O processo de separa¸c˜ao proposto tem como objetivo realizar a separa¸c˜ao de parte do CO2, contido no fluido de reservat´orio, ainda no leito marinho e destin´a-lo
`
a reinje¸c˜ao no reservat´orio. Aproveitando as carater´ısticas do equil´ıbrio de fases nas condi¸c˜oes de reservat´orio, foi proposto um processo capaz de aliar eficiˆencia da separa¸c˜ao (menor presen¸ca de CO2 na corrente oleosa) `a minimiza¸c˜ao das perdas de
hidrocarbonetos para a fase rica em CO2.
concentra¸c˜oes de CO2 a altas press˜oes s˜ao inst´aveis e tendem a se apresentar em pelo
menos duas fases distintas: uma oleosa, contendo CO2dissolvido, e uma outra densa,
rica em CO2. A Figura 3.3 apresenta um diagrama de fases t´ıpico desses sistemas.
O diagrama ´e formado por trˆes regi˜oes distintas: uma regi˜ao monof´asica na qual apenas uma fase vapor (V) ou l´ıquida (L1) ´e esperada, uma regi˜ao bif´asica onde uma fase oleosa (L1) e uma fase vapor ou uma segunda fase l´ıquida (L2) coexistem, e finalmente uma terceira regi˜ao na qual duas fases l´ıquidas est˜ao em equil´ıbrio com uma fase vapor. Em condi¸c˜oes de press˜ao e temperatura moderadas, a fase oleosa coexiste com uma fase vapor rica em CO2. Uma quantidade significativa de CO2
est´a dissolvida na fase oleosa e quanto maior a press˜ao, maior ´e essa solubilidade at´e que a fase vapor condense totalmente alcan¸cando o ponto de bolha (B). Ao passo que a temperatura e a press˜ao se movem na dire¸c˜ao de vetor pontilhado da Figura 3.3, a densidade de V aumenta, at´e que uma outra fase l´ıquida (L2) apare¸ca. L2 ´e uma fase rica em CO2 e para um intervalo de temperatura relativamente amplo, n˜ao importa o qu˜ao elevada seja a press˜ao, essa fase sempre estar´a em equil´ıbrio com a fase oleosa, caracterizando uma regi˜ao de imiscibilidade entre L1 e L2. Esse ´e um fenˆomeno crucial presente nos diagrama de fases de sistemas ´oleo/CO2. A viabilidade
do processo de separa¸c˜ao submarina de CO2 est´a intimamente relacionado a sua
ocorrˆencia, isto ´e, `a existˆencia de uma fase densa rica em CO2 em equil´ıbrio com a
fase oleosa em um amplo e relevante intervalo de press˜ao e temperatura.
Idealmente essas fases poderiam ser separadas por diferen¸ca de densidade em um vaso gravitacional situado no leito marinho, devendo ser capaz de garantir tempo de residˆencia suficiente para atingir uma eficiˆencia de separa¸c˜ao adequada. Por´em ap´os a separa¸c˜ao ´e necess´ario destinar adequadamente o CO2 removido. Separa¸c˜oes sub- marinas bif´asicas como essa, j´a foram implementadas em diversos projetos offshore
ao redor do mundo. Nos processos de remo¸c˜ao de ´agua da fase oleosa, a fase aquosa recebe energia de uma bomba e segue para reinje¸c˜ao no pr´oprio reservat´orio. Esse processo s´o ´e poss´ıvel devido ao est´agio de maturidade tecnol´ogico em que as bombas submarinas se encontram. Nos processos em que ocorre a separa¸c˜ao da fra¸c˜ao leve do petr´oleo da fra¸c˜ao l´ıquida oleosa, o objetivo geralmente ´e viabilizar a produ¸c˜ao de fluidos de reservat´orio de alta viscosidade e de baixa energia. Isso ocorre atrav´es do bombeio da fase l´ıquida e by-pass da fase vapor. A fase vapor geralmente se encontra com a fase l´ıquida na descarga da bomba. Note que a fase vapor n˜ao recebe energia adicional, seja pelo est´agio tecnol´ogico ainda incipiente em que os compressores submarinos se encontram seja pelo elevado custo e risco associado `a instala¸c˜ao e manuten¸c˜ao desses equipamentos. A viabilidade t´ecnica de um processo de separa¸c˜ao submarina ´oleo/CO2 est´a diretamente atrelada `a existˆencia de equipa-
mentos capazes de fornecer energia suficiente para reinje¸c˜ao da fase rica em CO2. Diferentemente da fase vapor rica em hidrocarbonetos, a fase rica em CO2 apresenta elevada densidade nas condi¸c˜oes do reservat´orio. Esse fato talvez seja imprescind´ıvel para viabilizar o processo de separa¸c˜ao submarina de CO2. A coexistˆencia de uma fase oleosa com uma fase rica em CO2 por si s´o, n˜ao seria suficiente para viabili-
zar o processo de separa¸c˜ao submarino sen˜ao fosse a elevada densidade dessa fase que permite o emprego de bombas submarinas de forma eficiente, fornecendo o ∆P necess´ario para reinje¸c˜ao do CO2 no reservat´orio. Tendo em vista as particularida-
des do equil´ıbrio termodinˆamico expostas e as limita¸c˜oes tecnol´ogicas existentes, o processo deve ser projetado segundo algumas premissas b´asicas:
• Operar em condi¸c˜oes de P e T de modo que uma fase densa rica em CO2
ocorra, seja ela l´ıquida ou vapor;
• Maximizar a fra¸c˜ao molar da fase oleosa; • Minimizar a quantidade de CO2 na fase oleosa;
• Minimizar a perda de hidrocarbonetos na fase rica em CO2.
