás, associated and not associate. One of the biggest problems in the activities of exploration, perforation and production of oil is generated the coproduced water that represents the current current greater of the effluent ones. The amount of water generated with associated associated oil, varies very
during the oil prouction,. At the
beginning, a field produces produces little water, around 5 15% of produced chain. chain. However to the measure that the economic economic life of the wells gos 75 90%. The anaerobic anaerobic treatment of this effluent one, I contend high sulfeto and sulfídrido gás for the activity of reducing sulphate bacteria (BRS), from the sulphate reduction. An alternative that comes more being each explored time in the control of the activity of BRS and consequently in the removal of H2S. It has been the nitrate application, that favors theactivity of reduring nitrate bacteria (BRN), that in consequence it inhibits the metabolism of the BRS.
xi
The systematic undestanding of the processes of origin, accumulation and contamination of the H2S, during the productive process of Oil and Gás, will facilitante the prevention of the damages to the materials and to the environment, as well as the (H2S) is very important, as much for the maintenance of the integrity of the metallie components of the production system, has carried and storage, how much to the secutity of the involded processes in theses stages of the productives system.
Words Key: Strategies of Production, Natrual Gás , Production of Oil.
xii
LISTA DE FIGURAS
Figura 4.1 – Tratamento de Injeção Continua
44
Figura 4.2 – Depois da Estabilidade do Sistema
45
Figura 4.3 – Antes da Estabilização do Sistema
45
Figura 4.4 – Casa de Morador
46
Figura 4.5 – Ponto de Monitoramento em Lameiro
46
Figura 4.6 – Tiras de Acetato de Chumbo
47
Figura 4.7 – Com o tanque recebendo r ecebendo produção
48
Figura 4.8 – Com o tanque transferido produção produção
49
Figura 4.9 – Sistema de bombeio
50
Figura 4.10 – Montagem do Primeiro Protótipo
50
Figura 4.11 – Instalação do Sistema de Bicos
51
Figura 4.12 – Montagem do Sistema de Bombeio
51
Figura 2.12 – Sistema instalado, com monitoração
52
Figura 2.13 – Espuma gerada no tanque, do domo domo
52
xiii
Capítulo
1
INTRODUÇÃO
1.1
ORIGEM DO TRABALHO
Um dos mais temidos agentes de riscos encontrados em alguns campos de petróleo é o H2S. Também conhecido por Gás Sulfidrico, Gás de Ovo Podre, Gás de Pântano etc. Ele pode originar-se de várias fontes e muitas vezes é resultante de processos de biodegradação. Por exemplo, a decomposição de matéria orgÂnica vegetal e animal. Este gás gás foi o responsável por diversos diversos acidentes, acidentes, sendo alguns deles fatais, pois é extremamente tóxico e inflamável, exigindo vigilância permanente e um plano de controle de emergência especifico. Em algumas plataformas os empregados mantêm máscaras de fuga, presas a sua cintura cintura humanos humanos também também produzem H2S e o exalam através através da respiração ( 25 a 200 ppb) e do trato intestinal intestinal (25ppm). (25ppm).
Na indústria do petróleo o H2S poderá estar presente nos reservatórios de petróleo e nos campos onde há injeção injeção de água do mar. Pode ser resultante resultante de mecanismos mecanismos de dissolução de sulfeto minerais, da decomposição de compostos orgânicos sulfatos etc.
Outra fonte de H2S tem sido atribuída a atividade da bactéria redutora de sulfato BRS, no interior do reservatório.
A contaminação por BRS das instalações de superfície planta de processo e tanques e também dos dos oleodutos por estar estar bactérias aliada aliada a condições condições favoráveis ao seu desenvolvimento pode resultar em geração de H2S, como resultado de seu metabolismo.
Condições de Tipo: estagnação, anaerobiose (ausência de oxigênio), presença de
nutrientes (fontes de enxofre, como o sulfato presente na água produzida e na água do mar) e temperatura temperatura adequada adequada ao grupo de bactéria bactéria presente presente no meio favorecem o processo microbiológico. Este processo tende a ser mais intenso onde houver acúmulo de material sedimentável e borras.
Características:
o
Muito Tóxico;
o
Incolor;
o
Mais pesado que o ar;
o
Tem odor de ovo pode a baixas concentração, mais
inibe o sentido do olfato em concentração concentração elevadas; elevadas; o
Forma misturas misturas explosivas com o ar ataca o aço e
selos de borrachas rapidamente; o
Também conhecido como gás sulfidrico e sulfeto de
hidrogênio.
