APOSTILA GÁS NATURAL 1

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GÁS NATURAL 
Prof. Ricardo Marinho 
 
 
 
 
SISTEMA DE PRODUÇÃO GÁS NATURAL 
 Introdução 
O Gás natural é um gás inodoro, incolor, não tóxico e mais leve que o ar, definido 
quimicamente como uma mistura de hidrocarbonetos parafínicos leves, que permanece 
em estado gasoso à temperatura ambiente e pressão atmosférica. É na verdade uma 
mistura de gases, principalmente o metano (CH4), cerca de 70% da composição. Tem 
uma densidade inferior a 1 e um poder calorífico entre as 9 000 kcal/m3 e 12 000 
kcal/m3. 
Composição Percentual do Gás Natural 
Hidrocarbonetos % 
metano 70 - 98 
etano 1 - 10 
propano traços – 5 
butanos traços – 2 
pentanos traços – 1 
hexanos traços - 0,5 
heptanos + traços - 0,5 
Não-hidrocarbonetos % 
nitrogênio traços – 15 
dióxido de carbono traços – 5 
sulfeto de hidrogênio traços – 3 
hélio traços – 5 
 
Fonte: Fundamentals of Petroleum - Second Edition - The University of Texas at Austin 
A origem do gás natural é fóssil, resultado de milhões de anos de decomposição de 
matéria orgânica, sendo encontrado no subsolo em rochas porosas isoladas do meio 
ambiente por camadas impermeáveis. 
Desde os mais remotos tempos o gás natural é conhecido pela humanidade, 
especialmente pelos Babilônicos, Persas e Gregos que utilizavam o gás que era expelido 
de forma espontânea em seus templos, onde se mantinha aceso o “gogo eterno”, 
resultado da queima do gás. 
Apesar ter sido utilizado pelos chineses nos séculos XVII e XIX em seus alto-fornos 
usados no processamento de cerâmicas e metalúrgica, até o século XIX, era considerado 
um componente indesejado no processo de prospecção do petróleo, exigindo uma série 
de procedimentos de segurança, o que aumentava a dificuldade e os custos da atividade. 
Foi somente a partir dos anos 80 do século XX que o gás natural teve sua importância 
reconhecida, com o aumento do consumo como fonte de energia. 
 
Indústria mundial do gás natural 
 
A partir da constatação da importância do gás natural, como ótima uma energia alternativa, 
houve um ascender de lâmpadas e de mentes para sua melhor utilização. Tal constatação, além 
de estratégica, apresentava um futuro bastante promissor para o gás natural. 
Alguns destaques históricos da indústria mundial do gás natural são: 
 
 1813 – A London and Westminster Gas Light & Coke Company assinou seu o 
primeiro contrato municipal para iluminação pública através do gás. 
 
 1821 – Nos EUA, o gás natural produzido em Fredonia, na Pensilvânia onde foram 
descobertos os primeiros poços de petróleo , é depois era bombeado por gasodutos 
por toda a cidade para iluminar ruas e casas. Na verdade era um dos marcos do 
nascimento da moderna indústria do gás natural. 
 
 1860 – Na Bélgica, Jean Josef Etienne Lenoir conseguiu dá partida no primeiro 
motor a gás “que realmente consegue rodar”. 
 
 1956 – As primeiras descobertas em Shebelinka e na Ucrânia, no Norte do Cáucaso e 
no Uzbequistão, contribuíram para à criação de um Ministério do Gás, base central 
do se tornou a maior companhia de gás do mundo, a Gazprom. 
 
 1974 – O primeiro “choque” dos preços do petróleo acabou levando a muitos países, 
sobretudo ao Japão, partir para a diversificação energética passando do petróleo para 
o gás natural e outras alternativas. No Japão a opção escolhida na época foi a do gás 
natural liquefeito do Pacífico. A França escolheu promover o desenvolvimento da 
energia nuclear, restringindo o uso do gás a “fins nobres”. 
 
A importância e o interesse pelo gás natural ocorreram principalmente pela busca de 
alternativas ao petróleo como fonte mais limpa, menos agressiva ao meio ambiente. 
Com isso, houve um aumento nas atividades de prospecção e exploração e de 
descobertas de reservas provadas. 
 
 No Brasil, a expansão do consumo do gás natural está ligada às transações comerciais 
com a Bolívia, que exporta seu gás através do gasoduto Bolívia/Brasil. 
Hoje é uma das principais fontes de energia mundial, atrás apenas do petróleo e do 
carvão, utilizado principalmente para produzir eletricidade e calor e servir como 
combustível em automóveis e ainda como matéria-prima na indústria química utilizado 
para produção de uma série de compostos usados na fabricação de bens duráveis. 
Gasoduto Brasil-Bolívia-Gasbol 
O Gasoduto Brasil-Bolívia, também conhecido como GASBOL é uma via de transporte de gás 
natural entre a Bolívia e o Brasil com 3.150 km de extensão, sendo 2.593 em território brasileiro 
e 557 em território boliviano. O gasoduto tem seu início na cidade boliviana de Santa Cruz de 
La Sierra e seu fim na cidade gaúcha de Porto Alegre, atravessando também os estados de Mato 
Grosso do Sul, São Paulo, P á, Santa Catarina até chegar ao Rui Grande do Sul, passando por 
cerca de quatro mil propriedades em 135 municípios. 
 
