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Aula 12 petroleo prof pedro ibrapeq

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Aula 12 petroleo prof pedro ibrapeq

  1. 1. Prof.° Pedro Monteiro / Esp. Engenharia de Petróleo Aula 12
  2. 2. Prof.° Pedro Monteiro
  3. 3. Óleo produzido: mistura de óleo, gás, água e impurezasLocalizada na entrada do vaso. Nesta seção o fluido choca-se comdispositivos defletores ou passa através de um difusor, fazendo com que boaparte do gás se separe do líquido, este último fica na parte inferior do vaso.Localizada na parte superior do vaso. Onde as gotículas maiores de óleo, quepermaneceram na corrente gasosa, são separadas por decantação. Prof.° Pedro Monteiro
  4. 4. Óleo produzido: mistura de óleo, gás, água e impurezasFormada pela região inferior do vaso. Nesta seção o tempo de retenção deveser suficiente para que ocorra a separação do gás remanescente na faselíquida, além de permitir a separação de grande parte da água, no caso dosseparadores trifásicos.Localizada normalmente próxima à saída de gás. As gotículas de líquidoarrastadas pela corrente gasosa, não separadas nas seções anteriores, sãoaglutinadas e removidas do fluxo gasoso, através de dispositivos queapresentam superfície com elevada área de contato. Prof.° Pedro Monteiro
  5. 5. O separador bifásico tem a finalidade de separar as faseslíquidas (petróleo ou petróleo + água) e vapor (gás seco ousaturado de vapor d’água). É um vaso de pressão, comumentecilíndrico (horizontal ou vertical) e eventualmente esférico,onde, por efeito da gravidade, o líquido decanta no fundo,sendo retirado do equipamento através de uma tubulação dedrenagem com válvula acionada por controlador de nível delíquido no vaso. O gás acumulado na parte superior doequipamento é removido geralmente por meio de tubulaçãoequipada com válvula acionada por um controlador da pressãode operação do separador.O Separador Trifásico é bastante semelhante ao SeparadorBifásico, usando, inclusive, os mesmos tipos de dispositivosinternos. Diferencia-se do bifásico pelo aparecimento de águana seção de acumulação, o que implica na instalação de maisuma saída no vaso e na instalação adicional de um sistema decontrole de interface óleo/água. Prof.° Pedro Monteiro
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  7. 7. ANP: “Define-se o gás natural como um gás combustívelprocessado que consiste em uma mistura de hidrocarbonetos,principalmente metano, etano, propano e hidrocarbonetos maispesados em quantidades menores.Apresenta normalmente gases inertes, tais como nitrogênio edióxido de carbono, bem como traços de outros constituintes”.Ocorre em acumulações subterrâneas, em reservatórios porosos,com ou sem petróleo (associado x não-associado)Antigamente era subproduto do processamento do petróleoAtualmente, a legislação proíbe o descarte direto na atmosferaHoje suas frações são utilizadas em diversas finalidades (Ex: GNV,injeção em poços, GLP, gasolina natural), e reações químicas sãoutilizadas para produzir outros produtos a partir dele (Ex: amônia,combustíveis líquidos) Prof.° Pedro Monteiro
  8. 8. COMPONENTES COMP. (%) Nitrogênio (N2) Traços-15Dióxido de carbono (CO2) Traços-5 Gás sulfídrico (H2S ) Traços-3 Hélio (He) Traços-5 Metano (CH4) 70-98 Etano (C2H6) 1-10 Propano (C3H8) Traços-5 Butanos (C4H10) Traços-2 Pentanos (C5H12) Traços-1 Hexanos (C6H14) Traços-0,5 Heptanos + (C7 +) Traços-0,5 Prof.° Pedro Monteiro
  9. 9. Os gasodutos existentes em áreas de produção de gásapresentam características específicas para a atividade decoleta de gás. Essa atividade compreende a movimentação depequenas quantidades de gás por meio de gasodutos comdiâmetro reduzido.Estes, geralmente, operam sob baixa pressão, conectandodiferentes poços produtores e estendendo-se por pequenasdistâncias. Antes de entrar na rede de transporte de altapressão, o gás, que é movimentado dentro da rede de coleta,deve ser tratado, medido e comprimido. Prof.° Pedro Monteiro
