ANÁLISE DA REDUÇÃO DE CUSTOS COM A IMPLANTAÇÃO …IX CONGRESSO NACIONAL DE EXCELÊNCIA EM...

ANÁLISE DA REDUÇÃO DE CUSTOS

COM A IMPLANTAÇÃO DE

HIDROCICLONES EM UMA

PLATAFORMA DA BACIA DE CAMPOS

Camila Mendonça Romero Sales

(UCAM)

ISABELLA RAMOS DE ARAÚJO

(UCAM)

LUCAS BERALDI AZEVEDO

(UCAM)

Jacqueline Magalhães Rangel Cortes

(UENF)

Resumo Com a crescente preocupação com o meio ambiente, especialmente

com a água, as legislações ambientais estão se tornando cada vez mais

rigorosas assim como a fiscalização. A indústria petrolífera é alvo de

muitas críticas quando o assunto é aa poluição, principalmente na

área offshore, devido a vários casos de vazamento de óleo e o descarte

da água produzida fora da especificação no oceano. Este trabalho tem

foco no tratamento da água produzida, evidenciando a importância do

enquadramento da água nos quesitos requeridos pela legislação, pois

pode acarretar em elevadas multas e até mesmo a paralisação da

produção. Será realizado um estudo de uma plataforma da Bacia de

Campos que não possui os hidrociclones na planta de tratamento,

defendendo sua instalação em comparação ao SAO (separador água-

óleo), equipamento usado atualmente, pois o mesmo está encontrando

dificuldades para realizar a separação óleo-água e também não

consegue absorver qualquer vazão de água vinda dos poços

produtores. Serão utilizados como métodos uma análise da redução do

uso do produto químico Polieletrólito com a introdução dos

Hidrociclones em relação ao volume, custos de transporte e aquisição,

além de outras variáveis de redução e melhorias para o tratamento de

água produzida da Plataforma estudada.

Palavras-chaves: Hidrociclone, Água produzida, Plataforma.

20, 21 e 22 de junho de 2013

ISSN 1984-9354

IX CONGRESSO NACIONAL DE EXCELÊNCIA EM GESTÃO 20, 21 e 22 de junho de 2013

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1. Introdução

A indústria de exploração de petróleo e gás natural tem ganhado cada vez mais força

na economia mundial. Tratam-se de estudos geológicos e levantamentos de áreas

desenvolvidos constantemente para encontrar locais que acumulam o petróleo e o gás. As

técnicas desde o século XIX no Brasil foram avançando de acordo com a descoberta de

campos ainda mais profundos, o que resultou no reconhecimento internacional que hoje o

Brasil tem em exploração em águas profundas e ultra-profundas.

Nos poços produtores de petróleo, além dos desejáveis hidrocarbonetos (óleo e gás), é

comum serem encontrados fluidos e sólidos indesejáveis como água, areia, gases tóxicos,

entre outros que precisam ser separados através de processos industriais. Esta mistura de

fluidos após serem levados para a plataforma ou terra, precisam ser processados e depois

tratados para possível uso, exportação de óleo e gás, e ainda descarte/reinjeção da água

produzida (THOMAS et al., 2004).

A água é proveniente do poço durante os estágios de exploração e produção de

petróleo, ou pelo método de recuperação secundária utilizada pelas plataformas a fim de

deslocar o óleo da rocha reservatório (THOMAS, et al,. 2004). A presença da água no

petróleo resulta em vários problemas como: uso de maior quantidade de produtos químicos

nas linhas de produção, qualidade do petróleo produzido, aceleração do processo de corrosão

nas máquinas, formação de hidratos, entre outros (PETROBRAS, 2006). Além disso, o

tratamento inadequado da água produzida pode causar efeitos nocivos ao meio ambiente,

penalidades, custos altos e ações de correção de acordo com os órgãos ambientais que

fiscalizam as atividades de exploração de óleo e gás no Brasil (SILVA, 2000). De fato, as

plataformas devem ser capazes de realizar o devido tratamento dos fluidos explorados de

maneira a atender as exigências existentes.

Esse equipamento possui algumas deficiências, como: dificuldade de controlar a

interface água/óleo, deposição de borra, areias e incrustação exigindo uma constante limpeza

e manutenção. Além disso, o SAO não foi projetado para remover o óleo emulsionado. O

equipamento citado anteriormente está prestes a ser substituído por hidrociclones que

possuem inúmeras vantagens, tais como: necessita poucas dosagens de polieletrólito, pouco


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acompanhamento operacional e manutenções quando comparado com o separador de água-

óleo (SAO).

