RAYANNY MAYARA SILVA MADEIRO
DIMENSIONAMENTO DE VASO SEPARADOR
NATAL/RN 2016
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
2 RAYANNY MAYARA SILVA MADEIRO
DIMENSIONAMENTO DE VASO SEPARADOR
NATAL/RN 2016
Trabalho de conclusão de curso apresentado à Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN, como requisito parcial para obtenção do título de Graduação em Engenharia de Petróleo, sob orientação do Prof. Dr. Lindemberg de Jesus Nogueira Duarte.
4 Dedico este trabalho a minha bisavó,
5 AGRADECIMENTOS
A Deus por ter me dado a capacidade, a coragem e a força necessária para ir em busca dos meus objetivos.
A minha família, principalmente: minha tia-avó Salete que sempre me deu suporte e minha bisavó, que nos deixou recentemente em especial, a minha eterna gratidão por tudo que fizeram por mim.
Ao meu orientador, Prof. Dr. Lindemberg de Jesus Nogueira Duarte, pelos ensinamentos, por toda a orientação geral, pela disponibilidade, pelo apoio e pelo auxílio durante a graduação.
Aos professores do departamento de Engenharia de Petróleo da UFRN, os quais foram extremamente importantes para a minha formação e todo o desenvolvimento da minha vida acadêmica.
6 "Procure ser uma pessoa de valor, em vez de procurar ser uma pessoa de sucesso. O sucesso é só consequência."
7 RESUMO
O sistema produtivo de um campo petrolífero, geralmente, propicia a produção simultânea de gás, óleo e água, bem como de algumas impurezas. Devido ao interesse econômico, focado na produção de hidrocarbonetos, há a necessidade de submeter os fluidos a um processo primário de tratamento, a fim de separá-los e adequá-los as condições exigidas pelos processos subsequentes. Os vasos separadores são equipamentos utilizados para separação dos fluidos em componentes líquido e gasoso. Este trabalho objetiva demonstrar e aplicar uma metodologia de cálculo para dimensionamento de equipamentos vasos separadores de óleo e gás, analisando a sensibilidade do modelo utilizado aos parâmetros operacionais envolvidos. Então, conclui-se que os vasos separadores são essencialmente importantes para a indústria de petróleo. Portanto, o procedimento para a determinação de suas dimensões se mostra muito relevante.
8 ABSTRACT
The production system of an oil field generally provides the simultaneous production of gas, oil and water, as well as some impurities. Due to the economic interests, focused on the production of hydrocarbons, it is necessary to subject the fluids to a primary treatment process in order to separate them and adjust them the conditions required by subsequent processes. The separator vessels are equipment used for separation of fluids in liquid and gaseous components. This study aims to demonstrate and apply a calculation method for sizing oil and gas separator vessels equipment, analyzing the sensitivity of the model used to operating parameters involved. So, it is concluded that separating vessels are essentially important for the oil industry. Therefore, the procedure for determining its dimensions is very relevant.
9 LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Reservatório típico de petróleo...17
Figura 2 - Fluxograma do processamento primário de fluidos...19
Figura 3 - Sistema com separação trifásica e tratamento de óleo...20
Figura 4 - Separador bifásico horizontal e suas seções...21
Figura 5 - Separador vertical trifásico...24
Figura 6 - Diversos modelos de extrator de névoa...25
Figura 7 - Forças atuantes sobre uma gotícula líquida na corrente gasosa...31
Figura 8 - Coeficiente de resistência de uma esfera rígida...35
Figura 9 - Extrator de névoa do tipo malha tricotada...39
10 LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Parâmetros operacionais para dimensionamento...29
Tabela 2 - Valores típicos para a constante K...36
Tabela 3 – Valores de diâmetro nominal para separador vertical...38
Tabela 3 - Critérios para o tempo de retenção do líquido...40
Tabela 5 - Determinações para o separador vertical bifásico...43
Tabela 6 - Parâmetros operacionais relacionados com trabalhos anteriores...45
11 LISTA DE SÍMBOLOS E REDUÇÕES
°𝐴𝑃𝐼 – grau API do óleo (adimensional)
𝐴𝑔 – área do vaso (ft²)
𝐴𝑝 – área transversal da partícula (lbf/ft³)
𝐶𝑑 – coeficiente de arrasto da partícula (adimensional)
𝐷 – diâmetro mínimo do vaso (ft)
𝐷𝑝 – diâmetro da gota (ft)
𝐹 - força de arrasto (lbf)
𝑔 – aceleração da gravidade (ft²/s)
ℎ – altura de líquido (ft)
𝐾 – constante dependente do projeto e das condições de separação (ft/s)
L – comprimento do vaso (ft) 𝑄 – vazão de líquido (ft³/s)
𝑄𝑔 – vazão de gás (ft³/s)
𝑄𝐿 – vazão de líquido (bpd)
𝑅𝑒 – número de Reynolds (adimensional)
RGL – razão gás-líquido (scf/stb) 𝑡 – tempo de retenção (s)
𝑉𝑜𝑙 – volume do vaso (ft³)
𝑉𝑔 – velocidade do gás (ft³/s)
𝑉𝑡 – velocidade terminal das gotículas de líquido (ft/s)
𝑊 – diferença de peso entre a corrente líquida e gasosa (lbf)
12 𝑊𝑝 – peso da partícula (lbf)
Letras gregas
µ - viscosidade do óleo (cP)
ϒ𝑔 – peso específico do gás (lbf/ft³) ϒ𝐿 – peso específico do líquido (lbf/ft³)
