Processamento Primário

O petróleo é composto por frações leves e pesadas de hidrocarbonetos, que normalmente estão na fase líquida nas condições de reservatório. Ao chegarem à superfície, com pressões e temperaturas menores, as frações do petróleo assumem as fases gasosa, líquida e até mesmo sólida. Em campos onde há recuperação secundária por injeção de água ou em reservatórios submetidos à influência de aquífero, associado ao petróleo, é produzido um grande volume de água, que aumenta ao longo do tempo de produção. Portanto, a finalidade do processamento primário do petróleo é receber a produção bruta e efetuar a separação das fases (gás, óleo e água), dando o devido destino a cada uma delas.

A Figura 2.8 retrata esquematicamente o ciclo de produção de um campo de petróleo terrestre, cujo fluxograma de processamento foi baseado em estações de tratamento reais. Na sequência da seção são discutidas as etapas do processamento primário de petróleo: (1) separação do gás; (2) tratamento do petróleo; (3) injeção e descarte de água; (4) medição de fluidos.

2.5.1 Separação do Gás

A separação é a primeira etapa do processamento primário de petróleo, cuja finalidade é separar as fases líquida e gasosa. No caso do esquema de produção da Figura 2.8, é utilizado um separador bifásico, que consiste num vaso de pressão dotado de placa defletora, na qual o fluido se choca provocando a segregação gravitacional entre líquido e gás. Na saída do gás há um extrator de névoa, cuja finalidade é remover gotículas de líquido dispersas no gás. A esta etapa do processo estão relacionados o limite de vazão total de gás do campo e a pressão mínima de fluxo de cabeça dos poços, que devem ser considerados no modelo de simulação através de condições de contorno de operação.

O gás separado é coletado por um sistema de compressão de baixa pressão e em seguida passa por um vaso denominado scrubber, cuja finalidade é remover gotículas de gás condensado, as quais retornam para o processo, direto para a etapa de tratamento. Parte do gás que saí do

scrubber é normalmente usada como combustível para as máquinas (compressores, caldeiras,

etc.). O restante do gás passa por uma unidade de compressores de alta pressão e é exportado para uma UPGN (unidade de processamento de gás natural), onde é tratado e disponibilizado para a comercialização.

2.5.2 Tratamento do Petróleo

Conforme Figura 2.8, o tratamento é a segunda etapa do processamento primário de petróleo, cuja finalidade é remover toda água do petróleo (livre e emulsionada). Parte da água livre poderia ter sido removida na etapa de separação caso fosse utilizado separador trifásico em vez de bifásico. No tratamento de petróleo em campos on shore são utilizados normalmente vasos tratadores verticais ou tanques lavadores. A quebra da emulsão se dá através da ação combinada de (1) temperatura, proveniente do vapor de caldeiras, conduzido por serpentinas internas; (2) tempo de residência, função do tamanho dos vasos; e (3) desemulsificante.

O óleo tratado vai para tanques de armazenamento e, caso esteja dentro das especificações estabelecidas pela ANP, passa pela medição fiscal e, em seguida, é transferido via oleoduto para a refinaria. Caso a emulsão esteja fora das especificações (BSW > 1%), o óleo deve

retornar para os tratadores até que seja devidamente enquadrado. Já a água livre passa por uma etapa de tratamento, antes de ser injetada novamente no reservatório, para recuperação secundária, ou descartada no meio ambiente (mar, aquífero, etc.).

2.5.3 Injeção e Descarte de Água

O tratamento da água produzida tem o objetivo de remover partículas sólidas e reduzir o TOG (teor de óleo e graxas) da água. Essa tarefa é realizada em dois estágios: (1) filtração, através de filtros de areia, cartucho ou casca de nozes; e (2) flotação, através de tanques com alto tempo de residência que segregam gotículas de óleo remanescentes na água. Em seguida a água segue para tanques pulmão, cuja finalidade é apenas garantir a continuidade operacional das bombas de injeção, caso haja algum problema no tratamento de água ou de óleo.

A eficiência do tratamento da água é imprescindível para o bom desempenho da recuperação secundária. O TOG elevado ou a presença de partículas sólidas e produtos de corrosão podem danificar os poços injetores de água, não conseguindo atender às cotas de injeção definidas em projeto. Quando a qualidade da água de injeção não é satisfatória, uma das soluções é aumentar a pressão de injeção, podendo exceder a pressão de fratura das formações, outra é prever uma maior quantidade de intervenções de restauração para os poços injetores de água. A injeção apenas de água produzida não é suficiente para garantir o balanço de materiais e manter a pressão do reservatório. O volume necessário é complementado com água captada, proveniente de rio, lago, mar ou aquífero subterrâneo (o mais comum em campos on shore). As principais técnicas utilizadas são: (1) captação direta para estação, conforme Figura 2.9(a); (2) par de poços captador e injetor, interligados por linha de injeção e bomba BCS horizontal, conforme Figura 2.9(b); e (3) dump flood (auto injeção), técnica que utiliza um mesmo poço para captar água e injetá-la na zona produtora, através da diferença de pressão hidrostática natural ou com auxílio de bomba instalada dentro do poço, conforme Figura 2.9(c).

