Vaso Separador

IV.Sistema de Separação e Tanques 1 - Introdução No processamento de petróleo existem vários tipos de vasos separadores, podendo ser classificados quanto à sua forma, pressão de trabalho e finalidade ou tipo de operação. Estes tipos são:       Quanto a finalidade - Separadores, separadores de óleo-gás, decantadores (Decantador de água “water knockout”), vaso de expansão (vaso “flash”) e depuradores (depurador de gás “gas scrubber”); Quanto à posição - Horizontal ou vertical; Quanto à forma - Cilíndrico ou esférico; Quanto à montagem - Monotubo ou bitubo; Quanto às fases de fluidos - Bifásico ou trifásico; Especiais - Separador medidor. Os separadores baseiam-se nos seguintes mecanismos básicos para separar liquido do gás ou líquido do gás e óleo da água:     Ação da gravidade e diferença de densidades - responsável pela decantação do elemento mais pesado; Separação inercial - mudanças bruscas de velocidade e de direção de fluxo quando este sofre o impacto, permitindo ao gás desprender-se da fase líquida devido a inércia que esta fase possui tendendo a conservar sua direção original e manter sua velocidade; Aglutinação das partículas - contato das gotículas de óleo dispersas sobre uma superfície, o que facilita sua coalescência e, com seu diâmetro aumentado pela aglutinação, são separadas por ação da gravidade com maior velocidade; Força centrífuga - aproveita as diferenças de densidade do óleo e do gás. Faz-se a corrente fluida entrar no separador tangenciando a sua parte interna, isto comunica a mesma uni rápido movimento circular. O óleo, tendo a massa específica maior que o gás tende a projetar-se com mais força contra as paredes do recipiente. Formam-se posteriormente duas correntes distintas: a do gás mais leve para cima, e a do óleo mais pesado para baixo. Um separador típico se constitui de quatro seções distintas a saber:   Seção de separação primária - onde o fluido choca-se com defletores ou um difusor que lhe impõe um movimento giratório, fazendo com que o liquido se precipite para o fundo do vaso. É nesta seção que a maior parte do líquido proveniente do poço é separado. Esta primeira separação tem por finalidade remover rapidamente as golfadas de gás e as gotículas de maior diâmetro do liquido, diminuindo a turbulência e o retorno do líquido à corrente gasosa; Seção de acumulação ou coleta de líquido - para receber e distribuir os líquidos coletados. Nesta seção se faz a separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária. Normalmente, o mecanismo que atua na 1   separação gás-óleo é a ação da gravidade, causando a decantação do líquido. Para que esta separação seja efetiva, o óleo deve ficar retido durante certo tempo no separador, chamado de tempo de retenção; Seção de separação secundária - ou seção de decantação por gravidade, onde se separam as gotículas menores de óleo carreadas com o gás, após a seção primária. O mecanismo de separação nesta seção é a decantação, cuja eficiência decresce grandemente com a turbulência; Seção de aglutinação - onde as gotículas de líquido arrastadas pela corrente de gás, não separadas nas seções anteriores, são aglutinadas em meios porosos e recuperadas. Para retenção de pequenas gotículas de óleo na parte superior dos separadores são usados vários tipos de extratores de névoa (‘demister’). 2 - SEPARADORES BIFÁSICOS 2.1 - SEPARADOR HORIZONTAL A Figura 1 apresenta um esquema simplificado de um separador horizontal bifásico típico. O fluido entra no separador e choca-se com um defletor de entrada, provocando mudança brusca na velocidade e direção do fluido. Uma separação inicial grosseira do líquido e do vapor ocorre neste ponto. V á lv u la d e C o n tr o le d e P r e s s ã o E x tra to r d e N é v o a S a íd a d e G á s E n tr a d a S e ç ã o d e D e c a n ta ç ã o p o r G r a v id a d e I n t e r f a c e G á s - L í q u id o S e ç ã o d e A c u m u la ç ã o d e L íq u id o D e fle to r d e E n tr a d a S a í d a d e L í q u id o V á lv u la d e C o n tr o le d e N ív e l Figura 1 - Esquema Simplificado do Separador Horizontal Bifásico A força de gravidade causa a separação das gotículas líquidas mais pesadas que deixam a corrente de gás e se acumulam no fundo do vaso, onde o líquido é coletado. Essa seção de coleta de líquido assegura um tempo de retenção apropriado (tempo de residência), necessário para que o gás dissolvido saia do óleo e vá para o espaço superior do separador. Esta seção também leva em consideração, se necessário, um volume de surge a fim de manusear golfadas intermitentes de líquido provenientes de poços produzindo em golfadas ou linhas sujeitas a limpeza mecânica com” pig” . O líquido separado deixa o vaso através da válvula de descarga, cuja abertura ou fechamento é regulado por um controle de nível. O gás separado flui através do defletor de entrada e segue horizontalmente através da seção de separação secundária que se situa na parte superior da fase líquida. À medida 2 que o gás flui através desta seção, pequenas gotas de líquido que ficaram na fase gasosa e não se separaram no defletor de entrada, são separados pela gravidade e caem para a interface gás-líquido. Algumas das gotas têm diâmetro tão pequeno que não são facilmente separadas nesta seção de decantação gravitacional. Entretanto, antes do gás deixar o vaso, ele passa através de uma seção de aglutinação ou coalescimento. Nesta seção aletas de metal (“TP Vane), almofadas de tela de arame (“wire—mesh’) ou placas pouco espaçadas são utilizadas para coalescer estas pequenas gotículas de líquido, provocando a queda na seção de acumulação de líquido. A pressão no separador é mantida por uma válvula controladora de pressão que pode mudar a pressão no separador regulando o fluxo de saída do gás pela parte superior do vaso, enviando um sinal de abrir ou fechar para a válvula de controle no separador de acordo com a necessidade. Normalmente, os separadores horizontais operam com nível de líquido em torno da sua metade para maximizar a área superficial da interface gás-líquido. No entanto, em lugares como Oriente Médio, onde separadores muito grandes são encontrados, estes vasos podem ser operados em nível consideravelmente bem mais baixo do que a metade do vaso. 2.2 - SEPARADOR VERTICAL A Figura 2 apresenta um esquema simplificado de um separador vertical típico. Nesta configuração, o fluxo entra no separador por um bocal lateral e, assim como no separador horizontal, um defletor de entrada faz a separação inicial do líquido e do gás. O líquido vai para a seção de acumulação de líquido até o bocal de saída do líquido. Assim que a mistura atinja o equilíbrio na pressão e temperatura do separador, bolhas de gás evoluem no sentido contrário ao escoamento do líquido e, finalmente, atingem o espaço superior do vaso. O controle de nível e a operação da válvula de descarga do líquido é a mesma do que no separador horizontal, sentindo o nível de líquido e ajustando de acordo com o mesmo. E x tra to r d e N é v o a V á lv u la d e C o n t r o le d e P r e s s ã o S a íd a d e G á s S e ç ã o d e D e c a n ta ç ã o p o r G r a v id a d e E n tr a d a I n t e r f a c e G á s - L í q u id o D e fle to r d e E n tr a d a S a íd a d e L íq u id o S e ç ã o d e A c u m u la ç ã o d e L í q u id o V á lv u la d e C o n tr o le d e N ív e l 3 Figura 2 - Separador vertical e outras Configurações Em um separador vertical, o gás flui através do defletor de entrada e, então, verticalmente em direção ao bocal de saída do gás. Na seção de decantação, a gota de líquido cai verticalmente em sentido contrário ao fluxo de gás. Quase atingindo o topo do vaso, o gás passa através de uma seção de coalescimento/extração de névoa e deixa o vaso retirando adicionalmente mais líquido. A pressão neste vaso é mantida por um controlador que ajusta a vazão de saída de gás regulando assim a mesma. 2.3 - SEPARADOR ESFÉRICO E OUTRAS CONFIGURAÇÕES Um separador esférico típico é mostrado na Figura 3. As mesmas quatro seções básicas encontradas nos dois tipos de separadores anteriores são também achadas neste tipo, são elas: seção de separação primária, seção de decantação por gravidade no hemisfério superior do vaso, seção de coleta de líquido (parte inferior) e seção de extração de névoa. E n tra d a D e f le to r d e E n tr a d a E x tra to r d e N é v o a S eção de D e c a n ta ç ã o p o r G r a v id a d e I n t e r f a c e G á s - L iq u i d o V á lv u la d e C o n tr o le d e P r e s s ã o S a íd a d e G á s D e f le to r d e E n t r a d a D e f le to r V á lv u la d e C o n tr o le d e N ív e l S a íd a d e L íq u id o S e ç ã o d e A c u m u la ç ã o d e L íq u id o E x tra to r d e N évoa S eção de D e c a n ta ç ã o p o r G r a v id a d e E n tra d a S a íd a d e L í q u id o In te r fa c e G á s -L íq u id o S a íd a d e G á s Figura 3 - Esquema Simplificado de Separador Esférico Bifásico Separadores esféricos são, na realidade separadores verticais mas sem o casco cilíndrico entre o topo e o fundo. Uma esfera é a estrutura mais eficiente para conter pressão e um separador esférico pode ser muito eficiente neste ponto mas, devido a sua limitada capacidade de “surge” e porque são difíceis de fabricar, não é largamente usado na indústria petrolífera como os tipos horizontais e verticais. Entretanto, aplicações específicas são encontradas, como por exemplo os separadores esféricos a baixa pressão (3 psig ou 20 kPa) são comumente usados por algumas companhias para um estágio final de separação antes da estabilização ou estocagem. Alguns separadores são projetados para operar com força centrífuga (ver Figura 4). Embora este tipo de separador possa ser significativamente menor no tamanho do que os outros, eles não são comumente utilizados porque seu projeto é muito sensível à vazão do 4 fluido e eles requerem uma maior perda de pressão do que as configurações acima descritas. Separadores horizontais de casco duplo ou bitubos são comuns para algumas aplicações. Neste separador as seções de gás e de líquido são separadas, como mostra a Figura 5. O fluxo entra no vaso pelo casco superior e atinge o defletor de entrada. O líquido livre cai para o casco inferior através de um tubo e o gás flui através da seção de decantação e encontra um extrator de névoa na saída do gás que promove o coalescimento das gotículas de líquido que foram arrastadas e este líquido desce por um outro tubo para o casco inferior. Qualquer pequena quantidade de gás dissolvido no líquido é liberado no casco de coleta de líquido e sobe pelos tubos de união dos dois cascos. Devido a seção de acumulação de líquido ser separada da corrente de gás, há uma menor chance de uma golfada gasosa carrear gotículas de óleo. Figura 4 - Esquema simplificado do Separador Centrífugo 5 Este tipo de vaso pode remover 100% das gotículas maiores de 2 micra e 99% das gotículas abaixo de 0. A Figura 6 mostra um esquema deste equipamento.Esquema simplificado do Separador-Filtro Para aplicações em fluxo muito pequeno de liquido. O