NOÇÕES DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO Autor: Leôncio de Almeida Souza
NOÇÕES DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
Este é um material de uso restrito aos empregados da PETROBRAS que atuam no E&P. É terminantemente proibida a utilização do mesmo por prestadores de serviço ou fora do ambiente PETROBRAS. Este material foi classificado como INFORMAÇÃO RESERVADA e deve possuir o tratamento especial descrito na norma corporativa PB-PO-0V4-00005“TRATAMENTO PB-PO-0V4-00005“TRATAMENTO DE INFORMAÇÕES RESERVADAS". Órgão gestor: E&P-CORP/RH
NOÇÕES DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO Autor: Leôncio de Almeida Souza
Ao final desse estudo, o treinando poderá: • Reconhecer as etapas do sistema de produção e os principais processos da unidade de processamento primário; • Reconhecer a função dos componentes da coleta da produção; • Compreender o processo e identicar os equipamentos da separação do óleo, do gás e da água livre; • Reconhecer as etapas do tratamento do óleo e do gás; • Reconhecer a importância do tratamento da água para descarte ou reinjeção.
Programa Alta Competência
Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos da área de Exploração & Produção da Petrobras. Ele se estende para além dessas páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a experiência de anos de dedicação e aprendizado no exercício das atividades prossionais na Companhia. É com tal experiência, reetida nas competências do seu corpo de empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes desaos com os quais ela se depara no Brasil e no mundo. Nesse contexto, o E&P criou o Programa Alta Competência, visando prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força de trabalho às estratégias do negócio E&P. Realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como premissa a participação ativa dos técnicos na estruturaç estruturação ão e detalhamento das competências necessárias para explorar e produzir energia. O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das competências, de modo a facilitar a formação de novos empregados e a reciclagem de antigos. Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de sucesso que ela é. Programa Alta Competência
Como utilizar esta apostila
Esta seção tem o objetivo de apresentar como esta apostila está organizada e assim facilitar seu uso. geral, o qual No início deste material é apresentado o objetivo geral, representa as metas de aprendizagem a serem atingidas.
ATERRAMENTO DE SEGURANÇA
Autor
Ao final desse estudo, o treinando poderá: • Identicar procedimentos adequados ao aterramento e à manutenção da segurança nas instalações elétricas; • Reconhecer os riscos de acidentes relacionados ao aterramento de segurança; • Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas.
Objetivo Geral
O material está dividido em capítulos. No início de cada capítulo são apresentados os objetivos de aprendizagem, que devem ser utilizados como específicos de específicos orientadores ao longo do estudo.
1 o l u t í p a C
Riscos elétricos e o aterramento de segurança
Ao final desse capítulo, o treinando poderá:
Objetivo Específico
• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e riscos elétricos; • Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de equipamentos e sistemas elétricos; • Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas.
No nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem. Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do capítulo em questão.
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança
1.4. Exercícios
1.7. Gabarito
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
_______________________________________________________________
___________________________ _____________ ____________________________ ___________________________ ______________________ _________ 2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, o caso:
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes do uso de equipamentos e sistemas elétricos. 2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, o caso: A) Risco de incêndio e explosão (B)
B) Risco de contato
“Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas glossário.. Ao longo dos denições estão disponíveis no glossário textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente identicados, pois estão em destaque. Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagir diariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico por contato indireto e de incêndio e explosão.
49
3.1. Problemas operacionais Os principais problemas operacionais vericados operacionais vericados em qualquer tipo de aterramento são: • Falta de continuidade; e • Elevada resistência elétrica de contato. É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 dene o valor de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo admissível para resistência de contato.
Alta Competência
3.4. Glossário Choque elétrico – elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma corrente elétrica. Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica. Ohm – Ohmímetro – Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.
.
Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, basta consultar a Bibliografia ao nal de cada capítulo.