O gasoduto Bolívia-Brasil faz parte de um grande empreendimento da Petrobrás, com objetivo 
de atender a demanda crescente de gás natural no país. 
 
 
2CADEIA PRODUTIVA DO GÁS NATURAL 
 
2.1 Etapas da Cadeia Produtiva 
 
Uma cadeia produtiva é definida como uma determinada rede de inter-relações entre 
vários atores de um sistema industrial que permite a identificação do fluxo de bens e 
serviços através dos setores diretamente envolvidos, desde as fontes de matérias primas 
até o consumo final do produto.” 
 
 
A cadeia produtiva do gás natural, apresentada abaixo, pode ser visualizada em dois 
grandes blocos: um que inclui atividades relacionadas à obtenção do produto, chamada 
de upstream; e um outro com atividades relacionadas à aplicação direta do produto, 
focalizando seus usos, chamado de downstream. 
Bloco de atividades de obtenção ou “upstream” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tipos de gás 
 
Temos dois tipos de classificação do gás natural: o gás associado (GA) e o não- 
associado (GNA). 
Gás associado: é o tipo de gás natural que está dissolvido no petróleo em forma de uma 
capa de gás, dentro do reservatório. Parte desse gás é utilizada no próprio sistema de 
produção do petróleo, servindo nos processos de reinjeção para aumentar pressão e a 
recuperação do petróleo. Muitas unidades de produção utilizam o gás natural como 
fonte geradora de energia nas suas próprias instalações. 
Gás não-associado: é o tipo de gás natural que se encontra no reservatório e isolado, 
livre de petróleo ou associado em pequenas quantidades. Esse tipo de gás só é utilizado 
na sua comercialização. 
No Brasil, a produção de gás associado é cerca de 73% do total, sendo este destinado 
quase que exclusivamente na geração de energia termelétrica. 
 
Sistema de produção de gás associado 
A maioria das jazidas de petróleo Brasil é constituída de óleo e gás associado. A 
produção do óleo e do gás natural nesse tipo de reserva requer uma série de etapas que 
constitui o processo primário. O fluido do reservatório é um produto bruto, uma mistura 
trifásica composta de água, óleo e gás e ainda sedimentos como areia e outras impurezas 
sólidas em suspensão. Para que esse material se torne viável para a indústria petrolífera, 
torna-se necessário um processamento, dividindo em duas partes: os hidrocarbonetos 
(óleo e gás) e o refugo composto de água e demais detritos. A água recebe ainda um 
tratamento onde a parte tratada é descartada e o que sobre usada na reinjeção. 
Uma resolução do Conselho Nacional do Meio Ambiente – CONAMA 20.86, 
estabelece que a água proveniente do processo primário da produção de óleo e gás 
natural deve ter temperatura máxima de 40° C e um teor máximo de 20 ppm de óleo 
para com isso evitar danosamo meio ambiente marinho. 
A produção marítima de petróleo e gás associado apresenta 15 Etapas que vão do 
estágio de condicionamento do material bruto para transporte até o condicionamento 
para utilização nas UPGN. 
 Etapa 1 – Nessa etapa o fluido, um composto trifásico (óleo, gás e água) 
encontra-se ainda no reservatório. 
 Etapa 2 – Perfuração e instalação de poços de produção com a finalidade de 
extrair o fluido contido no reservatório. 
 Etapa 3 – Instalação no fundo do mar da árvore de natal que é o nome dado a um 
equipamento de segurança composto por um conjunto de válvulas e acessórios. 
Esse equipamento utiliza de válvulas gavetas ou flanges que permite que o poço 
seja fechado em caso de emergência ou alguma demanda operacional. Existem 
dois tipos: o ANM conhecidas como Árvore de Natal Molhada e ANC, Árvore 
de Natal Convencional ou Seca. 
 Etapa 4 – Inicia-se a movimentação do fluxo do reservatório para a unidade de 
produção através de dutos submarinos chamados linhas de produção. Nessa 
etapa o fluxo ocorre no trecho denominado Flowtine no leito oceânico. 
 Etapa 5 – Ocorre a elevação do fluxo pelo trecho denominado Riser do leito 
oceânico até a unidade de processamento na plataforma. Nessa etapa, a pressão 
do óleo da mistura declina-se devido ao fato dos hidrocarbonetos mudarem do 
estado líquido para o gasoso. 
 Etapa 6 – É quando o fluxo atinge a plataforma. 
 Etapa 7 – O fluxo então alimenta a planta de processo onde ocorre o sistema de 
separação primária das fases óleo, gás e água. 
 Etapa 8 – O óleo tratado é transferido tanques em plataformas do tipo FPSO, 
sigla para "Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência" 
(em inglês Floating Production Storage and Offloading). Esse tipo de plataforma 
tem uma forma de navio e é utilizado para produção e armazenamento de óleo 
ou gás natural. São muito usados onde a produção é distante da costa, o que 
inviabiliza o transporte do produto por dutos. 
 Etapa 9 – Operação de Offloading. Que ocorre quando capacidade de carga do 
FPSO é atingida a carga é transferida para outro navio chamado aliviador por 
meio de mangote flutuante. 
 Etapa 10 – Etapa de escoamento do gás tratado por meio de um gasoduto de 
transferência. 
 Etapa 11 – O gás corre por uma malha submarina de dutos. 
 Etapa 12 – Os dutos submarinos são unidos por manifold, disposivos coletores 
compostos por um conjunto de válvulas montadas, formando um bloco. 
 Etapa 13 – Ao manifold é ligado um duto que eleva o gás até uma plataforma do 
tipo submerssivel SS. 
 Etapa 14 – Da plataforma o gás é movimentado por um gasoduto terrestre; 
 Etapa 15 – O gás chega à UPGN – Unidade de Processamento de Gás Natural 
 