13 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO...14 2. OBJETIVOS...16 2.1 OBJETIVO GERAL...16 2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS...16 3. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA...17 3.1 O PETRÓLEO...17
3.2 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO...18
3.3 SEPARAÇÃO DOS FLUIDOS...19
3.4 VASOS SEPARADORES...21
3.4.1 SEPARADORES VERTICAIS...23
3.4.2 SEPARADORES HORIZONTAIS...24
3.4.3 EXTRATORES DE NÉVOA...25
3.4.4 PRINCIPAIS PROBLEMAS OPERACIONAIS...26
4. METODOLOGIA...29
4.1 DIMENSIONAMENTO DE VASO SEPARADOR...30
4.1.1 VASO SEPARADOR VERTICAL BIFÁSICO...34
5. RESULTADOS E DISCUSSÕES...40
6. CONCLUSÃO...42
14 1. INTRODUÇÃO
O sistema produtivo de um campo petrolífero, geralmente, propicia a produção simultânea de gás, óleo e água, bem como de algumas impurezas. Devido ao interesse econômico, focado na produção de hidrocarbonetos (óleo e gás), há a necessidade de submeter os fluidos a um processo de tratamento, a fim de separá-los e adequá-separá-los as condições exigidas pesepará-los processos subsequentes.
O processo de tratamento inicia-se na planta de processamento primário de petróleo, na qual utilizam-se equipamentos específicos que objetivam a separação das fases do fluido produzido.
Os fluidos produzidos passam então por separadores, que podem ser bifásicos ou trifásicos, verticais ou horizontais, atuando em série ou em paralelo. No separador bifásico, ocorre a separação gás/líquido; no separador trifásico, também ocorre a separação óleo/água.
Haja vista a grande importância dos vasos separadores na indústria petrolífera, no que se refere ao processamento e tratamento primário dos fluidos produzidos, estes equipamentos requerem um dimensionamento adequado para que se tenha um funcionamento eficaz, visando o melhor desenvolvimento da produção e a viabilidade econômica dos processos de separação, a fim de atender as necessidades e especificações operacionais e de mercado. Para isso, devem-se considerar as condições de atuação nos campos, tanto atuais quanto futuras.
Assim sendo, este trabalho dedicou-se a descrever de maneira resumida e objetiva quais as principais funções dos separadores, os seus princípios de funcionamento, bem como as vantagens e as desvantagens associadas a sua utilização, os problemas operacionais relacionados aos equipamentos em questão e principalmente, por fim, mostrar uma metodologia para cálculo de dimensionamento de um modelo de separador específico, aplicando-a a um caso particular, como exemplo e aplicação prática, para a obtenção e a determinação que atenda melhor ao caso, caracterizando-o fisicamente.
15 E então, para complementar, realizou-se uma análise a respeito da sensibilidade do modelo utilizado aos parâmetros operacionais envolvidos e uma discussão a respeito dos resultados e do desempenho obtidos.
16 2. OBJETIVOS
2.1 OBJETIVO GERAL
O principal objetivo do trabalho apresentado é mostrar e aplicar uma metodologia de cálculo para dimensionamento de um equipamento vaso separador.
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Além disso, tem-se:
Descrição do procedimento de cálculo.
Utilização de modelo para obtenção do dimensionamento.
Consideração e análise dos parâmetros operacionais a serem utilizados no procedimento.
Determinação e análise dos parâmetros geométricos do equipamento: diâmetro, altura etc.
17 3. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
3.1 O PETRÓLEO
O petróleo é constituído, basicamente e principalmente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos, chamados de hidrocarbonetos. Quando a mistura contém uma maior porcentagem de moléculas pequenas, se apresenta no estado físico gasoso; caso possua moléculas maiores, se apresenta no estado físico líquido, sob condições normais de temperatura e pressão.
Nos reservatórios de petróleo, também se encontram outras substancias, que são produzidas juntamente com o petróleo, sendo consideradas impurezas, tais como: água, sais e sedimentos. E a qualidade do petróleo costuma ser verificada pela proporção que estes contaminantes se apresentam.
Na Figura 1, tem-se uma ilustração esquemática a respeito da distribuição das fases dos fluidos no interior de um reservatório típico de petróleo.
Figura 1 – Reservatório típico de petróleo.
18 Na etapa produtiva, ocorre que as fases presentes no interior do reservatório não são produzidas de maneira isolada. Isto é, óleo, água e gás se misturam sendo produzidos em conjunto. Porém, nesta atividade, o que se buscam são o óleo e o gás, que são os objetivos desejáveis na produção e apresentam valor econômico considerável.
Dessa forma, existe a necessidade de separação dos fluidos produzidos para a comercialização ou reutilização, de acordo com os requerimentos e as especificações.
3.2 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
Como dito, o petróleo é uma mistura de compostos químicos orgânicos. Na etapa de produção, ele se apresenta em estado líquido ou gasoso, a depender da sua composição e das condições de temperatura e pressão existentes. Normalmente, ele também é produzido em conjunto com a água, advinda dos aquíferos, a partir do reservatório até a sua chegada na superfície.