Alta Competência
1.6. Bibliografia CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas elétricos elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – Elétrica, 2007. COELHO FILHO, Roberto Ferreira.Riscos Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. Curso técnico de segurança do trabalho, 2005. Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades marítimas.. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005. marítimas Norma Brasileira ABNT NBR-5410.Instalações NBR-5410.Instalações elétricas de baixa tensão. tensão . Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005. Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas.. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005. atmosféricas
Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. A caixa “Você Sabia” traz Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo abordado de um determinado item do capítulo.
É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a primeira observação de um fenômeno relacionado com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome dado à resina produzida por pinheiros que protege a árvore de agressões externas. Após sofrer um processo semelhante à fossilização, ela se torna um material duro e resistente.
“Importante” é um lembrete das questões essenciais do “Importante” conteúdo tratado no capítulo. i i i i i i i i i i i i i i i
IMPORTANTE! É muito importante que você conheça os tipos de pig de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na sua Unidade. Informe-se junto a ela!
i
i
i i
i i
i
“Resumindo” é Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta dos principais pontos abordados no capítulo.
i i i i i i i i
RESUMINDO...
Recomendações gerais • Antes do carregament carregamento o do pig , inspecione o interior do lançador; • Após a retirada de um pig, inspecione internamente o recebedor de pigs; • Lançadores e recebedores deverão ter suas
i i i i
“Atenção” estão destacadas as informações que não Em “Atenção” devem ser esquecidas.
i i i i i i i i i
ATENÇÃO É muito importante que você conheça os procedimentos específicos para passagem de pig em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba quais são eles.
i i
Todos os recursos didáticos presentes nesta apostila têm como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. Aproveite este material para o seu desenvolvimento prossional!
Sumário Introdução
17
Capítulo 1 - Sistemas de produção Objetivos 1. Sistemas de produção 1.1. Tipos de unidades marítimas de produção 1.1.1. Plataforma xa tipo jaqueta 1.1.2. Plataforma xa auto-elevável 1.1.3. Plataforma utuante semi-submersível (SS) 1.1.4. Navio Floating Production Storage and Offloading (FPSO) 1.1.5. Tension Leg Platform (TLP) 1.1.6. Plataforma Spar Buoy
1.2. Arranjo submarino típico 1.3. Diagrama da unidade de processamento primário 1.4. Exercícios 1.5. Glossário 1.6. Bibliograa 1.7. Gabarito
19
21 22 23 25 26 28 30 32
33 36 41 44 47 48
Capítulo 2 - Coleta da produção Objetivos 2. Coleta da produção 2.1. Down Hole Safety Valve (DHSV) 2.2. Árvore de Natal 2.2.1. Árvore de Natal Convencional (ANC) 2.2.2. Árvore de Natal Molhada (ANM) 2.3. Válvula de abertura regulável (choke)
2.4. Linha de uxo 2.5. Manifold de produção 2.6. Linha de controle 2.7. Cabo elétrico 2.8. Exercícios 2.9. Glossário 2.10. Bibliograa 2.11. Gabarito
51 53 54 57 58 61
65 67 71 74 76 78 81 84 85
Capítulo 3 - Separação do óleo, do gás e da água livre Objetivos 3. Separação do óleo, do gás e da água livre 3.1. Separação bifásica 3.2. Separação trifásica 3.3. Acessórios internos do vaso separador 3.3.1. Deetor de entrada 3.3.2. Pratos quebra-espuma 3.3.3. Placas quebra-ondas 3.3.4. Quebra-vórtice 3.3.5. Extrator de névoa 3.3.6. Pratos coalescedores (sander jet ) 3.3.7. Jatos espalhadores de areia sander
3.4. Variáveis operacionais 3.4.1. Pressão 3.4.2. Tem Temperatura peratura 3.4.3. Nível
3.5. Acessórios externos do vaso separador 3.5.1. Acessórios de controle 3.5.2. Acessórios de medição 3.5.3. Acessórios de segurança
3.6. Problemas operacionais nos separadores 3.7. Separação em estágios 3.8. Separação atmosférica 3.9. Teste de produção 3.10. Exercícios 3.11. Glossário 3.12. Bibliograa 3.13. Gabarito