Figura 2.9 – Captação de água: (a) convencional, para estação; (b) poço-a-poço; (c) auto-injeção.

2.5.4 Medição de Fluidos

Depois da quebra do monopólio do petróleo em 1997, a padronização da medição de petróleo e gás natural passou a ser exigida pela Lei 9.478/1997, que trata da cobrança das participações governamentais (royalties, participação especial, ocupação ou retenção da área, etc.). A portaria conjunta Nº1/2000, publicada pela ANP e INMETRO, estabelece as condições e os requisitos mínimos para um sistema de medição. Independente das mudanças na legislação, os critérios exigidos pela lei acabaram sendo benéficas para o gerenciamento de reservatórios. A medição fiscal contabiliza o volume produzido de uma concessão de petróleo e gás natural. O ponto de medição fiscal de petróleo deve estar imediatamente depois das instalações de separação, tratamento e tancagem da produção e antes de qualquer instalação de transferência. A medição fiscal de petróleo deve ser realizada em tanques, através de trena, ou em linha, utilizando medidores de vazão, de deslocamento positivo ou turbina, ou medidores mássicos

coriolis. A medição fiscal de gás natural deve utilizar placa de orifício, turbina ou medidor

ultrassônico.

Em função de sua precisão, o volume de óleo, transformado em vazão, normalmente mensal, é considerado o dado mais confiável do histórico de produção, sendo comumente utilizado como condição de contorno na etapa de ajuste de histórico. Para campos cuja RGO é muito alta, é interessante utilizar o volume fiscal de gás como condição de contorno. Nesses casos, deve-se atentar para a precisão da medição de gás, mais suscetível a problemas operacionais associados à intermitência de vazão e a presença de líquido no gás devido à ineficiência do processo de separação.

Em campos on shore, é muito comum haver a medição fiscal compartilhada, prevista quando os volumes produzidos por mais de uma concessão se misturam antes do ponto de medição. Isso é permitido quando, por uma questão de viabilidade técnica e econômica, uma mesma estação de tratamento recebe fluidos de mais de um campo. O volume fiscal compartilhado é distribuído entre as concessões através de produção medida em medidores de apropriação ou estimado pelos testes de poço de cada campo e pelo tempo de operação de cada poço no mês. Nos testes de poço devem ser medidos os volumes produzidos de petróleo, gás natural e água, utilizando separador de teste, tanque de teste ou ambos em série (como visto na Figura 2.8), com duração mínima de quatro horas. Quando os resultados dos testes de poço são utilizados para a apropriação da produção de um campo, os mesmos devem ser realizados mensalmente,

com intervalo máximo de 42 dias. Já nos casos em que são utilizados apenas para apropriar a produção fiscal entre os poços, o intervalo máximo entre dois testes de produção é de 90 dias. Em campos on shore, os testes de poço fornecem apenas dados de vazão de líquido, também chamada de vazão bruta (óleo + água). A RGO por poço normalmente não é medida, e sim estimada a partir das vazões totais de óleo e gás do campo. A RAO por poço é determinada através da medição do percentual de água produzida, conhecido na literatura como corte de água (water cut), mas usualmente chamado no campo de BSW (Basic Sediments and Water). A frequência de medição do BSW deve ser maior ou igual à frequência de testes de poço. O BSW é determinado através de amostras de fluido produzido, coletadas na cabeça do poço e levadas ao laboratório para determinação do percentual de água livre e emulsionada. Quanto maior a quantidade de água produzida, maior deve ser o volume amostrado, a fim de garantir precisão e representatividade. A Figura 2.10 apresenta as principais técnicas de medição de BSW. A coleta de pequenos volumes em garrafas é a mais simples e barata. A medição em provetas e tanques possui custo maior, pois exige aquecimento da amostra e demandam mais tempo para a devida separação da água livre, além de necessitarem de análise de laboratório posterior para determinar a água emulsionada na fase óleo.

Figura 2.10 – Medição de corte de água: (a) amostra em garrafa de 1 litro para medição do BSW em laboratório; (b) proveta de medição para amostras de 20 litros; (c) tanque de medição de BSW com régua e pasta d’água.

Além da medição fiscal e de apropriação, existe uma terceira categoria estabelecida pela ANP denominada medições operacionais. Incluem-se aqui as medições de transferência de petróleo medições de gás combustível, gás injetado no reservatório e gás utilizado para gas lift, além da água produzida, injetada e captada, utilizadas na recuperação secundária. A precisão na

medição dos volumes de água produzida e injetada é imprescindível para o processo de ajuste de histórico, principalmente em relação à pressão estática de reservatórios.