A seguir estudaremos processos que darão mais detalhes dessas etapas 
 
 Mecanismos de produção de reservatório 
A produção de um poço de petróleo ocorre através dos mecanismos de drenagem dos 
fluidos contidos em rochas-revervatório. Para haver produção é necessário que haja 
certa quantidade de energia natural ou primária, resultado de milhões de anos de 
formação geológica da jazida. 
O deslocamento do fluxo do reservatório até os poços de produção enfrenta resistência 
dos canais porosos que são tortuosos e causa estrangulamentos, o que exige que os 
fluidos apresentem uma energia que é pressão natural suficiente para realizar essa 
drenagem. Essa descompressão causa uma expansão dos fluidos contidos no 
reservatório e a contração do volume poroso. 
É necessário que o espaço poroso resultante da descompressão seja ocupado por outro 
fluido para ocorrer a produção, como por exemplo água do aqüífero (região do 
reservatório contendo água de formação). 
Existem vários mecanismos de produção de reservatório, sendo que os principais são: 
 Mecanismo de gás em solução 
 Mecanismo de capa de gás 
 Mecanismo de influxo de água 
 Mecanismo de segregação gravitacional 
 
 
3.3 Sistema de produção do Campo de Mexilhão 
 
Comprovadamente, o polo de Mexilhão tem um grande potencial de produção. A 
Unidade de Produção é uma plataforma fixa, instalada numa lâmina d’água de 172 
metros distante pelo menos 22 km do Campo de Mexilhão, cerca de 142 km do litoral 
Norte do Estado de São Paulo, na cidade de Caraguatatuba. Nesse campo o sistema de 
coleta submarino é feito através da ligação de oitos poços a um Manifold submarino de 
produção (MSP) através de linhas flexíveis .Do manifold seguem duas linhas 
consideradas rígidas de produção, para realização de serviços e testes dos poços, em um 
duto flexível para injeção de MEG. 
 
 
Fluxo do processo 
 
 
Processamento + MEG + água 
 
 
 
 
 MEG 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Processamen
to de fluidos 
Processamento de gás 
natural condensado 
Transferência por 
submarino 
 UTGCA 
Sistema de regeneração de 
MEG 
Geração de 
energia 
Agua produzida 
Descarte no mar 
 
 
 Campo de Mexilhão 
 
 
 
 
Depois da absorção da água do gás, o TEG passará por regeneração através do processo 
recuperação e enviado novamente para a torre observadora, fechando assim, o ciclo de 
desidratação. O gás que passou pelo tratamento, será misturado ao condensado, 
procedente do sistema de desidratação do condensado, na sequencia é destinado para o 
gasoduto de transferência. 
 
 
3.3.1 Sistema de produção do Campo de Peroá-Cangoá 
 
O Brasil tem alguns campos de produção, principalmente na região sudeste, que se 
destacam, pelo grande potencial de gás natural. Um desses campos é o de Peroá-
Cangoá, que é localizado no litoral Norte do Estado do Espírito Santo, na Bacia 
Capixaba, cerca de 50 km da costa, em lâmina d’água 67 metros com um estimativa de 
reservas de 17 bilhões de m
3
/d
 
. 
 
 
3.3.2 Sistema de produção do Campo de Manati 
 
Poço produtor 
Descoberto no quase no final do ano de 2000, o Campo de Manati, localizado na Bacia 
de Camam, na costa do município de Cairu, no Estado da Bahia em profundidade de 35 
a 50 metros entre a lâmina d´água e o fundo do mar e mais 1.266 metros entre o 
fundo do mar e o reservatório. Segundo levantamentos realizados, na oportunidade, as 
reservas atingiam cerca de 24 bilhões m
3
/d
 
 de gás natural que correspondem, 
aproximadamente, a 40% da reserva de gás da Bahia e estão em sete poços produtores, 
com vazão estimada em torno de 6 bilhões m
3
/d
 . 
 