Havendo então a necessidade de separação dos fluidos obtidos na produção, devido ao interesse econômico envolvido na atividade e suas aplicações, tem-se o processamento primário de petróleo, que consiste, de acordo com Thomas (2001), na primeira etapa de separação e tratamento dos fluidos produzidos, incluindo os seguintes processos:
Separação das fases óleo/água/gás;
Tratamento ou condicionamento de hidrocarbonetos, visando a transferência para as refinarias ou Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs);
19 Na Figura 2, apresenta-se um fluxograma do processamento primário dos fluidos produzidos na produção de petróleo.
Figura 2 - Fluxograma do processamento primário de fluidos.
Fonte: Thomas, 2001.
No desenvolvimento dos campos, havendo mais de um poço produtor, dois ou mais poços, a produção é direcionada para uma mesma unidade de processamento. As diversas correntes de fluidos que saem do reservatório de petróleo chegam a superfície e se reúnem incialmente nos manifolds coletores, onde se regulam as pressões adequando-as para o envio dos fluidos produzidos aos vasos separadores. Dependendo do tipo de fluidos, a planta de processamento primário pode ser simples ou complexa; as mais simples atuando na separação gás/óleo/água e as mais complexas ainda incluem o condicionamento e a compressão do gás, o tratamento e a estabilização do óleo e o tratamento da água.
20 3.3 SEPARAÇÃO DOS FLUIDOS
Conforme se expôs, um poço de petróleo, ao longo de sua vida produtiva, produz simultaneamente água, óleo e gás. Em uma instalação de processamento primário de petróleo, ocorre, inicialmente, a separação primária dos fluidos objetivando a distinção e a divisão das fases para encaminhamento ou tratamento subsequente.
Os fluidos produzidos passam por equipamentos chamados vasos separadores, que podem ser: bifásicos ou trifásicos, quanto ao número de fases separadas no processo; horizontais ou verticais, quanto a sua geometria; dispostos em série ou em paralelo. Anteriormente, é comum haver também a injeção de produtos químicos, de antiespumantes para facilitar a separação gás/óleo e de desemulsificantes, no caso da separação água/óleo, como demonstra a Figura 3.
Figura 3 – Sistema com separação trifásica e tratamento de óleo.
21 A quantidade de estágios necessários para as diferentes configurações possíveis em um sistema de separação depende da densidade do petróleo produzido e da qualidade final que se deseja obter na separação dos fluidos. Assim, os óleos de maior peso passam por um ou dois separadores operando com pressões diversas; enquanto que os mais leves exigem mais níveis, cerca de três estágios, de pressão distintas.
3.4 VASOS SEPARADORES
Segundo Thomas (2001), um vaso separador típico de produção é constituído por quatro seções distintas, expostas na Figura 4: separação primária, acumulação (ou coleta de líquido), separação secundária (ou decantação) e aglutinação; e pode ser dotado de dispositivos internos, a fim de aumentar a eficiência de separação do processo.
Figura 4 – Separador bifásico horizontal e suas seções.
22 I. Seção de separação primária:
Responsável pela separação de grande parte do volume de líquido, localiza-se nas proximidades da entrada do vaso separador. O fluido (líquido e gás) adentra com uma velocidade considerável, choca-se com dispositivos defletores que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluxo ou é dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório, fazendo com que o líquido se desloque para o fundo do vaso por ação da gravidade, separando-se então do gás. Removendo-se rapidamente as golfadas e as gotículas de maior diâmetro do liquido, diminui-se a turbulência e evita-se o retorno deste para a fase gasosa.
II. Seção de acumulação:
Na seção de acumulação, o líquido é coletado e ocorre a separação das bolhas gasosas que permaneceram dentro do mesmo após a separação primária. Para que se tenha efetividade, o líquido fica retido por um certo tempo, o chamado tempo de retenção, que pode variar de 3 a 4 minutos. Depois, o líquido retido no vaso é drenado com um mecanismo de controle de nível.
III. Seção de separação secundária:
Na parte superior do vaso, ocorre a circulação da corrente gasosa. As gotículas menores de líquido, arrastadas pelo gás durante a separação primária, então se separam na separação secundária por meio da ação gravitacional. O mecanismo é o mesmo da seção de acumulação, sendo bastante influenciado pela turbulência do gás.
23 IV. Seção de aglutinação:
Essa seção se localiza próxima a saída de gás do separador. Aqui, as gotículas de líquido, arrastadas pelo gás e que não foram separadas nas seções anteriores, se aglutinam em meios porosos e são recuperadas. A fim de se reter as pequenas gotículas de líquido, utilizam-se vários tipos de extratores de névoa na parte superior do vaso.
Escolha quanto a classificação
Os separadores são fabricados nas formas geométricas horizontal e vertical. De acordo com a complexidade dos sistemas de separação e as condições operacionais, é possível determinar o tipo de vaso separador a ser utilizado.
No que se refere ao número de fases, tem-se que: os separadores bifásicos são empregados na separação de gás e líquido em sistemas mais simples, encaminhando a mistura de água e óleo para outras instalações; se for necessária a separação inicial das fases gás, óleo e água, utilizam-se separadores trifásicos.