89 91 93 95 97 98 99 99 100 101 103 104
104 105 105 105
106 106 109 111
115 116 117 118 120 123 126 127
Capítulo 4 - Tratamento do óleo Objetivos 4. Tratamento do óleo 4.1. Emulsão 4.2. Mecanismos de quebra de emulsões de petróleo 4.3. Métodos de quebra de emulsões de petróleo 4.3.1. Tr Tratamento atamento termoquímico 4.3.2. Tr Tratamento atamento eletrostático
4.4. Exercícios 4.5. Glossário 4.6. Bibliograa 4.7. Gabarito
129
131 132 134 136 136 136
146 148 150 151
Capítulo 5 - Tratamento e compressão do gás Objetivo 5. Tratamento e compressão do gás 5.1. Depuração 5.1.1. Princípio de funcionamento 5.1.2. Névoa
5.2. Dessulfurização 5.3. Compressão 5.3.1. Compressores volumétricos 5.3.2. Compressores dinâmicos
5.4. Desidratação 5.4.1. Curva de saturação de água no gás natural 5.4.2. Hidratos 5.4.3. Prevenção de formação de hidratos 5.4.4. Sistema de desidratação do gás natural 5.4.5. Sistema de regeneração do glicol
5.5. Exercícios 5.6. Glossário 5.7. Bibliograa 5.8. Gabarito
153 155 156 157 158
161 164 165 166
168 169 172 174 175 178
179 181 184 185
Capítulo 6 - Tratamento da água para descarte ou reinjeção Objetivos 6. Tratamento da água para descarte ou reinjeção 6.1. Vaso desgaseicador 6.2. Separador água-óleo 6.2.1. Hidrociclones 6.2.2. Flotadores
6.3. Tubo de despejo 6.4. Água para reinjeção 6.5. Exercícios 6.6. Glossário 6.7. Bibliograa 6.8. Gabarito
187 189 189 190 190 193
197 198 201 202 203 204
Introdução
O
desenvolvimento tecnológico das unidades industriais de processamento de petróleo esteve sempre ligado ao crescente interesse econômico pelos seus derivados. Para se obter gasolina, diesel, querosene, óleos lubricantes, nafta, GLP, e todos os demais subprodutos sintéticos, as plantas de processament processamento o foram adequando seus processos de produção, na medida em que qualidade e quantidade eram exigidas. As crescentes exigências de mercado e, mais recentemente, as ambientais, passaram a denir especicações de produto mais restritas, não somente nas renarias, como nas unidades de produção, situadas nas proximidades dos poços de petróleo. Pela necessidade de melhorar a qualidade do petróleo enviado às renarias, essas unidades tiveram que desenvolver métodos e processos cada vez mais ecientes de separação e tratamento dos uidos produzidos. Os métodos de separação do gás natural da fase líquida (óleo e água) sempre utilizaram a grande diferença de densidades dessas fases. No passado, bastava deixar o petróleo bruto em descanso a céu aberto para que o gás fosse naturalmente eliminado. O fato é que grandes volumes de gás eram queimados ou simplesmente liberados para a atmosfera, com o objetivo de obter volumes de líquido estabilizado. A falta de recursos de estocagem e transferência foi determinante para essa prática de não priorizar o gás produzido. O interesse pela separação água-óleo iniciou-se por volta de 1850, tendo como objetivo principal recuperar o sal presente na água. Após sedimentar em tambores abertos, abert os, a água separada era drenada, enquanto o petróleo era descartado como rejeito. Com o advento da indústria do petróleo, em 1865, a água tornou-se o contaminant contaminantee e o petróleo passou a ser o principal produto, porém o método de separação continuava a ser o de fornecer tempo de residência para que a força gravitacional promovesse a separação desses uidos. Nessa época, a emulsão formada na região de transição entre o óleo e a água (uma mistura de óleo, água e sólidos nos) era removida ou queimada. RESERVADO
17
Nos primeiros anos do século XX, vários estudos foram desenvolvidos com o objetivo de separar a água emulsionada no petróleo, sendo que a maioria das técnicas baseava-se na ação gravitacional. Entretanto, por volta de 1910, ocorreu, nos Estados Unidos, a introdução do tratamento eletrostático, uma técnica inovadora de imersão de campo elétrico na emulsão água-óleo, com o objetivo de recuperar a água não separada por simples decantação. Acontece que nessa época, a energia elétrica não era comumente encontrada encontrada nas regiões de produção e a aplicação e o desenvolvimento deste método caram restritos às renarias.