15
Apesar do termo gás o H2S, que é solúvel em água, poderá estar na forma dissolvida e que, sob certas condições, é liberado para a atmosfera, sob a forma de gás. Este se for inalado, poderá causar causar danos à saúde dos seres vivos. vivos. Portanto, se o H2S está está em contato com água, esta também o conterá, liberando-o para a atmosfera.
Por ter densidade maior que a do ar, são esperadas concentrações mais elevadas nos pontos mais baixos.
Exposição prolongada ao H2S poderá poderá acarretar acarretar perda da sensibilidade sensibilidade ao odor, de intensidade variável de acordo com a concentração do mesmo. Então, uma pessoa exposta ao H2S pode pensar que a concentração concentraçã o do gás está diminuindo, quando na realidade poderá estar estar aumentando. A susceptibilidade susceptibilidade ao envenenamento envenenamento pelo H2S varia de acordo com a concentração concentração e o tempo das exposições exposições a este este gás.
Aonde poderá estar presente?
Pode ser encontrado em processos de produção e refino de petróleo, sistemas de esgoto, industria de papel, água subterrâneas e numa variedade de processos industriais. Locais onde haja estagnação de água com quantidades variadas de matéria orgânica / nutrientes e em ambientes contaminados com bactérias, estão sujeitos a processos de geração de H2S.
Portanto, tanques de slop, tanques com água produzida parada por muitas dias, anel de incêndio com água estagnada estagnada que não foi clorada e parada por alguns meses etc.
16
Outros compostos sulfurados que geram odores desagradáveis tais como mercaptans e sulfeto de dimetila também poderão estar presentes em concentrações variáveis juntamente com o H2S. Desta forma, somente uma medição confiável poderá indicar a gravidade da situação.
A própria água do mar, que apresenta apresenta diversos grupos grupos de bactérias, bactérias, entre elas as BRS e nutrientes, se for mantida em condições de estagnação por longo tempo, poderá apresentar teores de de H2S perceptíveis perceptíveis ao olfato humano. humano.
Quais são os efeitos danosos ao Homem?
Os efeitos de um intoxicação com este gás são sérios, similar similar aos do monóxidos de carbono porém, mais intensos, e podem permanecer por um longo período de tempo podendo causar danos permanentes. Estes gás tóxicos paralisa o sistema nervoso que controla a respiração, incapacitando os pulmões de funcionar, provocando a asfixia.
Abaixo, são apresentados apresentados os efeitos efeitos do H2S nos seres humanos humanos de acordo com a concentração:
Obs.: Os efeitos toxicológicos dependem da concentração, duração, freqüência das exposições e das condições físicas individuais.
17
Como detectar o H2S?
Formas de detecção de H2S na atmosfera:
1. Papel embebido em acetato de chumbo qualitativo; 2. Tubos colorimétricos (Bombas multi-gás) quantitativo quantitativo com margem de erro err o de 25 a 25%; 3. Equipamentos portáteis portáte is de detecção para um tipo de gás ou para até 5 tipos diferentes de gases (ex.: Five Star da MAS, GX 91 e GX 94 da Riken Keiki, Minigas 4 da Neotronics, entre outros; 4. Sistemas fixos de detecção são sensores
com células eletroquímicas eletroquímic as
distribuídas estrategicamente estrategicamente em locais onde há possibilidade possibilidade de ocorrência de H2S, levando-se em consideração que o H2S é mais pesado que o ar.
Forma de determinação de H2S em água:
1. Papel embebido em acetato de chumbo qualitativo; 2. Determinação pelo método iodométrico determina sulfetos totais; 3. Determinação pelo método potenciométri potenciométrico; co; 4. Kists de análise de H2S; 5. Outros.
18
O que fazer em caso de detecção de H2S?
1. Havendo suspeitas ou detecção de H2S em algum ponto da instalação, deverão ser adotadas as seguintes orientações: orientações: 2. Retirar-se do local e dirigir-se para o local local bem ventilado; ventilado; 3. Comunicar imediatamente a sala de controle; A sala de controle devera acionar imediatamente o técnico de segurança; 4. O técnico de segurança deverá equipar-se com conjunto autônomo de respiração e detector detector portátil de gás para para monitorar a presença presença do gás; 5. Confirmada a presença presença do gás, e dependendo dependendo da quantidade, o técnico de segurança acionará o plano de ação especifico para cada caso;
Primeiro Socorros
1. Equipar-se com conjunto autônomo de respiração; 2. Avaliar o local do acidente; 3. Havendo possibilidade, resgatar o
acidentado e levá-lo para um local
ventilado. Caso contrário, solicitar auxílio de uma equipe de resgate; 4. Requisitar a presença do técnico de enfermagem enfermage m para dar continuidade aos primeiros socorros.