Este trabalho estudou uma plataforma que utiliza o separador de água-óleo (SAO) no

sistema de tratamento de água produzida. A pesquisa tem como objetivo demonstrar a

importância do Hidrociclone em uma planta de tratamento de água produzida nas plataformas

offshore, com foco em sua eficiência no enquadramento da água nos requisitos especificados

e também no processamento dos fluidos. Sendo analisado também em especial a redução do

uso do produto químico Polieletrólito que é utilizado no tratamento, de modo a reduzir

variados custos para Plataforma estudada.

2. Base Teórica-empírica

2.1 Processamento primário da água, óleo e gás

Água, óleo e gás natural são produzidos em reservatórios de petróleo e devem ser

conduzidos para os respectivos tratamentos em superfície. O processamento primário desses

fluidos é realizado em instalações destinadas a separá-los chamado de Facilidades de

produção.

Quanto à natureza, a planta de processamento primário pode ser simples, quando trata

apenas da separação desses componentes, ou pode ser complexa, onde trata o óleo e

estabiliza-o, condiciona e comprimi o gás, trata a água oleosa e também realiza tratamento da

água para reinjeção ou para descarte no mar (THOMAS et al., 2004).

Existem plataformas de produção que possuem como característica um processo de

separação trifásica e tratamento de água para descarte no mar. Neste caso, o processamento do

óleo é feito em dois trens de produção, cada qual é constituído por um separador de produção

trifásico. Há ainda um terceiro trem utilizado para testes de produção nos poços dotados de

um separador de teste. Cada um dos separadores possui um conjunto de duas bombas de

transferência.

2.2 Equipamentos utilizados no processamento primário dos fluidos

2.2.1 Separadores gravitacionais


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A primeira fase do processamento primário inicia com a ação dos separadores de

produção podendo estar dispostos horizontalmente ou verticalmente. A separação da fase

água em óleo pode ser realizada por dois tipos de separadores: bifásico e trifásico. O bifásico

realiza a separação gás/líquido e o trifásico promove a separação dos três fluidos comumente

produzidos em um poço, água-óleo-gás (THOMAS et al., 2004).

2.2.2 Separador de produção trifásico

Os separadores trifásicos têm como função separar dois líquidos imiscíveis e gás. A

mistura de fluidos ao chegar ao separador choca-se contra um defletor de entrada, provocando

assim uma rápida redução de velocidade e direção, e em consequência a maior parte do gás

eleva-se para a superfície do separador e há a queda do liquido. Há um condutor de líquido

que permite a não perturbação da interface óleo/água e, um condutor de gás para

contrabalancear a pressão de gás entre a parte de resgate abaixo de líquido e a parte acima de

decantação. Na interface óleo/água existe um espalhador instalado. A água desce a partir dele,

o óleo sobe por ser menos denso e se houver alguma gota de óleo presente na fase líquida, à

mesma tende a elevar-se em contracorrente com o movimento da água. (THOMAS et al.,

2004).

Os separadores em geral possuem um tempo de residência para a fase liquida de no

máximo 10 minutos. Esse tempo não é suficiente para ocorrer uma maior separação de parte

da água emulsionada ao óleo. Assim, há necessidade de um tratamento posterior para diminuir

o BSW (basic sediments and water - teor de água e impurezas no óleo) nos valores corretos de

exportação (PETROBRAS, 2008).

Figura 1 - Desenho esquemático de um Separador trifásico horizontal

Fonte: SANT’ANNA, 2005 adaptado de PEREIRA, 2004


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2.2.3 Vaso desgaseificador (Vaso flash)

O vaso desgaseificador recebe a água oleosa dos separadores de produção, e tem como

objetivo remover todo o gás que se encontra presente na água. Todo o gás separado vai para

um dispositivo de queima (THOMAS et al., 2004).

Figura 2 - Desenho esquemático de um Vaso Flash

Fonte: PETROBRAS, 2011.

2.2.4 Separadores de placas (SAO)

O SAO é um separador utilizado para separar o óleo livre da água residuária. Ao

receber a água do vaso flash, permite a segregação da parcela de óleo ainda presente na água,

ou seja, diminui a velocidade da fase oleosa e faz com que a gravidade separe o óleo da água.

Esses separadores gravimétricos podem ser de três tipos, tais como: separador API (American

Petroleum Institute), CPI (Corrugate Plate Interceptor) e PPI (Parallel Plate Interceptor).