18
No início da década de 1930, surgiram os primeiros tratadores térmicos pressurizados,, destinados à separação da água emulsionada em óleo, pressurizados pela adição de calor à emulsão. Sua larga aplicação nos campos de petróleo se justicou pela disponibilidade de gás associado produzido nessas regiões, que passou a ser utilizado como combustível no aquecimento das emulsões a serem tratadas. Na década de 1960, o tratamento eletrostático foi nalmente introduzido nas regiões de produção, pela necessidade de melhorar a qualidade do petróleo enviado às renarias. A pesquisa e desenvolvimento de produtos químicos desemulsicante desemulsicantes, s, destinados à quebra de emulsão de água em óleo, também permitiram melhorar a eciência dos sistemas de tratamento. No Brasil, os tratadores térmicos tiveram imediata aplicação nos campos de produção terrestres, desde a década de 1950, principalmente pelo espaço disponível para a instalação de equipamentos geradores de calor, para o aquecimento das emulsões. emuls ões. E os tratadores eletrostáticos eletrostáti cos foram introduzidos nos primeiros projetos de unidades marítimas de produção, na década de 1970. Hoje, no cenário de auto-suciência na produção de petróleo e de franco crescimento dos investimentos em tecnologia e qualicação prossional, faz-se oportuno o estudo dos processos de separação e tratamento dos uidos produzidos pelos poços de petróleo.
RESERVADO
Sistemas de Sistemas produção
1 o l u t í p a C
Ao final desse capítulo, o treinando poderá: • Distinguir os tipos de unidades marítimas de produção; • Identicar um arranjo típico dos sistemas submarinos de produção; • Relacionar a interligação do poço com o tipo de unidade de produção; • Identicar as etapas do sistema de produção e os principais processos da unidade de processamen processamento to primário.
RESERVADO
Alta Competência
20
RESERVADO
Capítulo 1. Sistemas de produção
1. Sistemas de produção
E
ntende-se por sistema de produção a infra-estrutura destinada ao escoamento do petróleo produzido, compreendendo as etapas de coleta da produção, separação e tratamento dos uidos, armazenagem, transferência e transporte, ou seja, toda a cadeia produtiva de suprimento às renarias, desde a produção nos campos de petróleo até o reno.
?
VOCÊ SABIA?
O petróleo, fonte de energia ainda hoje indispensável à vida do homem moderno, tem registro de sua aplicação desde as mais remotas civilizações. A Bíblia, em seu Antigo Testamento, nos revela a utilização do betume nas construções da Arca de Noé e da Torre de Babel. Disponível em: http://www.oilbrasil.com.br/102014.pdf. Acesso em: 13 jan 2009.