projeto destes separadores são freqüentemente patenteados e largamente dependentes do tipo de elemento filtrante empregado.5 micra. um separador horizontal pode ser 6 . como scrubbers” de descarga da desidratação com glicol.Esquema simplificado do Separador Bitubo Bifásico Outro tipo de separador que é freqüentemente usado em alguns vasos de alto fluxo de gás/baixo líquido é o separador-filtro que podem ser tanto verticais como horizontais. Separadores-filtro são comumente encontrados como “scrubbers” de sucção de compressores em estações de compressão no campo.Figura 5 . Figura 6 . Tubos filtrantes na seção de separação inicial causam a coalescência de qualquer gotícula grande de liquido à medida que o gás passa através dos mesmos e a segunda seção de extratores de névoa remove estas gotículas coalescidas. permite um diâmetro de vaso menor e consequentemente menor custo. O crescimento desta camada de água seguirá a curva mostrada na Figura 8.Separadores Trifásicos Quando óleo e água são misturados com alguma intensidade e deixado descansar para decantar. É usual a separação da água livre antes do tratamento do óleo remanescente e da camada de emulsão. Figura 7 . A fração de água obtida na decantação é chamada de água livre.projetado com um reservatório de líquido na saída para proporcionar o tempo de retenção requerido. a mudança na altura da camada será desprezível.Corte do Separador Horizontal com Reservatório 3 . Além disso. Devido a corrente entrar no separador trifásico diretamente do poço produtor ou de um outro separador que 7 .Esquema e Curva do Crescimento da Camada de Água com o Tempo Separadores trifásicos algumas vezes chamados de extratores de água livre são utilizados para separar e remover qualquer água livre que possa estar presente. variando de 3 a 20 minutos. uma camada de água livre relativamente limpa aparecerá no fundo. Depois de um tempo. Figura 8 . A Figura 7 mostra um esquema deste separador. por um bocal antes do vertedouro. como visto no separador bifásico. sendo que as únicas diferenças são que mais espaço deve ser deixado para a decantação do óleo e da água e alguns meios de remoção de água devem ser adicionados. Na câmara de água. O tamanho da seção de coleta de líquido no vaso deve proporcionar tempo de retenção suficiente para que o óleo e a emulsão formem uma camada ou “almofada” de óleo no topo da camada de água livre que sedimenta no fundo do vaso. O gás expandido flui horizontalmente através do vaso e sai do mesmo depois de atravessar o extrator de névoa passando também pela válvula controladora de pressão que mantém a pressão no vaso. A configuração mais usual é do vaso trabalhar semi-cheio.opera a maior pressão.SEPARADOR HORIZONTAL A Figura 9 é um desenho esquemático de um separador trifásico horizontal. 3. mudando bruscamente de direção e de velocidade provocando uma separação grosseira do gás e do líquido. O fluido entra no separador e colide com o defletor de entrada. para que a altura da interface óleo-água seja mantida no valor de projeto. daí o nome trifásico. O vertedouro mantém o nível de óleo e o controlador mantém o nível de água. além do controle da altura da interface óleo-água. Em alguns projetos. O óleo passa por cima do vertedouro e o nível de óleo nesta câmara é mantido por um controlador de nível que aciona uma válvula de descarga de óleo. que direciona o fluxo de líquido para baixo da interface gás-líquido e acima da interface óleo-água.1 . permitindo que uma quantidade correta de água saia do vaso. envia um sinal à válvula de descarga de água. Nesta figura o controle de nível é feito por um controlador de interface do tipo vertedouro. O nível da interface óleo-água pode variar dependendo da importância relativa da separação gás-liquido. o defletor possui um coletor de descida (“downcomer’). o controlador de nível “sente” a altura da interface óleo-água e. 8 . o mesmo é projetado para separar qualquer gás liberado assim como o óleo da água. então. dando a máxima área superficial para o gás-óleo. Os separadores trifásicos podem ser horizontais ou verticais e seus aspectos básicos de projeto são idênticos àqueles discutidos anteriormente nos separadores bifásicos. O óleo e a água fluem sobre o vertedouro onde o controle de nível é efetuado por uma simples bóia. O ponto crítico para a operação do vaso é que a altura do vertedouro de água seja suficientemente abaixo 9 .Figura 9 .Esquema simplificado do Separador Horizontal Trifásico Tipo "Recipiente-Vertedor" A altura do vertedouro de óleo controla o nível de líquido no vaso e a diferença de altura entre o vertedouro de óleo e o de água controla a espessura de camada de óleo. A água flui por baixo da caçamba de óleo e depois passa sobre o vertedouro de água para uma câmara onde o nível é mantido por um controlador que aciona a válvula de descarga de água.Esquema simplificado do Separador Horizontal Trifásico A Figura 10 mostra uma configuração alternativa conhecida como “recipiente-vertedor” Este tipo elimina a necessidade de um controlador de interface líquida. O óleo passa sobre o vertedouro de óleo para dentro do recipiente (ou caçamba) de óleo que possui um controlador de nível que aciona a válvula de descarga de óleo. Figura 10 . pois a bóia flutua no topo da camada de água devido a diferença de densidade. o nível da interface se torna difícil de “sentir”. As gotas de água descem e qualquer gotícula de óleo que for arrastada na fase aquosa tende a subir em contra-corrente com fluxo de água. ele vai subindo a partir deste ponto e qualquer água livre que for carreada é separada. Normalmente.SEPARADOR VERTICAL A Figura 11 mostra um esquema típico para um separador vertical trifásico. o chamado separador “recipiente-vertedouro” é recomendado. uma linha equalizadora de gás deverá ser instalada para assegurar que o vapor por trás do cone esteja sempre em equilíbrio com o espaço vapor. Um espalhador na saída do condutor de liquido é locado abaixo da interface óleo-água e. ele pode ser instalado dentro do vaso cilíndrico. ele pode ser parte da parede do vaso de pressão ou. Neste caso. devido a areia produzida ter uma tendência a sedimentar em aço com ângulos menores do que 45º.do de óleo para que a espessura da “almofada” de óleo permita suficiente tempo de retenção do óleo. quando se prevê a produção de óleo muito pesado ou que uma grande quantidade de emulsão ou parafina serão produzidos. Neste caso. um separador trifásico com fundo cônico é usado quando se prevê que a produção de areia será um problema grande. Entretanto. Um condutor de líquido (“downcomer”) é necessário para levar o líquido para baixo da interface óleo-água para que não seja perturbado o processo de separação do mesmo.2 . de modo a absorver as variações das densidades do óleo e da água ao longo da vida útil da planta de processo. Algumas vezes. Se nós compararmos estes dois tipos de separadores trifásicos horizontais. então a “almofada” de óleo pode aumentar de espessura até um ponto onde o óleo passará sobre a caixa de óleo e sairá junto com a água. A corrente de fluido entra no vaso pelo lado como no separador bifásico e. o defletor de entrada separa a maior parte do gás. 3. Se o vertedouro é tão grande quanto previsto. por razões estruturais. Se um cone é instalado. veremos que o controle de interface tem a vantagem de ser facilmente ajustado a fim de se manusear as mudanças inesperadas de densidade ou vazões de óleo e água. tanto o vertedouro de óleo como o de água são ajustáveis. Um condutor de gás é necessário para equalizar a pressão de gás entre a seção de coleta de líquido inferior e a seção de decantação superior. à medida que o óleo sai. Normalmente o cone é formado em um ângulo de 45º a 65º (ver Figura 12). 10 . novamente. Corte esquemático do Separador Vertical com Fundo Cônico A Figura 13 mostra três modos diferentes de controle de nível que são freqüentemente empregados em um trifásico vertical.Esquema simplificado do Separador Vertical Trifásico Figura 12 .Figura 11 . 11 . O 3º método (c) usa dois vertedores. este sistema é o mais fácil de fabricar e é o que melhor manuseia a produção de areia e material sólidos. a necessidade de uma bóia de do vertedor externo de água em similar ao projeto do separador deste sistema é que ele requer Como na separação bifásica.Modos de Controle de Nível O método (a) é somente para controle de nível.Vantagens e Desvantagens Agora que entendemos as simularidades dos vários tipos de separadores. que eliminam interface. Uma bóia de interface é utilizada para controlar a interface óleo-água e regular a válvula de descarga de água. Isto resulta em uma melhor separação da água do óleo. podem haver razões não relacionadas ao processo que conduzam a seleção de um vaso vertical para uma determinada aplicação específica. podemos ver suas diferenças assim como o que faz que um tipo particular seja mais adequado para cada aplicação distinta. Entretanto. Sua desvantagem é que a câmara de óleo toma espaço e aumenta o custo de fabricação. onde uma bóia é usada para controlar a interface gás-óleo e regular a válvula de controle para descarga do óleo da seção do óleo. O método (b) usa um vertedouro para manter o nível da interface gás-óleo em uma posição constante. Ele é horizontal tipo “recipiente-vertedor”. Devido a não utilização de nenhuma chicana (vertedouro). sedimentos coletados podem ser difíceis de drenar da câmara de óleo e um “shut-down” de nível baixo pode ser necessário para salvaguardar a falha na válvula de descarga no óleo. Separadores horizontais são normalmente mais eficientes no manuseio de grandes 12 . O nível de interface é controlado pela altura relação ao vertedor de óleo ou altura de saída. desde que todo o óleo suba até a altura da chicana antes de sair do vaso. Além disso. A desvantagem espaço e tubulação externa adicionais. 