O API consta como tanques de decantação por onde entra o efluente a uma velocidade

baixa, com escoamento laminar. As gotas de óleo elevam-se a superfície e a parte sólida é

separada e extraída da água depositando-se ao fundo. Nesse processo, as gotas de óleo devem

ascender a certa distância ate a parte superior do separador onde será removido, portanto, este

tipo de equipamento não é suficiente para separar gotas menores que 150 µm (micra). É

comum empregar esse tipo de separador em unidades onshore (ROSA, 2002 apud CAPPS, et.

al., 1993). O separador API baseia-se na remoção de partículas livres de óleo com mais de

150 micra, exige uma área de instalação grande e é pouco eficiente.

Os separadores utilizados na plataforma em estudo são do tipo API. Abaixo serão

apresentadas vantagens e desvantagens deste separador (PETROBRAS, 2001):


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Figura 3 - Desenho esquemático de um Separador óleo/água


2.2.5 Flotadores

Esse tipo de equipamento realiza um processo de separação óleo/água

complementando o sistema de tratamento do separador SAO. Sua finalidade é enquadrar a

água oleosa nos padrões de descarte. O processo de flotação pode ser por gás induzido ou a

gás dissolvido (PETROBRAS, 2008).

Na flotação por gás induzido, o mesmo é colocado na água a ser tratada por meio de

um tubo em sua extremidade. As bolhas de gás podem ser motivadas a partir de três

procedimentos: mecânico, hidráulico e com o uso de Sparges. Já a flotação por gás dissolvido,

quase todo água é inicialmente saturada por gás sob pressão (CÂNDIDO, 2011).

Figura 4 - Desenho esquemático de um Flotador por gás induzido



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2.2.6 CAISSON

O Caisson é um tubo de despejo que tem como principal objetivo a acumulação de

todo o liquido e resíduo extraídos pela plataforma a fim de evitar qualquer tipo de poluição e

contaminação das águas resgatadas pela mesma. Apresenta um segundo objetivo que é

proteger as estruturas das bombas e tubulações internas contra esforços vindos do mar e

ventos, este se denomina Caisson de produção.

Há outro tipo de caisson, o de perfuração, o qual recebe todos os resíduos sólidos da

sonda de perfuração, ou seja, areia, cascalho, e outros tipos de resíduos, e posteriormente são

conduzidos ao mar (PETROBRAS, 1995).

Figura 1 - Desenho esquemático de Caisson de perfuração e Caisson de produção


2.2.7 Tanque de coleta e vaso SLOP

O tanque de coleta funciona como um separador gravitacional e depósito para a água

oleosa. Toda a água oleosa decorrente do processo retorna ao sistema de processamento sendo

bombeada para o Vaso Flash, e o óleo restante segue para o Vaso slop. O óleo vindo dos

flotadores é direcionado para o tanque de coleta. Além disso, todo óleo residual extraido do

Caisson de perfuração é enviado também para o tanque (PETROBRAS, 2008).

O Vaso Slop também funciona como depósito da corrente oleosa presente no processo,

além de atuar como separador gravitacional como o tanque de Coleta. Neste caso, a água volta

ao processo também sendo bombeada para a entrada do vaso flash. Todo óleo proveniente do

vaso flash e SAOs é encaminhado para o vaso slop. O que diferencia-se do tanque de coleta, é

que o óleo do Vaso slop é bombeado para a entrada dos separadores de produção

gravitacionais A e B (PETROBRAS, 2008).

2.3 Tratamento da água produzida


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A água produzida é resultante da exploração e produção de petróleo, pois está

armazenada nos poços e é retirada junto com o óleo e o gás natural. Sua origem é dos poços

produtores e/ou da água injetada no reservatório para manter a pressão dos mesmos

(PETTERSEN, 2008).

Essa água retirada contém certas concentrações de óleos variadas, alta salinidade,

sólidos suspensos e também pode ter gases e microrganismos. Devido às condições em que

esta se encontra, é devido receber o tratamento necessário tanto no caso de sua reinjeção ou

no caso de descarte. A quantidade de água produzida é maior do que a de petróleo e esse

volume tende a aumentar no decorrer da maturidade dos poços. A mesma corresponde por

99% de todos os efluentes gerados (CAVACO, 2005).