Os sistemas de produção podem ser marítimos ( offshore) ou terrestres (onshore). Nos sistemas de produção onshore, a planta de processamento primário ca localizada nas estações terrestres terrestres de produção, enquanto nos sistemas offshore ela se localiza nas plataformas marítimas de produção, podendo ser sistemas xos ou utuantes. Diferente do processamento realizado nas renarias (para obtenção dos derivados), o processamento primário representa os meios utilizados nas instalações de produção para o processamento inicial dos uidos produzidos pelos poços de petróleo, separando, tratando e especicando o óleo, o gás e a água, de acordo com padrões técnicos e exigências ambientais. Nos sistemas utuantes mais antigos, as instalações foram concebidas com plantas de processamento primário simplicadas, baseadas apenas na separação gás-óleo-água ou somente gás-líquido, e sem aquecimento dos uidos. Já nos sistemas mais recentes, destinados
RESERVADO
21
Alta Competência
a reservatórios mais bem denidos ou reservatórios novos de grande porte, os projetos de planta de processamento primário passaram a abranger não só a separação gás-óleo-água, tratamento e estabilização, como também a compressão do gás e o tratamento da água para injeção no reservatório. Este é o caso dos sistemas denitivos de produção e das atuais plataformas semi-submersíveis (SS) e navios Floating Production Storage and Offloading (FPSO). A seguir serão apresentados os quatro principais tipos de unidades marítimas de produção utilizadas no Brasil (xa tipo jaqueta, xa auto-elevável, utuante semi-submersível e utuante FPSO).
1.1. Tipos de unidades marítimas de produção
22
Os sistemas marítimos de produção se dividem em sistemas xos e sistemas utuantes. Os tipos de unidades de produção destinadas aos sistemas xos são: • Plataformas dotadas de jaqueta (de aço ou de concreto); • Plataformas auto-eleváveis. Já os tipos destinados aos sistemas utuantes são: • Plataformas semi-submersíveis (SS); • Navios FPSO; • Tension Leg Platform (TLP); • Plataforma Spar Buoy . As duas últimas (TLP e Spar Buoy ) não são utilizadas no Brasil. A seguir serão apresentadas as principais características de cada tipo de unidade.
RESERVADO
Capítulo 1. Sistemas de produção
1.1.1. Plataforma fixa tipo jaqueta É composta de estrutura modulada de aço instalada sobre jaqueta, xada no local de operação com estacas cravadas no fundo do mar. Foram instaladas no início da exploração offshore no Brasil. Nos campos marítimos de águas rasas do nordeste brasileiro são utilizadas também plataformas sobre estruturas de concreto. As principais características da plataforma xa tipo jaqueta são: • Limitada a pequenas lâminas d’água (LDA < 200 m); • Necessidade de inspeção freqüente da jaqueta; • Estática quanto à amplitude de movimentos;
23
• Não armazena produção; • Possibilita completação seca.
Plataforma xa tipo jaqueta
RESERVADO
Alta Competência
As ilustrações a seguir mostram a seqüência de transporte da jaqueta, cravação de estacas e instalação do convés de uma plataforma xa.
24
Transporte Tran sporte da jaqueta, cravação de estacas e instalação do convés
RESERVADO
Capítulo 1. Sistemas de produção
1.1.2. Plataforma fixa auto-elevável Constitui-se basicamente de uma balsa equipada com estrutura de apoio, ou pernas, que acionadas mecânica ou hidraulicamente movimentam-se para baixo até atingirem o fundo do mar mar.. Em seguida, inicia-se a elevação da plataforma acima do nível da água, a uma altura segura e fora da ação das ondas. Essas plataformas são móveis, sendo transportadas por rebocadores ou por propulsão própria. Destinam-se à perfuração de poços exploratórios na plataforma continental, em lâmina d’água variando de 5 a 130 m, e também à produção de petróleo, quando é instalada i nstalada no seu convés uma planta de processamento primário. As principais características da plataforma xa auto-elevável são: • Limitada a pequenas lâminas d’água (LDA < 130 m);
25
• Necessidade de inspeção freqüente das pernas; • Estática quanto à amplitude de movimentos; • Não armazena produção; • Possibilita completação seca.