19
Recomendações Recomendações gerais e medidas preventivas
o
Evitar de condições de estagnação de água de produção e água do mar,
seja em vasos de pressão, tanques e linhas; o
Manter os sistemas que manuseiam água de produção com a menor
quantidade de depósitos possível, através de limpezas mais freqüentes; o
Todo aditivo empregado em sistemas onde haverá prontos de estagnação
ou confinamento, não deverá constituir-se de substâncias que possam vir a ser utilizados utilizados como nutrientes nutrientes ou sofrer decomposição; decomposição; o
Sempre que houver necessidade de drenar para atmosfera água
estagnada, seguir os procedimentos de segurança indicados para uma possível ocorrência de H2S, especialmente em ambiente confinados; o
Todos os envolvidos nas operações de sistemas de produção,
armazenagem e transferência de óleo e água de formação devem conhecer os procedimentos de segurança, operacionais e de emergência utilizados em situações onde há presença de H2S. o
As instalações deverão estar equipadas com sistema de detecção e
alarme, específicos para H2S, bem como placas indicativas alertando para uma possível exposição ao gás. o
A localização dos sensores deverá seguir as indicações efetuadas pela
análise de risco; o
A concentração concentração de H2S não deverá deverá ser inferida apenas apenas pelo odor, pois
esta indicação não é confiável; o
Como o H2S tende a se acumular nos pontos mais baixos de uma
instalação, é necessário intensificar os cuidados nestes locais;
20
o
Incluir nos briefing e diálogos diários ou periódicos (DDS) os aspectos
relativos a segurança em operações onde possa haver a presença de H2S; o
No caso de alarme de emergência devido a presença de H2s, o
coordenador da emergência deverá observar a direção do vendo para escolha dos melhores pontos de reunião; o
A utilização de máscara com filtro químico, tipo Parat II deverá se
restringir aos casos em que a atmosfera apresente no mínimo 18% de oxigênio e a concentração de H2S não seja superior a 150 ppm. Deverá ser utilizada apenas como máscara de fuga; o
Todas as instalações instalações deverão possuir possuir birutas ou bandeirolas distribuídas distribuídas
pela unidade para facilitar a observação da direção do vendo de qualquer ponto da instalação, inclusive À noite; o
Todo trabalho onde existe a possibilidade da presença de H2S deverá ser
executado mediante emissor de PT (permissão para trabalho) emitida pelo supervisor da área e com o endosso do técnico segurança, observando-se as disposições constantes neste documentos; o
Deverão ser realizados treinamentos teóricos sobre H2S, práticos sobre a
utilização dos equipamentos autônomos de respiração e simulados de emergência com H2S com primeiros socorros para todo pessoal; o
Deverão ser instalados sensores fixos na sucção dos sistemas de VAC
(Ventilação e ar Condicionado)e Condicionado)e dos compressores de ar; o
Garantir que o sistema de ventilação e exaustão esteja operacional e de
forma eficiente; o
Criar condições para facilitar a remoção rápida de pessoas intoxicadas
dos locais de difícil acesso e da própria instalação;
21
o
Realizar análise de risco para determinar os possíveis locais com
presença de H2S; o
Prever facilidade para a instalação de ventilação forçada, bem como de
meios de comunicação em locais confinados; o
Todos os trabalhos em locais onde há possibilidade de ocorrências de
H2S deverão ser executados com a presença de pelo duas pessoas.
22
1.2.
OBJETIVO
Estudar a ocorrência de gás sulfidrico nos reservatórios de Petróleo e seus efeitos no processo de produção, transporte e armazenamento do óleo, como também, no gás natural, associado e não associado.
23
1.3. ESTRUTURA DO TRABALHO
Este trabalho encontra-se estruturado em seis capítulos.
Neste capítulo apresenta, a origem e quais os objetivos perseguidos no trabalho e como foi estruturada.
O segundo capítulo apresenta a fundamentação teórica sobre o Gás Sulfidrico (H2S).
Fundamentação esta, para o desenvolvimento da metodologia proposta.
A metodologia proposta é abordada no terceiro capítulo e o quarto capítulo apresenta o resultado, No quinto capítulo, a conclusão.
Finalmente, a bibliografia consultada é listada.