 CONDICONAMENTO DO GÁS NATURAL 
 Introdução 
O óleo e o gás natural nos poços se apresentam como uma mistura de óleo, gás, água e 
sedimentos. Para que esse produto possa ser transportado para as refinarias e centros 
consumidores é necessário que haja um tratamento primário para remover a água e 
demais sedimentos que possam dificultar tanto o transporte quanto a manutenção das 
linhas de transporte. 
A água encontrada na mistura apresenta um alto teor de sal e forma eumulsões com 
viscosidades superiores ao petróleo desidratado que deve ser removida para não 
comprometer o dimensionamento do sistema de bombeamenteo e transferência. 
Alguns autores consideram os termos condicionamento, processamento e manuseio 
como sinônimos, referindo-se a operações que apresentam etapas como: 
 
 
 Demonstração das etapas das operações: 
 
 
 
 
 
Separação 
 
Depuração 
 
Adoçamento 
 
 
 
 
 
 
 
. 
Podemos definir condicionamento do gás natural como um conjunto de operações 
físicas ou químicasem que o gás natural é submetido para remover ou reduzir teores 
contaminares de forma a se adequar aos parâmetros legais de mercado bem como 
oferecer condições ideais de transporte com segurança para posterior processamento. 
Assim temos duas fases de condicionamento sendo a primeira um condicionamento para 
o transporte, realizada na unidade de produção e a segunda para utilização, realizada nas 
unidades de processamento de gás natural, as UPGN. 
 
Primeira fase do processo 
Na primeira fase, o processo de condicionamento do óleo e gás é chamado de 
processamento primário de petróleo. Os fluidos compostos por óleo, gás, água e 
sedimentos são elevados da reserva até um arranjo de tubulações com válvulas de 
bloqueio, controle de escoamento e subsistemas de monitoramento, controle e 
interconexão, chamado de manifold. Veja a seguir um esquema simplificado do 
processamento primário. 
 
 
Desidratação; 
 
 
Compressão 
Extração de 
frações 
pesadas 
 
Controle do ponto 
de orvalho 
 
 
As operações de um processamento do gás natural dependem de alguns fatores como: 
 Determinação da vazão e intervalo de tempo de produção no reservatório. 
 Tipo de drenagem do reservatório, com injeção de água ou gás. 
 Método de elevação usado, se pressão natural, bombeamento ou com gás-lift. 
 Condições operacionais de temperatura e pressão apresentadas no sistema de 
produção. 
 Aspectos como localização do campo produtor e dos consumidores, 
socioambientais, legais, políticos e comerciais. 
 Tipo do gás natural, se é associado ou não associado. 
 
 
 
R e s e r v a t ó r i o
Elevação
Manifold 
de Coleta
Separação
gás|óleo|água
Gás
Óleo
Água Separação
óleo|água
Óleo
Água
Condiciomamento
Água Tratada
Água Tratada
Injeção
Manifold 
Distribuição
Etapas do condicionamento de gás natural 
O processamento do gás natural geralmente acontecem em etapas: de condicionamento 
e o processamento que contempla o fracionamento do gás em compostos de maior valor 
agregado, sendo este último realizado em Unidades de Processamento de Gás Natural 
(UPGN’s). 
 O condicionamento do gás contempla as etapas de desidratação (para evitar a corrosão 
e a redução da capacidade dos gasodutos através da formação de hidratos) e a 
dessulfurização, que é a remoção de compostos de enxofre (H2S, mercaptanas, 
dissulfeto de carbono, etc.), causadores de corrosão. O CO2 só é removido quando 
presente no gás em grandes quantidades, de modo a diminuir o custo de transporte e, 
dessa forma como no caso dos compostos sulfurados, a ocorrência de processos 
corrosivos. 
 
Para a realização do processo de desidratação do gás são utilizados colunas de absorção 
onde o gás flui em contracorrente a uma solução de glicol, com alto poder 
higroscópico, que é na sequencia regenerada por meio de aquecimento em uma coluna 
de esgotamento em menor pressão, retornando ao processo. Uma outra alternativa e 
tecnologia de desidratação consiste na adsorção, realizada com materiais que 
apresentem, entre as outras características, grande área superficial e afinidade pela 
água, como por exemplo a alumina, sílica-gel e as peneiras moleculares. Este material 
adsorvente é regenerado por ação do calor quando saturado de água (Thomas, 2001). 
 A dessulfurização 
A dessulfurização pode ser realizada por meio dos processos de absorção química ou 
física. Os processos de absorção física geralmente tem um melhor desempenho a altas 
pressões, considerando que a solubilidade dos gases ácidos aumenta de forma linear 
com a pressão parcial. Vale considerar também, que o solvente físico não forma ligação 
química com o componente sulfurado, e por isso pode ser regenerado apenas por 
redução de pressão, o que reduz o consumo de energia. Esses processos são isentos de 
problemas de corrosão. Os processos de absorção química são mais favoráveis para 
baixa pressão parcial do gás ácido. Nesse caso específico a regeneração do solvente 
requer normalmente um tipo de stripping com vapor, visando quebrar a ligação 
química do solvente com o componente sulfurado. 
 