O tratamento da água tem como objetivos enquadrar a água que será descartada ou

reinjetada nas normas ambientais vigentes e recuperar a maior parte possível do óleo que fica

emulsionado nela (THOMAS et al, 2004). Os tipos de tratamentos necessários para a água

produzida na exploração de petróleo irá variar dependendo de sua origem, pois este fator

altera as características dos poluentes contidos nela, assim como a quantidade de óleo

emulsionado, gerando aspectos diferentes em cada situação.

A água contida no petróleo produzido provoca alguns problemas operacionais e

redução da qualidade, tanto do petróleo exportado como das partes refinadas (PETROBRAS,

2006). O custo mínimo para o seu tratamento é o custo relacionado ao seu descarte. Quando

um tratamento mais rigoroso é necessário os gastos com todo processo aumentam

(HACKNEY e WIESNER, 1996).

Em unidades offshore, as plantas de tratamento possuem áreas limitadas e o tempo de

residência da água nos equipamentos é curto, com isso a aceleração do processo e a redução

dos custos devem ser buscadas constantemente para obter um melhor desempenho

econômico.

O tratamento da água de produção tem como objetivo o seu enquadramento nas

normas ambientais e a recuperação do óleo emulsionado nela. O primeiro tem por importância

o aspecto ambiental, pois essa água produzida contém muitas impurezas além do óleo que fica

contido nela, e também para não sofrer sanções e multas dos órgãos regulamentadores. O

segundo é de importância econômica, pois uma quantidade significativa do óleo fica

emulsionado na água e deve receber um tratamento adequado para realizar sua extração.


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No Brasil o órgão regulamentador é o Conselho Nacional do Meio Ambiente

(Conama). A resolução que regula o lançamento de efluentes é a Nº 357 de Março/2005 e é

descrita da seguinte maneira: “Dispõe sobre a classificação dos corpos de água e diretrizes

ambientais para o seu enquadramento, bem como estabelece as condições e padrões de

lançamento de efluentes, e dá outras providências”. Esta resolução especifica entre outras

coisas o teor de óleo máximo exigido que não pode ultrapassar o valor de 20mg/l.

Em agosto de 2007 foi feita uma complementação com a resolução CONAMA Nº

393/2007 que ‘’ Dispõe sobre o descarte contínuo de água de processo ou de produção em

plataformas marítimas de petróleo e gás natural, e dá outras providências’’. A alteração foi no

valor máximo do TOG que passou a ser de 29mg/l.

Em maio de 2011, outra complementação junto com uma alteração veio com a

resolução CONAMA Nº 430/2011 que ‘’Dispõe sobre as condições e padrões de lançamento

de efluentes, complementa e altera a Resolução nº 357, de 17 de março de 2005, do Conselho

Nacional do Meio Ambiente – CONAMA’’.

2.4 Emulsões

Uma emulsão é uma dispersão (gotículas) de um líquido em outro imiscível líquido. A

fase que está presente sob a forma de gotículas é a fase dispersa ou interna, e a fase em que as

gotículas são suspensas é chamada a fase contínua ou externa (KOKAL, 2005). O óleo e água

quando misturados formam uma fase dispersa e outra continua, esses são separados por uma

película denominada de agentes emulsificantes, essa mistura é a emulsão. Normalmente o

contato do óleo com a água não forma emulsões, a sua formação depende da agitação imposta

sobre os dois líquidos, causando a dispersão de um deles, e a presença de agentes

emulsificantes.

Na produção de petróleo as fontes de agitação que geram as emulsões são

provenientes do cisalhamento gerado pelas válvulas, fluxo nos tubos, bombas, e os demais

equipamentos usados na perfuração e exploração. O petróleo contém emulsificantes naturais

como as resinas, asfaltenos e outros. A presença e a quantidade dos agentes emulsificantes

irão variar de acordo com o tipo de cada óleo bruto, assim como o tipo e a estabilidade das

emulsões geradas (KOKAL, 2005).


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2.5 Hidrociclones

Inicialmente os hidrociclones eram utilizados na separação sólido-líquidos, mais

especificamente na remoção de areia de águas. Nos dias atuais ele é usado em vários

segmentos da indústria, como no caso das águas oleosas, para realizar a separação líquido-

líquido. Segundo Pettersen (2008), no tratamento da água produzida o tipo de hidroclone

usado é o deolings, pois este é especifico para a separação óleo-água. Na prática se dá o nome

de liner a uma unidade de hidrociclone, assim um hidrociclone é um equipamento com muitos

liners.