Plataforma xa auto-elevável
RESERVADO
Alta Competência
1.1.3. Plataforma flutuante semi-submersível (SS) É composta de estrutura de aço com um ou mais conveses, apoiada por colunas em utuadores submersos, dotada de sistema de ancoragem, constituído por 8 ou 12 âncoras com correntes e/ou cabos de aço ou poliéster. São dois utuadores compartimentados em tanques, com a nalidade de oferecer lastro e utuação à plataforma. Esses utuadores são denominados “ pontoons”. Sobre tais utuadores se apóiam as colunas, também chamadas pernas, que sustentam os conveses. A plataforma pode também manter-se estacionária, por meio de propulsores acionados por um sistema computadorizado. Este sistema é denominado posicionamento dinâmico e é normalmente usado durante a fase de perfuração ou completação.
26
As principais características da plataforma SS (semi-submersível) são: • Apropriada para águas profundas e ultraprofunda ultraprofundas; s; • Estabilidade devido aos utuadores; • Baixa amplitude de movimentos; • Não armazena produção; • Completação dos poços poços deve ser molhada. molhada.
RESERVADO
Capítulo 1. Sistemas de produção
Plataforma semi-submersível (SS)
A ilustração mostra o modo de transporte a seco de uma plataforma SS.
Transporte a seco (Dry Tow ) de plataforma SS
RESERVADO
27
Alta Competência
1.1.4. Navio Floating Production Storage and Offloading (FPSO) Inicialmente, os navios eram usados somente para as operações de perfuração e completação, denominados navios-sonda. Posteriormente, os navios foram usados para produção, por meio da conversão de navios petroleiros ou graneleiros em FPSO, ou seja, destinados à produção, armazenamento e transferên transferência cia de petróleo para navios tanques.
28
Não é desejável que os navios recebam condições ambientais severas severas de través (perpendicular ao eixo popa-proa), visto que a área do costado exposta às forças de arrasto das ações de onda, vento e corrente é muito grande. Para evitar esta condição, pode-se empregar um equipamento chamado de turret , constituído de rolamentos que permitem ao navio girar e car alinhado com as condições ambientais extremas, ou seja, o navio receberá sempre mar de proa. Os navios FPSOs podem também ser dotados de sistema de posicionamento dinâmico. Na mesma categoria do FPSO está o Floating Storage and Offloading (FSO), que não recebe a produção de petróleo dos poços, apenas armazena e transfere. As principais características do FPSO são: ultraprofundas; s; • Apropriado para águas profundas e ultraprofunda • Permite aproveitamento e transformaç transformação ão de superpetroleiro superpetroleiros; s; • Flexibilidade de conguração para aproveitamento em diferentes campos; • Baixa amplitude de movimentos; • Capacidade de armazenamento do produto, permitindo escoamento por meio de navios aliviadores; • Completação dos poços deve ser molhada.
RESERVADO
Capítulo 1. Sistemas de produção
Navio FPSO
29
As ilustrações a seguir mostram um FPSO dotado de planta de processamento, e um FSO, destinado exclusivamente ao armazenamento da produção, podendo operar em conjunto com uma unidade qualquer que tenha capacidade de produção e processo.
Diferença física entre um navio FPSO e um FSO
RESERVADO
Alta Competência
?
VOCÊ SABIA?
Depois de separado da água e do gás, o petróleo é armazenado nos tanques do próprio navio, sendo transferido para um navio aliviador de tempos em tempos. O navio aliviador é um petroleiro que atraca na popa do FPSO para receber petróleo armazenado em seus tanques e transportá-lo para terra. Os maiores FPSOs têm sua capacidade de processo em torno de 200 mil barris de petróleo por dia, com produção associada de gás de aproximadamente 2 milhões de metros cúbicos por dia.
30
Disponível em: http://www2.petrobras.com.br/portal/ frame.asp?pagina=/Petrobras frame.asp?pa gina=/Petrobras/portugues/plataf /portugues/plataforma/ orma/ pla_tipo_plataforma.htm&lang=pt&area=apetrobras. Acesso em: 16 set 2008.
1.1.5. Tension Leg Platform (TLP) Apresenta uma estrutura similar à semi-submersível, sendo mantida na locação por intermédio de tirantes (cabos) que são xados no fundo do mar, por meio de estacas e tracionados no topo pela força resultante entre peso da estrutura e empuxo da água do mar. Este tipo de plataforma não é utilizado no Brasil.