 Vasos Separadores 
 
A etapa inicial do processamento primário de petróleo e gás consiste na separação das 
fases água, óleo e gás. Essa separação é realizada com o auxílio de equipamentos como 
vasos separadores que, de acordo com a quantidade relativa das fases presentes no 
fluido, podem ser bifásicos ou trifásicos, operando em série ou paralelo, orientados 
vertical ou horizontalmente. Os vasos separadores são antecipadamente projetados 
para a separação de uma mistura (seja ela trifásica ou bifásica) através dos seguintes 
mecanismos: 
• Decantação: por ação da gravidade e diferença de densidades entre os fluidos 
presentes na mistura; 
 • Separação inercial: os fluidos ao entrarem no separador, se chocam contra 
defletores, o que gera uma rápida redução da velocidade e direção, contribuindo para a 
queda do líquido e a subida do gás; 
Força centrífuga: a corrente fluida ao entrar no separador tem tendência de fazer um 
movimento circular pela sua parte interna. O efeito centrífugo age de forma diferente 
sobre as fases, fazendo com que a de maior densidade se projete com mais intensidade 
contra as paredes, tendendo a descer. 
 
• Aglutinação das partículas: o contato das gotículas de óleo dispersas sobre uma 
superfície facilita a coalescência, aglutinação e por extensão , a decantação dos fluidos 
mais pesados. Um separador típico de produção é formado por quatro seções distintas, 
de acordo com a designação do American Petroleum Institute (API). 
 
Separação Primária: localizada na entrada de fluidos para o vaso, o fluido chocase 
com defletores ou passa por difusores que lhe impõem um movimento giratório, 
fazendo com que o líquido se precipite no fundo do vaso. Nessa seção acontece a 
separação da maior parte do líquido; 
 
 • Acumulação: localizada no fundo do separador, nessa seção ocorre a separação das 
bolhas gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária e para que essa 
separação seja efetiva, é necessário um tempo de residência de 3 a 4 minutos; 
 
• Separação Secundária: localizada no topo do separador, onde se separam as gotículas 
menores de líquido carreadas pelo gás após a separação primária. A turbulência é um 
fator que pode influenciar fortemente essa separação; 
 
 • Aglutinação: situada no topo do separador próximo à saída de gás, as gotículas de 
óleo arrastadas pelo gás que não foram separadas pelas seções anteriores, são 
aglutinadas em meios porosos e recuperadas. Caso, as gotículas de óleo forem muito 
pequenas, podem ser utilizados extratores de névoa. 
 Classificação dos vasos separadores 
 Gás Úmido 
Óleo Bruto 
 
 
 
 
 
 
 
 Óleo 
 
 Água Oleósa 
 
Para a separação do gás natural produzido junto à água e ao óleo utilizam-se vasos 
separadores, esses podem ser classificados quanto: 
1. à pressão de trabalho – baixa, intermediária ou alta 
2. ao número de fases - bifásico (figuras 5 e 6), ou trifásico (figuras 7 e 8) 
3. à posição - horizontal (figuras 5 e 7), ou vertical (figuras 6 e 8) 
4. à forma - esférico ou cilíndrico. 
 
No caso dos vasos separadores horizontais temos como principal vantagem a maior áreade interface: gás–líquido, vantagem pela qual confere maior eficácia ao processo de 
separação. Entretanto, esses vasos separadores horizontais possuem uma maior 
dificuldade de remoção de resíduos sólidos, visto que no caso dos vasos separadores 
verticais a deposição localizada de resíduos fica favorecida pela geometria. Uma outra 
desvantagem que pode ser significativa é em relação ao espaço requerido, ele é maior 
do que nos vasos separadores verticais. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Seções de separação 
Um separador típico de produção é constituído por quatro seções distintas de acordo 
com a designação do API - American Petroleum Institute. (figura 9): 
 
 
 
 
 
 Seção de Aglutinação Saída de gás 
 
 
Entrada 
 
Seção de 
Separação 
 
 
Figura: Seções distintas de um vaso separador de produção 
 
4.3-5 Separadores Bifásicos 
 Nos separadores bifásicos, geralmente o fluido entra no separador e choca-se com 
defletores de entrada que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do 
fluido (seção de separação primária). As gotículas de óleo saem da fase gás por ação 
da gravidade e depositam-se no fundo do separador, onde a fase líquida é coletada. 
 
O gás separado flui sob os defletores de entrada e segue via seção de separação 
secundária. Antes mesmo de deixar o vaso, o gás passa através de uma seção de 
aglutinação com a finalidade de remover gotículas de óleo de diâmetro muito pequeno, 
incapazes de serem separadas na seção de acúmulo de líquido por ação da gravidade 
(Thomas, 2001). 
 
Os separadores bifásicos, da mesma forma dos trifásicos podem eventualmente ser 
orientados vertical ou horizontalmente. No entanto, para o projeto de uma determinada 
unidade de separação óleo-gás, é preciso fazer a comparação das duas disposições 
considerando o aspecto econômico e caso haja necessidade , utilizar dispositivos como 
extratores de névoa e defletores. 
 