No que tange a sua forma, a determinação do tipo de separador (horizontal ou vertical) deve considerar o espaço físico disponível na planta de processamento primário, se há ocorrência e a quantidade de espuma ou areia, dentre outros fatores.
3.4.1 SEPARADORES HORIZONTAIS
Os vasos separadores horizontais são mais indicados para os casos em que há uma alta vazão de líquido, devido a proporção de uma maior área para superfície de contato entre os fluidos, facilitando a separação entre as fases e a liberação do gás aprisionado. Portanto, são mais eficientes para grandes volumes de fluido e quantidades de gás dissolvido. A desvantagem é que requer maior espaço para instalação.
24 3.4.2 SEPARADORES VERTICAIS
Os separadores verticais costumam ser utilizados nos casos de alta razão gás-líquido ou para valores baixos de vazão total de gás. A Figura 5 apresenta um separador vertical trifásico.
Figura 5 – Separador vertical trifásico.
Fonte: Petrobras, 2007.
Além de requer menor área para instalação, sua geometria facilita a remoção de areia depositada no fundo. Eles absorvem bem as golfadas, pois toda a área da seção transversal do vaso fica disponível para o escoamento do gás. Quanto ao uso offshore, apresentam uma desvantagem em relação ao manuseio do equipamento, devido a sua altura. A utilização de extratores de névoa pode contribuir de maneira significativa na redução do diâmetro exigido para o vaso.
25 3.4.3 EXTRATOR DE NÉVOA
Os extratores de névoa, Figura 6, são equipamentos utilizados internamente em vasos separadores de petróleo, próximo a saída de gás, a fim de aumentar a retenção de pequenas gotículas de líquido; geralmente, contém um dispositivo de vapor para recipientes de separação de líquido.
Figura 6 – Diversos modelos de extrator de névoa.
Fonte: Munters, 2008.
Os principais benefícios obtidos na sua utilização são:
Redução do tempo de residência necessário para a separação;
Redução do volume, e consequentemente dos custos, associado aos equipamentos de separação;
Redução acentuada do consumo de glicol, amina ou solventes nas torres de absorção, secagem e destilação.
26 3.4.4 PRINCIPAIS PROBLEMAS OPERACIONAIS
Mesmo sendo relativamente simples, a separação de fluidos apresenta alguns problemas operacionais dificultando o processo que, por serem comuns, devem ser levados em consideração para o dimensionamento de um separador, pois exercem influência na escolha do tipo de vaso (bifásico ou trifásico) ou ainda na geometria a ser utilizada. Segundo Thomas (2001) e Petrobras (2007), os principais problemas são:
Formação de espuma:
A presença de impurezas no líquido que chega ao separador e a queda de pressão ao longo do escoamento são as principais causas da formação de espuma. A espuma, além de reduzir drasticamente a área de escoamento do gás, dificulta o controle de nível no interior do separador ao ocupar um volume que poderia estar disponível para a coleta de líquido ou decantação, aumenta o arraste de líquido na saída de gás (LCO – Liquid Carry Over) e também pode ser arrastada pela corrente de gás ou de óleo morto. Ela promove, consequentemente, o aumento do tempo de retenção no vaso. Para combater ou evitar esse problema, deve-se aquecer o fluido ou adotar o uso de antiespumantes, podendo também equipar-se o separador com um equipamento interno para removê-la.
Produção de areia:
A areia vem com o líquido, eventualmente, provenientes do reservatório. Ela ocasiona obstrução nos elementos internos do vaso, erosão nas válvulas e se acumula no fundo do separador, local de onde é removida por jatos de areia e drenos. Caso a remoção paralela não possa ser feita, deve-se parar a produção para fazer a limpeza dos sedimentos, o que leva a uma perda de produtividade. A melhor solução para o caso é evitar a produção de areia dos reservatórios.
27 Obstrução por parafinas:
Quando a temperatura de produção dos fluidos é inferior à temperatura de aparecimento de cristais (TIAC), os hidrocarbonetos saturados de elevado peso molecular podem se separar do petróleo e formar as chamadas parafinas. As parafinas se cristalizam e são arrastadas pelo fluido, chegando então ao vaso separador. Com a redução das velocidades no interior do vaso, elas se depositam obstruindo o equipamento, bem como as linhas de transferência. Dessa forma, afetam as operações de separação. As placas coalescedoras na seção líquida e os extratores de névoa são particularmente suscetíveis a obstrução. Neste caso, deve-se considerar extratores alternativos e bocais de admissão de solventes. Para evitar a deposição de parafinas, é preciso operar a temperaturas superiores à TIAC.
Emulsões:
A emulsão que se forma na interface óleo/água pode ser particularmente problemática na operação de um separador. Além de causar problemas com o controle de nível, o acúmulo de emulsão diminui o tempo de retenção efetivo, resultando em uma redução na eficiência do processo. A adição de calor ou de produtor químicos minimizam o acúmulo de emulsão, porém estes procedimentos são preferencialmente aplicados na fase de tratamento do óleo (THOMAS, 2001).