24
Capítulo
2
REVISÃO BIBLIOGRAFICA
2.1. GÁS NATURAL
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves que na temperatura ambiente e pressão atmosférica , permanece no estado gasoso. O gás natural apresenta características adequadas para ser utilizado como combustível em instalação industriais, comerciais, residenciais e como matéria-prima em indústrias químicas, siderúrgicas e de fertilizantes.
Os derivados de petróleo representam a principal fonte de energia utilizada hoje pela humanidade, com a taxa de participação do gás natural na matriz energética mundial corresponde a cerca de 24,2%. 24,2%. No Brasil, onde a hidrelétrica e o petróleo respondem pela grande parte da energia gerada, esse índice não passa de 3,7%. O consumo atual, no entanto, permite prever que as reservas conhecidas desse recurso se esgotarão em pouco mais de 40 anos, o que impõe a necessidade de diversificar as fontes de energia, para que as necessidades da sociedade continuem a serem atendidas. Quase todas as fontes primárias com participação relevante na matriz energética podem ser descartadas como opções para essa diversificação, seja pela redução de reserva, caso do carvão mineral, ou das chances de aproveitamento, caso da da hidroeletricidade, seja
pelo impacto ambiental, como da energia nuclear e da queima de biomassa, biomassa, ou por outras desvantagens.
Apenas uma das fontes de energia atualmente relevantes ainda conta com amplas reservas e apresenta, além de vantagens comparativas, potencial para continuar ampliando seu uso nas mais diversas atividades humanas: o gás natural. Antes desprezado, o gás natural tem sido considerado cada vez mais um bom substituto do petróleo na geração de energia e surge agora como o principal candidato a dividir a cena com o petróleo no século21. Mesmo no Brasil, onde a importância da energia hidrelétrica ainda é maior que a dos combustíveis combustíveis obtidos do petróleo, o gás natural pode ser apontado como a alternativa energética que mais crescerá nas próximas décadas.
2.1.1. CARACTERÍSTICAS E VANTAGENS
O gás natural é um combustíveis fóssil extraído de poços subterrâneos, subterrâneos, podendo estar associado ou
não ao
petróleo. Ele resulta de uma mistura de
hidrocarbonetos (moléculas compostas de hidrogênio e carbono) formada pela decomposição de matéria orgânica submetida a altas temperaturas e pressão ao longo de milhões de anos. Os principais componentes são o metano (CH4) (CH4) e o etano (C2H6), (C2H6), podendo podendo ainda conter impurezas, como hidrocarbonetos mais complexos, água, gás sulfidrico e gás carbônico. Isso requer que o combustível seja submetido a um processo de limpeza em unidades processadoras de gás natural antes de ser distribuído para as diferentes aplicações. 26
2.1.1. APLICAÇÃO APLICAÇÃO DO GÁS NATURAL NATURAL
O gás natural é amplamente utilizado na indústrias, comércio, residências, veículos e na geração de energia elétrica.
Na industria, o gás natural é utilizado como combustível para fornecimento de calor, como matéria-prima nos setores químicos, petroquímico e de fertilizantes, como redutor siderúrgico e geração de eletricidade.
No comércio e serviços, ele substitui com vantagens o GLP o óleo e a linha (em padarias e restaurantes).
Como combustível combustível veicular o gás natural é utilizado em automóveis, automóveis, ônibus, caminhões, substituindo a gasolina, álcool e o óleo diesel.
O programa brasileiro de expansão da capacidade de geração de energia elétrica está fortemente apoiado na instalação de UTE (Usinas Térmicas de Eletricidade) movidas à gás natural. natural. Mias recentemente o gás natural tem sido mais utilizado em projetos de co-geração que proporcionam alta eficiência energética na produção de eletricidade, calor e frio.
