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ALMEIDA, Jorge
Introdução à Indústria do Petróleo / FURG – CTI. Rio Grande, 2006. 76 p.:il.
INDICE
UNIDADE I ... 10
Petróleo ... 10
1.1. Origem do petróleo ... 12
1.1.1. Constituintes do petróleo... 14
1.1.2. Classificação do petróleo ... 15
UNIDADE II ... 17
Produção de petróleo ... 17
2.1. Prospecção do petróleo ... 17
2.2. Perfuração de poços ... 17
2.2.1. Equipamentos da sonda de perfuração ... 18
2.2.1.1. Sistema de sustentação de cargas ... 19
2.2.1.2. Sistema de geração de energia ... 20
2.2.1.3. Sistema de movimentação de cargas ... 20
2.2.1.4. Sistema de rotação ... 21
2.2.1.5. Sistema de circulação ... 21
2.2.1.6. Sistema de segurança do poço... 22
2.2.1.7. Sistema de monitoração ... 22
2.2.2. Colunas de perfuração ... 23
2.2.3. Fluidos de perfuração... 24
2.2.4. Operações normais de perfuração ... 24
2.2.5. Operações especiais de perfuração... 24
2.3. Completação ... 26
2.3.1. Equipamento de cabeça de poço ... 27
2.3.2. Etapas de uma completação ... 27
2.3.2.1. Instalação dos equipamentos de superfície... 28
2.3.2.2. Condicionamento do poço ... 28
2.3.2.3. Avaliação da qualidade da cimentação... 28
2.3.2.4. Canhoneio ... 29
2.3.2.5. Instalação da coluna de produção ... 29
2.3.2.6. Colocação do poço em produção ... 30
2.3.3. Principais componentes da coluna de produção... 30
2.3.4. Equipamentos de superfície ... 31
2.4. Elevação ... 32
2.4.1. Elevação natural – poços surgentes ... 32
2.4.2. Gas-lift... 33
2.4.3. Bombeio centrífugo submerso... 34
2.4.4. Bombeio mecânico com hastes... 35
2.4.5. Bombeio por cavidades progressivas ... 36
2.5. Segurança no poço ... 37
2.6. Processamento primário do petróleo ... 38
UNIDADE III ... 41
Plataformas marítimas - classificação... 41
3.1. Plataformas fixas... 42
3.2. Plataformas auto-eleváveis... 42
3.3. Plataformas submersíveis... 43
3.4. Plataformas flutuantes ... 44
UNIDADE IV ... 49
Refino de petróleo ... 49
4.1. Refinarias ... 49
4.2. Processos de separação ... 54
4.2.1. Dessalgação ... 54
4.2.2. Destilação atmosférica ... 55
4.2.3. Destilação a vácuo ... 58
4.3. Processos de conversão... 59
4.3.1. Craqueamento térmico / visco-redução ... 60
4.3.1. Craqueamento catalítico... 61
4.4. Processos de tratamento ... 63
4.5. Operações de suporte ... 63
4.5.1. Tratamento de Efluentes ... 64
4.5.2. Tratamento de gás e recuperação de enxofre ... 65
4.5.3. Produção de aditivos ... 65
4.5.4. Composição... 65
4.5.5. Tanques de estocagem ... 66
4.5.6. Torres de resfriamento ... 66
UNIDADE V ... 67
Transferência e estocagem... 67
5.1. Transporte de petróleo e derivados ... 68
5.1.1. Transporte por oleodutos ... 68
5.1.2. Transporte hidroviário... 69
5.1.3. Transporte rodoviário ... 70
5.1.4. Transporte ferroviário ... 71
5.2. Armazenamento de petróleo e derivados ... 72
5.2.1. Tanques atmosféricos ... 72
5.2.2. Armazenamento sob pressão... 73
5.2.3. Bacias de contenção ... 74
5.2.4. Classificação na área ... 74
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 – Configuração típica de uma jazida de petróleo ... 10
Figura 1.2 – Esquema de um poço de extração ... 10
Figura 1.3 – (a) Oleoduto, (b) Terminal petrolífero, (c) navio petroleiro ... 11
Figura 1.4 – Esquema da trajetória do petróleo do poço ao produto final ... 11
Figura 1.5 – Armadilhas típicas de um campo de petróleo... 13
Figura 2.1 – Esquema de uma sonda rotativa ... 19
Figura 2.2 – Estaleiro ... 20
Figura 2.3 – Sistema de movimentação de carga... 21
Figura 2.4 – Equipamentos de rotação. ... 21
Figura 2.5 – Bombas de lama. ... 22
Figura 2.6 – Esquema de coluna de perfuração ... 23
Figura 2.7 – Seqüência de perfuração de um poço ... 26
Figura 2.8 – Árvore de natal convencional... 27
Figura 2.9 – Árvore de natal molhada... 27
Figura 2.10– Condicionamento do poço. ... 28
Figura 2.11 – Canhoneio... 29
Figura 2.12 – Coluna convencional de produção equipada com gas-lift... 31
Figura 2.13 – Elevação natural ... 33
Figura 2.14 – Sistema de gas-lift... 34
Figura 2.15 – Tipos de instalação de gas-lift... 34
Figura 2.16 – Poço produtor por bombeio centrifugo submerso... 35
Figura 2.17 – Sistema de bombeio mecânico... 36
Figura 2.18 – Sistema de bombeio por cavidades progressivas ... 37
Figura 2.19 – Equipamento de segurança da cabeça de poço ... 38
Figura 2.20 – Incêndio em um poço (guerra no Iraque) ... 38
Figura 2.21 – Fluxograma do processamento primário de petróleo ... 39
Figura 2.22 – Esquema de um separador (a) bifásico e (b) trifásico ... 40
Figura 3.1 – Tipos de plataformas marítimas... 41
Figura 3.2 – Plataforma fixa ... 42
Figura 3.3 – Plataforma auto-elevável ... 43
Figura 3.4 – Plataforma semi-submersível ... 44
Figura 3.5 – Plataforma semi-submersível ... 45
Figura 3.6 – Navio sonda ... 45
Figura 3.7 – Movimentos de uma sonda... 46
Figura 3.8 – Plataforma PFSO (P50 – Petrobras) ... 47
Figura 3.9 – Plataforma de pernas atirantadas (Tension leg)... 47
Figura 4.1 – Etapas do processo de refino ... 51
Figura 4.2 – Refinaria de petróleo... 51
Figura 4.3 – Fluxograma típico do refino de petróleo ... 52
Figura 4.4 – Fluxograma da destilação atmosférica ... 55
Figura 4.5 – Torre de destilação atmosférica... 56
Figura 4.6 – Processo de destilação atmosférica ... 57
Figura 4.7 – Torre de destilação a vácuo... 58
Figura 4.8 – Processo de destilação a vácuo ... 59
Figura 4.9 – Processo de visco-redução... 61
Figura 5.2 – Navio petroleiro Jahre Vicking ... 70
Figura 5.3 – Navio petroleiro Irati ... 70
Figura 5.4 – Distribuição por modal rodoviário ... 71
Figura 5.5 – Vagão ferroviário... 72
Figura 5.6 – Tanque atmosférico ... 72
Figura 5.7 – Vaso de pressão esférico ... 73
LISTA DE TABELAS
Tabela 1.1 - Frações típicas do petróleo... 14
Tabela 1.2 - Análise elementar do óleo cru típico (% em peso) ... 15
Tabela 1.3 - Características dos hidrocarbonetos ... 15
APRESENTAÇÃO
UNIDADE I
Petróleo
O petróleo é um óleo formado pela decomposição de matérias orgânicas e minerais atacados por bactérias. Recoberta por sedimentos, enterrada no fundo dos mares e lagoas dos terrenos sedimentares, esta matéria, após um longo tempo, se transforma em hidrocarbonetos (compostos de hidrogênio e carbono).
Quando a geologia do terreno é favorável, o óleo fica preso entre camadas de rochas impermeáveis, e assim se formam as jazidas de petróleo e gás natural. Nas jazidas a camada de petróleo é coberta por uma camada de gás e flutua sobre outra de água salgada, como ilustra a Figura 1.1.