As plantas de tratamento offshore possuem tamanhos limitados, assim as empresas

buscam o desenvolvimento e a utilização de equipamentos que não ocupem muito espaço para

separação óleo/água, com isso o hidrociclone é o equipamento mais visado por seu tamanho

relativamente menor que os equipamentos convencionais e seu curto tempo de residência

(SILVEIRA, 2006).

Figura 7 - Modelo de um hidrociclone instalado em uma plataforma da bacia de campos


2.6 Produtos químicos

Há procedimentos intrínsecos no sistema de tratamento de água produzida de modo a

acrescer na eficiência do desempenho tanto da remoção do óleo disperso na água quanto da

água dispersa no óleo. O objetivo da introdução de certos produtos é auxiliar no

enquadramento da água produzida para descarte de acordo com as especificações da


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legislação Conama (PETROBRAS, 2001). É importante destacar que ao utilizar quaisquer

produtos químicos no processo precisa-se avaliar a água produzida e testar o produto na água

antes mesmo de usá-lo no sistema de tratamento (ZIMEC, 2003).

A água produzida na extração do petróleo é um tipo de emulsão O/A e para seu

tratamento é utilizado produto químico floculante e para desestabilizar as emulsões A/O são

colocados produtos desemulsificantes. Além deles, há também o emprego de produtos anti-

incrustantes no sistema de tratamento. O que difere-se dos outros é que ele não é apropriado

para melhorar o TOG de descarga da água para o mar (ZIMEC, 2003).

3. Metodologia

Em primeiro momento, foram levantados dados sobre o funcionamento do sistema de

tratamento de água produzida em uma plataforma da Bacia de Campos dos Goytacazes. A

partir do entendimento das características e estudo dos relatórios técnicos observou-se uma

limitação em capacidade de tratamento da água produzida pelos poços.

Após o delineamento das informações importantes, segue-se para a análise dos ganhos

esperados com a introdução do equipamento Hidrociclone em relação ao tratamento da água e

redução do emprego do produto químico polieletrólito, o qual será analisado junto a outros

dois tipos empregados no tratamento, tendo como base relatórios mensais.

Foram explorados dados atuais da plataforma de modo a comparar com os ganhos

estimados de eficiência no tratamento após a instalação dos hidrociclones. Já a redução do

produto químico deve-se a análise de todos os valores de compra, consumo e transporte no

ano de 2012 com os quais foram realizados cálculos médios mensais. Além disso, todas as

perdas de óleo devido à limitação da planta de processo no ano de 2011 foram estudadas de

mês a mês e calculado quanto eles perdem no total, revisando com o valor do preço do barril

atual para ter o resultado da perda em reais.

4. Resultados

Esta pesquisa teve como objetivo avaliar um projeto de instalação de hidrociclones

para substituir os SAOs, que é o atual equipamento utilizado no tratamento da água

produzida, visando um aumento de produtividade da planta de tratamento e maior

confiabilidade no enquadramento da água a ser descartada. O projeto teve seu inicio no meio


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do ano de 2004 e tem uma previsão de término para maio de 2013. O custo total do

empreendimento foi calculado em aproximadamente US$ 3 milhões, englobando as partes de

projeto, aquisições e a instalação. No gráfico1, pode ser observada uma distribuição anual

aproximada de investimento nas fases do projeto.

Gráfico 1 - Investimentos do projeto

Com base nos valores demonstrados, o projeto pode ser considerado de alto custo, o

qual necessita de uma justificativa para sua implantação e uma análise sobre o retorno que

este poderá gerar. Mas este projeto em particular teve com premissa o fato de que o atual

equipamento utilizado no tratamento da água não possui capacidade para enquadrá-la nos

requisitos demandados pelo IBAMA para seu descarte no mar.

A plataforma em questão não possui confiabilidade em seu processo por conta deste

equipamento e corre o risco constante de ser multada e com isso haver a paralisação da

produção. Analisando estas informações, o projeto em questão tem um caráter obrigatório,

pois o prejuízo que pode ser causado caso ocorra à aplicação da multa seguida da paralisação

da produção podem vir a ultrapassar o próprio valor total do projeto.

Foi realizada uma análise dos três principais produtos químicos que são empregados

no tratamento da água produzida. Esta foi baseada através de um levantamento de dados

utilizando os relatórios mensais do ano de 2012 com a quantidade em litros de cada produto, e

assim foi feito o cálculo da média mensal de utilização de cada um separadamente conforme a

Tabela 1.