 Seção de Saparação Secundária 
 
Gás 
Liquido Seção de Acúmulo de Liquido 
 
 Os separadores verticais são aqueles que geralmente, são mais requisitados para fazer 
a separação de misturas com alta razão gás/líquido enquanto que, para razões baixas, 
os mais procurados para serem utilizados são os separadores horizontais. 
Esses separadores são utilizados em uma fase que antecede a compressão do gás, 
dessa forma garantindo que nenhum líquido possa chegar a esses equipamentos, 
suscetíveis à corrosão na presença de líquidos (Pereira, 2004). 
Comportamento de fases 
Quando uma composição química é considerada homogênea e invariável, é possível 
afirmar que ela é considerada uma substância pura, e pode ser facilmente encontrada 
em todos os estados físicos (sólido, líquido e gasoso). Sendo assim , a água em estado 
líquido, o vapor d’água ou o gelo são, portanto, substâncias puras, porque a composição 
química, nos três casos, é sempre a mesma: água (H20). 
 Vamos analisar a situação seguinte (figura 1): a água em estado líquido é 
colocada em um recipiente cilíndrico chamado êmbolo-cilindro, a medida que é 
fornecida energia para este recipiente aumenta a temperatura e o volume da água 
(consideramos aqui o processo isobárico, ou seja, o êmbolo vai subindo de maneira que 
a pressão da água permanece constante). Num dado momento, onde o fornecimento de 
energia continua constante, a temperatura para de subir, e a água em estado líquido vai 
se transformando em vapor d’água. Continuando o fornecimento de energia, toda a água 
em estado líquido vai se transformar em vapor d’água, até que em determinado 
momento teremos apenas vapor d’água no recipiente. A partir deste momento, se a 
energia continuar sendo fornecida, o vapor d’água iniciará o processo de aumento da 
sua temperatura. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Num gráfico de temperatura x volume (figura 2), teremos: 
 
A, E, I, M - Água em estado líquido (líquido comprimido ou líquido sub-resfriado); 
 
B-C, F-G, J-K - Mistura de água em estado líquido com vapor d'água (saturação); 
 
D, H, L, O - Vapor d'água (vapor superaquecido); 
 
B, F, J – Água em estado líquido se transformando em vapor d'água (líquido saturado); 
 
C, G, K – A água em estado líquido termina de se transformar em vapor d'água (vapor 
saturado); 
 
As substâncias químicas puras apresentam em geral, diagramas semelhantes ao da água. 
Cabe ressaltar que existe um ponto na parte superior do gráfico onde o ponto de líquido 
saturado está coincidindo com o ponto de vapor saturado. Neste caso, chamamos este 
ponto de ponto crítico. 
Não há ponto de saturação neste ponto, ou seja, toda a água em estado líquido se 
transforma em vapor de uma só vez. 
 
Depuração do gás natural 
Muitos são os motivos para que seja feita a depuração do gás, esse processo, significa 
fazer a remoção de partículas liquidas do gás, essencialmente das gotículas de 
hidrocarbonetos. Esses hidrocarbonetos são oriundos de arrastes em fase liquida ou 
presentes na forma de névoas. A existência de líquidos na corrente gasosa provoca 
danos aos compressores de gás, e nos outros equipamentos térmicos , como turbinas, e 
interferem na eficiência da o unidade de desidratação de gás. 
 
4.Vaso depurador 
É considerado o mais importante equipamento, que é utilizado nos sistemas de 
depuração de gás denominado vaso depurador. Geralmente, esse vaso é constituído, por 
quatros seções principais que, interligadas, possibilitam a separação das partículas 
liquidas e sólidas da fase gasosa, conforme demonstrado na figura abaixo. 
 
 
 
 
 
 
 Gás depurado 
 
 
Eliminador de névoa Seção de coalescência 
 
 Seção de entrada 
 
Gás natural Seção de precipitação 
 
 
Placa defletora 
Seção de drenagem 
 
 
 
 
 
 
 Liquido 
 
Figura: Vaso depurador de gás natural 
9 Seção de precipitação 
A seção de precipitação é antecipadamente planejada para atuação da força 
gravitacional, agilizando a separação das partículas existentes na corrente gasosa. A 
seção é formada pela região do vaso, na qual a velocidade da deslocação do gás, é 
considerada baixa e menos turbulenta. A decantação acontece em razão da brusca 
redução de velocidade e de mudança de direção de fluxo, fazendo com que gostas de 
maiores peso, que a força de arraste precipite na parte do fundo do equipamento. 
Seção de coalescência ou de crescimento 
Nessa seção são utilizados eliminadores de névoas, que tem a finalidade de remover as 
pequenas partículas de líquidos, ou seja, as névoas do gás natural. No entanto, vale 
ressaltar que a grande maioria dos dispositivos de eliminação de névoas, se inserem nas 
seguintes categorias: 
 Placas corrugadas; 
 Ciclone; 
 Demister; 
 Filtro coalescedor. 
 