Figura 1.1 – Configuração típica de uma jazida de petróleo
Uma vez extraído o petróleo cru é transportado para a refinaria, onde sofre transformações que resultam nos seus subprodutos. Para o transporte terrestre são utilizados oleodutos (pipe-lines), que desembocam em um porto especialmente preparado para o transporte e o comércio do petróleo (terminal petrolífero), onde ele é embarcado em um navio-cisterna: o petroleiro ou navio tanque. A Figura 1.3 ilustra estes elementos do transporte de petróleo.
Figura 1.3 – (a) Oleoduto, (b) Terminal petrolífero, (c) navio petroleiro
O petróleo cru é tratado nas refinarias, onde é separado em diversos e variados produtos de uso corrente, tais como gás liquefeito, gasolina, óleo diesel, querosene, asfalto e na indústria petroquímica são produzidos tecidos sintéticos, colas, solventes, fitas adesivas, materiais plásticos, produtos de vitrificação, tintas, inseticidas, etc.
A Figura 1.4 ilustra a trajetória do petróleo desde o poço até o produto final.
A partir de 1976, premido pelos altos preços do petróleo importado, o Brasil, por intermédio da PETROBRAS, decidiu celebrar contratos com empresas estrangeiras, visando impulsionar o seu programa energético, cujo objetivo final era a conquista da auto-suficiência neste campo, recentemente alcançada em 2006.
1.1. Origem do petróleo
O petróleo tem origem a partir da decomposição da matéria orgânica resultante de restos de animais e plantas juntamente com rochas sedimentares, que após longo tempo sofrendo ações bacterianas e químicas, ativadas pelo aumento de temperatura e pressão, acabam por se transformar em hidrocarbonetos.
A maioria dos compostos identificados no petróleo são de origem orgânica, mas até que a matéria chegue ao estado de petróleo são necessárias condições especiais. O ambiente marinho reúne tais condições. No ambiente marinho é a plataforma continental a região que mais produz matéria orgânica. Os mares rasos também podem receber um grande aporte de matéria orgânica. Embora semelhante ao carvão quanto à composição (hidrocarboneto) o petróleo possui certas características especiais: por ser fluido pode migrar para a além de sua fonte geradora e acumular-se em estruturas sedimentares. O Petróleo ocorre normalmente em rochas sedimentares depositadas sob condições marinhas.
Então, além da matéria orgânica, as rochas sedimentares também têm suma importância na geração do petróleo. Estamos falando de um mineral formado principalmente pelo acúmulo de fragmentos de outros minerais e detritos orgânicos, e que, quando se encontra num ambiente de pouca permeabilidade – o que inibe a ação de água circulante e diminui a quantidade de oxigênio existente –, cria as condições necessárias para a formação do petróleo. Tal rocha é por isso chamada
Rocha Geradora.
Após o processo de formação do petróleo, para que o mesmo se acumule, formando posteriormente um reservatório, é necessário que após a geração ocorra a migração do petróleo, e que no percurso desta migração exista alguma armadilha geológica que permita a acumulação do óleo.
Esta migração ainda é um assunto que gera certa polemica entre os geólogos; no entanto, o que se percebe é que o petróleo é expulso da rocha onde foi gerado, talvez pelo microfraturamento já observado nas rochas geradoras ou devido às altas pressões de compactação existentes.
em exsudações ou perda por degradação bacteriana e oxidação. A Figura 1.5 ilustra dois tipos de armadilhas típicas para campos de petróleo.
No estado líquido, o petróleo é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico, em uma coloração que pode variar do preto ao castanho-claro. Estas duas últimas características variam em função dos diferentes reservatórios em que os óleos são obtidos. Alguns podem ser escuros, densos e viscosos, com pouco gás, enquanto outros podem apresentar tonalidades mais claras, baixa densidade e viscosidade, com quantidade expressiva de gás.
Figura 1.5 – Armadilhas típicas de um campo de petróleo
Sua composição é, basicamente, uma mistura de compostos químicos orgânicos, os hidrocarbonetos. Quando essa mistura apresentar pequenas moléculas em profusão, o estado físico será gasoso; havendo um maior número de moléculas maiores, o estado físico será líquido, considerando as condições normais de temperatura e pressão.
1.1.1. Constituintes do petróleo
Do latim petra (pedra) e oleum (óleo), o petróleo no estado líquido é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e cor variando entre o negro e o castanho-claro.
O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos (hidrocarbonetos). Quando a mistura contém uma maior porcentagem de moléculas pequenas seu estado físico é gasoso e quando a mistura contém moléculas maiores seu estado físico é líquido, nas condições normais de temperatura e pressão.
O petróleo contém centenas de compostos químicos, e separá-los em componentes puros ou misturas de composição conhecida é praticamente impossível. O petróleo é normalmente separado em frações de acordo com a faixa de ebulição dos compostos. A Tabela 1.1 mostra as frações típicas que são obtidas do petróleo.
Os óleos obtidos de diferentes reservatórios de petróleo possuem características diferentes. Alguns são pretos, densos, viscosos, liberando pouco ou nenhum gás, enquanto que outros são castanhos ou bastante claros, com baixa viscosidade e densidade, liberando quantidade apreciável de gás. Outros reservatórios, ainda, podem produzir somente gás. Entretanto, todos eles produzem análises elementares semelhantes às dadas na Tabela 1.2.
Tabela 1.1 - Frações típicas do petróleo
Fração Temperatura de ebulição (°C)
Composição aproximada
Usos
Gás residual Gás liquefeito de
petróleo - GLP
Até 40
C1 – C2 C3 – C4
gás combustível. gás combustível engarrafado,
uso doméstico e industrial. Gasolina 40 - 175 C5 – C10 combustível de automóveis,
solvente.
Querosene 175 - 235 C11 – C12 iluminação, combustível de aviões a jato.
Gasóleo leve 235 - 305 C13 – C17 Diesel, fornos.
Gasóleo pesado 305 - 400 C18 – C25 combustível, matéria-prima p/lubrificantes. Lubrificantes 400-510 C26 – C38 óleos lubrificantes.
Resíduo Acima de 510 C38+ asfalto, piche,
Tabela 1.2 - Análise elementar do óleo cru típico (% em peso)
Hidrogênio 11-14%
Carbono 83-87%
Enxofre 0,06-8%
Nitrogênio 0,11-1,7%
Oxigênio 0,1-2%
Metais até 0,3%
A alta porcentagem de carbono e hidrogênio existente no petróleo mostra que os seus principais constituintes são os hidrocarbonetos. Os outros constituintes aparecem sob a forma de compostos orgânicos que contêm outros elementos, sendo os mais comuns o nitrogênio, o enxofre e o oxigênio. Metais também podem ocorrer como sais de ácidos orgânicos.
A Tabela 1.3 apresenta as principais características das famílias dos hidrocarbonetos normalmente encontrados no petróleo.
Tabela 1.3 - Características dos hidrocarbonetos
Parafina normal
Parafina
ramificada Olefina Naftênico Aromático
Densidade baixa baixa baixa média alta
Gasolina ruim boa boa média muito boa
Diesel bom médio médio médio ruim
Lubrificantes ótimo bom médio médio ruim
Resistência à
oxidação boa boa má boa má
1.1.2. Classificação do petróleo
A classificação do petróleo, de acordo com seus constituintes, interessa desde os geoquímicos até os refinadores. Os primeiros visam caracterizar o óleo para relacioná-lo à rocha-mãe e medir o seu grau de degradação. Os refinadores querem saber a quantidade das diversas frações que podem ser obtidas, assim como sua composição e propriedades físicas.
Assim, os óleos parafínicos são excelentes para a produção de querosene de aviação (QAV), diesel, lubrificantes e parafinas. Os óleos naftênicos produzem frações significativas de gasolina, nafta petroquímica, QAV e lubrificantes, enquanto que os óleos aromáticos são mais indicados para a produção de gasolina, solventes e asfalto.
ponto de fluidez). Os aromáticos presentes são de anéis simples ou duplos e o teor de enxofre é baixo. A maior parte dos petróleos produzidos no Nordeste brasileiro é classificada como parafínica.