4 . a geometria de fluxo no vaso horizontal trifásico é mais favorável do ponto de vista de processo.Figura 13 . permitindo que o controle de nível e a válvula de descarga tenha mais tempo para reagir à grandes golfadas de líquido. Vasos pequenos e médios em geral têm menor capacidade ao surge. são caros e tem obtido pouco sucesso em operação no campo. Vasos horizontais requerem mais área plana do que o vertical com a mesma capacidade. Isto porque na seção de decantação do vaso as gotículas de líquido caem perpendicularmente à direção do fluxo de gás e então são mais facilmente separadas da fase continua gasosa. com um espaçamento muito próximo. A geometria do vaso horizontal requer um dispositivo de shut-down” para controle de nível de líquido e deve ser locado perto do nível normal de operação.volumes de gás. a golfada em vasos horizontais podem criar ondas internas que podem ativar o sensor de nível alto. Além disso. argila. Apesar de não ser importante em plantas situadas em terra é muito importante em plantas marítimas onde espaço é limitado e valioso. é mais fácil para as bolhas de gás alcançarem o espaço da fase vapor. Então. mas serão descarregados no próximo vaso. vasos horizontais podem ser mais facilmente instalados em “decks” inferiores de difícil acesso e embaixo de helipontos. Todos estes fatores causam o mau funcionamento do vaso horizontal quando golfadas de líquido estão presentes na corrente de entrada. é necessário colocar vários drenos ao longo do comprimento do vaso. Em um vaso horizontal. um dreno poderia ser locado neste lugar de modo que a areia. pelo uso de jatos de areia na vizinhanças de cada dreno para fluidizar os sólidos enquanto os drenos estão em operação. à medida que o líquido tende ao equilíbrio e essas bolhas vão sendo liberadas. desde que a área superficial da interface gás-líquido é maior nos separadores horizontais do que nos verticais com a mesma capacidade. Por outro lado. 13 . Este problema não é tão sério nos separadores horizontais grandes. eles comportam grandes golfadas de liquido menos eficientemente do que um vaso vertical. isto é. Alternativamente. falando estritamente sob o ponto de vista da separação gás-líquido. particularmente naqueles que operam com menos da metade cheio. etc. São eles:   A válvula de alívio e outros escadas especiais e plataformas de acesso. Além disso. Tentativas de aumentar a distância entre drenos. enquanto líquido limpo deixa o vaso por uma saída posicionada ligeiramente acima. O dreno de líquido no separador vertical pode ser centralizado no fundo do vaso de tal modo que os sólidos não se acumularão no separador. O vaso vertical pode ter que ser removido do pacote de uni equipamento de produção (também chamado de “skid”) quando restrições de altura para o transporte rodoviário. Algumas das desvantagens deste separador são dadas a seguir:     Separadores horizontais não são tão eficientes quanto os verticais no manuseio de sólidos produzidos. os separadores horizontais serão os preferidos a não ser que algum motivo específico conduza a escolha pelo vertical ou outro tipo. Vasos verticais também tem pontos negativos que não são relacionados com o processo mas que devem ser considerados na hora da seleção. poderiam ser periodicamente removidas. requerendo que seja horizontalmente embarcado. No vaso vertical este mecanismo pode ser instalado muito mais alto. 1 . espuma ou altas razões gás-óleo.TEMPERATURA A temperatura de separação é determinada pela vazão. afeta a operação do separador. então é possível manter o nível e velocidade de circulação de gás estáveis obtendo a máxima eficiência de separação. tais como: 14 .3 ..  Temperatura. Para evitar isto a vazão de entrada deverá ser reduzida. 5.2 . Quando a pressão de separação é reduzida. 5.VARIÁVEIS DE PROCESSO As condições de operação de um separador são definidas por:  Pressão de separação.No entanto. Logo a redução na pressão de separação diminui a capacidade do separador. quanto menor a pressão maior será a quantidade de gás ocupando o mesmo espaço no separador. Um aumento na temperatura do separador tem o mesmo efeito que uma redução na pressão de separação. O aumento da pressão de separação irá produzir um efeito oposto e permitirá um aumento na capacidade do separador. Vasos verticais trabalham mais efetivamente em situações tanto de baixa razão gás-óleo como em muito alta (tal como nos “scrubbers”). Este aumento de temperatura geralmente provoca uma redução nas densidades do óleo e do gás. comprimento das linhas de surgência. vasos horizontais são geralmente os mais econômicos para a separação gásóleo. 5 . profundidade do poço. onde somente a névoa é removida do gás. facilitando a retirada da água emulsionada no óleo e também diminuindo a formação de espuma. há um aumento na velocidade do gás que pode vir a ser danoso para a separação pois poderá ocorrer arraste de gotículas de óleo na corrente de gás. causando portanto uni aumento na vazão de gás. o volume de gás liberado pelo óleo aumenta.PRESSÃO DE SEPARAÇÃO É ajustada em função da pressão ótima de separação.NÍVEL Se o separador recebe um fluxo regular. Normalmente não é parâmetro controlável no separador. particularmente onde há problemas com emulsões. Um mesmo separador pode ser ajustado para condições diferentes de operação. Em certas regiões há uma grande diferença de temperatura durante o dia e a noite e isto. Em conseqüência. algumas vezes. Portanto.  Nível. etc. 5. Neste caso. o aparecimento de espuma em um separador apresenta certos problemas de projeto:  O controle mecânico do nível de líquido é complicado porque qualquer dispositivo de controle deve operar com 3 fases líquidas ao invés de duas.  Formação de emulsão.PROBLEMAS ESPECIAIS Há uma série de problemas especiais que podem ocorrer tanto nos separadores bifásicos como nos trifásicos. na escolha do tamanho do separador que irá manusear um óleo particular.  Produção de areia. o efeito da temperatura pode ser bastante significativo. o uso de inibidores de espuma para instalações com vazões elevadas pode ser proibitivo devido ao seu custo. 6. A espuma não representa um problema se no separador há um interno para remoção da mesma que assegure um tempo e superfície coalescedora suficientes para quebrá-la. As placas coalescedoras na seção líquida e o “wire mesh” na seção gasosa são particularmente suscetíveis a este tamponamento. ou óleo desgaseificado do vaso sem arrastar um pouco do material espumoso em ambas saídas de gás e de óleo.2 . 15 . bocas de visitas ou orifícios devem ser providenciados para permitir a entrada de vapor ou solvente de limpeza dos internos do separador. ela pode ocupar um volume no vaso muito grande que.  Máxima capacidade ao óleo. o uso de extrator de névoa tipo placas ou centrífugos devem ser considerados como alternativos.  Arraste de líquido e de gás.ESPUMA As maiores causadoras de espuma são as substâncias surfactantes presentes no óleo cru que são de remoção impraticável antes que o fluxo atinja o separador. Contudo. Quando a parafina é um problema real ou potencial. 6. estaria disponível para a seção de coleta de líquido ou para a seção de decantação. Os antiespumantes são largamente. o uso de antiespumantes não será um fator porque as características do óleo mudam durante a vida de um campo. assim como das características do líquido nas condições do separador.PARAFINA Operações de separação podem ser afetadas por um acúmulo de parafina. Conseqüentemente. Tais como:  Formação de espuma. Deve-se notar que a quantidade de espuma formada é dependente da queda de pressão que o líquido de entrada é sujeito. Máxima capacidade ao gás 6 . Entretanto.1 .  Pode se tornar impossível a remoção do gás separado. Recomenda-se uma capacidade suficiente para manusear a produção antecipada sem o uso de um inibidor . Máxima capacidade ao óleo e ao gás. Em alguns casos. de outro modo. Aliás.  Obstrução por parafina.  A espuma tem um alta razão volume/peso. no entanto. este acúmulo diminuirá o tempo de retenção efetivo do óleo ou água. É possível ver a redução do tempo de decantação necessário para separação óleo-água quando se aplica calor na seção de líquido do separador ou adiciona-se desemulsificante químico.6.1 . placa plana ou qualquer forma que cause uma mudança rápida na direção e velocidade dos fluidos e. assim.5 . obstruindo os internos do separador e acumulando-se no fundo do separador. A melhor solução é o balanço prático destes fatores. pode formar na interface água-óleo um acúmulo de material emulsionado. resultando assim em uma redução na eficiência. Com este conhecimento dos vários tipos de separadores e de problemas que podem ocorrer. outras impurezas ou ambas. Os primeiros são defletores de impacto que podem ser uma calota esférica. Depois de um certo tempo. O primeiro ocorre quando o líquido é arrastado com a corrente de gás. O bloqueio dos internos do separador é um problema que deve ser considerado no projeto de um separador. vórtice ou falha no controle de nível. Estas técnicas. comumente utilizados. 6. danos nos internos do vaso.EMULSÕES Podem ser particularmente problemáticas na operação de um separador trifásico.4 .3 . minimizam este problema. oleosa e aquosa. 7- ACESSÓRIOS DO SEPARADOR 7. vamos ver um pouco mais de perto os componentes internos e externos comuns a estes separadores. O segundo caso ocorre quando o gás é arrastado na corrente de líquido e pode ser unta indicação de nível baixo de líquido. provavelmente também terá áreas de acúmulo de areia. de separação. é difícil de se conseguir. São muitos os tipos deste dispositivo e a Figura 14 mostra os vários modelos básicos. Há dois modos de ocorrência de arraste: o arraste de óleo e o arraste de gás. pois aquele que promove uma boa separação e ainda oferece um número mínimo de pontos nos quais a areia pode se acumular. saída de líquido obstruída. projeto impróprio ou simplesmente que o vaso está operando com uma capacidade acima de projeto. formação de espuma. 6. A adição de calor ou produtos químicos ou ambos. são mais comumente empregadas na parte do tratamento de óleo de unta instalação de produção. Além de causar problemas com o controle de nível de líquido. podendo ser uma indicação de nível de líquido alto.ARRASTE Este é um problema típico operacional. desde que o mecanismo que promove a melhor separação das fases gasosa.AREIA A areia pode ser muito problemática em separadores. freqüentemente. separe o 16 .Chamado de dispositivo primário de separação ou placa defletora. Revestimento especial pode minimizar os efeitos da areia em válvulas e o acúmulo de areia pode ser aliviado com o uso rotineiro de jatos de areia e drenos.INTERNOS  DEFLETOR DE ENTRADA . causando erosão nas válvulas ou interrupção. que usa a força centrífuga mais do que a agitação mecânica para separar o óleo e o gás. Como o uso de antiespumante prejudica o refino do óleo. Esta espuma pode ser estabilizada com a adição de produtos químicos (antiespumante) na corrente de entrada do separador.A espuma pode ocorrer na interface gás-óleo quando bolhas de gás são liberadas em certas misturas líquidas. A vantagem do uso de dispositivo tal como o semiesférico ou cônico é que ele cria uma menor perturbação do que as placas planas acabando com os problemas de arraste ou emulsões. A entrada pode ter uma chaminé ciclônica. conforme mostrado na Figura 16. como mostrada.Em vasos horizontais longos. Estes não são nada mais do que placas verticais que estendem-se sobre a interface gás líquido no plano perpendicular à direção de fluxo. evitando a propagação de ondas causadas pelas golfadas de líquido. Este procedimento conduz ao coalescimento das bolhas de espuma. ou usar um fluido tangencial que percorre as paredes do vaso. a solução mais eficaz encontrada para minimizar o consumo deste produto foi forçar a passagem da espuma através de placas paralelas inclinadas ou tubos como mostra a Figura 15. 17 .  QUEBRA-ONDAS .  PRATOS QUEBRA-ESPUMA . às vezes é necessário instalar quebra-ondas. O 2º tipo apresentado é uma entrada tipo ciclone.gás do líquido. (b) placa plana. como mostrado na Figura 17.Figura 14 . (c) entrada tipo ciclone Figura 15 .Corte do Separador mostando as Placas Inclinadas Figura 16 . O vórtice pode succionar algum gás e arrastá-lo com o líquido de saída.