Tabela 1 - Cálculo do consumo médio mensal dos produtos químicos


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Gráfico 2 - Consumo médio mensal dos produtos químicos

Após a realização destes cálculos foi definido a porcentagem da utilização de cada

produto, concluindo que o polieletrólito corresponde à 29% do total de produtos químicos

utilizados.

A tabela a seguir apresenta todo o custo médio do mês de Janeiro a julho do ano de

2012. A base de valores do custo de aquisição para os produtos Polieletrólito e

Desemulsificante em contentores de 1500 litros são em média para este período R$ 11.118,35

e R$ 12.489,45 respectivamente. O Anti-incrustante em contentor de 1000 litros custa R$

5.836, 08.

Tabela 2- custo médio mensal de cada Produto químico


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Gráfico 3 - Custo médio mensal de cada produto químico

Para os resultados de custo mensal expostos na tabela foi calculado quanto

corresponde o valor de 1 litro do produto químico baseado no custo final de aquisição. Logo,

o custo mensal é extraído desse valor proporcional ao volume usado por mês de cada um.

Após isso, foram realizados os cálculos do custo de transporte (CT) destes produtos, com base

em uma média mensal utilizando o mesmo período do cálculo do consumo, somando este

valor ao da média de aquisição mensal para chegarmos ao valor total.

Com base nas informações retiradas do projeto de implantação do hidrociclone, foi

concluído que haverá uma redução de aproximadamente 20% da quantidade atualmente

utilizada de polieletrólitos, pois o novo equipamento a ser instalado não requer uma grande

quantidade deste produto. Seguindo esta premissa foram realizados os cálculos para

demonstrar a economia que será gerada tanto em quantidade como em custo, conforme a

tabela 3:


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Tabela 3 - Previsão de diminuição do polieletrólito

Gráfico 4 - Redução do consumo e do custo

De acordo com os dados descritos na tabela 3, é possível afirmar que haverá uma

redução na quantidade utilizada de 179,32 litros por mês e uma economia de R$ 1.344,70

reais por mês que são gastos na aquisição do polieletrólito.

4.1 Perdas de óleo

A atual planta de tratamento de água produzida utilizada na plataforma é limitada por

causa da eficiência restringida e não confiabilidade do separador de água-óleo SAO, com isso

provoca o fechamento ou restrição da produção de algum(s) poço(s) devido a não ter como

tratar a água que o poço produz junto com o óleo.

Essa limitação resulta em perdas significantes de produtividade diária que será

mostrado na tabela abaixo com uma média mensal da perda de óleo e o valor em dinheiro

perdido que será alcançado através da quantidade de m³ de óleo perdidos pelo atual valor do

barril de petróleo.

Tabela 4 - Cálculo das perdas de óleo


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Através da análise dos boletins diários de óleo da Plataforma, foram visualizados os

motivos da ocorrência de perda de óleo de todos os poços, os quais resultam em limitação da

planta de processo, manutenção do sistema de água oleosa e fechamento de poço devido à

intervenção do SAO.

Com a obtenção desses valores foi realizado uma cálculo para chegar a uma média

mensal de perda e com esses dados foi possível chegar a um custo baseado no recente preço

do barril de petróleo praticado no Brasil.

De acordo com os resultados observa-se que o gargalo causado pelo SAO gera uma

perda de produtividade de R$ 301.191,38 reais por mês, que corresponde a quantidade de

petróleo que deixa de ser produzido. A introdução dos hidrociclones tem como um dos seus

principais objetivos a eliminação deste gargalo, e além de evitar esta perda o novo

equipamento trará confiabilidade e eficiência para o processo.

4.2 Ganhos de eficiência

A partir da limitação dos SAO’s, há um gargalo no tratamento de água de 17.500 bbl

(barril) que é dividido para os flotadores A e B em 7500 bbl e 10.000 bbl, respectivamente.

Os hidrociclones que serão instalados na planta contará com 28 liners no total,

divididos da seguinte forma: 12 liners – Separador A; 12 liners – Separador B e 4 liners –

Separador de teste. Cada liner do equipamento processa 5,7 m³/h, assim fazendo o cálculo

com a soma dos liners a vazão de água equivale a 159,6 m³/h que corresponde a 3830,4 m³/d.

Lembrando que estes valores consideram o header de teste. Já com a exclusão do teste, pois

geralmente a Plataforma o utiliza para realizar teste de poços e também quando há problema


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com um dos hearders A/B converte-o para produção, o valor da vazão é 136,8 m³/h que

corresponde a 3283,2 m³/d.