Arraste de óleo pelo gás:
O arraste de óleo pelo gás é um típico problema operacional que se dá devido a um nível de líquido muito elevado, por conta de uma vazão superior à prevista, quando há: deterioração de algum componente interno, formação de espuma, bloqueio na saída de líquido, dimensionamento inadequado ou operação do vaso com produção superior à projetada. Caso ocorra o arraste de líquido pelo gás, pode ser um indicativo de baixo nível de líquido ou uma falha no sistema de controle de nível do
28 separador. Para solucionar o indesejável, há que se investigar a causa do mesmo e então agir sobre ela.
29 4. METODOLOGIA
Os cálculos de dimensionamento para um vaso separador de petróleo objetivam a determinação do diâmetro e da altura do equipamento a ser utilizado no processamento primário dos fluidos produzidos.
Para o correto dimensionamento, são necessários alguns parâmetros operacionais, a fim de garantir que o vaso separador possa atender adequadamente as exigências do seu campo de atuação.
Neste trabalho, aborda-se especificamente o dimensionamento de um vaso separador de petróleo vertical bifásico seguindo a metodologia do Lyons (1996). Na Tabela 1, tem-se os dados de parâmetros operacionais utilizados no procedimento.
Tabela 1 – Parâmetros operacionais para dimensionamento.
PARÂMETROS OPERACIONAIS Vazão de gás 10 MMscfd Peso molecular do gás 17,4
Pressão de operação 1000 psia Temperatura de operação 60 °F Vazão de líquido 2000 bpd °API 40 Viscosidade do gás 0,014 cP RGL 5000 scf/stb Fonte: Lyons, 1996.
30 4.1 DIMENSIONAMENTO DE VASO SEPARADOR
Técnicas práticas para a separação de partículas de líquido no gás são discutidas. Segundo Lyons, 1996, a fim de conseguir a separação física entre as fases (gás/líquido ou sólido), utilizam-se três princípios: conservação da quantidade de momento, decantação e coalescência. Qualquer vaso separador pode aplica-los, um ou mais princípios, porém, para a ocorrência da separação, é necessário que as fases líquidas sejam imiscíveis e possuam densidades diferentes.
Quantidade de momento:
Fluidos que possuem densidades distintas apresentam comportamento dinâmico divergente. Se um fluxo de duas fases, líquida e gasosa, por exemplo, muda de direção bruscamente - segundo o princípio da conservação da quantidade de movimento - a mudança não permite que as partículas da fase mais pesada se adequem a alteração tão rapidamente quanto as partículas mais leves, proporcionando então a separação entre as mesmas. Por isso, este princípio é bastante utilizado na separação de fluxos bifásicos.
Ação gravitacional:
Quando a força da gravidade atuante sobre as gotículas de líquido é maior que a força de arrasto exercida pelo gás que flui ao seu redor, elas então se separam da fase gasosa, caracterizando a decantação, conforme o balanço de forças disposto na Figura 7.
31 Figura 7 – Forças atuantes sobre uma gotícula líquida na corrente gasosa.
É possível fazer a descrição matemática das forças atuantes sobre a gotícula.
Assim, a força de arrasto (𝐹𝐷) sobre uma gotícula de líquido, em meio a uma
corrente gasosa, pode ser obtida por meio da Equação 1:
𝐹𝐷 = 𝐶𝐷𝐴𝑝𝛾𝑔𝑉𝑡2
2𝑔 (1)
Onde,
𝐹𝐷 = força de arrasto (lbf);
𝐶𝐷 = coeficiente de arrasto da gotícula (adimensional); 𝐴𝑝 = área transversal da gotícula (ft²);
𝛾𝑔 = peso específico do gás (lbf/ft³);
𝑉𝑡 = velocidade terminal da gotícula (ft/s);
32 A força de empuxo (𝐹𝑏) pode ser descrita pela Equação 2:
𝐹𝑏 =𝑚𝛾𝑔𝑔 𝜌𝑝 = 𝑉𝑝𝛾𝑔𝑔 (2) Onde, Fb = força de empuxo (lbf); 𝑉𝑝= volume da partícula (ft³); 𝛾𝑔 = peso específico do gás g = aceleração da gravidade (ft/s²).
A força da gravidade (𝐹𝑔) é dada pela Equação 3:
𝐹𝑔 = 𝑚𝑔 (3)
Onde,
𝐹𝑔 = força da gravidade (lbf);
𝑚 = massa da partícula (lbm); g = aceleração da gravidade (ft/s²)
Para partículas esféricas, tem-se a massa (Equação 4) e a área transversal (Equação 5):
𝑚 = 𝜋𝐷𝑝3𝜌𝑝/6 (4) 𝐴𝑝 = 𝜋𝐷𝑝2/4 (5)
33 Onde,
𝐷𝑝 = diâmetro da gotícula (ft);
A foça resultante (𝐹), Equação 6, será então a soma de todas as forças atuantes sobre a gotícula:
𝐹 = 𝐹𝑔− 𝐹𝑏− 𝐹𝐷 (6)
Considerando a teoria do movimento de corpos livres, podemos escrever a Equação 7:
𝐹 = 𝑚𝑑𝑉
𝑑𝑡 (7)
Onde,
dV/dt = variação da velocidade em relação ao tempo.