É normalmente uma boa idéia incluir no projeto do separador um quebra vórtice simples. 18 .Esquemas de vários tipos de defletores: (a) calota esférica.Corte de um Separador mostrando os Quebras-Ondas  QUEBRA-VÓRTICE . para interromper o desenvolvimento do vórtice quando a válvula de controle é aberta. (c) cruzeta. aletas (“TP Vane”) e placas cilíndricas. (b) plataforma. 19 .A Figura 18 mostra 3 dos mais comuns dispositivos para extração de névoa: almofadas de telas de arame (“wire—mesh”).Corte mostrado a localização dos vários tipos de Quebra-Vórtice. (a) tubo perfurado.Figura 17 .  EXTRATOR DE NÉVOA . Figura 18 . as gotículas coalescidas serão novamente arrastadas. (c) placas cilíndricas Os “wire-mesh” são feitos de esteiras tecidas com fios de aço inoxidável finamente entrelaçados em uma matriz envolta por um cilindro hermeticamente empacotado. mas é mais suscept[ivel a obstruções do que os outros tipos. força a corrente de gás a ter um fluxo laminar entre as placas corrugadas. A eficácia deste dispositivo depende amplamente da velocidade do fluxo de gás. As gotículas de líquido colidem com os fios da esteira e coalescem. 20 . Este tipo de extrator de névoa não é muito caro. Os extratores de névoa tipo aleta (“Vane Type”). o gás passará através da malha de arames sem que as gotículas colidam e coalesçam e se a velocidade é muito alta. As gotículas colidem com superfície das placas onde coalescem e caem para a seção de coleta de líquido do vaso. (b) "vane".Três tipos de Extratores de Névoa: (a) 'wire mesh". Se a velocidade é muito baixa. Esquema do Extrator de Névoa Centrífugo  PRATOS COALESCEDORES . em cuja superfície o gás colide e coalesce. Alguns separadores possuem extratores de névoa centrífugos que causam a separação das gotas de líquido por força centrífuga (ver Figura 19). consequentemente no custo. 21 . As placas são configuradas como cilindros concêntricos. Figura 19 . pois suas eficiências de remoção são muito sensíveis a pequenas variações de vazão. Entretanto. é possível. Além disso. algumas vezes corrugados.É possível vários pratos ou somente um prato coalescedor para aumentar a aglutinação das gotículas de óleo na água ou gotas de água no óleo (ver Figura 20). eles requerem uma queda de pressão relativamente grande para criar a força centrífuga necessária à separação. recomenda-se que os pratos coalescedores sejam usados para aumentar a capacidade dos vasos bifásicos existentes ou onde há severas limitações de espaço. Testes recentes indicam que alguma redução no tamanho do vaso. Devido ao seu potencial de tamponamento. Este tipo pode ser mais eficiente do que os demais e são menos suscetíveis de entupir. eles não são de uso comum.As placas cilíndricas são projetadas para funcionar essencialmente do mesmo modo que os “vanes”. Figura 21 . assim. o separador fica fora de operação temporariamente e os drenos de areia são cuidadosamente abertos e um fluido à alta pressão. interrompem a operação eficiente do vaso por tomarem menor o volume do mesmo. usualmente água produzida.Esquema de Pratos Coalescedores  JATOS DE AREIA E DRENOS . o principal problema é o acúmulo de areia e sólidos no fundo do vaso. é bombeado.Nos separadores trifásicos horizontais. Estes sólidos se acumulam tornando-se bem compactos e. Na remoção destes sólidos.Figura 20 .saindo da tubulação como jatos d’água que suspendem os sólidos e os carreiam e a areia pelos drenos (Ver Figura 21).Corte esquemático mostrado os Jatos de Areia 22 .  Controlador de nível (LC). que supera a resistência da mola e move a haste para cima ou para baixo. Se não deixarmos sair gás suficiente. o número de moléculas de gás no espaço vapor cairá e conseqüentemente a pressão também. Estes coletores são calhas invertidas com aberturas laterais ranhuradas. O controlador sente a pressão no espaço ocupado pelo gás no vaso de pressão ou do tanque e regula a abertura da válvula de controle. 2) Malha de Controle de Saída de Óleo:  Sensor/transmissor de nível de óleo (LT). Regulando a quantidade de gás que sai do vaso é possível manter a pressão desejada no mesmo. onde o instrumento primário é aquele que mede a variável e transmite para o controlador que compara o valor atual da variável com o valor préfixado e faz a correção do desvio através do elemento final de controle. 7. de modo a manter as variáveis operacionais de pressão e níveis de interface gás/óleo e óleo/água em valores previamente fixados.DE CONTROLE Os principais instrumentos de controle são aqueles que controlam automaticamente os fluxos de gás. tomando o separador trifásíco como exemplo temos: 1) Malha de Controle de Pressão (saída de gás):  Sensor/transmissor de pressão (PT).  Válvula de controle de pressão (PCV). 23 .O método mais comum para controle de pressão é aquele com controlador de pressão e uma válvula de contrapressão (Figura 22).  Válvula de controle de nível de interface (LCV).  CONTROLADORES DE PRESSÃO . óleo e água. Assim.  Válvula de controle de nível (LCV). Se sair muito gás.2 .  Controlador de pressão (PIC). O ativador pneumático do diafragma é suprido com ar comprimido ou gás. cujo orifício aumenta quando se move a haste da válvula para cima deslocando o fluido para fora da sede e criando-se uma área de fluxo maior.  Controlador de nível de interface óleo/água (LIC). o número de moléculas de gás aumentará e a pressão no vaso aumentará também. 3) Malha de Controle de Saída de Água:  Sensor/transmissor de nível de interface (LT). coletores de areia são usados para cobrir as saídas. A válvula mostrada aqui é a chamada válvula motora. Cada um dos controladores de fluxo compõe-se de um conjunto de elementos chamados de malha de controle.Como prevenção da obstrução dos drenos pela areia sedimentada. Controlador de Pressão e Válvula de Contrapressão  CONTROLADORES DE NÍVEL – É necessário controlar a interface gáslíquido e/ou a interface óleo-água em um separador. O tipo mais comum é simplesmente uma bóia. existem instrumentos auxiliares que fornecem dados essenciais para o acompanhamento da operação de separação. Dentre outros temos principalmente: manômetros. o controlador envia um sinal à válvula de descarga permitindo o líquido sair do vaso. medidores etc.Figura 22 . Isto é feito pelos controladores de nível e pelas válvulas de descarga de líquido. termômetros. 24 . Se o nível começa a subir. diminuindo o fluxo de líquido que sai do vaso. a válvula recebe um sinal para fechar. visores de nível. embora dispositivos eletrônicos também possam ser utilizados (Figura 23). Se o nível começar a cair. Além destes principais instrumentos de controle descritos. Figura 23 .DE MEDIÇÃO A .Medição de gás Os equipamentos baseiam-se na relação entre a vazão e o diferencial de pressão 25 .3 .Controlador de Nível e Válvula de Descarga 7. Em certos intervalos de tempo. 7. A energia que o aciona é proveniente do próprio fluido que está medindo. em uma instalação com este tipo de medição. que é o número que multiplicado pelo valor registrado no medidor nos dá o valor exato. Alarmes de segurança correspondentes.LSL).produzido quando se introduz urna restrição na tubulação. mas esse erro é normalmente menor do que 1%. Atualmente. encontrando-se um “fator de correção”. Chaves de nível alto e baixo de interface óleo/água.4 . Totalizador de pressão.  Transmissor de pressão e temperatura. e conta o número de partes que passa por ele. para medir os volumes. Válvulas de segurança e alívio (que são os instrumentos de segurança dos vasos de pressão. ele separa o fluxo em partes iguais. 26 . o medidor sofre um desgaste que será mais acentuado se o fluido contiver sólidos em suspensão. o medidor deve ser aferido. e de volume conhecido. obedecendo a lógica de emergência do sistema). B . Por isso. Tais instrumentos são:      Pressostatos de alta pressão e de baixa pressão (PSH. para medição de água está sendo utilizado o medidor eletromagnético. discos de ruptura (rompem-se caso a pressão no vaso ultrapasse o valor pré-estabelecido). O sistema de medição é composto de:  Elemento primário (placa de orifício). com o uso.  Elemento secundário (bourdon) que mede a pressão diferencial.  Registradores.Medição de óleo e água Os medidores normalmente utilizados são os medidores de deslocamento positivo que. chaves de nível alto e baixo de óleo (LSH. A presença de gás misturado faz com que a precisão da medida seja perdida.DE SEGURANÇA Tem por finalidade provocar um alarme ou uma ação antes que ocorra alguma anormalidade proveniente de uma variável mal controlada ou até mesmo de um erro de operação. que produz a pressão diferencial. há a necessidade da presença de um tanque de calibração.PSL). Válvulas de fechamento de emergência (ESDV) (impedem a entrada de fluidos no vaso. aliviando-se a pressão do vaso pela abertura correspondente à tendência de aumento de pressão). são pré-calibrados em valores que impedem que a pressão do vaso ultrapasse a pressão máxima admissível de trabalho. O elemento primário (placa de orifício) é usualmente instalado nas linhas de válvulas tipo “Daniel” que permitem a troca das placas sem que haja interrupção de fluxo. Como este tipo de medidor apresenta partes móveis. as válvulas automáticas de proteção de equipamentos quando de excesso de pressão subdividem—se em:  Válvulas de alívio (“Relief Valve’) .Ver Figura 24 para exemplos. atuando a determinada pressão pré-estabelecida.utilizadas nos casos de operação com fluido gasoso. Figura 24 . diferindo apenas do desenho interno devido às condições de emprego de cada tipo. (b) disco de ruptura De acordo com cada tipo de fluido. vapor ou ar. devido a sua construção especial. vapores ou ar.  Válvulas de Segurança e Alívio (“Safety Relief Valve”) . iniciando-se na pressão de projeto e atingindo a abertura plena quando a pressão ultrapassa a de projeto na marca de 3 a 10%.Esquemas de: (a) válvula de alívio. Basicamente. é o mesmo. sendo sua abertura rápida e intermitente. 27 . o princípio de funcionamento dos diversos tipos existentes de válvulas automáticas de pressão.  