•Classe parafínico-naftênica (50 – 70% parafinas, >20% de naftênicos) – Os óleos desta classe são os que apresentam um teor de resinas e asfaltenos entre 5 e 15 %, baixo teor de enxofre (menos de 1%), teor de naftênicos entre 25 e 40%. A densidade e viscosidade apresentam valores maiores do que os parafínicos, mas ainda são moderados. A maioria dos petróleos produzidos na Bacia de Campos, RJ, é deste tipo.
•Classe naftênica (>70%de naftênicos) – Nesta classe enquadra-se um número muito pequeno de óleos. Apresentam baixo teor de enxofre e se originam da alteração bioquímica de óleos parafínicos e parafínico-naftênicos. Alguns óleos da América do Sul, da Rússia e do Mar do Norte pertencem a esta classe.
•Classe aromática intermediária (>50% de hidrocarbonetos a aromáticos) – Compreende óleos frequentemente pesados, contendo de 10 a 30% de asfaltenos e resinas e teor de enxofre acima de 1%. O teor de monoaromáticos é baixo e em contrapartida o teor de tiofenos e de dibenzotiofenos é elevado. A densidade usualmente é maior que 0,85. Alguns óleos do Oriente Médio (Arábia Saudita, Catar, Kuwait, Iraque, Síria e Turquia), África Ocidental, Venezuela, Califórnia e Mediterrâneo (Sicília, Espanha e Grécia) são desta classe.
•Classe aromático-naftênica (>35% de naftênicos) – Óleos deste grupo sofreram processo inicial de biodegradação, no qual foram removidas as parafinas. Eles são derivados dos óleos parafínicos e parafínico-naftênicos, podendo conter mais de 25% de resinas e asfaltenos, e teor de enxofre entre 0,4 e 1%. Alguns óleos da África Ocidental são deste tipo.
UNIDADE II
Produção de petróleo
2.1. Prospecção do petróleo
Vimos em linhas gerais como ocorre o processo de formação do petróleo. Para encontrá-lo utilizam-se métodos e técnicas específicos que permitem localizar uma área favorável à sua formação. Estas são as chamadas técnicas de prospecção.
Antes da perfuração de um poço, que é a etapa que exige maior a maior parte de investimentos no processo prospectivo, geólogos e geofísicos estudam detalhadamente os dados de diversas camadas do subsolo, visando os parâmetros que indicam a condição de acumulação de petróleo e os locais mais prováveis de sua ocorrência, ou seja, não se trabalha com certeza absoluta, mas com parâmetros bastante confiáveis quanto à existência, que posteriormente terá a relação custo/benefício avaliada para exploração.
Todo o programa desenvolvido durante a fase de prospecção fornece uma quantidade muito grande de informações técnicas, com um investimento relativamente pequeno quando comparado ao custo de perfuração de um único poço exploratório.
2.2. Perfuração de poços
Registros antigos dão conta de que vários povos conheceram o petróleo através do afloramento natural do hidrocarboneto até a superfície, em virtude de altas temperaturas, pressões e formações geológicas.
Hoje, para fazê-lo chegar à superfície é necessário perfurar um poço que atinja o reservatório e o faça se elevar até a superfície.
A tecnologia envolvendo a perfuração de poços se desenvolveu bastante nos últimos anos, permitindo o alcance de profundidades antes nunca imaginadas, acima de 6.000 m de profundidade.
A perfuração de poços tanto pode ser em terra (onshore) quanto no mar (offshore). São muitas as formas de classificação dos poços de petróleo.
Relativamente à finalidade, um poço pode ser estratigráfico, para obter informações sobre a bacia; pioneiro, para verificar uma estrutura mapeada, de extensão ou delimitação e determinar os limites de um campo; de produção, para produzir os hidrocarbonetos; de injeção, para injetar água ou gás no reservatório, além de outros fins menos comuns, como apagar um incêndio em poço em erupção.
Os custos com a perfuração de poços são significativos, sendo bem mais elevados em se tratando de poços offshore.
A perfuração de poços tem diversas finalidades e pode ocorrer em várias fases da exploração e produção de petróleo. Os poços estratigráficos são utilizados na fase de produção; na avaliação de descobertas têm vez os poços de extensão e de delimitação; os poços de produção e de injeção podem ser perfurados tanto na fase de desenvolvimento como na de produção de um campo.
Mesmo com os recursos tecnológicos oriundos dos métodos sísmicos, somente com a perfuração de um poço é que se comprovará ou não a tese de acumulação proposta nas análises geológicas e geofísicas.
Tecnicamente, a perfuração consiste no conjunto de várias operações e atividades necessárias para atravessar as formações geológicas que formam a porção superficial da crosta terrestre, com objetivos predeterminados, até atingir-se o objetivo principal, que é a prospecção de hidrocarbonetos.
Nas atividades de perfuração de poços de petróleo utilizam-se sondas de perfuração, que consistem em um conjunto de equipamentos bastante complexos, existindo grande variedade de tipos. Tais sondas podem ser terrestres ou marítimas, conforme o local de operação. Uma característica que chama a atenção nas sondas de perfuração é a presença de uma torre (torre de perfuração ou derrick), cuja finalidade é permitir que os tubos de perfuração sejam manuseados em seções de três tubos, o que confere maior agilidade à operação.
2.2.1. Equipamentos da sonda de perfuração
Todos os equipamentos de uma sonda rotativa responsáveis por determinada função na perfuração de um poço são agrupadas nos chamados “sistemas” de uma sonda. Os principais sistemas são:
•Sustentação de cargas.
•Geração e transmissão de energia. •Movimentação de carga.
•Rotação. •Circulação.
2.2.1.1. Sistema de sustentação de cargas
O sistema de sustentação de cargas é constituído do mastro ou torre, da subestrutura e da base ou fundação. Em perfurações marítimas pode não existir fundações, no caso de plataformas flutuantes. A Figura 2.1 mostra um esquema de uma sonda rotativa.
Figura 2.1 – Esquema de uma sonda rotativa
A torre ou mastro é uma estrutura de aço especial, de forma piramidal, de modo a prover um espaçamento vertical livre acima da plataforma de trabalho para permitir a execução das manobras. Uma torre é constituída de um grande número de peças que são montadas uma a uma, enquanto que o mastro é uma estrutura treliçada ou tubular subdividida em três ou quatro seções. Apesar de seu maior custo inicial e menor estabilidade, o mastro tem sido preferido em operações de prospecção pela facilidade economia de tempo nas montagens em perfurações terrestres.
A subestrutura é um espaço destinado à instalação dos equipamentos de segurança do poço. Fica localizada abaixo da plataforma de trabalho da sonda, e é construída com vigas de aço especial.
Figura 2.2 – Estaleiro
2.2.1.2. Sistema de geração de energia
A energia necessária para acionamento dos equipamentos de uma sonda de perfuração é normalmente fornecida por motores diesel.
Nas sondas marítimas em que exista produção de gás é comum e econômica a utilização de turbinas a gás para geração de energia para toda a plataforma.
Quando disponível, a utilização de energia elétrica de redes públicas pode ser vantajosa, principalmente quando o tempo de permanência da sonda em cada locação for elevado.
2.2.1.3. Sistema de movimentação de cargas
O sistema de movimentação de carga permite movimentar as colunas de perfuração, de revestimento e outros equipamentos.
Os principais componentes do sistema são: •Guincho.
•Bloco de coroamento. •Catarina.
•Cabo de perfuração. •Gancho.
•Elevador.
Figura 2.3 – Sistema de movimentação de carga
2.2.1.4. Sistema de rotação
O sistema de rotação convencional é constituído de equipamentos que promovem ou permitem a livre rotação da coluna de perfuração. Estes equipamentos são:
•Mesa rotativa. •Kelly
•Cabeça de circulação ou swivel.
Estes equipamentos estão ilustrados na Figura 2.4
Figura 2.4 – Equipamentos de rotação.