Para determinar a velocidade terminal, uma velocidade de queda constante, faz-se dv/dt = 0. Então, com essa consideração, resolvendo a Equação 7, a partir das Equações anteriores, tem-se a Equação 8 para a velocidade terminal da gotícula:
𝑉𝑡= √4𝑔𝐷3𝛾𝑝(𝛾𝐿−𝛾𝑔)
34 Onde,
𝑉𝑡 = velocidade terminal da gotícula (ft/s);
g = aceleração da gravidade (ft/); 𝛾𝐿 = peso específico do líquido (lbf/ft³); 𝛾𝑔 = peso específico do gás (lbf/ft³);
𝐷𝑝 = diâmetro da gotícula (ft);
𝐶𝐷 = coeficiente de arrasto da gotícula (adimensional).
O coeficiente de arrasto é obtido em função da forma das gotículas e o número de Reynolds do fluxo de gás. Neste caso, consideramos a forma da gotícula uma esfera rígida e sólida para os fins equacionais. Tem-se o número de Reynolds:
𝑅𝑒 =1,488𝐷𝑝𝑉𝑡𝛾𝑔
𝜇 (9)
Onde,
𝜇 = viscosidade (cP).
Uma vez que estão envolvidos os parâmetros do tamanho da gotícula (𝐷𝑝) e a
velocidade terminal da mesma (𝑉𝑡), torna-se necessária uma solução de tentativa e erro para a Equação 9. A fim de evitar este procedimento, pode-se utilizar o gráfico do coeficiente de arrasto, Figura 8, apresentado a seguir, como uma função do produto entre o coeficiente de arrasto e o quadrado do número de Reynolds. Esta técnica elimina a velocidade da expressão.
35 Figura 8 – Coeficiente de resistência de uma esfera rígida.
Fonte: Lyons, 1996.
Onde a abcissa é expressa pela Equação 10:
𝐶𝐷(𝑅𝑒)2 =
(0,95)(108)𝛾
𝑔 𝐷𝑝3(𝛾𝐿−𝛾𝑔)
𝜇² (10)
Considerando um regime de fluxo turbulento para o projeto das facilidades de produção, o coeficiente de arrasto dá-se pela Equação 11:
𝐶𝐷 =24
𝑅𝑒+ 3
√𝑅𝑒+ 0,34 (11)
Onde,
36 4.1.1 VASO SEPARADOR VERTICAL BIFÁSICO
O procedimento de cálculo utilizado no dimensionamento de vasos separadores bifásicos baseia-se na velocidade terminal da gotícula que é a máxima velocidade instantânea esperada. No caso do separador vertical, para fins práticos, é escrita conforme a Equação 12:
𝑉𝑡= 𝐾√(𝛾𝐿−𝛾𝑔
𝛾𝑔 ) (12)
Onde,
𝑉𝑡 = velocidade terminal da gotícula líquida ou máxima velocidade superficial admissível do gás (ft/s);
K = uma constante dependente do projeto e das condições de separação (ft/s).
A seguir, apresenta-se a Tabela 2, com valores típicos para a constante K que podem ser aplicados na Equação 12.
Tabela 2 – Valores típicos para a constante K.
37 Sendo a velocidade do gás dada pela Equação 13:
𝑉𝑔 = 𝑄𝐴 𝐴𝑔 (13) Onde, 𝑄𝐴 = vazão de fluido (ft³/s); 𝐴𝑔 = área do vaso (ft²).
A área do vaso expressa pela Equação 14:
𝐴𝑔 = 𝜋
4𝐷² (14)
Onde,
D = diâmetro do vaso (ft).
A vazão de fluido descrita pela Equação 15:
𝑄𝐴 = 𝑤̇
𝛾𝑔 (15)
Onde,
𝑤̇ = vazão mássica (lbm/s)
Admitindo que 𝑉𝑡 = 𝑉𝑔, pois a velocidade terminal deve ser igual a máxima
38
𝑄𝐴
𝐴𝑔 = 𝐾√(
𝛾𝐿−𝛾𝑔
𝛾𝑔 ) (16)
Substituindo as Equações 14 e 15 na Equação 16, obtém-se a Equação 17:
𝑤̇ 𝛾𝑔 𝜋 4𝐷2 = 𝐾√(𝛾𝐿−𝛾𝑔 𝛾𝑔 ) (17)
Com essa expressão, é possível encontrar o valor mínimo para o diâmetro do vaso.
Habitualmente, os fabricantes de vasos separadores produzem equipamentos com diâmetros pré-determinados. Dessa forma, deve-se optar pelo diâmetro que melhor atenda as especificações de acordo com o dimensionamento realizado no projeto. Os valores de diâmetros pré-definidos podem ser obtidos por meio da literatura especializada. No caso de um separador vertical, tem-se a Tabela 3, que indica os valores de diâmetros nominais em polegadas de acordo com Lyons, 1996.
Tabela 3 – Valores de diâmetro nominal para separador vertical.
39 Os cálculos para a velocidade superficial máxima admissível, utilizando os fatores da Tabela 2, consideram que o separador opera com o equipamento extrator de névoa do tipo malha tricotada, garantindo que as gotículas de líquido com diâmetros maiores de 10 𝜇m sejam separadas da corrente de gás.
Na sequência, tem-se a Figura 9 que demonstra o extrator de névoa admitido para o processo de dimensionamento em questão.