Embora possam ser conflitantes entre si, essas premissas b´asicas de projeto devem ser levadas em considera¸c˜ao durante o est´agio de otimiza¸c˜ao do processo. A eleva¸c˜ao da temperatura do mesmo modo que a redu¸c˜ao da press˜ao, por exemplo, tendem a reduzir o teor de CO2 na fase oleosa. Embora desej´avel, operar o processo sob essas
condi¸c˜oes pode levar a alguns inconvenientes: • Redu¸c˜ao da densidade da fase rica em CO2;
• Perda de hidrocarbonetos leves que permanecem na fase rica em CO2;
Se por um lado a queda de press˜ao e o aquecimento da corrente de alimenta¸c˜ao reduzem a solubilidade do CO2 na fase oleosa e aumentam a diferen¸ca de densidade
entre as fases, o que ´e interessante do ponto de vista da eficiˆencia da separa¸c˜ao, por outro lado, passam a acrescentar uma demanda energ´etica ao processo tanto pela necessidade de uma fonte de energia para aquecimento como pela necessidade de uma maior potˆencia na bomba de inje¸c˜ao (maior vaz˜ao de L2) e eventual ne- cessidade de eleva¸c˜ao artificial para o escoamento da fase oleosa at´e a superf´ıcie para compensar a redu¸c˜ao de press˜ao. Outro aspecto que deve ser levado em con- sidera¸c˜ao ´e o controle da densidade da fase rica em CO2 na suc¸c˜ao da bomba de
inje¸c˜ao, garantindo eficiˆencia no bombeio. A queda de press˜ao seguida de eleva¸c˜ao de temperatura acaba por reduzir a densidade da corrente rica em CO2 tornando
necess´ario um processo de resfriamento na linha de suc¸c˜ao bomba. Os aspectos con- flitantes expostos, sugerem que concep¸c˜oes de processo distintas devem ser avaliadas quanto `a sua economicidade. Quanto maior for a despressuriza¸c˜ao na carga aliada `
a eleva¸c˜ao de temperatura, maior ser´a a transferˆencia de di´oxido de carbono da fase oleosa para fase rica em CO2, enriquecendo a fase oleosa em hidrocarbonetos e reduzindo a dimens˜ao da planta de remo¸c˜ao de CO2 na superf´ıcie. A eficiˆencia de
separa¸c˜ao tamb´em ´e favorecida, uma vez que h´a uma sens´ıvel eleva¸c˜ao da diferen¸ca de densidade no interior do vaso separador. Por outro lado, o enriquecimento da fase oleosa em hidrocarbonetos insere uma demanda energ´etica adicional ao pro- cesso, al´em de exigir uma planta submarina maior e mais complexa. ´E intuitivo que um problema de otimiza¸c˜ao possa ser formulado a fim de se determinar a concep¸c˜ao de projeto que proporcionar´a a maior rentabilidade. Os cen´arios de an´alise podem ir desde a concep¸c˜ao convencional, em que todo CO2 ´e removido na superf´ıcie, at´e uma outra em que todo CO2 seria removido no leito marinho. Nesse caso, `as custas de uma maior demanda energ´etica, por´em eliminando a necessidade de remo¸c˜ao de CO2 na superf´ıcie. Neste trabalho n˜ao se abordou nenhuma avalia¸c˜ao econˆomica
buscando encontrar a alternativa de processo ´otima.
A concep¸c˜ao de processo proposta foi uma alternativa intermedi´aria, na qual a separa¸c˜ao submarina constitui uma etapa pr´evia, n˜ao se excluindo a necessidade de um processo de remo¸c˜ao de CO2 na superf´ıcie. A fim de garantir flexibilidade ope-
racional, uma v´alvula de despressuriza¸c˜ao e um trocador de calor foram empregados a montante do vaso de separa¸c˜ao. Essa filosofia permite escolher uma condi¸c˜ao operacional espec´ıfica para um determinado crit´erio de otimiza¸c˜ao de processo.
A Figura 3.4 apresenta um fluxograma esquem´atico para o processo proposto, que consiste de um vaso de separa¸c˜ao vertical no qual o fluido de reservat´orio contendo ´
oleo, alto teor de CO2 e ´agua ´e alimentado. O vaso garante tempo de residˆencia
para separa¸c˜ao das fases por diferen¸ca de densidade. S˜ao esperadas trˆes fases em equil´ıbrio: a fase oleosa, a fase rica em CO2 e a fase aquosa. O separador gravitacio-
Figura 3.4: Diagrama esquem´atico do processo de separa¸c˜ao submarina de CO2.
nal foi concebido como um vaso vertical compacto, levando-se em conta os benef´ıcios das tecnologias compactas para aplica¸c˜oes submarinas (HANNISDAL et al., 2012). Apesar da baixa viscosidade esperada na fase cont´ınua (PASSARELLI, 2017), cam- pos de for¸cas centr´ıfugos podem ser gerados a partir de dispositivos ciclˆonicos, au- mentando o desempenho da separa¸c˜ao. A fase rica em CO2 geralmente apresenta
densidade inferior `a densidade das fases oleosa e aquosa de tal forma que a primeira deixa o vaso separador pelo topo enquanto o l´ıquido separado (´oleo+´agua) sai pelo fundo e segue para processamento na superf´ıcie. Antes de seguir para a bomba de inje¸c˜ao a corrente de topo ´e resfriada at´e que um valor de densidade apropriado seja alcan¸cado. Ao passar pela bomba, a temperatura da corrente aumenta signifi- cativamente. Uma integra¸c˜ao energ´etica foi proposta aproveitando a energia dessa corrente para pr´e-aquecer a corrente de alimenta¸c˜ao do vaso separador.