2.2.1.5. Sistema de circulação
Figura 2.5 – Bombas de lama.
2.2.1.6. Sistema de segurança do poço
O sistema de segurança é constituído dos Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço (ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e controle do poço.
O mais importante deles é o Blowout Preventer (BOP), que é um conjunto de válvulas que permite fechar o poço.
Os preventores são acionados sempre que houver ocorrência de um kick, fluxo indesejável do fluido contido numa formação para dentro do poço. Se este fluxo não for controlado eficientemente poderá se transformar num blowout, ou seja, poço fluindo totalmente sem controle, e criar sérias conseqüências, tais como dano aos equipamentos da sonda, acidentes pessoais, perda parcial ou total do reservatório, poluição e dano ao meio ambiente, etc.
Os principais elementos do sistema de segurança são: •Cabeça de poço
•Preventores.
2.2.1.7. Sistema de monitoração
São os equipamentos necessários ao controle da perfuração: manômetros, indicadores de peso sobre a broca, indicador de torque, tacômetro, etc.
2.2.2. Colunas de perfuração
Para realizar a perfuração se utiliza um conjunto-ferramenta que constitui a coluna de perfuração.
Estando a broca instalada na extremidade inferior da coluna, na perfuração é preciso dispor a ferramenta com energia de rotação e peso suficientes para cortar as formações rochosas. Desta forma, a coluna é composta, entre outros acessórios, dos seguintes elementos:
•Tubos de comando, também conhecidos em inglês por drill collars, que exercem peso sobre a broca e dão rigidez à coluna.
•Tubos pesados, de material duro e resistente à fadiga, que transmitem parte da rigidez dos comandos para os tubos de perfuração.
•Tubos de perfuração (drill pipes).
A Figura 2.6 mostra um esquema de coluna de perfuração.
Figura 2.6 – Esquema de coluna de perfuração
Outros acessórios e ferramentas também fazem parte do aparato, permitindo arranjos conforme critérios técnicos específicos, além, é claro, do aparelhamento de suporte, como motores, bombas, mesa rotativa etc.
Relativamente às brocas empregadas, existem diversos tipos, variando em termos de aplicação, diâmetro e material, como as de aço-liga e as de diamantes naturais ou artificiais.
2.2.3. Fluidos de perfuração
Na fase de perfuração de um poço de petróleo, empregam-se fluidos de perfuração também conhecido por lamas de perfuração.
São misturas complexas de produtos químicos, líquidos, sólidos e às vezes até gases, cujo objetivo principal é lubrificar a broca e garantir uma perfuração ágil e segura. A lama é injetada por dentro da coluna de perfuração retornando pelo espaço anular existente entre a coluna de perfuração e as paredes do poço ou do revestimento. Basicamente, são estas funções que o fluido deve ter:
•Limpar o fundo do poço, removendo e transportando à superfície os cascalhos cortados pela broca. •Lubrificar e refrigerar da coluna de perfuração.
•Exercer uma pressão hidrostática de controle à pressão dos fluidos das formações atravessadas, estabilizando as paredes do poço.
A escolha do tipo de fluido deve ser criteriosa, pois um fluido de má qualidade ocasionará problemas na perfuração, o que significa aumento nos custos. Características como estabilidade química, fluidez e custo/benefício compatível com a fase operacional também devem ser observadas.
2.2.4. Operações normais de perfuração
As operações normais que envolvem a atividade de perfuração são ditas de rotina.
A conexão dos tubos de perfuração é um exemplo bem típico de tais operações. Cumpre à equipe da sonda executá-las, acrescentando seções de três tubos à coluna de perfuração, deste modo penetrando aos poucos as formações. Ao se perceber o término da vida útil da broca, necessária se faz sua substituição, operação conhecida como manobra da coluna.
Tal operação consiste em se retirar toda a coluna do poço, a fim de que uma broca nova seja instalada. Tanto na descida quanto na retirada da coluna, as seções de tubos, formadas por três unidades, são devidamente posicionadas na torre, na posição vertical, de modo a permitir maior agilidade e racionalidade no manuseio das ferramentas.
2.2.5. Operações especiais de perfuração
São operações diferenciadas, indispensáveis em casos específicos. Apresentam-se a seguir alguns exemplos:
Perfilagem:
A operação consiste no levantamento de características e propriedades das rochas perfuradas, que são registradas, graficamente, em função da profundidade, mediante o deslocamento de um sensor dentro do poço. As principais características registradas são: resistividade elétrica, radioatividade, potencial eletroquímico, velocidade sísmica etc. Da análise dos perfis, pode se identificar, por exemplo, as formações rochosas atravessadas, calcular suas espessuras e porosidades, e identificar os tipos de fluidos presentes nos poros das rochas.
Revestimento de Poço:
A principal necessidade de se revestir um poço total ou parcialmente é devida à proteção de suas paredes. Os riscos de desmoronamento são consideráveis, havendo também diversos outros motivos que prescindem do revestimento.
Sendo o poço perfurado em fases, vão sendo revestidos com tubos de aço especial, colocados uns por dentro dos outros, formando as colunas de revestimento. No começo da operação, o tubo inicial tem pequena extensão, e diâmetro maior do que os posteriores, formando um ajuste tipo telescópico para formar a coluna de revestimento. À medida que o diâmetro diminui, o revestimento inicial, antes dito de superfície, passa a ser chamado de intermediário e, depois, de revestimento de produção.
Além da proteção das paredes, são estas as principais funções da coluna de revestimento: •Não permitir a perda de fluido de perfuração para as formações.
•Permitir o retorno do fluido de perfuração à superfície, para o devido tratamento. •Evitar a contaminação da água de possíveis lençóis freáticos.
•Dar suporte para os equipamentos de cabeça do poço etc.
A Figura 2.7 ilustra a seqüência de perfuração de um poço.
Cimentação de Revestimento:
Uma vez instalada a coluna de revestimento do poço, o espaço anular entre a coluna e a parede do poço é cimentado (preenchido com uma mistura cimento/água), visando uma melhor fixação da coluna e isolando as zonas porosas e permeáveis atravessadas pelo poço. Esta operação é feita por tubos condutores auxiliares, sendo que no revestimento de superfície toda a extensão é cimentada e, nos demais, normalmente só a parte inferior, ou intervalos predefinidos.
Testemunhagem de Poço:
A testemunhagem consiste na obtenção de uma amostra da formação rochosa de subsuperfície, o testemunho, cuja finalidade é analisar informações úteis e pertinentes à avaliação do poço, à equipe de engenharia de reservatórios, aos geólogos etc.
Figura 2.7 – Seqüência de perfuração de um poço
Completação de Poços de Petróleo:
Após a perfuração de um poço vem a fase de completação, que consiste numa série de operações que têm por objetivo permitir a produção econômica e segura de hidrocarbonetos, bem como injetar fluidos no reservatório quando necessário.
Entre as operações destacam-se a descida do revestimento de produção, com o posterior "canhoneio" (utilização de uma carga explosiva que rompe o revestimento e coloca o reservatório produtor em comunicação com o poço) e a instalação da cabeça de poço.
2.3. Completação
2.3.1. Equipamento de cabeça de poço
Em sua parte superior, o poço recebe um equipamento chamado cabeça de poço, com configurações diferentes, conforme se esteja perfurando ou produzindo através do poço. Tem como função primordial a vedação das colunas de revestimento, bem como servir de ancoragem para as mesmas.
Durante a produção, instala-se sobre a cabeça de poço um conjunto de válvulas chamado de árvore de natal, com dispositivos de segurança e controle de produção, além de vários outros itens possíveis.
No caso de completação de poços em terra, a árvore de natal fica na superfície. No caso de completação de poço no mar, tais equipamentos são bem mais complexos, podendo estar alocados na superfície (na plataforma) ou na água (submarina); as submarinas podem ser do tipo árvore de natal seca, em cápsula, (protegida da água e da pressão externa) ou molhada (exposta à água).
A Figura 2.8 mostra uma árvore de natal convencional (ANC), e a Figura 2.9 apresenta uma árvore de natal molhada (ANM).