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  14. 14.  Forma mais segura de transportar energia por terra; Menor risco de poluição (pois os riscos de acidente e dederrame ou fuga são reduzidos); Mais econômico (relativamente ao transporte marítimo); Menores custos de transporte de líquidos, a médias e longasdistâncias; Maior facilidade na distribuição e no acesso aos combustíveis; Permitem o escoamento de grandes volumes de combustíveis; É a melhor solução para o transporte do gás natural e dopetróleo. Prof.° Pedro Monteiro
  15. 15.  Dificuldade de armazenamento de energia; Dificuldade em alterar o percurso e a quantidadetransportada (ex. a Bielo-Rússia impediu, durante algumassemanas, o abastecimento de gás-natural da Rússia para aAlemanha); Destruição dos ecossistemas. Prof.° Pedro Monteiro
  16. 16. 1 - Injeção inicial do produto Estações onde é feita a introdução do produtona linha de transporte. 2 - Distribuição parcial Estações onde é feita parte da distribuição doproduto.3 - Bomba/compressor Estações que abrigam as bombas e os compressoresusados para mover o produto ao longo das tubagens.4 - Válvula de bloqueio É uma válvula utilizada para parar o fluxo do produtoatravés das tubagens, e isolar um segmento da rede de tubos ou umcomponente do sistema.5 - Entrega final O trajeto do produto chega ao fim. O produto é entregueao consumidor. Prof.° Pedro Monteiro
  17. 17. Redução ou remoção de contaminantes (CO2, N2, H2S, H2O)Atender as especificações das agências (ANP) e mercadoNão danificar equipamentos dinâmicos e estáticosNão causar problemas operacionaisSer transportado a altas pressões por longas distânciasatravés de dutos Prof.° Pedro Monteiro
  18. 18. Portaria ANP n⁰ 104, de 08/07/2002 e Regulamento Técnico ANP n⁰3/2002Estabelece a especificação do gás natural processado, de origemnacional ou importado, a ser comercializado em todo o territórionacional (não se aplica ao uso como matéria-prima)Especificações: Poder calorífico superior e inferior, índice de Wobbe,número de metano, composição (metano, etano, propano, C4 +),enxofre total, gás sulfídrico, ponto de orvalho,inertes (N2+CO2), N2,oxigênio, partículas sólidas e líquidasEspecificações Nordeste:H2S: máx 15,0 mg/m3 (10,6 ppm); Ponto de orvalho: máx -390C; N2:máx 2%; Inertes (N2+CO2): máx 5%; O2: máx 0,5%; PCS: 35000 a 42000kJ/m3; Índice Wobbe: 46500 a 52500 kJ/m3; CH4: mín 86%; C2H6: máx10%; C3H8: máx 3,0%; C4 +: máx 1,5% Prof.° Pedro Monteiro
  19. 19. O processamento de campo é um processamento preliminar,realizado no campo de produção ou na plataforma de modo a retirarfrações pesadas do gás natural (riqueza do gás - caso dos campos degás associado) de forma a facilitar o manuseio dos produtos obtidossob determinadas temperatura e permitir sua compressão paraterra ou até a estação de tratamento mais próxima.Entende-se por processamento do Gás Natural a seqüência deoperações que tem por objetivo separar as frações mais pesadas dogás de maior valor econômico, originando outro gás de menor valorenergético, denominado Gás Natural Processado.É muito interessante observar que as frações pesadas, obtidas noestado líquido, são constituídas por hidrocarbonetos de maior pesomolecular, enquanto o Gás Natural Processado é compostobasicamente por metano e etano que, juntos, somam cerca de 75%em peso do Gás Natural. Prof.° Pedro Monteiro
  20. 20. Ao analisar mais a fundo os gases desde a exploração até oprocessamento é necessário saber com que tipo de gases estálidando antes de seu processamento e condicionamentoprovisório:O que é Gás Natural Rico?Gás que tem teor de compostos mais pesados que o propano,constituído pelas frações de GLP e gasolina natural.O que é Gás Natural Pobre?Gás que tem predominância em Metano. Prof.° Pedro Monteiro
