Os Processos Orgânicos

Introdução

O petróleo, em seu estado natural, é sempre uma mistura de diversos tipos de hidrocarbonetos contendo também proporções menores de contaminantes (enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais). Os contaminantes são considerados como impurezas e podem aparecer em toda a faixa de destilação do petróleo, mas tendem a se concentrar nas frações mais pesadas.

A maior parte do petróleo produzido no Brasil é extraída de campos marítimos, onde os sistemas de produção offshore são os responsáveis por seu tratamento primário. Esse tratamento é necessário devido à mistura extraída ser constituída, geralmente, por uma fase oleosa, outra aquosa e uma quantidade de gás, associada ou não a fase oleosa, além de outras impurezas, tais como sais, contidos na fase aquosa, que devem ser separadas para os devidos processamentos. As etapas do tratamento são: Separação do óleo, água e gás; Tratamento ou condicionamento do óleo para que possa ser transferido para as refinarias; Tratamento da água para re-injeção no poço ou para descarte no mar.

O óleo e o gás apresentam relevante valor para a indústria, sendo a água, um dos principais contaminantes, por apresentar elevado teor de sal em sua composição, provocando uma série de problemas no sistema de bombeamento e na operação dos processos nas refinarias.

O processo de tratamento do petróleo começa a partir de um separador trifásico, que, além de separar as três fases (óleo, água e gás), absorve as flutuações na carga, gerado nos reservatórios sob a forma de golfadas.

        A separação das fases líquidas (óleo e água) é um pouco mais complexa do que a separação do gás, pois, embora as fases líquidas sejam praticamente imiscíveis, elas ascendem à superfície já sob a forma de emulsão, que é posteriormente decantada no separador trifásico. A água, por ser mais densa que o óleo, se deposita no fundo, enquanto sobre a mesma se forma uma camada de emulsão composta por óleo e água e, a cima desta, forma-se uma camada de óleo relativamente limpo.

        O óleo separado das outras fases é bombeado até os tratadores, que retiram sais e resíduos de água. O gás, já separado do óleo e da água, é transportado para compressores, chegando com uma pressão em torno de 8,5 kgf/cm2. A água separada do óleo não pode ser jogada diretamente ao mar, pois contém uma quantidade de óleo residual acima dos padrões determinados para o descarte (em torno de 40 a 20 ppm). Parte do óleo presente na água é recuperada na forma de emulsão, a qual é direcionada para um tratador eletrostático, que faz a separação do óleo, obtendo-se uma água com qualidade para ser descartada no mar.

TEG e MEG

São compostos de glicol utilizados na indústria do petróleo com a finalidade da remoção de água do gás natural e líquidos de gás natural (LGN). É o meio mais comum e econômico de remoção de água dessas correntes. Quando produzido a partir de um reservatório, o gás natural normalmente contém uma grande quantidade de água e é normalmente saturada ou no ponto de condensação da água. Esta água pode causar vários problemas para processos e equipamentos a jusante. A baixas temperaturas, a água pode congelar na tubulação ou, como é mais comum, formar hidratos com CO2 e hidrocarbonetos (principalmente hidratos de metano). Dependendo da composição, estes hidratos podem formar-se a temperaturas relativamente elevadas ligando-se a equipamentos e tubagens.

Sem desidratação, uma fase de água livre (água líquida) também pode cair fora do gás natural, uma vez que é esfriado ou a pressão é reduzida através de equipamentos e tubulações. Esta fase de água livre, muitas vezes, contêm algumas porções de gases ácidos (como H2S e CO2) e podem causar corrosão.        Por esses dois motivos, a Associação de Processadores de gás (Gas Processors Association) define uma especificação de qualidade de gás no duto, onde o teor de água no gás não deve exceder 7 libras por milhão de pés cúbicos.