Figura 2.8 – Árvore de natal convencional Figura 2.9 – Árvore de natal molhada
2.3.2. Etapas de uma completação
A completação de um poço envolve um conjunto de operações subseqüentes à perfuração. Uma completação típica de um poço marítimo, com árvore de natal convencional e equipamentos de
2.3.2.1. Instalação dos equipamentos de superfície
Basicamente são instalados a cabeça de produção e o BOP (ver item 2.1.1.6) para permitir o acesso ao interior do poço, com toda a segurança necessária, para a execução das demais fases.
No mar, em águas rasas, pode-se trazer a cabeça do poço até a superfície, prolongando-se os revestimentos que se encontram ancorados nos equipamentos instalados no fundo do mar ( tie-back).
2.3.2.2. Condicionamento do poço
Uma vez instalados os equipamentos de superfície, procede-se à fase de condicionamento do revestimento de produção e à substituição do fluido que se encontra no interior do poço por um fluido de completação.
Para o condicionamento, é descida uma coluna com broca e raspador, como mostra a Figura 2.10, de modo a deixar o interior do revestimento de produção (e liner, quando presente) gabaritados e em condições de receber os equipamentos necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento e tampões mecânicos porventura existentes no interior do poço, bem como restos da cimentação.
Figura 2.10– Condicionamento do poço.
2.3.2.3. Avaliação da qualidade da cimentação
Para avaliar a qualidade da cimentação são utilizados, são utilizados instrumentos de medição baseados em propriedades acústicos, que medem a aderência do cimento ao revestimento e do cimento à formação rochosa.
2.3.2.4. Canhoneio
A última coluna de revestimento, a de produção, é canhoneada, isto é, perfurada horizontalmente, por certo tipo de cargas explosivas, bem em frente à formação produtora, de modo a permitir que o petróleo possa atravessar a pasta de cimento existente em volta do revestimento, assim como as suas paredes metálicas, e chegar ao interior do poço, para ser produzido.
A Figura 2.11, mostra o resultado de disparos para canhoneio da formação produtora. Na prática, vários disparos podem ser necessários e recomendáveis, com o fim de abranger toda a espessura produtora.
Figura 2.11 – Canhoneio
2.3.2.5. Instalação da coluna de produção
Por dentro do revestimento de produção se desce a coluna de produção, um tubo de pequeno diâmetro, da ordem de 3 polegadas, por onde se produz o petróleo. A produção pode ser natural ou artificial, isto é, bombeio ou injeção de gás no poço.
A coluna de produção é mostrada na Figura 2.12, e é constituída basicamente por tubos metálicos, onde são conectados os demais componentes. É baixada pelo interior do revestimento de produção e tem as seguintes funções:
•Conduzir os fluidos produzidos até a superfície, protegendo o revestimento contra fluidos agressivos e pressões elevadas.
•Permitir a instalação de equipamentos para elevação artificial.
2.3.2.6. Colocação do poço em produção
A surgência dos fluidos na superfície pode ser induzida por válvulas de gas-lift, pelo flexitubo, pela substituição do fluido da coluna por outro mais leve ou por pistoneio, que são formas de aliviar a pressão hidrostática do fluido existente na coluna de produção.
Um teste inicial de produção é sempre realizado para medir a vazão de produção e avaliar o desempenho do poço, para que se possam realizar os ajustes necessários.
2.3.3. Principais componentes da coluna de produção
Os principais equipamentos de uma coluna de produção são:
•Tubos de produção – são os componentes básicos da coluna e representam o maior custo dentre os equipamentos de subsuperfície.
•Shear-out – é um equipamento instalado na extremidade inferior da coluna de produção que permite o tamponamento temporário desta.
•Hidro-trip – também serve para tamponamento temporário da coluna.
•Nipples – servem para assentar tampões mecânicos, válvulas de retenção ou registradores de pressão.
•Camisa deslizante (sliding sleeve) – consiste em uma camisa interna que pode ser aberta ou fechada, quando necessário, promovendo a comunicação entre a coluna e o espaço anular.
•Check valve – é uma válvula que serve para impedir o fluxo no sentido descendente.
•Packer de produção – o obturador, ou packer, tem a função básica de promover a vedação do espaço anular entre o revestimento e a coluna de produção.
•Unidade selante – equipamento descido na extremidade da coluna que pode ser apoiado ou travado no packer, promovendo a vedação entre a coluna e o packer.
•Junta telescópica (TSR) – o TSR (tubing seal receptacle), ou junta telescópica, é usado para absorver a expansão ou contração da coluna de produção, causada pelas variações de temperatura sofridas quando da produção (ou injeção) de fluidos.
•Mandril de gas-lift – os mandris de gas-lift são os componentes da coluna de produção que servem para alojar as válvulas que permitiram a circulação do gás do espaço anular para a coluna de produção.
Figura 2.12 – Coluna convencional de produção equipada com gas-lift
2.3.4. Equipamentos de superfície
São os equipamentos responsáveis pela ancoragem da coluna de produção, pela vedação entre a coluna e o revestimento de produção e pelo controle do fluxo de fluidos na superfície. Existe m diversos equipamentos padronizados que integram os vários sistemas de cabeça de poço, para completação de poços terrestres e marítimos. Os principais equipamentos de cabeça de poço são:
•Árvore de natal convencional (ANC) – é o equipamento de superfície constituído por um conjunto de válvulas tipo gaveta (com acionamento hidráulico, pneumático ou manual), com a finalidade de controlar a vazão de óleo do poço.
•Árvore de natal molhada (ANM) – é um equipamento instalado no fundo do mar, constituído basicamente por um conjunto de válvulas tipo gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle interligado a um painel localizado na plataforma de produção.
2.4. Elevação
A facilidade com que o petróleo alcança a superfície está diretamente relacionada com a pressão existente no reservatório. Quando esta pressão é naturalmente suficiente, os fluidos contidos no reservatório chegam facilmente à superfície, ao que chamamos elevação natural.
Os poços que produzem por elevação natural são chamados poços surgentes, sendo certo que tais poços, ao longo de sua vida produtiva, acabam por ter um declínio na pressão preexistente, o que dificulta a produção econômica do reservatório.
Quando isto se verifica, seja no início ou ao longo de sua vida produtiva, significa que a pressão do reservatório não é suficiente para o petróleo surgir, sendo necessária a utilização de métodos de elevação artificial para que possa produzir. Tais métodos consistem na utilização de equipamentos que visam aumentar o diferencial de pressão sobre o reservatório, aumentando sua vazão.
Os métodos de elevação artificial mais comuns na indústria do petróleo são: •Gas-lift contínuo e intermitente (GLC e GLI).
•Bombeio centrífugo submerso (BCS). •Bombeio mecânico com hastes (BM). •Bombeio por cavidades progressivas (BCP).
2.4.1. Elevação natural – poços surgentes
Figura 2.13 – Elevação natural
Comparando-se com poços que produzem por elevação artificial, os surgentes produzem com menores problemas operacionais devido a simplicidade dos equipamentos de superfície e subsuperfície, com maiores vazões de líquido e, em conseqüência, com menor custo por unidade de voluma produzido.
2.4.2.
Gas-lift
É um método bastante utilizado por ter um custo relativamente baixo, mesmo em se tratando de poços profundos.
Consiste na utilização de gás comprimido para elevar os fluidos até a superfície. A energia gerada pelo gás comprimido tem excelente potencial, permitindo boa condução de fluidos, mesmo com alto teor de areia e sedimentos, propiciando vazões até 1500 m3/d a grandes profundidades (2.400 metros), o que logicamente vai depender da pressão de injeção.
Existem dois tipos de gas-lift, o contínuo e o intermitente. O contínuo é semelhante à elevação natural, baseia-se na injeção continua de gás a alta pressão na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. O gas-lift intermitente baseia-se no deslocamento de golfadas de fluidos para a superfície através da injeção de gás a alta pressão na base das golfadas.
A Figura 2.14 ilustra esquematicamente poços equipados com gas lift. O sistema é composto por:
•Fonte de gás a lata pressão (compressores).