27
2.1.3. COMPOSIÇÃO E PROPRIEDADES
Componentes
% Volumétricas
Metano
89,24
Etano
7,86
Propano
0,24
Butano e Mias Pesados
0,05
N2
1,34
CO2
1,25
O2
0,02
TOTAL
100
Componentes
% Volumétricas
Poder Calorífico Superior
9400 Kcal/m³
Poder Calorífico Inferior
8500 Kcal/m³
Densidade Relativa
0,63 Kg/m³
Massa Especifica
0,78Kg/m³
Peso Molecular Médio
0,78 Kg/m³
Fator de Compressibilidade R-K
0,9973
Viscosidade
0,010816 cP
Cp/Cv
1,2816
28
2.2. CARACTERISTICA CARACTERISTICA DO FLUIDOS H2S H2S
Fluidos como o gás sulfidrico (H2S) é encontrado em campos de petróleo e podem prover importante informações sobre os reservatórios. Os elevados teores de H2S estão comumente associados a seqüências carbonático-evaporiticas. Como as bacias da margem continental leste brasileira são constituídas por tais seqüências, é possível encontrar acumulação deste gás. Esta associação litológica influencia a geração daquele gás, pois o
sulfato a ser reduzido provém dos dos evaporitos e as rochas rochas
carbonáticos catalisam estas reações de redução. A determinação da origem do H2S é de fundamental importância para a exploração dos campos de petróleo, pois se conhecendo gerador podem-se minimizar os danos causados por este gás ácido, assim como evitar a formação de maiores quantidades.
Três mecanismos geradores deste gás são
conhecidos: biogênico (BSR),
termoquímico (TSR) e craqueamento da matéria orgÂnica. Neste estudo determinou-se a gênese bacteriana do H2S (BSR) para o reservatório Ada Fm. Macaé (Bacia de Campos), e o craqueamento da matéria orgânica e TSR para o reservatório B da Fm. Guarujá Inferior (Bacia de Santos). O reservatório a se caracterizar por apresentar baixa temperatura (65°C), pela presença de óleo biodegradao, influxo pretérito de água meteórica portadora de nutrientes H2S em baixos (2.000ppm, média), de teores o reservatório B apresenta duas populações com teores distintos.
A de baixos teores (15ppm, (15ppm, em média) foi interpretada como resultante do craqueamento térmico da matéria orgânica, por apresentar isótopos de enxofre bastante negativos (534S de -21% CDT), por não apresentar cimento de sulfato na rocha 29
reservatório, por conter baixos teores de águas e estar associado a óleo de al to API. A sulfato nas segunda população, com teores máximos da ordem de 8.000 ppm de H2S, foi interpretada com TSR devido à presença de minerais de barita na rocha, consideráveis presença volumes de metano gás é condensado em temperaturas superiores a 135°C. A das juntamente juntamente o
produzidas águas amostragem amostragem com
hidrocarboneto do reservatório A foi efetuada sistematicamente e com confiabilidade. Determinaram-se os parâmetros físico-químicos e as concentração de cada espécie, os quis foram introduzidos no programa de modelagem geoquímica.
Modelagem esta que permitiu caracterizar genética e qualitativamente os fluidos do do reservatório, bem como monitorar a movimentação movimentação do aqüífero de de fundo fundo e o sentido preferencial do fluxo. Reconheceu-se que o aqüífero do Campo A, no qual localiza-se o reservatório A, resulta da mistura natural de dois tipos de águas. Na porção oeste as águas são de origem intersticial e dividem o espaço poroso com óleo, apresentando H2S dissolvido e forte influência do aqui fero de fundo. fundo.
Na região leste há uma falha profunda, resultante da movimentação halocinética, que atualmente serve de duto para fluidos de salinidade mais elevada. O presença de minerais carbonáticos (dolomita e caleita), prevista na modelagem geoquímica como resultado de interações entre rocha e fluido, é corroborada pelas análises petrográficas. Os resultados deste estudos demonstram que a modelagem geoquímica é uma ferramenta eficaz para, com baixos custos, realizar o monitoramento do comportamento do aqüífero.
30
2.3. GÁS SULFIDRICO
O gás sulfídrico (H2S) é um gás incolor, mais pesado que o ar, forma mistura explosiva com o ar, altamente tóxico, possui cheiro de ovo podre em baixas concentrações e inibe o olfato em concentrações elevadas.
Na indústria do petróleo o H2S poderá poderá estar presente nos reservatórios de de petróleo e nos campos onde há injeção de água do mar. Pode ser resultante de mecanismo de dissolução de sulfeto minerais, da decomposição de compostos orgânicos sulfatos, etc. Outra fonte de H2S tem sido atribuída a atividade da bactéria redutora de sulfato-BRS, no no interior interior do reservatório.
A contaminação por BRS das instalações de superfície, tais como plantas de processo, tanques e também dos oleodutos, por estas bactérias aliadas a condições favoráveis ao seu desenvolvimento, pode resultar em geração de de H2S, como resultado de seu metabolismo.
Condições do tipo: estagnação, anaerobiose (ausência de oxigênio), presença de nutrientes (fontes de enxofre, com o sulfato presente na água produzida e na água do mar) e temperatura adequada adequada ao grupo de bactérias presente no meio favorecem o processo microbiológico. Este processo tende a ser mais intenso onde houver o acúmulo de material sedimentável e borras.