Válvulas de Segurança (“Safety Valve”) .usadas para operar tanto com líquidos como com gases. sua abertura dá-se gradativamente.utilizadas para operarem com líquidos. menores. o investimento inicial maior. portanto. tais hidrocarbonetos “condensáveis” conferem ao líquido recuperado uma menor densidade (maior grau API) logo. se a separação fosse feita em um só estágio.8 . O lucro adicional ganho pelo aumento da recuperação de líquido mais o aumento do valor comercial do óleo deve pagar. exigido pela instalação de mais um separador. O tanque de armazenamento é geralmente considerado como um estágio de separação.1 . Figura 25 . com separadores em série trabalhando a pressões. é novamente expandido. a potência do compressor é reduzida desde que o gás de entrada esteja a uma pressão maior do que com um estágio de separação. maior valor comercial.APLICAÇÃO A finalidade da separação por estágios é obter unta recuperação final de líquido máxima e dar uma estabilidade maior (menos tendência a evaporar-se) ao líquido separado. Sendo relativamente leves. à pressões sucessivamente mais baixas. isto é. sucessivamente. A maior recuperação de líquido que se obtém na separação por estágios provém dos hidrocarbonetos que ficariam na fase gasosa. Além disso. uma ou duas vezes. A Figura 25 mostra uma separação em estágios. O líquido é expandido a uma pressão inicial e. Pode-se definir a separação em estágios como um processo no qual o fluido produzido é separado em líquido (água e óleo) e gás por duas ou mais expansões (“flash”) a pressões sucessivamente menores. A aplicação da separação em estágios será feita. em bases econômicas.Esquema Simplificado de Separação em 3 estágios 8. resultando em um ganho adicional.SEPARAÇÃO EM ESTÁGIOS Quando a pressão de surgência dos poços é suficientemente alta pode ser conveniente fazer a separação em mais de um estágio. dentro de um prazo razoável. antes de entrar no tanque de estocagem. Porém alta pressão freqüentemente requer uso de elevação artificial mais cedo e se já 28 . então. 700 NÚMERO DE ESTÁGIOS (1) 1 1 . o número máximo de estágios que se justifica economicamente é de quatro. A pressão de fluxo dos poços . Esta tabela é feita somente como um guia e não substitui os cálculos de expansão. que poderão influir na aplicação da separação por estágios.) é conveniente separá-lo inicialmente a pressões mais altas. excluindo o tanque de estocagem. 9. embora já se tenha feito separação até com seis estágios. PRESSÃO 1º ESTÁGIO (psig) 25 .125 125 .2 2 2 . programas de injeção de gás. A pressão de operação do sistema que coleta o gás separado quando se deseja gás a uma pressão mais alta (linhas de transmissão do gás. etc.estiver utilizando este método o custo da maior potência para a elevação pode sobrepujar o barateamento da potência do compressor. estudos de engenharia e o julgamento de engenharia. como os condensados.300 300 . Dimensionamento de Vasos Separadores Volume de tambores X L  hL / D (1) YL  S L / A  4 S L / D 2 (2) relação entre X e Y 29 .3 (a) Normalmente.quanto maior a pressão de fluxo na cabeça do poço. há razões de ordem técnica.   As características físicas e químicas do óleo produzido . tanto maior poderá ser o número de estágios. que a experiência em campo indica ser o ótimo. Quanto mais estágios são adicionados ao processo. Além das razões econômicas citadas acima. A Tabela 1 é um guia aproximado do número de estágios de separação.a separação em estágios dá resultados mais positivos para óleo de alto grau API. a seguir enumeradas. o incremento na recuperação de líquido será cada vez menor.500 500 . 3) Nível normal de líquido (NLL): deve ser colocado a uma altura tal que divida ao meio o volume de líquido contidos entre os níveis HLL e LLL.L (8) Tempo de Residência do Líquido Para que possa haver fluxo contínuo de líquido para os equipamentos a jusante.8 Sigalés obteve a seguinte equação. o erro é inferior a 1%. A utilização de um TR =5 min.125 (6) (7) Para valores de x entre 0.8y + 0. foi apresentada por Abernathy (Hydroc. pg. o tempo decorrido para que o nível caia para a posição mais baixa LLL ou suba até HLL seja de 5 minutos. entre os níveis HLL e LLL. x = 0.105253 (4) (5) Outra equação. Este volume de líquido é importante em vasos de refluxo de torres ou de acúmulo de produto para o processo.TR . Diversos valores de TR tem sido recomendados na literatura. Conhecidos x e y podemos calcular o volume de líquido contido na parte cilíndrica de um tambor horizontal parcialmente cheio por:   V L  y L D 2 / 4 .1 Y = 1. ainda mais simples.826103y + 0.0869497 y = 1.Q L onde Q L é a vazão de líquido (m3/min ou ft3/min). 199): X = 0. pode-se calcular o volume destinado à fase líquida do separador. Proc.25x – 0. Atende aos requisitos de segurança .2 e 0. para que a operação possa manter-se estável durante as flutuações de carga. estando o nível de líquido na posição normal de operação NLL. Set. Isto significa que. 1977. Conhecido o tempo de residência TR . com erro máximo de 2. O volume de líquido contido no vaso separador é especificado para 3 (três) condições de nível: 1) nível máximo de líquido (HLL): situação de máximo volume de líquido esperado.75. na temperatura de operação.210503x – 0.30 e 0. por: V L  2.5%. 2) Nível mínimo de líquido (LLL): situado ligeiramente acima do fundo. os separadores devem ser dimensionados para manter um volume de líquido suficiente para amortecer possíveis variações de vazão de carga. y  1 /   arccos 1  2 x )   2 /   (1  2 x ) x1  x   (3) Levando em conta que os valores de x estão sempre entre 0. para garantir um pequeno volume de produto. 30 . maior será a quantidade de gotículas de líquido arrastadas pelo gás.TR . pode-se calcular o diâmetro mínimo do tambor por: QV  AtV  D 2 .   L  V  / V (11) onde: K =0. Qualquer incremento na velocidade do gás provoca o arraste de gotícula. desta velocidade: quanto maior a velocidade do gás no vaso.0 0. V L  2. o volume de líquido contido entre os níveis HLL e LLL.15 0.0692 m/s f obtido pela tabela acima Conhecida a vazão de gás no separador.15 Vertical 1. A eficiência do separação depende. VV  fV p (10) Tipo de Vaso com demister Sem demister Horizontal 1.K . é obtido fixando-se um tempo de residência TR adequado para projeto de separadores na área de processamento de petróleo muito usual 5 minutos.Velocidade Máxima Admissível para o Gás O dimensionamento de um separador líquido-gás é feito com base na velocidade máxima ascendente para a fase gás no separador. fundamentalmente. a velocidade máxima admissível para o gás no separador é dada pela equação abaixo: Vmax  f . Existe uma velocidade de ascensão do gás no líquido. Esta velocidade limite é dada pela equação de Sounders & Brown: Vp  K   L  G  / G (9) onde  é a massa específica e K a constante de velocidade Na prática. como uma fração da velocidade limite V p . mantida apenas por seu peso.QL (13) 31 .44 Assim. ou seja. costuma-se dimensionar o separador para uma velocidade máxima de gás no vaso.227 ft/s=0.V ou Dmin  4Qv / V 4 (12) O volume V L destinado à fase líquida. tal que a gota permanece imóvel. do bocal de entra até o “demister” H3=1.espessura do “demister”. recomenda D/2 ou 2 ft (600 mm).espaço entre “demister” e linha tangente do topo: H5=6 a 12 pol (150 a 300 mm).Dividindo o volume de líquido pela área da seção transversal do separador At .75 x D ou 4 ft (1. os valores usualmente sugeridos na literatura são: a) do nível HLL até o bocal de entrada H 1 a Kellog Section 4200 (Vessel Design Manual) . para permitir a instalação de instrumento de controle de nível) HL  VL VL  At D 2 / 4 (14) O nível LLL é colocado entre 8 e 12 polegadas (20-30 cm) da linha de tangência do fundo.0D ou 3 ft (900 mm) (Kellog Section 4200) . b) do bocal de entrada até a LT do topo (sem demister). o que for maior. Este valor deverá ser superior a 500 mm.2 m). segundo recomendam diversos projetistas citados na literatura. c) Quando o vaso contém “demister”. a altura H2 é a soma de 3 alturas: . H2 = 0. obtémse a altura de líquido H L . o que for maior. incluindo suporte de sustentação: H4=6 a 8 pol (150 a 200 mm) . Quanto ao espaço destinado ao vapor (acima do nível máximo de líquido HLL). Reunindo todos os valores anteriores. obtemos o comprimento do vaso: 32 . . pode-se aumentá-lo se for necessário diminuir o comprimento (e daí a relação L/D). Mantendo o diâmetro calculado como o diâmetro do demister.sem demister: L= HLL + HL + H1 + H2 . Resta verificar se a relação L/D obtida está dentro da faixa recomendada (entre 2 e 4). Principais recomendações de projeto para alturas de vasos: Dimensionamento de Bocais Um vaso separador contém bocais (”nozzles”) com várias finalidades: 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) entrada de líquido + gás (vapor) saída de gás saída de líquido dreno respiro (“vent”) purga com vapor (“steam-out”) boca de visita (“manhole”) 33 . Como o diâmetro calculado é o valor mínimo.com demister: L= HLL + HL + H1 + H3 + H4 + H5 O comprimento L também deverá ser selecionado de preferência em função das dimensões das chapas comercialmente disponíveis. D) para tampos hemisféricos.35. Lummus recomenda usar no máximo 6 ft/s.O diâmetro do bocal é calculado por: Dbocal= 4Q / V Saída de Líquido: Neste caso. TI. 0.H Onde g=32. é o mesmo da linha. LG (2). em função do volume do separador e: Vol Vaso (ft3) Até 50 50 .D para tampos elipsoidais ou 0. Bocal de entrada: o diâmetro. LHA/LLA.200 200 – 600 600 – 2500 Mais de 2500 Diâmetro nominal (pol) 1 1½ 2 3 4 Respiro (“vent”) 34 .D para tampos torosféricos.8) conexões para instrumentos: PI.35 psi/100 ft no máximo. No caso do separador vertical incluir em H a profundidade do tampo (0. Dreno O critério da Lummus para o diâmetro do dreno. deve-se calcular a velocidade máxima por: V (ft/s) = 0. Max de 10 ft/s.25. (17) 2.2 ft/s2 e H a altura de líquido acima do bocal de saída até o nível mínimo LLL.g. mais.. normalmente.. em muitos casos.16.5. etc. Saída de Vapor: O critério da Lummus para determinar a velocidade máxima é V(ft/s)= 60 (18) G A Foster-Wheeler recomenda dimensionar a linha de gás admitindo uma queda de pressão de 0. a Lummus recomenda usar vel. não há informações sobre o diâmetro da linha quando do dimensionamento do vaso: Lummus: vel max (ft/s) = 60 (15) m Onde  m (lb/ft3) é a massa específica da mistura calculada como a ponderação das vazões de entrada por: m   L QL  Q  G G QL  QG QL  QG (16) Quando a entrada é apenas de líquido. etc. o diâmetro do respiro é obtido a partir do dreno. O principal fator que afeta a formação de vórtive (“vortex”) é a submergência ou carga de líquido acima do bocal. Separação em estágios A separação em vários estágios (figura 1) consiste em um conjunto de separadores. porque poderá provocar o arraste de gás ou líquido leve junto com o produto de fundo. além de problemas operacionais graves. Quanto aos demais bocais. conforme recomendação da Lummus: Diâmetro do dreno (pol) 1 1½ 2 3 4 Diâmetro do respiro (pol) ¾ 1 1½ 2 3 Boca de Visita (“manhole”) .Para separadores operando sob pressão próxima da atmosfera. A corrente de líquido que deixa o separador é enviada para o bocal de entrada de cada um dos sucessivos separadores. geralmente são especificados no diâmetro de 1 pol. sendo comum a utilização do diâmetro de 24 pol. vibrações. ou seja. Quebra – Vórtice (“vortex breaker”) O vórtice deve ser evitado em separadores bifásicos ou trifásicos. Purga e Outros A ASME recomenda que o diâmetro máximo da boca de visita seja a metade do diâmetro do vaso separador. a distância do nível mínimo de líquido LLL ao ponto mais alto do bocal de saída. Figura 1: Separação em Estágios 35 . onde as pressões dos estágios subseqüentes decrescem até atingir a pressão de armazenamento ou transporte. tais como baixo desempenho da bomba. contaminando-o. enquanto que na liberação diferencial