•Controlador de injeção de gás na superfície (choke ou motor valve). •Controlador de injeção de gás de subsuperfície (válvulas de gas-lift).
Figura 2.14 – Sistema de gas-lift
A Figura 2.15 ilustra esquematicamente os tipos de instalação de gas-lift, que pode ser tipo aberta, semi-fechada ou fechada, cuja escolha depende das características do poço.
Figura 2.15 – Tipos de instalação de gas-lift
2.4.3. Bombeio centrífugo submerso
Neste método utiliza-se uma bomba centrífuga de múltiplos estágios no interior do poço. A energia necessária para o funcionamento da bomba é transmitida para o fundo do poço através de um cabo elétrico.
Cabe ressaltar que a escolha por métodos diversos dependerá de várias características técnicas do poço em questão, em observância ao melhor custo/benefício.
A Figura 2.16 ilustra esquematicamente um poço produtor com bombeamento centrífugo submerso. Os principais equipamentos de subsuperfície de um poço equipado para produzir com bombeamento centrífugo submerso (BCS) são:
•Bomba – do tipo centrífugo de múltiplos estágios. •Admissão da bomba.
•Protetor. •Motor elétrico. •Cabo elétrico.
Figura 2.16 – Poço produtor por bombeio centrifugo submerso
2.4.4. Bombeio mecânico com hastes
Este método é o mais conhecido e utilizado em todo o mundo, popularmente conhecido como bombeio com "cavalo de pau", ilustrada na Figura 2.17.
O princípio de funcionamento é a transformação do movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão, em movimento alternativo, que através das hastes de uma coluna transmite este movimento para o fundo do poço, acionando uma bomba que eleva os fluidos até a superfície.
•Bomba de subsuperfície – do tipo alternativo. •Coluna de hastes.
•Unidade de bombeio. •Motor.
Figura 2.17 – Sistema de bombeio mecânico
2.4.5. Bombeio por cavidades progressivas
O bombeio por cavidades progressivas (BCP) é um método de elevação artificial em que a transferência de energia ao fluido é feita através de uma bomba de cavidades progressivas. É uma bomba de deslocamento positivo que trabalha imersa em poço de petróleo, constituída de rotor e estator. A geometria do conjunto é tal que forma uma série de cavidades herméticas idênticas. O rotor ao girar no interior do estator origina um movimento axial das cavidades, progressivamente, no sentido da sucção para a descarga, realizando a ação de bombeio. O acionamento da bomba pode ser originado da superfície, por meio de uma coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou diretamente no fundo do poço, por meio de um acionador elétrico ou hidráulico acoplado à bomba.
A utilização de bombas de cavidades progressivas para elevação artificial de petróleo no Brasil teve início em 1984, em fase experimental. Devido à simplicidade do método e à eficiência na produção de fluidos viscosos, o número de instalações com este tipo de equipamento tem se difundido rapidamente.
Figura 2.18 – Sistema de bombeio por cavidades progressivas
2.5. Segurança no poço
À ocorrência do fluxo indesejável de quaisquer fluidos para fora do poço, determinando a perda de controle em sua operação, dá-se o nome de Blowout. Tal ocorrência pode acarretar sérias conseqüências, como acidentes pessoais, dano ao reservatório e aos equipamentos, agressão ao meio ambiente, etc.
Um blowout pode lançar toneladas de petróleo no oceano, além de, quando associados a fogo, lançarem enormes quantidades de poluição na atmosfera em um curto espaço de tempo.
O maior blowout de que se tem notícia ocorreu no México, em 1979, derramando mais de 1 milhão de toneladas de óleo cru no mar.
No Brasil, um campo de gás batizado Mapele, localizado na Bacia do Recôncavo, a cerca de 20 km de Salvador e a poucos metros do acostamento da estrada Rio-Bahia, tornou-se atração turística em 1962. Na finalização da perfuração do poço, iniciou-se um blowout que se estendeu por um ano e meio, alimentando uma chama que atingiu altura aproximada de 80 metros. A pressão do reservatório superou a pressão da lama de perfuração e venceu os equipamentos de segurança, e não obstante todos os esforços para controlar o fogo (perfuração de poços para injeção de água), a chama só parou de queimar quando o reservatório se exauriu.
Devido à probabilidade de eventos dessa natureza, e tendo em vista que o fator segurança é primordial em todos os aspectos, os poços são dotados de equipamentos de segurança que permitem controlá-los e até fechá-los se necessário.
Figura 2.19 – Equipamento de segurança da cabeça de poço
Figura 2.20 – Incêndio em um poço (guerra no Iraque)
2.6. Processamento primário do petróleo
Durante a fase produtiva de um campo de petróleo, além da prospecção de óleo ocorre também a prospecção de água, gás e sedimentos contidos no reservatório.
Tendo em vista que o interesse é relativo apenas à produção de hidrocarbonetos (óleo e gás), e que a presença de outras substâncias pode influir negativamente em diversos aspectos, tais como transporte e segurança operacional, faz-se necessário um processamento primário in loco, isto é, na própria unidade de produção, seja ela terrestre ou marítima.
Este processamento dependerá de critérios de viabilidade técnico-econômicos, que demandará unidades de processamento mais simples, baseando-se na decantação, utilização de vasos separadores e outros processos físico-químicos, para separação água/óleo/gás, ou mais complexas, que incluem tratamento do óleo, a compressão do gás e o tratamento da água para descarte ou reinjeção no poço para facilitar a surgência do petróleo.
Em síntese, o processamento primário se faz necessário, entre outros fatores: •Para promover a retirada de parte das impurezas em suspensão.
•Para diminuir problemas de corrosão e incrustação (em função da presença de óxidos, sulfetos de ferro, carbonato de cálcio e outras substâncias na composição da água).
•Para aumentar a vida útil de equipamentos e catalisadores em processos de refino. •Para reduzir os gastos com produtos químicos utilizados para inibir processos corrosivos.
Apesar de todos os cuidados adotados no processamento primário, nem sempre é possível a separação e remoção completas da água e do gás.
No processamento do gás, parte do mesmo pode ser utilizado como combustível na própria unidade, ou para elevação artificial de petróleo. Se a produção for exceder em muito o consumo, poderá ser transferido para refinarias ou direcionado para queimadores, enquanto que a parte liquefeita poderá ser adicionada ao óleo para transferência e posterior aproveitamento nas unidades de processo.
Quanto à água, considerada o mais indesejável dos contaminantes, deverá ser totalmente removida quando chegar à refinaria, pelos motivos vistos anteriormente. A transferência se faz por oleodutos ou navios, e sempre haverá alguma água contendo sais nocivos às unidades de processo.
O fluxograma do processamento primário do petróleo é mostrado na Figura 2.21.
Figura 2.21 – Fluxograma do processamento primário de petróleo
UNIDADE III
Plataformas marítimas - classificação
Para se explorar petróleo no mar são utilizadas técnicas bem semelhantes às utilizadas em terra. As primeiras sondas para perfuração marítima eram as mesmas sondas terrestres adaptadas a uma estrutura que permitisse perfurar em águas rasas. No entanto, diante da necessidade de se perfurar cada vez mais em águas profundas, novas técnicas foram surgindo, orientadas especificamente para o atendimento dessas necessidades.
As instalações de produção, armazenamento e exportação de petróleo, no mar, tornaram-se bastante complexas e variadas, para receber o petróleo produzido dos poços; fazer a separação e o tratamento dos fluidos produzidos; em alguns casos, armazená-los; e finalmente distribuí-los para terra ou para navios armazenadores.
Estas instalações, dependendo da profundidade e da distância do litoral, podem enviar o petróleo/gás para a terra, através de dutos, ou então para navios armazenadores.
As plataformas podem ser classificadas de várias formas, como, por exemplo, pela finalidade (perfuração de poços, produção de poços, sinalização, armazenamento, alojamento etc.), pela mobilidade (fixas ou móveis), pelo tipo de ancoragem etc.