Comparando os valores de processamento de cada um, podemos afirmar em valores

conservativos que haverá um aumento de 1.048,12 m³/dia, ou seja, a planta irá aumentar sua

capacidade em aproximadamente 3 % no processo de tratamento da água. Essa é a expectativa

que a Pt X espera, pois a planta ainda contará com um limite de 2782 m³/d dos flotadores, já

que a maior parte do tratamento da água produzida atualmente esta neles contando também

com a ajuda de produto químico polieletrólito.

Gráfico 5 - Comparativo da eficiência

Os hidrociclones permitem uma confiabilidade à planta de processo, já que sua função

é separar a água do óleo com eficiência, fazendo com que a vazão de água ao chegar aos

flotadores tenha uma menor exigência de tratamento para o enquadramento às especificações

recomendadas para possível descarte. É importante destacar que atualmente a água que chega

aos flotadores deveria possuir um TOG de 20 ppm (parte por milhão) para ser enviada para o

caisson de produção. Porém, o sistema apresenta baixa eficiência na separação de óleo da

água produzida. Dessa maneira, como os hidrociclones tem a capacidade de enquadrar esta

água, não haverá mais este tipo de problema.

Como visto na revisão bibliográfica, o hidrociclone é um equipamento que não requer

uma manutenção intensiva e seu custo não é alto. Em média sua manutenção abrange

basicamente na substituição dos linners que foram degradados com a incrustação, manutenção

e calibração de válvulas.

O separador de água e óleo, SAO, consiste basicamente de 1 válvula globo na entrada,

4 válvulas de drenagem, 2 válvulas esferas direcionadas para o vaso slop e uma válvula esfera


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na saída; vent atmosférico. Este equipamento é simplesmente um tanque gravitacional que

demanda de inspeções externa e interna, reparo em válvulas e limpeza interna. O maior

problema que ele causa em relação ao seu funcionamento é quando há uma grande deposição

de borras causada principalmente pelas injeções de produto químico Polieletrólito. Quando

isso acontece, deve-se parar o equipamento e realizar uma limpeza interna para retirada dessas

borras oleosas, as quais são colocadas em tambores e uma empresa especializada é contratada

para dar um destino final.

Mesmo com essas variantes, é importante destacar que a substituição dos

equipamentos SAOs pelos hidrociclones advém muito mais das necessidades operacionais da

Pt X. O SAO provoca transbordamento da água produzida por falta de capacidade de

tratamento, além do fechamento de poços o que acarreta perda de petróleo, como já descritos

neste trabalho. Em resumo, são equipamentos e demandas de serviços diferentes.

Será exposta uma demonstração do quanto custa em média por mês, considerando

impostos e encargos distintos, os serviços de manutenção para cada um. Como não há

previsão de quanto custará com serviços de manutenção dos hidrociclones em Pt X pois ainda

não foram instalados, fez-se um comparativo com os gastos referentes a plataforma Pt Y que

os possui em sua planta de tratamento de água, pois os gastos e os tipos de serviços são os

mesmos.

No gráfico abaixo foram alocadas custos de manutenção dos dois equipamentos

presentes na Pt X. Para o SAO esta incluso reparo e instalação de válvulas, recompor

aterramento. Além destes, foi realizado uma média de quanto a Plataforma gasta com

limpezas internas durante cinco meses não corridos em um ano baseados nos seguintes

valores: Em uma condição crítica do equipamento, o serviço de dois profissionais durante um

dia custa em média R$ 1500. E o tempo de serviço é aproximadamente de sete dias.

Os hidrociclones incluem serviços como calibração e reparo de válvulas, substituição

de mangueiras de rejeito, reparo de caixas de engrenagens, manutenção de transmissores de

pressão e substituição de liners.

Na realidade, os custos de manutenção tanto do hidrociclone quanto do SAO não são

significativos. Quanto aos valores em gráfico estarem aproximados, deve-se a média de

limpeza interna no SAO somada aos custos de manutenção adquiridos durante o ano de 2009

e 2011. De fato, as necessidades de manutenção do SAO é mínima comparada ao

hidrociclone. É importante lembrar que valores reais para os dois variam de acordo com as


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demandas operacionais de cada equipamento. Todos os custos foram adquiridos do banco de

dados das máquinas e estes englobam em maior parte custos de mão de obra além de

materiais empregados.