obtém-se a maior recuperação de líquido. excluindo o tanque de armazenagem. conforme tabela 1 abaixo: Tabela 1 Num. para cada projeto. de estágios de sep. se baseia na experiência de campo. ou seja. geralmente estamos interessados na maior recuperação possível de óleo de um campo. simulador Hysys). aumentar a quantidade de separadores e instrumentação associada onera em custos. No processo de liberação “flash” o gás vaporizado do líquido por redução de pressão permanece em contato com o líquido até que seja atingida a pressão final de separação. Neste caso. ou seja. Sendo relativamente leves. estudos de engenharia e julgamento de engenharia. Neste caso. pode ser obtido na tabela 2 abaixo: Tabela 2 Pressão do primeiro estágio Número de estágios 36 . se a separação fosse feita em um único estágio. O primeiro caso de liberação “flash” resulta na maior recuperação de hidrocarbonetos gasosos possível. precisamos avaliar economicamente o ganho financeiro com o acréscimo de recuperação de óleo em relação ao custo de um separador adicional. Esta análise pode ser feita usando simuladores de processo com rotina de análise econômica (ex. A seguinte regra prática pode ser aplicada quando não se dispõe de cálculo um rigoroso através de simulação: Máxima razão de pressão entre dois estágios consecutivos: Para sistemas gás/condensado: Rmax=5 Para óleos leves: Rmax=7 Para óleos pesados: Rmax=9 Outro guia aproximado sobre número de estágios ótimo de separação.O objetivo principal da separação em estágios é maximizar a recuperação de óleo. 2 3 4 5 6 % sep. na liberação diferencial o gás separado em cada estágio de pressão é removido do contato com o líquido. que estabelece o percentual de liberação diferencial em função do número de estágios. diferencial teórica 0 75 90 96 98. A maior recuperação de líquido que se obtém na separação por estágios provém dos hidrocarbonetos que ficariam na fase gasosa. Como. existem dois processos de liberação de hidrocarbonetos: “a liberação flash” e “a liberação diferencial”. mas que não substitui os cálculos de expansão.5 O problema de determinação do número de estágios de separação ótimo está relacionado ao aspecto econômico. optamos pela proposta por Frick. Por sua vez. agregando maior valor comercial. tais hidrocarbonetos condensáveis conferem ao líquido recuperado uma menor densidade. com consequente quedas e manunteções dos mesmos. é indicado consultar a bibliografia. provoca perda de eficiência de escoamento. Todos são responsáveis pelo aproveitamento (gás escoado/gás produzido) do gás. trazendo como consequência. Contudo. .Sistema de Compressão: o acúmulo de óleo nos compressores provocam desbalanceamento e vibrações nos compressores. .(psig) 25-125 125-300 300-500 500-700 1 1-2 2 2-3 Após a seleção do número de estágios. a perda de qualidade do gás e aumento no consumo do produto. P1 é a pressão do primeiro estágio e Ps a pressão do último estágio. ecoamento e tratamento. 37 . a análise mais rigorosa do problema de separação indica que a relação de pressão entre o penúltimo e últimos estágios é consideravelmente menor comparado aos outros estágios. n é o número de estágios. O conteúdo desta apostíla contempla alguns conceitos básicos sobre a depuração do gás. A baixa performance de depuração do gás ocasiona danos aos seguintes sistemas: . tratar e enviar o óleo e o gás para o continente. e caso necessário a obtenção de mais informações.Sistema de Escoamento: o acúmulo de óleo em gasoduto. 10 – Planta de Processo Uma plataforma de produção de petróleo possue planta de processo com o intuito de separar. A planta de gás consiste basicamente de cinco sistemas: separação (óleo/gás/água).Sistema de Tratamento: o óleo arrastado contamina os produtos químicos utilizados no tratamento do gás. Para calcular a pressão no segundo estágio usamos a equação 2: P2  P1 R  Ps R n 1 (2) As equações acima consideram que razão de pressão por estágio seja constante. depuração do gás compressão. pode-se determinar as pressões de operação dos estágios intermediários através da expressão da equação 1:  P R   1  Ps n   (1)  onde. O bocal de entrada deve direcionar o fluxo tangencialmente à parede interna do vaso. A primeira seção é utilizada para separar a porção principal de líquido livre da corrente de entrada. óleo esse proveniente de arraste em fase líquida ou sob forma de névoas. O sistema consiste basicamente de depuradores (vasos) que. precipitações e de crescimento.Eliminadores de Névoas 38 . planejada para a atução da força gravitacional. são verticais ou horizontais. de acordo com a vazão/líquida. A segunda. obtendo assim. ou anteposto a uma placa defletora. Esta seção é responsável pela performance do equipamento. aumentando a separação das partículas que entram. A seção de crescimento. além do controle necessário (instrumentação). é a região de precipitação. que remove as partículas pequenas de líquido (névoas). a separação da maior parte de líquidos provenientes da corrente gassosa. A quarta é o “sump”. 2. responsável pela drenagem do líquido retido nas seções primárias. utiliza os eliminadores de névoas.1 . Os depuradores possuem quatro seções principais. É constituída pela porção do vaso na qual a velocidade com que o gás se desloca é relativamente baixa e pouco turbulenta. que possue o destaque do referente trabalho.DESCRIÇÃO SUMÁRIA DE DEPURAÇÃO DE GÁS A depuração do gás significa remoção de óleo no gás. Esta possui a vantagem do efeito inercial da força centrífuga e a variação abrupta da direção.2 . arraste mecânico: este é o mecnismo envolvido na formação de névoas que normalmente ocorrem em tores de absorção. que ocorre em evaporadores. da mesma forma que as névoas geradas por condensação geram partículas de diâmetro inferior a 3 mícron. as partículas são geradas por condensação. por ação mecânica. entretanto. “arrancadas” da corrente líquida pela corrente gasosa. 39 . Na maioria destes casos. quando as partículas líquidas são maiores de 10 mícron. os eliminadores de névoas convencionais (vane separators ou wire mesh pads) não são suficientemente eficientes para coletar as partículas. maiores que 5 . etc. . são arrastadas. de fato. 20 mícron. Prtículas formadas através de borbulhamento são. colunas de destilação.condensação: quando. . etc. . geradores de vapor. O que são Névoas: Definimos por névoas todas e qualquer partícula líquida de diâmetro mnor ou igual a 10 mícron. Na maioria destes casos. De forma geral. como por exemplo condensação de água e óleo em compressores. na maioria dos casos. geralmente.  Como se forma as Névoas: Os mecanismos básicos de formação de névoas são: . as partículas geradas através deste mecanismo. imersas em uma corrente gasosa. “spray towers”.reação química: névoas geradas por reação química. estas tem diâmetro bastante reduzido. Basicamente.10 mícron. estas partículas são menores que 1 mícron. como no caso anterior. como por exemplo névoas de ácido sulfúrico (liquido) gerado pela reação de vapor d’água e SO3.borbulhamento (buling action): é o mecanismo típico de formação de névoas. as partículas tem diâmetros que podem variar de 5 até 10. estas são comumente chamdas de “sprays”. normalmente menores que 3 mícron. que não tem inércia para serem interceptadas pelo leito filtrante e cujo diâmetro também é suficientemente pequeno para evitar o impacto inercial. colidir com as fibras.interceptação direta: partícula que não tem inércia suficiente para serem interceptadas pelos filamentos do leito. entretanto.  Equipamentos típicos para eliminação de Névoas: Eliminadores Vane Type (chamados também de TP Vane ou Chevrons): Consiste. onde o principal mecanismo de captação de névoas. entretanto. para que as partículas toquem o leite. Eliminadores Mesh Pads (chamado também de Demister ou Wire Mesh): 40 . a metade do diâmetro destas partículas é maior que a distância entre a fibra e o centro da linha na qual trajeta a partícula. são desviados do mesmo juntamente com a corrente gasosa. basicamente. parte delas tem sua trajetória no centro de uma linha que passa suficientemente próxima do leito filtrante. sendo coletadas.5 mícron.impacto inercial: quando o gás chega nas proximidades das fibras (malha) do elemento filtrante.. Mecanismo de Captação: existem. basicamente. . normalmente maiores que 3 .movimento browniano: partículas pequenas. Estas partículas são desviadas dos filamentos do leite. tem um movimento aleatório bastante acentuado. por um conjunto de chapas metálicas no formato de “zig-zag”. não são capazes de se desviar das fibras com a corrente gasosa e acabam por. por impacto inercial. . ou seja. devido a sua inércia. ele tende a se desviar. As partículas líquidas. devido ao impacto destas partículas com as moléculas do gás. três mecanismos básicos de captação de névoas: . não apresentando interceptação direta. Este movimento aleatório faz com que as partículas se choquem com os filamento do leito. e muito menos movimento browniano. enroladas ou dispostas em chamadas. utilizando lã de vidro como elemento filtrante. ou horizontalmente ou verticalmente (ver figura). Fiberbed (chamados também de Filtros Monsanto ou Brink Filters): Consiste de uma estrutura cilíndrica. O gás escoa. de fio metálico (arame). Apresenta os três mecanismo de captação de névoas.Vane Type Este tipo de eliminador captura gotículas líquidas diminutas arrastadas no gás ou vapor.Consiste em um colchão de tela. algum pronunciamento em interceptação direta e não apresentando movimento browniano. pelo método comumente chamado de impacto inercial. 2. O principal mecanismo de captação de névoas é por impacto inercial. em forma de cartucho.2. As gotículas de névoa são carregadas adiante 41 . e as palhetas direcionam o escoamento do gás em um modelo sinuoso. As unidades são consideradas para ter boa performance quando capturam 99. resultando em crescimento de líquido acumulado. . Este efeito pode ser comparado com a ação centrífuga de um separador ciclone. aumentará. mais ele escoará sem re-arraste. o gás escoando em volta de uma curva gera uma força centrífuga. no processo de drenagem e mais baixa a velocidade do gás. mais facilmente ele carreará as gotículas adiante.Velocidade do gás: com uma dada mistura de gás e névoa. Se o gás é bastante lento.9% de todas as gotículas maiores que cerca de 40 mícron.Capacidade de líquido: quanto mais rapidamente o líquido for capturado por uma unidade. acompanhadas por palhetas mais próximas umas das outros. velocidades altas também inibem o gotejamento do líquido das palhetas. depende das gotículas de névoa ter uma densidade apreciavelmente maior que a do gás. Ao mesmo tempo. lançando as gotículas para fora. estas tendem a moverem em linhas mais retilíneas que a massa de gás. Numa aplicação típica de água-ar. Numa dada aplicação. as gotículas simplesmente arrastam em volta das curvas sem serem capturadas. algumas gotículas chocam-se e aderem na superfície. Em toda a mudança na direção do gás. No escoamente vertical. um processo chamado de reentrainmente (re-arraste). a velocidade máxima é 25pe/s para escoamento horizontal e 18pe/s para escoamento vertical. Com escoamento horizontal. mais rapidamente ela chocará com a palheta. mais rapidamente ela seguirá as vizinhanças da massa gasosa quando escoando em volta das curvas. que será tolerada sem re-arraste. Mas. se o gás é bastante rápido. 