31
O gás sulfídrico também é conhecido como:
•
Hididro Sulfúrico
•
Hididro Sulfuroso
•
HidrogÊnio Sulfatado
•
Ácido Hidro Sulfúrico
•
Cru Azedo
•
Gás de ovo podre
•
Gás hidro sulfúdrico
•
Stink Damps
Principais Propriedades:
•
Solúvel em água;
•
Queima facilmente, sua chama é azul e produz o SO2 (dióxido de
enxofre) •
É um gás irritante;
•
Forma misturas explosivas com ar e durante o processo de corrosão, cria
uma camada de FeS (Sulfeto Ferroso). Este fenômeno ocorre freqüência nas superfícies internas de tanques, torres, vasos e tubulações (linhas) em geral, esta escama ao entrar em contato com o ar, pode inflamar-se por auto ignição. •
Soluções que tenham absorvido gás sulfidrico, ao serem aquecidas
podem liberar o gás em volumes perigosos; •
O H2S é altamente corrosivo para os metais; 32
•
Sua toxidez toxidez se compara à do Cianureto de hidrogênio, e é mais mortal
que o monóxido de carbono. •
Solúvel em água;
•
Queima facilmente, sua chama é azul e produz o SO2 (dióxido de
enxofre).
33
2.4. DEFINIÇÃO DA ESTRATÉGIA DE PRODUÇÃO
A estratégia de produção é aplicada com o intuito de obter um certo fator de recuperação dependendo das características físicas do reservatório, isto se deve a maximização do empreendimento ou imposição da agência reguladora do setor, que representa a parte governamental governamental que atua impondo regras entre outras atividades. O maior fator de recuperação poderá ser alcançado através de diversas formas de operação, a mais importante é a otimização quanto a localização dos poços produtores e injetores. Basicamente a localização dos poços produtores em áreas com maior potencial de óleo e os poços injetores nos aqüíferos ou em zonas que permita o maior varrido da água deslocando o óleo para os poços produtores.
Quanto maior o fator de recuperação do reservatório maior será a receita advinda da venda deste óleo no mercado, então maior é o ganho na operação, tornando este reservatório mais atraente não só sob o ponto ponto de vista vista de produção como também econômico.
A estratégia de produção é orientada por dois conceitos importantes, os indicadores físicos e econômicos que serão apresentada nos itens a seguir.
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2.4.1. INDICADORES FÍSICOS
No processo de simulação os indicadores físico são importante por vários motivos, entre eles dois podem podem ser destacados, o primeiro são os dados da produção, estes representam as condições de operação que devem ser controladas, monitoradas e interpretadas, os segundo deles é para possibilitar comparações entre configurações de poços produtores, em um mesmo campo ou em diferentes. Os indicadores físicos principais serão apresentados a seguir:
•
Óleo in place Representa o quando de óleo óleo está no reservatório, isto não significa que ele será retirado na sua totalidade, o fator de recuperação vai variar conforme as condições do reservatório em si, mecanismo de produção, tecnologia disponível entre outras variáveis que influenciam o fator de de recuperação.
•
Produção de óleo A receita (lucro) de um campo de petróleo em grande parte é oriunda da produção de óleo, este será vendido ao mercado,sendo o seu preço estabelecido conforme o
grau API do
mesmo. Diversas
unidade de medida podem ser empregadas para o controle de produção, as mais usadas são, o barril (bbl) ou em metro cúbico (m³).
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•
Produção de Gás: A produção de gás também contribui para a receita, porém ela exige um gasto com infra-estrtura, que neste será um gasoduto até um local apropoiado, que geralmente geralmente é em terra, outra outra possibilidade é o gás ser utilizado para injeção, com o intuito de manter a pressão de reservatório acima da pressão de de bolha, ou ou até mesmo ser usado usado em algum equipamento na plataforma. O Gás pode ser ser medido em metro cúbico, ou em barril de óleo equivalente.
•
Produção de água
A produção de água é quando num poço de produção de óleo, ela vem associada a produção, logo isto é uma despesa, pois será necessário a separação e tratamento para o descarte, respeitando as normas ambientais vigentes. A água também é usada para manter a pressão do reservatório, após um certo período de de produção de um campo de petróleo ela vai aparecer pelo influxo de um um aqüífero, ou por ter sido injetada, como água ou vapor d’água.