  21. 21. O Processamento de Gás Natural é realizado através de umainstalação industrial denominada Unidade de Processamentode Gás Natural (UPGN). O processamento em planta (emcada uma de suas UPGN), objetiva recuperar hidrocarbonetoslíquidos e o chamado gás residual que é, então, comprimidopara as estações de tratamento. Ao processar o gás naturalúmido nas UPGN, são obtidos os seguintes produtos: (i) gásseco (também o conhecido como gás residual); e (ii) o líquidode gás natural (LGN), que contém propano (C3) e butano (C4)(que formam o gás liquefeito de petróleo GLP) e a gasolinanatural (C5+). Este ultimo virá a ser utilizado no mercadoconsumidor, enquanto o gás residual será descartado oureaproveitado para outros fins. Prof.° Pedro Monteiro
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  25. 25. Reservatórios de petróleo produzem água juntamente com óleo egás. É esperado que o GN contenha água em suspensão.A água precisa ser removida para:  Evitar a corrosão.  Água condensada causa necessidade de bomba mais potente, devido maior perda de carga.  Evitar a formação de hidratos, um sólido similar à neve, que causa entupimento das linhas, válvulas de controle e filtros e redução da capacidade dos gasodutos → formação de “plugs” em linhas de gás e óleo. Prof.° Pedro Monteiro
  26. 26. Quimicamente, os hidratos são uma combinação da água livrecom hidrocarbonetos, formando estrutura com diversasmoléculas de água para cada molécula de hidrocarboneto(molécula de hidrocarboneto trapeada em cavidadesformadas pelas moléculas de água) Prof.° Pedro Monteiro
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  28. 28. Compressão (↑P): compressor e sistema dearrefecimento, para remover água mediante condensação.Refrigeração (↓T): Passagem do gás por serpentinasrefrigeradas; comumente chamado de LTS (low-temperature separation); em geral, mais caro que outrosmétodos Em ambos os métodos, deve-se ter o cuidado para condensar a água seletivamente, sem condensar os hidrocarbonetos Prof.° Pedro Monteiro
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  31. 31.  Processo de superfície de transferência de massa gás-sólido. Ligação física ou química. Adsorbato retido completamente até saturação. Adsorventes: carvão ativado, peneira molecular (zeólitas), silica gel, alumina ativada, gel de ácido crômico, terras diatomáceas. Adsorvente regenerado por ação do calor. Característica: alta área superficial (até 3000 m2/g) e afinidade com a água. Prof.° Pedro Monteiro
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  33. 33. Em geral, é caro remover N2 do gás natural.Processo só é realizado quando o teor de N2 é elevado, a ponto de: - Elevar os custos de transporte; - Reduzir o poder calorífico do GN; - Diminuir o número de metano e aumentar a resistência à detonação (no caso do uso veicular) Prof.° Pedro Monteiro
  34. 34.  Processo: Criogenia, baseados na diferença de ebulição: T0ebCH4= -1610C; T0ebN2= -1960C (P=1 atm)Gás natural é condensado, separando-se do N2 (g).Em seguida, gás é novamente vaporizadoTanto o gás tratado quanto o N2 separado passam em trocadores de calor para arrefecer o gás entrante. Prof.° Pedro Monteiro
  35. 35. Prof.° Pedro Monteiro
  36. 36. Objetivo: Idem ao N2 e evitar a ocorrência deprocessos corrosivos; presente devido ocorrêncianatural ou a processo de extraçãoGeralmente removido juntamente com H2S(processo de adoçamento), através de processosde absorção Prof.° Pedro Monteiro
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  39. 39.  Remoção de compostos de enxofre (H2S, mercaptans, CS2) causadores de corrosão e tóxicos e com mau cheiro. Feita através de processos de absorção. Mais usados → Processos químicos reversíveis com soluções de aminas (MEA, DEA, MDEA, TEA): 2RNH2 + H2S ↔(RNH3)2S Sulfinol(diisopropanolamina+sulfolame+água desmineralizada) também é utilizado. Prof.° Pedro Monteiro
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