42 .  A performance do eliminador é influenciada pelas variáveis descritas abaixo: . chamado de “flooding”(inundação). As gotículas capturadas coalescem sobre as palhetas.pg)/pg] 1/2 . primeiramente todas as gotículas maiores que um certo tamanho são capturadas. . sem serem capturadas. uma dada unidade operará melhor num certo range da velocidade do gás. Palhetas muito próximas podem ser obstruídas por objetos sólidos. o efeito de captura inercial acentuará. Por causa do momentum das gotículas de densidade maior. as gotas de líquido são coletadas no fundo da unidade e cai através do gás ascendente. Em viscosidades de líquido mais baixas. . [(p1 . Para escoamento vertical. formando gotas maiores com peso suficiente para gotejar (escorrer). O parâmetro mais usado para expressar os efeitos da densidade é a raiz quadrada da diferença relativa da densidade entre líquido e gás.Densidade relativa: o efeito momentum necessário para capturar. depósitos de sólidos acumulados ou líquido de alta viscosidade. Quanto mais denso o gás.Contorno das palhetas e espaço: quanto mais acentuada as curvas no caminho do gás.Tamanho das gotículas: quanto menor a gotícula. mais líquido crescerá nas palhetas. Assim. maior percentagem de gotículas menores podem ser capturas. ele carreará o líquido das superfícies. enquanto as menores serão simplesmente chocadas. Quanto mais pesada uma gotícula de um dado tamanho. um caminho de drenagem é estabelecido no fundo das palhetas.pelo gás. as velocidades efetivas máxima e mínima são reduzidas e a queda de pressão através das palhetas por uma dada velocidade. que aumentam a queda de pressão e re-arraste do líquido e capturado mais rapidamente. Entre os mais comuns é o teto cônico auto-sustentado. A vantagem dos tanques soldados é que são virtualmente à prova de vazamento. e armazenar com segurança o petróleo volátil e inflamável. Existem dois tipos de tanques de armazenamento: os aparafusados e os soldados. ser tetos flutuantes. Existem vários tipos de tetos de tanques. Foram criados tetos que permitam reduzir a perda de vapores de petróleo. os maiores. constrói-se uma fundação feita de saibro. Neste caso.5 m de comprimento. . Essa altura de 30 cm deixa espaço para acumular o BSW abaixo da saída de venda. as gotículas capturadas se amplia em um filme que adere as palhetas. 11. para impedir vazamento. Pode ser influenciada pela temperatura e pressão. causam redemoinhos. Os tanques menores podem ser fabricados numa oficina e embarcados prontos. pedra. pelo fato de serem montados e desmontados com facilidade. de acordo com o respectivo fabricante. Dessa forma tanto o produtor quanto o transportador têm segurança de que irá entrar no caminhão ou no oleoduto 43 . A linha de saída fica uns 30 cm acima do fundo do tanque. devem ser soldados no campo por soldadores especialmente treinados.Ângulos agudos nas palhetas.5 a 30 cm em relação ao horizontal. da textura e rugosidade da superfície e se existe ou não um filme de óleo ou parafina na superfície. tetos fixos com selo interno ou tetos de domos. Aparafusam-se entre si chapas curvas de aço. Uma vez determinado o local dos conjuntos de tanques de produção.5 m de largura por 2. Os tanques aparafusados são apropriados para as operações em campo de produção de óleo. areia ou cascos para se adequar a base do tanque antes que o tanque seja posicionado ou construído na área. Em muitos desses projetos o teto fica flutuando acima do petróleo. Tanques de Armazenamento O tanque de armazenamento de produção é um vaso cilíndrico que tem duas utilidades vitais. A molhabilidade depende da composição de líquido e da superfície. com o vértice tendo altura entre 2. no entanto. o tanque é dotado de válvulas de pressão e vácuo para permitir a “respiração” durante as mudanças de temperatura e durante o enchimento ou esvaziamento do tanque. geralmente é melhor se a superfície está molhada pelo líquido arrastado. Os trabalhadores instalam juntas com os parafusos.Molhabilidade da superfície: a performance da unidade de palhetas. dependendo da profundidade de óleo no tanque. Se a superfície não está molhada gotículas capturadas ficam mais aptas para serem re-arrastadas. isto é: medir com precisão a produção do petróleo. Os tetos dos tanques são normalmente de formato cônico. criando-se assim um tanque cilíndrico. Uma vez que o volume do petróleo é altamente influenciado pelas mudanças de temperatura. podendo. com aproximadamente 1. Entre as especificações que adotam estão as estabelecidas pelo Instituto Americano do Petróleo (API). As tintas à base de epóxi são usadas nesta faixa pintada combatem a ação corrosiva da água que se deposita no fundo dos tanques.somente óleo proveniente de determinado tanque. O API especifica também a espessura do aço e outros níveis de pressão para garantir a integridade dos tanques. De acordo com as especificações do API. é utilizada para dar acesso ao petróleo para fins de medição de volume e para amostragem. Isto tem especial importância em regiões como o Canadá. pois um dos tanques pode ser cheio enquanto o outro está sendo esvaziado.7 m e uma altura de costado de 7. por exemplo. exceto pelo uso recente de tintas á base de epoxi próximo ao fundo do tanque. É uma prática comum adotar uma bateria de dois tanques. Uma região de produção possui geralmente um volume de armazenamento de óleo suficiente para três a sete dias de produção. Uma saída de drenagem no fundo permite drenar água e sedimentos. um tanque que acomode 750 barris de petróleo deve ter um diâmetro interno de 4. 44 . Os fabricantes de tanques de armazenamento seguem diretrizes industriais especificas no projeto e na fabricação dos tanques. Uma escotilha montada no teto do tanque. A parte externa do tanque é tratada com tintas especiais para proteção contra a corrosão. As partes internas dos tanques não são pintadas. bem como para atenuar os efeitos das mudanças de temperatura. onde as temperaturas podem mudar do extremo calor para o extremo frio num período de seis meses.3 m. TIPOS DE TANQUES. 45 . 46 . 47 . 48 . 49 . 50 . ao abrirem a escotilha. Uma vez que gases perigosos podem escapar ao se abrir a escotilha de medição. os operadores devem posicionar-se um lado para que o vento possa soprar as vapores do tanque para longe deles. 51 . Os tanques jamais devem ser medidos durante o tempo ruim.QUESTÕES DE SEGURANÇA Os operadores devem aplicar procedimentos de segurança durante as análises e medições. os operadores devem portar consigo um detector de gás sulfídrico em devido estado de funcionamento. sendo que. os volumes de óleo. Trata-se de uma pasta especial que muda de cor ao ser abaixado para dentro do petróleo. • Suspenda o prumo e registre a marcação do prumo. e abaixe a fita para dentro do tanque até que o prumo toque a mesa de medição situada no fundo do tanque. • Registre esse número. o que facilita leituras de medição. e registre a marca do óleo na fita com uma aproximação de um milímetro. • Para determinar a altura do óleo no tanque. • Aplique pasta de marcação na fita em local aproximado da medição.Sempre existe a possibilidade de haver um incêndio num parque de tanques. O coletor de amostra é um vaso de corte 52 . A qualidade do petróleo nos tanques de armazenamento da área de produção pode ser submetida a análises manuais ou automáticas. Devem existir ao mesmo tempo três condições para que um incêndio possa ocorrer: combustível sob forma de vapor. Antes de se proceder à medição ou as análises. • Abaixe lentamente o prumo para dentro do tanque até que penetre na superfície do fluido. para garantir exatidão. o tanque deve ser isolado da produção. O segundo método para medir volumes é um procedimento direto. de modo a manter o aterramento. O primeiro é o procedimento de medição indireta que se faz por meio de prumo e que se aplica da seguinte maneira: • Registre a altura de referência. EXISTEM DOIS MÉTODOS COMUNS DE MEDIÇÃO DO VOLUME. e teor de BSW. com uma aproximação de um milímetro. • Aplique uma camada de pasta de medição ao prumo. num local de produção. ar nas proporções certas para com o vapor. Efetuam-se também com regularidade diversas análises da qualidade do petróleo. • Subtraia a altura de referência para determinar a altura do óleo no tanque. As análises manuais são exigidos para transferências de custódia. e ter certeza de que a trena está em contato com a escotilha ao levantar ou abaixar. predeterminado e confirmado durante o processo de arqueação. Os operadores devem utilizar lâmpadas de mão à prova de explosão. para garantir exatidão. • Realize a medição duas vezes. e continue a abaixá-lo até atingir a número inteiro mais próximo no ponto de referência na escotilha. O método mais comum de se realizarem as análises manuais é mediante amostrador ou coletor de amostras. • Realize a medição duas vezes. calcule o comprimento da trena desde o ponto de referência até a marca no prumo. ou até que a leitura na trena corresponda a altura de referência. isto é. que incluem temperatura. de modo a se formar uma mistura explosiva e uma fonte de ignição. a distância entre o fundo do tanque e um ponto de referência na escotilha. • Consulte a tabela de medição para determinar o volume do óleo. Este valor corresponde a altura de produto no tanque. • Consulte a tabela de argueação para determinar o volume do óleo. • Recupere a fita. peso específico. MEDIÇÃO E ANÁLISES Verifica-se geralmente em intervalos de 24 horas. gás e água salgada. mais leve é o óleo. Uma unidade automática de transferência de custódia na produção (“Lease Automatic Custody Transfer – LACT”) é a unidade padrão industrial. A unidade fica localizada entre os tanques de 53 . A amostra “corrida” é aquela captada pelo método de amostragem por garrafa desde o fundo da conexão de saída até a superfície. Realiza-se. O volume do petróleo varia de acordo com a temperatura. removendose em seguida a tampa. pelo fato de exigirem menor refinamento.55° C (60° F). a transferência automática é simplesmente mais eficaz em termos de custos. Numa situação de transferências de custódia com altos volumes. A segunda medida diz respeito ao teor de BSW. uma garrafa vedada é abaixada até a profundidade desejada. Ao ser recuperada na velocidade correta. É acionado por uma mola e possui uma válvula que pode ser acionada a partir do teto. embora seja mais difícil de realizar é o método de amostragem por garrafa. Estão disponíveis também tabelas de conversão ao se ler o grau API numa temperatura diferente. para se poder determinar o grau API do óleo a 60º F. Utiliza-se uma garrafa ou um vasilhame com capacidade de cerca de um litro. e densidade. ser tão acurada na