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•
Produção de óleo Atualizada; A produção de óleo pode ser convertida em unidades monetárias. Isto é, ao
longo
do
tempo
previsto de produção e
o
valor
correspondente do óleo, pode-se obter o valor presente líquido. líquido. Um outro conceito que pode ser aplicado, a produção atualizada, ou seja, é aplicada uma taxa de desconto é valor atual é dado em óleo e não em unidades monetárias.
•
Injeção de Fluidos; A injeção de fluidos pode ser de água, vapor vapor ou gás, a intenção é manter a pressão do reservatório acima do ponto de bolha, bolha, pois se houver a liberação do gás em solução da parte líquida a recuperação do óleo será menor, o maior valor agradado está na parte líquida, caso ocorra a liberação do gás em solução o campo estará perdendo a rentabilidade inicialmente estabelecida. A injeção de fluidos pode variar ao longo do tempo, no fluxo de caixa ela é uma despesa.
•
Razão Gás Óleo; Representa o quanto de de gás nas condições de superfície comparado comparado coma produção de óleo também em superfície. Este indicador deve ser monitorado e analisado, para ver se o reservatório está abaixo da pressão de bolha.
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•
Pressão do Reservatório;
O reservatório sofre influência das leis da física, as duas variáveis que influenciam a mistura de líquidos e gases contidos nele são a pressão é a temperatura, a temperatura é estabelecida com constante ao longo do tempo e sofre variação ´de pressão, a pressão vai determinar se um componente ou uma mistura deles se encontram nas fases, líquida, gasosa, em ambas, ou um percentual na fase líquida e a outra parte na fase gasosa, o chamado envelope de fases. A preocupação de um gerente num campo de petróleo é se a pressão de reservatório está acima do ponto de bolha, que pode ser representando pelo envelope de fases.
38
Capítulo
3
PROPOSIÇÃO DA METODOLOGIA
3.1. INTRODUÇÃO
A metodologia é o estudo dos métodos empregados para a elaboração de uma pesquisa científica, sendo entendido por método o conjunto de meios disponíveis para alcançar um fim e especialmente para chegar a um conhecimento científico (CICHAELIS, 2000).
Neste capítulo serão expostos os meios e formas que foram empregados para a realização desta pesquisa. As etapas de maior relevância deste estudo serão apresentadas por meio dos procedimentos adotados em cada uma delas. Basicamente estas etapas são: fundamentos pesquisa, gás natural, característica característica do do
fluido H2S, H2S, gás sulfidrico,
definição da estratégia de produção e resultados r esultados observados. observados.
3.2 MÉTODOS EMPREGADOS NA PESQUISA
A elaboração da pesquisa é feita por métodos que fundamentam a construção do conjunto da dissertação, entre os empregados, destacam-se:
1.
Bibliográfico, consistem na pesquisa pesquisa do
tema abordado, publicações publicações clássicos e
também as mais recentes que tenham relevância r elevância para a pesquisa. 2.
Teórico, o trabalho de pesquisa é focado em um tema especifico, com problemas e soluções características características a complexidade complexidade do mesmo. Diversas propostas teóricas teóricas de solução serão empregados empregados ou rejeitados ao longo da pesquisa. Com possíveis simplificações necessárias, com tanto que não prejudique o entendimento dos conceitos e resultados e serem demonstrados.
3.
Descritivo, consiste em relatar a organização dos resultados obtidos na etapa de simulação da pesquisa, como a configuração de produção adotada, análise de sensibilidade de variáveis chaves.
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3.3. PREMISSAS GERAIS
Neste item as etapas chaves da pesquisa serão descritivas de forma detalhada para o melhor entendimento de cada um deles, as etapas etapas são:
3.3.1. FUNDAMENTOS BÁSICOS
Os fundamentos básicos desta pesquisa são:
1. Utilização de um caso base, sendo este alterado para as futuras instalações; 2. O caso é o campo de buracica, descoberto em 1959, tem 43 anos, até agora tem 201 poços produzindo produzindo óleo, 40 injetores de água e 2 injetores de polímero; 3. Problemas de corrosão com quebra de hastes e furos de coluna e furos de coluna de produção; 4. Há o emprego de poços produtores e injetores, em número e posições variadas no campo de petróleo, isto conforme a simulação realizada; 5. As condições de operação operação do campo são estabelecidas estabelecidas apara obter o máximo de desempenho produtivo é; 6. O uso de programas dedicados a simulação do desempenho do reservatório e há para interpretação econômica dos resultados operacionais do campo. Por fim a utilização utilização da planilha eletrônica.