Gráfico 6 - Comparativo dos custos de manutenção

4.3 Comparativo geral

A partir dos resultados apontados anteriormente, foi criado o gráfico 7 para

demonstrar um comparativo total do que foi analisado, focando na melhoria e na redução de

custos que a implantação do hidrociclone pode gerar.

Gráfico 7 - Comparativo geral dos resultados


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Neste gráfico é possível visualizar o conjunto dos resultados obtidos como a redução

do custo e do consumo de polieletrólitos, o aumento da eficiência, o fim da perda de produção

de óleo. Os custos de manutenção como já foi tratado no tópico acima é apenas um

demonstrativo dos dois equipamentos, de modo a expor as diferenças e não como um real

comparativo de redução.

O Comparativo geral exposto neste tópico foi capaz de demonstrar que as perdas de

óleo serão excluídas além da redução do aditivo químico polieletrólito devido a esta nova

instalação, de grande importância para a Pt X.

5. Discussão dos resultados

Apesar de o projeto apresentar um alto custo para a empresa, necessita ser aplicado

devido às exigências estabelecidas. A confiabilidade dos processos da plataforma em estudo

depende de uma restruturação nos mesmos.

A confiabilidade dos processos é a capacidade dos mesmos em atender aos requisitos

sob condições especificas. Nos processos envolvendo equipamentos, pode ser baseada em

dois fatores: Confiabilidade Intrínseca, sendo determinada durante o projeto de fabricação e

instalação, e Confiabilidade Operacional, sendo determinada pelo usuário, e está relacionada à

forma e sob quais condições o mesmo é utilizado (NAKAJIMA, 1982).

Através das análises realizadas neste estudo, percebe-se que os custos relacionados à

manutenção não consiste no foco do problema existente na empresa, mas sim a vantagem em

qualidade de tratamento da água produzida que os hidrociclones permitirão. Eliminando as

limitações e garantindo confiabilidade operacional diante a variações de vazão de água

produzida pelos poços da plataforma em estudo.

Os hidrociclones são relativamente simples e não possuem partes móveis, facilitando

desta forma a manutenção. Contudo, o consumo energético é superior a de outros

equipamentos, sendo necessário o uso interrupto de bombas (CHAVES, 2006).

Os dados apresentados não são fixos, pois podem sofrer alterações de acordo com o

período de aquisição e consumo de polieletrólito e necessidades operacionais dos

equipamentos, no entanto servem como auxílio para visualização do projeto em questão, suas

vantagens e limitações.


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6. Conclusão

Neste estudo foi desenvolvida uma comparação baseada em diversos aspectos com o

objetivo de defender o uso do hidrociclone no tratamento da água produzida de uma

plataforma de produção offshore no lugar do atual equipamento utilizado que é o SAO. Esta

comparação foi realizada a partir de dados obtidos da plataforma e do projeto de implantação

de hidrociclones.

Toda a revisão bibliográfica foi baseado em estudos de todo o universo da Plataforma

Pt X situada na Bacia de Campos. A partir disso, o foco para a implantação dos hidrociclones

foi dado devido ao projeto de instalação na Plataforma estudada além de ser um bom assunto

que envolve a importância do descarte da água oleosa ao mar, tratamento da água produzida,

legislação, e outros assuntos abordados que faz com que haja o entendimento de como

funciona os processos de tratamento e funcionalidade de um equipamento.

A partir do estudo realizado pode-se observar que após a implantação dos

hidrociclones o consumo de polieletrólito sofrerá uma redução de 20% que representa uma

economia média de R$ 1.344,70 mensais. A eficiência da planta de tratamento irá aumentar

em 1.048,12 m³/dia incluindo o header teste. Sem ele considera-se 501 m³/dia, conseguindo

atender à demanda e evitando o fechamento de poços produtores e consequentemente perda

de óleo.

De acordo com os resultados obtidos, pode-se concluir que mesmo que o projeto de

instalação do hidrociclone teve como inicio a preocupação de evitar a aplicação de multas e

paralisação da produção, ele pode trazer benefícios que justificam o investimento. A

utilização do equipamento é capaz de reduzir os custos e ao mesmo tempo aumentar a

eficiência no tratamento, conseguindo atender a demanda e enquadrando a água nos requisitos

exigidos para descarte.

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ANÁLISE DA REDUÇÃO DE CUSTOS COM A IMPLANTAÇÃO …IX CONGRESSO NACIONAL DE EXCELÊNCIA EM...

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