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No processamento primário de petróleo um dos grandes desafios é a separação e eliminação das grandes quantidades de água produzida nos poços produtores. Para diferentes fases imiscíveis, por exemplo, óleo e água, escoados juntos ao longo de uma tubulação em um percurso turbulento desde o reservatório até a superfície ocorrem o cisalhamento ou quebra de gotas da fase que se apresenta em menor quantidade.

Em se tratando de uma mistura oleosa de petróleo, com grandes quantidades de água em relação ao óleo ocorre o cisalhamento das gotas de óleo em meio a fase água. Sucedendo- se assim a formação das emulsões do tipo óleo em água (O/A), sendo a água o meio contínuo e o óleo a fase dispersa. Em contrapartida pode ocorrer também às emulsões com quantidades de óleo maiores (meio contínuo) que as quantidades de água (meio disperso). O processo de cisalhamento ocorre nas gotas de água, promovendo assim as emulsões do tipo água em óleo (A/O).

Para as emulsões do tipo água em óleo as gotas de água, meio disperso, com diâmetros maiores tendem a coalescer e se aglutinarem novamente formando novamente água livre. No caso das emulsões do tipo óleo em água o mesmo processo pode ocorrer com as gotas dispersas de óleo coalescendo e se separando em óleo livre. As emulsões, uma vez que ocorra o processo de coalescência das gotas tanto de água quanto de óleo, a quantidade de água livre se decanta, por apresentar maior massa específica, separada do óleo.

Nos separadores trifásicos, existem espaços suficientes para que estas gotas maiores tenham tempo para se decantarem. Porém, para gotas menores (entre 1 μm e 10 μm) este tempo de residência, não é suficiente para a decantação, permanecendo dispersas no meio oleoso, formando assim as emulsões. As características destas emulsões variam em função de vários fatores como (Brasil et al.,2014; Thomas, 2004):

 A idade do poço produtor, uma vez que a quantidade água produzida aumenta com o passar do tempo;

 Método de recuperação dos poços produtores, com injeção de água, vapor, etc. Nos casos em que ocorre a formação de emulsões, na superfície dos poços é necessária utilização de processos físico-químicos para aumentar o processo de coalescência das emulsões. O processo de coalescência pode ser realizado pela ação de calor, eletricidade e/ou adição de agentes desemulsificantes que enfraquecem e rompem a tensão superficial das gotículas aumentando a velocidade de coalescência das fases dispersas. Aos equipamentos de tratamento de óleo que fazem uso de aquecimento se dá o nome de tratadores e tanques de lavagem, sendo que alguns tratadores podem operar na faixa de 45° a 60° (C) e são bastante utilizados em plantas de petróleo onshore.

Nas áreas de produção terrestres é muito comum a utilização de tanques de lavagem, Figura (8), de grande capacidade, utilizados normalmente para grandes quantidades de água produzida e pouca produção de gás:

O princípio de funcionamento dos tanques de lavagem, segundo Cunha (2007), é baseado no aumento da superfície de contato entre as duas fases que escoam juntas no equipamento. Em se tratado de emulsões, por exemplo, as fases dispersas se separaram do meio contínuo formando a fase livre no interior tanque. Está quantidade de fase livre promove a lavagem da nova emulsão que entra no equipamento. A quantidade de água dispersa é coalescida (aglutinada) mais facilmente na água livre no fundo do tanque de lavagem, e a quantidade de óleo disperso também é coalescido no óleo separado na parte superior do equipamento. Outro ponto importante está relacionado a uniformidade da temperatura, permitindo pequenas variações e melhorando a separação das fases.

A emulsão é direcionada pela parte inferior do tanque, através de um distribuidor promovendo a uniformidade do fluxo ao longo de toda seção transversal do tanque. O processo de lavagem aumenta o contato das gotas de água com a fase dispersa (água separada) e melhora a eficiência de coalescência das gotas d’água.

A emulsão após ter sido “lavada” escoa para a parte superior do tanque de lavagem dando sequência aos processos de coalescência e sedimentação até ser retirada do equipamento. Já a água separada na parte inferior é monitorada por um controle de nível e retirada gradativamente. Os tanques de lavagem quando associados com tratamento termoquímico (aquecimento e injeção de desemulsificantes), podem operar perfeitamente como tratadores de óleos e, portanto, no último estágio de separação do processamento primário do petróleo. Em plataformas em alto mar “offshore”, onde normalmente os volumes processados são muito maiores e devido a restrições de peso e espaço, o sistema mais utilizado é o tratador Eletrostático, Figura (9), por atingir maior eficiência na coalescência das gotas e, portanto, na separação (Amarzguioui and Jacobsen, 2015; PETROBRÁS, 2007).

A aplicação de campos elétricos de alta intensidade entre 15000 (V) a 50000 (V) sobre uma emulsão provoca a polarização das gotículas de água. Principalmente pela migração de sais dissolvidos no interior das mesmas. Está migração faz com que as gotas de água passem de formas esféricas para formas elípticas favorecendo a coalescência da água, ou seja, este efeito permite o alinhamento das gotas na direção do campo. Estando as gotas com polos induzidos de sinais contrários, criando uma força de atração e promovendo a coalescências das gotículas de água (Amarzguioui and Jacobsen, 2015).

Nos tratadores eletrostáticos, a mistura oleosa geralmente é introduzida pela parte inferior do equipamento e distribuída ao longo do equipamento. A mistura oleosa é inicialmente submetida a uma pré-lavagem pela água livre anteriormente separada. O que permite a remoção de sais minerais e outras partículas presentes na mistura. Promove também a coalescência de grande parte das gotas de água dispersa. Pela diferença de densidade entre a água, mais densa, e o óleo, mais denso.

Estando a mistura ou emulsão com menores quantidades de água, esta mistura fica mais próxima dos eletrodos, permitindo assim sucessivas reduções nas fases dispersas de água, a medida que o campo elétrico fica mais intenso entre as interfaces de óleo, água e os eletrodos, (Amarzguioui and Jacobsen, 2015; Thomas, 2004). De acordo com os autores, normalmente podem ser utilizados dois tipos básicos de tratadores eletrostáticos, ou seja, os de baixas velocidades, que a mistura oleosa ou emulsão é introduzida no equipamento de forma laminar, geralmente utilizados em refinarias, e os tratadores de altas velocidades em que a mistura oleosa é inserida em regimes turbulentos mais utilizados em processamento primário de petróleo em plataformas on/offshore.

Adicionalmente ao tratamento eletrostático, petróleos mais pesados e mais viscosos requerem processos de aquecimento de pelo menos 120º (C), para garantir melhores resultados de separação, uma vez que o aquecimento diminui a viscosidade das fases permitindo a movimentação mais fácil das fases dispersas.

Em alguns casos o processo de separação da água dispersa no óleo não é muito fácil e pode onerar ainda mais a etapa de processamento primário de petróleo. Desta forma, a grande maioria das plataformas de processamento produzem o óleo com um BSW de até 1% e quantidades mínimas de sais dissolvidos de até 225 (mg/l), conforme citado anteriormente, (Martins, 2017; Thomas, 2004).