Seção de drenagem 
Nesta seção, o fundo do vaso que tem a responsabilidade de fazer a drenagem do liquido 
que normalmente fica alojado nas seções anteriores. Dessa forma, o liquido que fica 
alojado é drenado do vaso depurador com o controle de nível. Nessa seção,é feira a 
separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do liquido depois daseparação 
primária. 
 
No geral, o mecanismo de separação do gás e óleo e ação da gravidade, provocando a 
decantação do liquido. Para que essa operação seja feita com sucesso, o óleo deve fica 
retido um certo tempo no depurador, chamado de tempo de retenção, porém essa 
variável depende das características do óleo. Uma determinada especificação, 
normalmente adotada para depuradores, é tempo de retenção de um minuto. 
 
4.4 Mecanismos básicos de formação de névoas 
Uma névoa consiste em toda partícula liquida de menor diâmetro menor ou igual a 10 
μm, imersas em corrente gasosa. Em situações que as partículas liquidas são maiores 
que 10 μm, estas são chamadas de sprays. 
Através da figura ....é possível observar a distribuição típicas de partículas, por meio de 
faixas de diâmetro, expresso em micrometro ( μm ). A névoa constituída na seção de 
crescimento do vaso depurador precisa ser separada, e essa separação acompanha os 
mecanismos de formação de névoas como veremos a seguir : 
Borbulhamento 
Refere-se num tipo de mecanismo que é envolvido no processo de formação das névoas 
e sprays, que acontece em separadores de produção, evaporadores, geradores de vapor 
entre outros. Trata-se de determinadas partículas formadas através de borbulhamento, 
geralmente sendo maiores que 10 μm. 
Arraste mecânico 
Refere-se a um tipo de mecanismo envolvido na formação de névoas que normalmente, 
ocorrem em separadores de produção, tubulação, torres de absorção e também as 
colunas de destilação. Todas as partículas geradas através desse mecanismo por meio de 
ação mecânica são tiradas da corrente liquida pela corrente gasosa. Essas partículas 
geralmente, tem diâmetro que podem ter uma variação de 5 μm até 20 μm. 
Condensação 
 Nas situações que as partículas geradas por meio de condensação, como por exemplo, 
condensação de água e óleo em determinados resfriadores, estas têm diâmetro bem 
reduzidos, via de regra, inferiores que 3 μm. 
Reação química 
 As névoas procedentes de um tipo de reação química, como por exemplo, névoas de 
ácido sulfúrico gerado pela reação de vapor d’água e SO3 , da mesma maneira que as 
névoas advindas de condensação, geram partículas de diâmetro menor que 3 μm. 
 
 
 
 
0,01 0,1 1 10 100 1000 10.000 μm 
 
 Névoas Spray 
 
 Poeiras 
 
 Plumas ...Nuvens e neblinas 
 
 Cabelo humano Fumaça de cigarra 
 
 
Figura: Faixa de distribuição de partículas 
4.4 Mecanismo de captação de névoas 
A aprendizagem é um fenômeno que surge como resultado dos esforços de cada 
indivíduo. Em relação aos mecanismos de formação de névoas, além de compreender 
como acontece o processo, é necessário entender como os mecanismos são utilizados na 
captação da névoa que eventualmente é formada nos equipamentos de separação 
disponíveis. São basicamente três mecanismos de capitação de névoas como podemos 
demonstraremos abaixo: 
 Impacto inercial 
Depois o gás chega próximo das fibras (malha), do elemento filtrante, há um tendência 
dele desviar . No geral, as partículas liquidas são maiores que 3 μm a 5 μm., contudo, 
as mesmas não são capazes fazer os desvio das fibras com a corrente gasosa e acabam, 
em razão da sua inércia, por colidir com a fibras. 
 Interceptação direta 
 Nesse tipo de mecanismo as partículas que não tem inércia considerada suficiente para 
sem interceptadas pelos filamentos do leito são desviadas juntamente com a corrente 
gasosa. Vale destacar que uma parte delas tem um curso no centro de uma determina 
linha que passa perto do leito filtrante, dessa forma, possibilitando as partículas 
chegarem ao leito. Desse modo, a metade do diâmetro dessas partículas, é maior que a 
distância entre a fibra e o centro da linha, na qual segue a partícula. 
 Movimento browniano 
 Partículas pequenas, que geralmente não tem inércia para serem interceptadas pelo leito 
filtrante e cujo diâmetro também é pequeno mas consegue evitar o impacto inercial, 
têm um tipo de movimento considerado aleatório muito acentuado, em função do 
impacto dessas partículas junto com as moléculas do gás. Esse tipo de movimento, faz 
com que as partículas colidam com os filamentos do leito. 
 