As plataformas têm sua utilização condicionada a alguns aspectos relevantes como a profundidade da lâmina d'água, relevo do solo submarino, a finalidade do poço e a melhor relação custo/benefício.
A Figura 3.1 mostra quatro tipos de plataformas, empregadas para prospecção e produção no mar, da esquerda para a direita identificamos as plataformas: fixa, auto-elevável, semi-submersível e navio plataforma.
3.1. Plataformas fixas
As plataformas fixas ilustradas na Figura 3.2, são estruturas apoiadas no fundo do mar por meio de estacas cravadas no solo com o objetivo de permanecerem no local de operação por longo tempo.
Foram as primeiras a serem utilizadas, têm sido as preferidas nos campos localizados em lâminas d’água até 300m, e este também é o seu limite de utilização. Devido ao custo elevado, compreendido entre projeto, montagem e instalação, sua aplicação é restrita a campos que já tiveram sua exploração comercial comprovada.
Figura 3.2 – Plataforma fixa
As plataformas fixas são projetadas para receberem todos os equipamentos de perfuração, estocagem de materiais, alojamento de pessoal, bem como todas as instalações necessárias para a produção dos poços.
3.2. Plataformas auto-eleváveis
Figura 3.3 – Plataforma auto-elevável
São plataformas móveis, sendo transportadas por rebocadores ou com propulsão própria, destinadas à perfuração de poços exploratórios na plataforma continental, em lâminas d'água que variam de 5 a 130 metros.
Devido à estabilidade desta unidade, as operações de perfuração são semelhantes às realizadas em terra. Os revestimentos são assentados no fundo do mar e estendidos até a superfície, abaixo da subestrutura. Aí é conectado o equipamento de segurança e controle de poço (ESCP), que é similar ao utilizado em terra.
Estatisticamente, este é o tipo de unidade de perfuração marítima que tem sofrido maior número de acidentes. As operações de elevação e abaixamento são críticas e sofrem bastante influência das condições de tempo e mar. Nos deslocamentos apresentam dificuldades quanto ao reboque e, para grandes movimentações, devem ser retiradas seções das pernas para melhorar sua estabilidade.
3.3. Plataformas submersíveis
As plataformas submersíveis constam de uma estrutura montada sobre um flutuador, utilizadas basicamente em águas calmas, rios e baías com pequena lâmina d'água. São deslocadas até a locação com auxílio de rebocadores. Ao chegar na locação, são lastreadas até seu casco inferior se apoiar no fundo, em geral macio e pouco acidentado. A sua utilização é limitada devido à sua pequena capacidade de lâmina d'água.
Figura 3.4 – Plataforma semi-submersível
3.4. Plataformas flutuantes
Esta classificação diz respeito aos navios sonda, e às plataformas semi-submersíveis.
Os navios sonda (FPSO - Floating, Production, Storage and Offloading) vêm apresentando vantagens logísticas nas operações e hoje, ao invés de serem adaptados, são especialmente projetados para operações de perfuração.
Possuem um sistema de ancoragem especial, além de um sistema de posicionamento dinâmico que lhe permitem manter a posição e deste modo não danificar equipamentos e prejudicar as operações, em função da ação dos ventos, ondas e correntes marinhas.
Já as plataformas semi-submersíveis são estruturas apoiadas por colunas sustentadas por flutuadores submersos, podendo ou não ter propulsão própria, sendo bastante requeridas para perfuração de poços exploratórios.
3.4.1. Plataformas semi-submersíveis
As plataformas semi-submersíveis são compostas de uma estrutura de um ou mais conveses, apoiada por colunas em flutuadores submersos. Uma unidade flutuante sofre movimentações devido à ação das ondas, correntes e ventos, com possibilidade de danificar os equipamentos a serem descidos no poço. Por isso, torna-se necessário que ela fique posicionada na superfície do mar, dentro de um círculo com raio de tolerância ditado pelos equipamentos de subsuperfície, operação esta a ser realizada em lamina d`água. Dois tipos de sistema são responsáveis pelo posicionamento da unidade flutuante: o sistema de ancoragem e o sistema de posicionamento dinâmico.
No sistema de posicionamento dinâmico, não existe ligação física da plataforma com o fundo do mar, exceto a dos equipamentos de perfuração. Sensores acústicos determinam a deriva, e propulsores no casco acionados por computador restauram a posição da plataforma.
As plataformas semi-submersíveis podem ou não ter propulsão própria. De qualquer forma, apresentam grande mobilidade, sendo as preferidas para a perfuração de poços exploratórios.
Figura 3.5 – Plataforma semi-submersível
3.4.2. Navio sondas
Navio-sonda é um navio projetado para a perfuração de poços submarinos. Sua torre de perfuração localiza-se no centro do navio, onde uma abertura no casco permite a passagem da coluna de perfuração. O sistema de posicionamento do navio-sonda, composto por sensores acústicos, propulsores e computadores, anula os efeitos do vento, ondas e correntes que tendem a deslocar o navio de sua posição.
Os movimentos de uma sonda são considerados em um sistema de eixos XYZ e divididas em seis categorias, sendo três de rotação e três de translação, como mostrado na Figura 3.6.
Figura 3.7 – Movimentos de uma sonda
a) Movimentos na horizontal
- Avanço ou Surge, que é a translação na direção X.
- Deriva ou Sway, translação na direção Y.
- Guinada ou Yaw, rotação em torno do eixo Z. b) Movimentos na vertical
- Afundamento ou Heave, translação na direção Z. - Jogo ou Roll, rotação em torno do eixo X.
- Arfagem ou Pitch, rotação em torno do eixo Y.
3.4.3. Plataformas tipo FPSO
As plataformas do tipo FPSOs (Floating, Production, Storage and Offloading), ilustrada na Figura 3.8, são navios com capacidade para processar e armazenar o petróleo, e prover a transferência do petróleo e/ou gás natural. No convés do navio, é instalada uma planta de processo para separar e tratar os fluidos produzidos pelos poços. 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.
Figura 3.8 – Plataforma PFSO (P50 – Petrobras)
3.5. Plataformas de pernas atirantadas (tension leg)
As plataformas de Pernas Atirantadas (Tension-Leg Plataform - TLP) são unidades flutuantes utilizadas para a produção de petróleo. Sua estrutura é bastante semelhante à da plataforma semi-submersível, como ilustra a Figura 3.9. Porém, sua ancoragem ao fundo mar é diferente: as TLPs são ancoradas por estruturas tubulares, com os tendões fixos ao fundo do mar por estacas e mantidos esticados pelo excesso de flutuação da plataforma, o que reduz severamente os movimentos da mesma. Desta forma, as operações de perfuração e de completação são iguais às das plataformas fixas.
3.6. Processamento primário do petróleo
Um reservatório de petróleo não apresenta apenas o óleo bruto, pronto para ser extraído. Normalmente se verifica a presença de muitos sedimentos, partículas inorgânicas, gás (principalmente metano, associado ou não) e sais. Estas substâncias prejudicam o transporte do petróleo até as refinarias, além de serem consideradas nocivas aos equipamentos de processo, de tal sorte que se faz necessário um tratamento "in loco", logo após a extração.
Os problemas com transporte via dutos são reduzidos com a retirada de sais, água e sedimentos, que ocasionam corrosão e acumulação de sólidos nas tubulações; o gás também contém substâncias corrosivas, além de ser inflamável e explosivo, devendo ser separado o quanto possível.
Assim, nos próprios campos de produção é realizado um tratamento primário que consiste na separação óleo-gás-água, através de decantação e desidratação. A decantação é simples, ocorrendo a separação de fases de acordo com a diferença de densidades. A desidratação consiste na adição de uma substância química desemulsificante que agrega as moléculas de água, desta forma permitindo retirar o máximo da água emulsionada no óleo durante a produção.
UNIDADE IV
Refino de petróleo
O petróleo bruto é uma complexa mistura de hidrocarbonetos que apresenta contaminações variadas de enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais. A composição exata dessa mistura varia significativamente em função do seu reservatório de origem.