Figura 9 – Extrator de névoa do tipo malha tricotada.
Fonte: Omega Separations, 2010.
Em seguida, calcula-se o nível de líquido do vaso (h). Para isso, é necessário que uma certa quantidade de líquido seja armazenada para a assegurar o equilíbrio entre as fases líquida e gasosa dentro do vaso de pressão.
O tempo que o líquido é mantido dentro do recipiente é definido como “tempo de retenção”, onde o líquido assume o fluxo tampão. Assim, o tempo de retenção é o volume de armazenamento do líquido no recipiente dividido pela vazão de líquido conforme Equação 18:
𝑡 =𝑉𝑜𝑙.
40 Onde,
T = [s]; Vol. = [ft³] e Q = [ft³/s].
Os critérios básicos de projeto para o tempo de retenção do líquido em separadores bifásicos geralmente são apresentados na Tabela 4.
Tabela 4 - Critérios para o tempo de retenção do líquido.
Fonte: Lyons, 1996.
Como o volume de armazenamento do líquido possui uma geometria cilíndrica, temos a Equação 19:
𝑉𝑜𝑙. =𝜋𝐷2ℎ
4 (19)
Onde,
h = altura de líquido armazenado.
Substituindo a Equação 19 na Equação 18, tem-se a Equação 20:
𝑡𝑄 = 𝜋𝐷2ℎ
41 Rearranjando a Equação 20, encontra-se a altura de líquido dada pela Equação 21: ℎ =4𝑡𝑄 𝜋𝐷² (21) Onde, Q = vazão de líquido (ft³/s); t = tempo de retenção (s); D = diâmetro do vaso (ft).
A figura 10 demostra a geometria de um vaso separador bifásico vertical e as medidas para cálculo do seu comprimento.
Figura 10 – Geometria de um vaso separador bifásico vertical.
42 Agora, é possível calcular o comprimento do vaso separador (L), através da Equação 22, uma vez que tanto o diâmetro do vaso (D) quanto à altura do volume de líquido (h) são conhecidos.
L = 42” + 6” + 24” + h + 4” = h + 76” (22)
No processo de dimensionamento de um vaso separador, busca-se uma proporção entre o diâmetro do vaso separador e o seu comprimento, para isso utiliza-se a relação L/D. Geralmente, essa proporção deve estar entre 3 e 4. Ao fim, deve-utiliza-se verificar se a proporção foi atendida. Caso não, adequam-se os valores finais a fim de encaixa-los na range sugerida, aumentando levemente uma das dimensões para garantir a relação proposta.
43 5. RESULTADOS E DISCUSSÕES
Seguindo o procedimento de cálculo para dimensionamento de um vaso separador vertical bifásico apresentado, de acordo com Lyons (1996) e com base nos parâmetros operacionais dispostos anteriormente, obtiveram-se os resultados apresentados na Tabela 5.
Tabela 5 – Determinações para o separador vertical bifásico. DETERMINAÇÕES PARA O VASO SEPARADOR
Diâmetro do vaso - 𝑫 24 in
Comprimento do vaso - 𝑳 6,83 ft
Razão 𝐿/𝐷 3,42 Velocidade terminal - 𝑉𝑡 0,52 ft/s
Tempo de retenção - 𝑡 1 min
Assim, as dimensões adequadas para o separador são de 24 in de diâmetro e 6,83 ft de comprimento, proporcionando uma razão entre o comprimento e o diâmetro do vaso (L/D) de 3,42; sendo a velocidade terminal da gotícula de líquido (Vt) dentro do separador de 0,52 ft/s e o tempo de residência (t) necessário para que haja o desprendimento das partículas de gás presentes na fase líquida é de 1 minuto. Para facilitar a determinação da dimensão do equipamento, com fins objetivos, podemos arredondar para cima o valor para o comprimento do vaso (L) como sendo 7 ft.
Sabendo que os poços apresentam alteração nos parâmetros operacionais ao longo da sua vida produtiva, é importante analisar a sensibilidade do vaso separador a essas possíveis mudanças ou variações futuras. Dessa forma, se busca que o separador atenda as especificações necessárias, garantindo a eficiência do processo. Através de uma análise mais detalhada, também é possível verificar se existe a necessidade de troca do equipamento.
Diante disso, realizou-se um estudo para avaliar a sensibilidade do equipamento quanto aos seguintes parâmetros operacionais: pressão de operação e razão gás/líquido, no caso do separador bifásico vertical determinado.
44 Então, analisando os cálculos para dimensionamento com modificação na pressão de operação, como exemplo: 500 psia, 1000 psia e 1500 psia; mantendo-se os mesmos os demais parâmetros iniciais, verificou-se que as dimensões do projeto não necessitam ser alteradas; mesmo que, devido a mudança de pressão, algumas variáveis tenham sofrido alteração. Admitindo que, usualmente, as dimensões finais do vaso a serem utilizadas determinam-se com o auxílio de uma tabela de diâmetros cedida pelo mercado especializado, o vaso separador projetado atende as especificações.
Embora as dimensões finais do equipamento não tenham sido afetadas, a variação da pressão interfere no equilíbrio termodinâmico das fases envolvidas. Logo, é indicado um estudo de caso que considere o comportamento do fluido em função das mudanças ocorridas nas fases dentro do separador.