medição das quantidades e da qualidade do petróleo como o são os métodos manuais. O operador preenche uma caderneta de medição onde indica as condições de produção. tal como o latão.55° C (60° F). a garrafa estará cheia em 3/4 partes. que indica a porcentagem de BSW uma vez completado o procedimento de centrifugação. numa amostra tirada pela escotilha.transversal redondo com cerca de 40 cm de comprimento e 5 cm de diâmetro. Um método mais desejável. quais sejam: temperatura. O comprador paga tão somente pelo petróleo. Caso não seja assim. uma vez que os petróleos mais leves são geralmente mais valiosos do que os mais pesados. ao aplicar uma tabela de conversão e a medida do volume. Tanto mais alta a leitura do grau API. A TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA DE CUSTÓDIA E A AFERIÇÃO DO MEDIDOR INTRODUÇÃO Em certas circunstância. A análise final é a de grau API. o produtor. com rolha e conjunto de cordas. A amostra de ponto individual (“spot”) é aquele que seja retirada por qualquer método em determinado local do tanque. a transferência de custódia de petróleo se efetua de maneira mais prática mediante um sistema de transferência automática de custódia. Ao se realizarem análises de qualidade para transferência de custódia. e a data. fabricado de um metal que não produz centelhas. contudo. A temperatura do petróleo é medida com um termômetro especial para tanque. o processo deve ser iniciado de novo. Utiliza-se um densímetro para ler o grau API a 60º F. Neste método. uma centrifugação. sendo que. Utiliza-se nesta análise um recipiente de vidro graduado. As medições de grau API tem conseqüência financeiras consideráveis. o operador consegue determinar o volume do tanque a 15. Assim sendo. Adota-se na industria uma norma de volumes de óleo entregues em temperatura de 15. Deve. As amostras são retiradas geralmente de diversas seções do tanque. Registra também três outras medidas cruciais. É projetado para retirar amostras a aproximadamente 1 cm do fundo do tanque. deverão estar presentes representantes de ambos os interessados. captando assim uma amostra. o trans-portador o número de tanque. o teor de BSW deve ser determinado e deduzido do volume total. BSW. Tão logo o volume de petróleo atinja a chave de nível alto do tanque de armazenamento. O óleo ruim é óleo com teor de BSW superior a um por cento. COMPONENTES PADRÕES DO SISTEMAAUTOMÁTICO DE TRANSFERÊNCIA DE CUSTÓDIA Os tanques de armazenamento fazem parte do sistema de transferência automática de custódia. quais sejam: • medição precisa do volume de óleo transferido • amostragem do óleo transferido para análises de qualidade • monitorização do teor de BSW para evitar transferências de óleo ruim. A sua localização também impede a penetração de ar e vapores para dentro da linha de sucção das bombas. a bomba é ligada. • Um medidor para registrar o volume de óleo transferido. cada uma deve ter os equipamentos certos para atender aos padrões industriais e governamentais. • Um dispositivo para permitir o acesso durante a medição ou aferição do medidor. Os tanques de armazenamento são equipados com chaves de nível baixo e de nível alto.5% como média. • Um dispositivo para medir a temperatura do óleo. embora recomende-se estabelecer um valor mínimo de 0. Absorvem quaisquer surtos de pressão devidos ao fluxo de óleo que possam ter-se acumulado durante o processamento do petróleo na área de produção A unidade automática necessita de uma vazão consistente para poder medir o volume com exatidão. Embora nem todas as unidades tenham a mesma configuração. bem como para evitar avarias de seus componentes. Os tanques de produção desempenham outra importante função. os instrumentos automáticos dos tanques de armazenamento iniciam o processo de transferência. Uma bomba centrífuga ou de engrenagens é um dos principais componentes do sistema automático de transferência de custódia. Ao se efetuar a transferência automática do petróleo. ao que a bomba se desliga automaticamente. A chave de nível baixo está situada de tal forma que o nível do líquido seja mantido acima da saída do tanque de armazenamento. A unidade desempenha duas funções básicas. o sistema de transferência automática de custódia possui: • Sonda e monitor para medir o teor de BSW. que será geralmente um oleoduto ou um caminhão-tanque. • Um sistema de monitoração para desligar a unidade caso ocorra mau funcionamento. Associados a uma unidade de amostragem automática existem os medidores volumétricos cuja função é medição acurada do volume de óleo transferido. 54 . • Amostrador automático que retira automaticamente determinados volumes de óleo transferido. além do armazenamento em si. O óleo é aspirado do tanque de armazenamento através de uma linha até que os volumes atinjam a chave de nível baixo. Além da bomba. e iniciam as transferências de custódia de acordo com os níveis de petróleo dentro do tanque de armazenamento.armazenamento de produção e a saída para o transportador. • Uma válvula de recirculação para prevenir transferência de óleo ruim. 55 . podem ser medidos erroneamente como se fossem óleo. ou o sistema faz soar um alarme e se desliga antes que qualquer óleo ruim passe pelo medidor. Um valor constante de pressão tem importância crítica uma vez que a variação da pressão irá afetar a medição dos volumes transferidos. A constante dielétrica é uma propriedade física de uma substância que reflete a capacidade dessa substância de manter uma carga elétrica. Embora possa variar a localização da sonda BSW. a sonda percebe as diferenças da constante dielétrica e transmite essa informação para o painel do monitor. além de danificar a bomba e outros componentes do sistema. e desaeradores para expulsar o ar ou gás arrastado.A seqüência talvez apresente pequenas variações de um sistema para outro. Dessa maneira. Uma substância ser bom isolante possui alta constante dielétrica e um mau isolante baixa constante dielétrica. O volume do óleo é afetado pela pressão. Bombas de tipo centrífuga ou de engrenagens são utilizadas nestes sistemas pelo fato de proporcionarem mais suave e mais uniforme do que as bombas alternativas ou de pistão. por outro lado. A maioria dos sistemas de transferência automática de custódia são dotados também de filtros para eliminar os detritos. indicando se está dentro dos limites aceitáveis. Mas o óleo deve ser entregue sob pressão uniforme.ocupando espaço improdutivo na linha de transferência. A medida que o petróleo flui pela sonda de BSW. O desaerador permite a saída ou a expulsão para a atmosfera de qualquer ar ou gás que tenha sido arrastado. é impossível efetuar a conversão acurada. esse valor pode atuar como um identificador da substância. É comum se instalar um filtro entre o tanque de armazenamento e a bomba para remover partículas grandes de sedimentos ou borra que possam ainda estar presentes no petróleo. As normas da indústria não determinam a posição da sonda BSW. que é medida num valor padrão de 0 psig. Uma vez passando pela bomba. o óleo ruim é ou desviado de volta para o local de produção para reprocessamento. A constante dielétrica do óleo é mais elevada do que a da água. fica situada em muitos casos logo a jusante da bomba. A maioria dos sistemas automática de transferência de custódia é dotada não somente da sonda BSW mas também de desaerador. Não se requer que óleo seja entregue a 0 psig. A constante é um valor de dieletricidade atribuído a uma substância. no entanto essas sondas devem estar localizadas em ponto iniciais do processo de medição para que o óleo ruim possa ser recirculado para o local de produção. Ao sair do desaerador. A principal função da unidade de bomba é transferir o petróleo com pressão e vazão constantes. DO TANQUE DE ARMAZENAMENTO PARA O MEDIDOR Conforme mencionado antes. o óleo flui através de uma sonda de BSW. o painel determina o teor de BSW. A sonda BSW mede a capacitância ou a constante dielétrica do líquido que flui. ou a medida de ser ou não a respectiva substância ser bom isolante. Uma vez que cada substância tem constante dielétrica diferente. uma parte das funções do sistema automático de controle de nível do tanque de armazenamento é evitar que ar e vapor penetrem na linha de sucção das bombas. Esse ar e vapor. sendo que um simples cálculo matemático converte a pressão de transferência de custódia para o valor padrão. Caso os limites aceitáveis sejam ultrapassados. A função primordial da sonda BSW é impedir a penetração no sistema de transporte do óleo contaminado com água solubilizada ou mesmo livre. uma vez que isto também seria passível de danificar os equipamentos ou de causar medições inexatas. Não sendo constante a pressão. e para manter as amostras sem contaminação até que sejam submetidas a análises para verificar a qualidade. o óleo flui através de duas válvulas. tendo sido determinados o volume e a qualidade. DO MEDIDOR EM DIANTE Terminada a fase de processamento na área de produção. resultando daí menor desgaste do medidor e menor ocupação de espaço no oleoduto ou caminhão.Um pulso eletrônico proveniente de um medidor a jusante aciona um tubo ou um pistão na sonda de amostragem. O processo de verificação será descrito mais adiante. portanto uma amostra captada a essa altura será muito precisa. subtraindo-se o teor de BSW do volume total. projetado para evitar a perda dos hidrocarbonetos leves. Enquanto esses valores se mantenham constantes. Essas amostras estabelecem o teor de BSW. O medidor é um conjunto complexo de compensadores. um simples cálculo de conversão indica o volume entregue de acordo com as condições padronizadas de 60º F e 0 psig. ou pelo menos mensuráveis. monitores e contadores projetados para medir com exatidão o volume do óleo a determinada temperatura e pressão. 56 . o óleo está pronto para entrar no sistema de transporte. Os dois tipos de medidores mais comuns são o medidor de deslocamento positivo e a turbina. sendo importante. As amostras são desviadas da sonda para um vaso de armazenamento pressurizado. o óleo percorreu um trecho de linha que compreende três curvas de 90º. sendo que o preço é estabelecido posteriormente. Uma vez ativada a sonda de amostragem aspira pequenos volumes de óleo a intervalos regulares para que as amostras correspondam às vazões medidas durante o processo de transferência.o liquido deverá conter quantidades mínimas de água e ar. O mais importante componente individual do sistema automático de transferência de custódia é o medidor. Antes de chegar na sonda de amostragem. observar a localização dessas válvulas. Antes de atingir o medidor. por enquanto. que começa com uma sonda de amostragem. O passo seguinte é o sistema automático de amostragem. A turbulência é forte e o teor de BSW está homogeneamente distribuído e. Essas válvulas são utilizadas para desviar o fluxo do óleo quando o medidor é submetido a um processo de aferição. que consiste essencialmente em se verificar a sua precisão comparando-se as suas medições com um volume conhecido.