RESERVADO
Capítulo 1. Sistemas de produção
As principais características da plataforma TLP são: • Utilização em águas profundas e ultraprofundas; • Baixo movimento vertical; • Flexibilidade para alta capacidade de carga no convés; • Baixa capacidade de armazenagem de produção; • Permite completação seca.
31
Plataforma TLP
RESERVADO
Alta Competência
1.1.6. Plataforma Spar Buoy Constitui-se de uma estrutura utuante de grande calado, com instalação dos módulos sobre a estrutura tubular (casco) semelhante a da jaqueta, porém com sistema de amarração convencional, que lhe confere baixo movimento vertical. Por outro lado, ca sujeita a inclinações pelo binário resultante de vento, onda e corrente, devido à grande extensão vertical da estrutura tubular. É na verdade uma evolução do conceito de semi-submersível. Este tipo de plataforma não é utilizado no Brasil. As principais características da plataforma Spar Buoy são: são: • Instalação dos módulos semelhante à da jaqueta;
32
• Sistema de amarração convencional; convencional; • Baixo movimento vertical; • Flexibilidade para alta capacidade de carga no convés; • Pode permitir a armazenagem do óleo na estrutura tubular; • Permite completação seca.
RESERVADO
Capítulo 1. Sistemas de produção
Conceito de plataforma Spar Buoy
Resultante de vento
Resultante de onda + corrente Binário resultante vento + corrente + onda Riser flexível
Binário amarras + risers flexíveis
Amarra
Centro de rotação
Plataforma Spar Buoy
1.2. Arranjo submarino típico O sistema submarino de produção representa representa o arranjo mais completo dos equipamentos de coleta e de transferên transferência cia dos uidos produzidos pelos poços de petróleo.
RESERVADO
33
Alta Competência
A ilustração representa um arranjo típico dos sistemas submarinos de produção. Navio aliviador
Plataforma SS
Navio FSO
Duto de transferência de óleo
Linha de fluxo
Árvore de Natal Molhada
Duto de transferência de gás
34
Reservatório
Arranjo típico dos sistemas submarinos de produção
A ilustração anterior mostra uma plataforma utuante semisubmersível (SS) ancorada no fundo do mar por meio de amarras, que coleta a produção dos poços, efetua o processamento primário e transfere o óleo para um navio Floating Storage and Offloading (FSO). Este navio, também ancorado no fundo do mar por meio de amarras, armazena esse óleo e, de tempos em tempos, o transfere ( offloading) para um navio-aliviador, destinado a navegar com o produto até o terminal terrestre terrestre.. O gás produzido é transferido pela plataforma para as unidades terrestres, por meio de uma rede submarina de gasodutos. A interligação da árvore de natal dos poços com a superfície depende do tipo de plataforma e da utilização ou não do manifold submarino submarino de produção (MSP). A ilustração a seguir mostra os três principais tipos de interligação de poço submarino com a superfície.