No seu estado bruto, o petróleo tem pouquíssimas aplicações, servindo quase que somente como óleo combustível. Para que o potencial energético do petróleo seja aproveitado ao máximo, ele deve ser submetido a uma série de processos, a fim de se desdobrar nos seus diversos derivados.
O refino do petróleo consiste na série de beneficiamentos pelos quais passa o mineral bruto para a obtenção desses derivados, estes sim, produtos de grande interesse comercial. Esses beneficiamentos englobam etapas físicas, e químicas de separação, que originam as grandes frações de destilação. Estas frações são então processadas através de uma outra série de etapas de separação e conversão que fornecem os derivados finais do petróleo. Refinar petróleo é, portanto, separar as frações desejadas, processá-las e lhes dar acabamento, de modo a se obterem produtos vendáveis.
Refino de petróleo constitui a separação deste insumo, via processos físico-químicos, em frações de derivados, que são processados em unidades de separação e conversão até os produtos finais.
Os produtos finais dividem-se em 3 categorias:
•Combustíveis (gasolina, diesel, óleo combustível, GLP, QAV, querosene, coque de petróleo, óleos residuais) - cerca de 90% dos produtos de refino no mundo.
•Produtos acabados não combustíveis (solventes, lubrificantes, graxas, asfalto e coque).
•Intermediários da indústria química (nafta, etano, propano, butano, etileno, propíleno, butilenos, butadieno, BTX).
4.1. Refinarias
As etapas do processamento de refino de óleo cru são basicamente três: separação, conversão e tratamento. O esquema da Figura 4.1 mostra de forma simplificada as etapas de processo.
Em cada etapa existem outras configurações de processo, utilizadas conforme a necessidade, por exemplo, de acordo com o tipo de petróleo, a produção de determinado produto que se visa maximizar etc.
As etapas do processo de refino podem ser classificadas em: 1- Processos de separação
a. Destilação atmosférica b. Destilação a vácuo c. Estabilização de naftas d. Extração de aromáticos e. Desasfaltação a propano f. Desaromatização a furfural g. Desparafinação a solvente h. Desoleificação a solvente i. Adsorção de N-parafinas 2- Processos de conversão
a. Craqueamento térmico b. Craqueamento catalítico c. Visco-redução
d. Coqueamento retardado e. Hidrocraqueamento f. Reforma catalítica g. Isomerização catalítica h. Alquilação catalítica i. Polimerização catalítica 3- Processos de tratamento
Figura 4.1 – Etapas do processo de refino
Para a realizam destes processos as refinarias utilizam diversos equipamentos, tais como: •Vasos
•Torres de destilação •Reatores
•Fornos
•Trocadores de calor •Bombas
•Bombas de vácuo •Caldeiras
•Torres de resfriamento
Possuem também um complexo sistema de tubulações, instrumentação e controle, além do sistema de geração e distribuição de energia elétrica.
Uma refinaria de petróleo é ilustrada na Figura 4.2.
Na Figura 4.3 é apresentado um fluxograma mostrando vários processos existentes em uma refinaria, desde o recebimento do petróleo cru até a obtenção de seus derivados.
Figura 4.3 – Fluxograma típico do refino de petróleo
Tabela 4.1 – Frações ou cortes iniciais
Gás combustível (C1 – C2) Combustível de refinaria, matéria-prima para etileno
GLP (C3 – C4) Combustível doméstico e industrial, matéria-prima para petroquímica, obtenção de gasolina de aviação, veiculo propelente para aerossóis Nafta (20 – 220 °C) Gasolina automotiva e de aviação, matéria-prima
para petroquímica (principal), produção de solventes
Querosene (150 – 300 °C) Querosene de aviação, querosene industrial, produção de detergentes.
Gasóleo atmosférico (70 – 400 °C) Diesel, combustível doméstico e industrial (heating oil) e matéria-prima para petroquímica (gasóleo petroquímico)
Gasóleo de vácuo (400 – 750 °C) Carga para craqueamento (gasolina, GLP), produção de lubrificantes (subproduto parafinas), matéria-prima para petroquímica
Resíduos de vácuo (acima 570 °C) Óleo combustível, asfalto, lubrificantes de alta viscosidade, coque de petróleo
De um modo geral, uma refinaria, ao ser planejada e construída, pode se destinar a dois objetivos básicos:
• produção de produtos energéticos (combustíveis e gases em geral);
• produção de produtos não-energéticos (parafinas, lubrificantes, etc.) e petroquímicos.
O primeiro objetivo constitui a maior parte dos casos, pois a demanda por combustíveis é deveras maior do que a demanda por outros produtos. Nesse caso, a produção destina-se à obtenção de GLP, gasolina, Diesel, querosene e óleo combustível, entre outros.
4.2. Processos de separação
Busca-se, nesta seção, apresentar sucintamente algumas unidades de refino, em princípio, na ordem do processamento do petróleo: da entrada do cru na refinaria a saída de produtos finais – salvo para processos concomitantes, complementares ou substitutos, dentro da refinaria.
Os Esquemas de Refino variam significativamente de uma refinaria para outra, não apenas pelas razões acima, mas também pelo fato de que mesmo os mercados de uma dada região estão sempre modificando-se com passar do tempo. Além disso, os avanços na tecnologia dos processos propiciam o surgimento de novas técnicas de refino de alta eficiência e rentabilidade, que ocupam o espaço dos processos mais antigos, de menores eficiências e maiores custos operacionais, que assim sendo, entram em obsolescência. Além desses fatores, atualmente também existem as crescentes exigências ambientais por parte dos governos, sob a forma de legislações e regulamentações, e por parte dos próprios mercados, que demandam cada vez mais, produtos oriundos de processos ditos "limpos", e que, desta forma, forçam a indústria do refino de petróleo a implementar melhorias contínuas. Se observados nos contextos de médio e longo prazos, os processos de refino não podem ser considerados estáticos, mas sim dinâmicos na sua constante evolução.
4.2.1. Dessalgação
Antes da separação em frações na refinaria, o petróleo cru precisa ser tratado para a remoção de sais corrosivos. Isto é feito através de um processo denominado dessalinização. O processo de dessalinização também remove alguns metais e os sólidos em suspensão que podem:
•causar danos às unidades de destilação ou reduzirem a sua eficiência; •provocar corrosão nos equipamentos;
•se depositar nas paredes dos trocadores de calor, causando entupimentos e reduzindo a sua eficiência, além de catalisarem a formação de coque nas tubulações;
•danificar os catalisadores que serão usados nas posteriores etapas de processamento.
na dessalinização é frequentemente a água não tratada ou apenas parcialmente tratada proveniente de outras etapas do refino.
4.2.2. Destilação atmosférica
A destilação atmosférica é o primeiro processo de refino em qualquer refinaria. Consiste na separação do petróleo em frações mais leves, de acordo com os diferentes pontos de ebulição de cada fração, como mostrado de forma esquemática na Figura 4.4.
Figura 4.4 – Fluxograma da destilação atmosférica
Figura 4.5 – Torre de destilação atmosférica
E importante frisar que estas frações obtidas ainda não estão dentro das especificações exigidas. Algumas, dependendo do tipo do petróleo e teor de contaminantes, podem ser consideradas como produto final (naftas, gás combustível, GLP, querosene), mas, a rigor, a maioria das frações tem que passar por outras etapas do processo. A destilação atmosférica visa a um fracionamento do petróleo, obtendo-se faixas de hidrocarbonetos que servirão como carga em outras unidades ou misturadas com produtos resultantes de outros processos.
Na Figura 4.6 é mostrado um fluxograma do processo de destilação atmosférica, desde o tanque de armazenamento até ser transformado nas frações desejadas, o petróleo é pré-aquecido em uma série de trocadores de calor, aproveitando o calor das correntes que deixam a torre de destilação, e desta forma, economizando energia para seu aquecimento.
Os principais equipamentos da instalação são: •Torre atmosférica
d’água, ar comprimido e energia elétrica, bem como o sistema de proteção contra incêndio. O conhecimento do fluxograma do processo é fundamental para o planejamento de um projeto de construção de uma unidade de destilação.