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3.3.2. ESTRATÉGIA DE PRODUÇÃO
A estratégia de produção é responsável pela exploração de óleo pr meio de diversas possibilidade de posicionamento e quantidade de poços produtores e injetores empregados no campo de petróleo, é o controle operacional. A avaliação de uma estratégia de produção é feita pela performance de exploração exploração do campo ao ao longo de sua vida produtiva.
A estratégia de produção adotada segue a lógica de posicionar os poços produtores em zonas com maior potencial de extração de óleo. O cumprimento desta fase é possível graças graças a visualização do campo com com um todo ou em camadas camadas . Os poços injetores são distribuídos distribuídos na periferia do campo ou ou em aqüíferos, a completação deste sempre ocorre ocorre em camadas inferiores do reservatório as dos poços produtores, produtores, buscando a maior maior eficiência no deslocamento deslocamento do óleo.
42
Capítulo
RESULTADOS
4.1. TRATAMENTO DE INJEÇÃO CONTINUA
4.1.1. VANTAGENS DO TRATAMENTO
1. Produto ambientalmente amigável: - Biodegradável - Subproduto formado não tóxico e não perigoso 2. Reação com H2S é irreversível; ir reversível; 3. Alta velocidade de reação; 4. Excelente relação custo x benefício; 5. Disponibilidade imediata no campo.
4
4.1.2. MONITORAÇÃO DO TRATAMENTO
•
Analítico quantitativo de rotina nas linhas;
•
Quantitativo de rotina na atmosfera com tiras de acetato de chumbo;
•
Quantidade na atmosfera através de CEPED;
•
Outras medições.
Figura 4.1 – Tratamento de Injeção Continua
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4.2. MONITORAMENTO ANALÍTICO QUANTITATIVO ROTINA NAS LINHAS
Figura 4.2. – Depois da da Estabilização do Sistema
Figura 4.3. – Antes da Estabilização do Sistema
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4.3.QUALITATIVO DE ROTINA NA ATMOSFERA COM TIRAS DE ACETATO DE CHUMBO
Figura 4.4. – Casa de Morador
Figura 4.5. – Ponto de Monitoramento em Lameiro
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Figura 4.6. – Tiras de Acetato de Chumbo
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4.4.OUTRAS MEDIÇÕES 4.4.1. TEOR DE H2S NO DOMO DOS TANQUES
Figura 4.7. – Com o Tanque Recebendo Produção
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Figura 4.8. – Com o Tanque Transferindo Produção
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4.5.NOVAS TECNOLOGIAS DESENVOLVIDAS 4.5.1. REMOÇÃO DE H2S COM NÉVOA SEQUESTRANTE
Figura 4.9. – Sistema de Bombeio
Figura 4.10. – Montagem do Primeiro Protótipo
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Figura 4.11 – Instalação do Sistema de Bicos 4.5.2. REMOÇÃO DE H2S COM ESPUMA SEQUESTRANTE
Figura 4.12. – Montagem do Sistema de Bombeio Bombeio
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Figura 4.13. – Sistema Instalado, com monitoração
Figura 4.14 – Espuma Gerada no Tanque do Domo
52
Capítulo
5
CONCLUSÕES
5.1. CONCLUSÕES OBTIDAS ATRAVÉS DOS RESULTADOS
1. Concentração do gás sulfidrico sob controle; 2. Redução significante dos riscos / gás domo dos tanques como também decorrentes de vazamentos dos doutos por corrosão interna causada pela presença do mesmo; 3. Riscos tornam os custos viáveis; 4. Experiência / Aprimoramento gradativo destas técnicas e similares / otimizarão os custos; 5. Tratamento compatível com as exigências ambientais, de segurança e de saúde, 6. Campo operando / Normalidade.
BIBLIOGRAFIA
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Petróleo. Campinas: Faculdade Faculdade de Engenharia Mecânica, Mecânica, Universidade Estadual Estadual de Campinas. 106p. Dissertação de Mestrado.
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Projetos de Risco na Exploração de Petróleo . Campinas: UNCAMP/IG/DARM, 1997, 243 p. Dissertação de Mestrado.
NEVES, César das. Análise de Investimentos: Projetos Industriais e Engenharia
Econômica. Rio de Janeiro: Editora Zahar, 1982.
PEDROSO, Carlos Júnior. Otimização de Locações de Poços Usando Simulação
Numérica de Rservatório. Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de Campinas, 1999. 125 p. dissertação de Mestrado.
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