RESERVADO
Capítulo 1. Sistemas de produção
Interligação indireta Interligação direta
Manifold de produção
Poço
Poço
Interligação convencion convencional al
Poço
Tipos de interligação de poço na superfície
Interligação convencional Nos poços com interligação convencional, a cabeça do poço é instalada no deck da plataforma marítima de produção do tipo jaqueta (plataforma xa), que é a estrutura de aço cravada no fundo do mar, sobre a qual são instaladas as facilidades de produção. Nesses casos, a cabeça do poço é equipada com a Árvore de Natal Convencional (ANC) seca e o escoamento dos uidos na superfície compreende somente alguns metros de tubulação no deck da plataforma xa, devido à grande proximidade da cabeça do poço com o primeiro separador de produção. Esse tipo de interligação é utilizado somente em plataformas xas. Interligação direta Nos poços de interligação direta, a cabeça do poço é instalada no fundo do mar (nos campos marítimos) ou na superfície terrestre (nos campos terrestres) e interligada individualmente às facilidades de produção, sem que haja nenhum ponto de convergência de vários poços antes de chegarem às facilidades de produção. Nesses casos, a cabeça do poço é equipada com a Árvore de Natal Molhada (ANM) nos campos marítimos e com a Árvore de Natal Convencional (ANC) seca nos campos terrestres. O escoamento dos uidos segue basicamente um sentido horizontal, seguindo as ondulações do solo marinho ou da superfície terrestre. Nos campos marítimos, parte do escoamento se dá no sentido vertical, do fundo do mar à plataforma de produção. Esse tipo de interligação pode ser utilizado tanto em plataformas xas quanto em utuantes, além de sistemas de produção terrestres. RESERVADO
35
Alta Competência
Interligação indireta
36
Nos poços de interligação indireta, a cabeça do poço é também instalada no fundo do mar (campos marítimos) ou na superfície terrestre (campos terrestres), mas interligada indiretamente às facilidades de produção por meio de um manifold de produção, que é o equipamento de convergência de dois ou mais poços antes de chegarem ao primeiro separador de produção, instalado com a nalidade de reduzir a quantidade e o custo de lançamento de tubulações. Nesses casos, a cabeça do poço é também equipada com a Árvore de Natal Molhada (ANM) nos campos marítimos e com a Árvore de Natal Convencional (ANC) seca nos campos terrestres. O escoamento dos uidos também segue basicamente um sentido horizontal, seguindo as ondulações do solo marinho ou da superfície terrestre, sendo que a partir do manifold de de produção vários poços podem escoar por uma única tubulação até as facilidades de produção. Nos campos marítimos, parte do escoamento se dá no sentido vertical, do fundo do mar à plataforma de produção. Esse tipo de interligação pode ser utilizado tanto em plataformas xas quanto em utuantes, além de sistemas de produção terrestres. terrestres.
1.3. Diagrama da unidade de processamento primário Normalmente, os uidos produzidos pelos campos de petróleo são óleo, gás e água, com presença de impurezas. Por várias razões, é necessário instalar nas proximidades dos campos (marítimos ou terrestres) as unidades de processamento primário, com a nalidade de separar os uidos, efetuar o tratamento e enviá-los cada um a seu destino. O sistema começa com a coleta da produção, que é o direcionamento do petróleo da cabeça do poço ao primeiro separador de produção. E termina com a transferência de cada uido separadamente: • Óleo para renarias, por meio de oleodutos, ou para naviostanques, por meio de monobóias ou offloading; • Gás para renarias, por meio de gasodutos, ou retorno aos poços para elevação articial por gas-lift ou ou injeção na rochareservatório;
RESERVADO
Capítulo 1. Sistemas de produção
• Água para descarte no meio ambiente ou reinjeção na rochareservatório. Entre a coleta da produção e a transferência dos uidos, está a unidade de processamen processamento to primário. A ilustração mostra um diagrama que representa os principais processos da unidade e as etapas do sistema de produção, que são coleta, processamento primário e transferênc transferência. ia. Desidratação Compressão do gás
Gasoduto
Dessulfurização Gas-lift
Depuração Compressão booster
Manifold
de produção
Separação primária
Tratamento do óleo
Monobóia ou offloading
Separação atmosférica
Poços
Oleoduto
Tratamento da água
Bomba de água
Bomba de óleo
Hidrociclone Flotador
Coleta da produção
Descarte
Unidade de processamento primário
Reinjeção
Transferência
Diagrama da Unidade de Processamento Primário
Conforme o diagrama, os principais processos da unidade de processamento processament o primário são: • Separação primária e atmosférica do gás natural, depuração, dessulfurização, compressão e desidratação do gás para transferência transferênc ia ou para gas-lift ; • Separação da água livre e da água emulsionada e tratamento da água por meio de hidrociclones e otadores para descarte descarte no meio ambiente ou reinjeção no reservatório; RESERVADO
37