Quanto as alterações nas razões de gás/líquido (RGL), observa-se a necessidade de mudança no comprimento do vaso separador bifásico vertical a fim de atender a nova condição. Quanto maior a RGL mais alto é o comprimento do vaso necessário.
Analisando, tem-se que o aumento da vazão de gás em relação a vazão de líquido consequente eleva o volume de gás a ser separado e escoado dentro do vaso, fato que implica num espaço maior para a realização do processo; enquanto que se diminuída a quantidade de gás, o comprimento requerido para o processo de separação entre as fases é menor, já que a quantidade de gotículas de gás na corrente de líquido é inferior e a possibilidade de arraste também.
Desta forma, para RGL menores ou igual a considerada no projeto, como 4500 scf/stb ou 5000 scf/stb, o separador atende as especificações e encontra-se superdimensionado. Para os casos de razão gás/líquido superiores à de projeto (5000 scf/stb), deve-se verificar o caso específico, a saber e identificar o valor máximo de RGL admitido pelo separador.
45 É possível fazer um comparativo entre os dados obtidos com alguns trabalhos anteriores, mesmo com parâmetros operacionais diferentes, a fim de verificar a coerência dos resultados através da uma análise análoga entre os casos.
Na tabela 6, encontram-se os parâmetros operacionais adotados neste trabalho e em trabalhos anteriores.
Tabela 6 – Parâmetros operacionais relacionados com trabalhos anteriores.
Parâmetros Projeto Andrade (2014) Da silva (2013)
Vazão de gás 10 MMscfd 3881132 scfd 251298 scfd
Peso molecular do gás 17,4 20,97 23,97
Pressão de operação 1000 psia 1010,334 psia 84,7 psia
Temperatura de operação 60 °F 86°F 102,2° F
Vazão de líquido 2000 bpd 1572,327 bpd 48,005 bpd
°API 40 40 42,7
Na tabela 7, tem-se um comparativo com as dimensões finais dos vasos separadores.
Tabela 7 – Comparativo com trabalhos anteriores.
Dados Resultados Andrade (2014) Da Silva (2013)
D (in) 24 24 20
L (ft) 6,83 6,72 6,5
L/D 3,42 3,36 3,9
Observa-se que o vaso dimensionado apresenta comprimento levemente superior aos de Andrade (2014) e Da Silva (2013), devido a vazão de gás ser significativamente maior, bem como a razão gás líquido também, que nestes outros trabalhos, apresentando consequentemente um volume de gás maior a ser comportado dentro do separador.
46 6. CONCLUSÃO
O processo de separação primária dos fluidos produzidos é algo muito significativo dentro da engenharia da indústria de petróleo, seja pelos valores econômicos dos produtos desejáveis, tanto do óleo quanto do gás; seja pelas especificações da qualidade dos fluidos processados ou ainda das exigências ambientais, para o caso do tratamento da água.
Inicialmente, dentro deste processo, os vasos separadores são figuras essenciais e de extrema importância. Portanto, o procedimento para a determinação das dimensões deste equipamento se mostra muito relevante.
Apresentaram-se, neste trabalho, as principais características do processamento primário dos fluidos; bem como dos vasos separadores e seu funcionamento, atrelado aos principais problemas operacionais relacionados; e principalmente uma metodologia para cálculo de dimensionamento aplicada, seguida de uma breve análise quanto a sensibilidade das dimensões do equipamento a alguns parâmetros operacionais.
Notou-se que as variações na pressão de operação não alteram as dimensões determinadas para o vaso; ao passo que mudanças na RGL causam impacto nas dimensões podendo interferir nas especificações necessárias para o separador. Neste caso, se faz necessário um estudo de caso que preveja as alterações de parâmetro operacionais futuras e os seus impactos, a fim de evitar a troca de equipamento. Para trabalhos futuros, indica-se também um estudo do comportamento termodinâmico das fases do fluido diante de tais variações.
47 7. REFERÊNCIAS
ANDRADE, M. F. Dimensionamento de vasos separadores de petróleo. Dissertação (Graduação em Engenharia de Petróleo) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal. 2014.
GÓIS, L. M. N; MATOS, R. L. COMO DIMENSIONAR UM VASO SEPARADOR LÍQUIDO-VAPOR PARA PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO. VII Congresso Brasileiro de Termodinâmica Aplicada. Salvador, Bahia. 2013.
LYONS, W.C; PLISGA, G.J. Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering. 2ed.EUA: Elsevier, 1996.
MUNTERS. Mist elimination. 2008.
OMEGA SEPARATIONS. Mist elimination – Company Brochure. 2010.
PETROBRAS – PETRÓLEO BRASILEIRO S. A. Processamento Primário de Petróleo. Rio de Janeiro, Brasil, 2007.
ROSA, A.J; CARVALHO, R.S; XAVIER, J.A.D. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. 2.ed. Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2011.
SILVA, A. L. M. Análise do Equilíbrio-Vapor e Dimensionamento de Vasos Separadores de Petróleo em Campo Maduros. 2013. 46f. Dissertação (Graduação em Engenharia de Petróleo) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal. 2013.
THOMAS, J. E., organizador. Fundamentos de engenharia de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2001.