 
4.4.1Principais problemas operacionais dos depuradores 
Atualmente, com os frequentes avanços tecnológicos, muitos problemas estão sendo 
atenuados, contudo deve se atentar para os eventuais problemas considerados 
operacionais dos depuradores. Os principais problemas que ocorrem nesses 
equipamentos são, os frequentes descontroles do nível do vaso e a pouca eficiência de 
retenção de névoa, que as principais são as seguintes: 
Tamanho da gotícula 
Neste caso especifico, é possível afirmar que quanto menor for a gotícula mas rápido ela 
acompanhará as vizinhanças da massa gasosa, quando escoada ao redor das curvas. Em 
uma determinada aplicação, inicialmente, todas as gotículas maiores são capturadas, e 
as menores serão chocadas. 
Densidade relativa 
Refere-se ao efeito de quantidade de movimento que é preciso para capturar vai 
depender das gotículas possuírem uma densidade substancialmente, maior que a do gás. 
Neste caso, quanto mais pesada for uma gotícula de um determinado tamanho, mais 
rápido ela vai se chocar com a palheta. Sendo assim, quanto mais denso o gás, com mais 
facilidade ele carreará as gotículas posteriores, sem serem capturadas. 
Velocidade do gás 
Em situações em que a velocidade do gás é baixa, as gotículas são arrastadas em volta 
das curvas sem serem capturadas. Para as operações de escoamento vertical, altas 
velocidades também contribuem para inibir o gotejamento do liquido dos eliminadores, 
resultando em crescimento liquido acumulado, gerando o fenômeno da inundação 
(flooding). 
Capacidade de liquido 
Neste caso, quanto mais rápido o liquido for capturado, mais liquido crescerá nos 
eliminadores no processo de drenagem, e assim, em menor velocidade do gás, que será 
tolerada sem arraste. 
Contorno dos anteparos e espaço 
Quanto mais fechadas forem as curvas no caminho do gás, acompanhadas por anteparos 
mais pertos um dos outros, o efeito captura inercial ira sobressair. Desse modo, o maior 
percentual de gotículas menores pode ser capturadas. 
Molhabilidade da superfície 
O desempenho será melhor caso a superfície esteja molhada pelo liquido arrastado. As 
partículas formam um tipo de filme que adere aos anteparos. Nos casos em que a 
superfície não esteja molhada, as gotículas capturadas ficam melhores para serem 
arrastadas. Desse modo, fica muito claro que a molhabilidade depende da composição 
de liquido, da superfície, da textura e rugosidade da superfície, podendo eventualmente, 
sofrer a influencia da temperatura. 
 
Principais ações corretivas 
Os avanços ocorridos, nas pesquisas tecnológicas, e nas inúmeras formas de minimizar 
os problemas operacionais dos depuradores tem tornado as ações corretivas mais 
eficazes. Diversos fatores determinam a importância das ações corretivas. De acordo 
com Vaz, Célio Eduardo Martins, 2011, as principais são as seguintes: 
 
 
 A injeção de antiespumante nos separadores 
Modificação dos internos dos separadores de produção 
Modificação da localização do eliminador de névoa no depurador 
Modificação dos internos dos depuradores, através de instalação de dispositivos na 
seção de entrada de gás 
Alteração no modelo ou na tecnologia de eliminador de névoa 
Modificação de diâmetro de tubulaçãoe arranjo de linhas de entrada de gás 
 
 
ADOÇAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
5.1 Introdução 
O adoçamento
3
 do gás natural, é definido como a remoção de componentes ácidos 
existentes na sua composição, como H2S ou CO2 . O processo de adoçamento, que 
geralmente, é aplicado para fazer a remoção H2S ou CO2 do gás natural, e denominado 
de dessulfurização e remoção CO2. Esse tipo de processo, tem três objetivos dentro do 
conjunto de operações de condicionamento: 
 
 Segurança operacional 
 
 
Especificação do gás 
para transferência 
 
Redução da corrosividade 
do sistema 
 
 
5.1.2 Processos de corrosão por H2S 
Os contaminantes do gás natural, como o composto de enxofre por exemplo, tem como 
principal característica a elevação das taxas usuais de corrosão dos equipamentos que 
geralmente, são utilizados na exploração e aproveitamento do gás. Os principais 
mecanismos de corrosão ligados á presença de H2S são os seguintes: 
Corrosão galvânica 
É provocada a partir da reação química do H2S com o ferro, gerando assim o sulfeto de 
ferro, que é um tipo de pó preto existente nas tubulações de transportes de gás natural, 
que é catódico comparado ao ferro de tubulação. 
Empolamento por hidrogênio 
Tipo de empolamento, causado pelo hidrogênio que vem da interação de hidrogênio 
atômico inclusões em superfícies de metal. 
Corrosão sob tensão 
Este tipo de corrosão geralmente, é gerada com a presença de sulfetos. Em razão da 
ação sinérgica dos sulfetos que existe este tipo de corrosão nos materiais susceptíveis e 
submetidos a esforço de tração. Neste caso, quanto maior for o teor de H2S, e maior a 
pressão de operação, maior será a chance de acontecer a corrosão sob tensão. 
 
5.1.3 Escolha do processo de adoçamento 
Para fazer a promoção dos gases ácidos, normalmente, são utilizados processos físicos e 
quimicos. O critério essencial para a escolha do processo que será utilizado, 
basicamente passa pelo estabelecimento da pressão parcial do gás ácido a ser removido. 
A pressão parcial consiste na contribuição da pressão do componente ácido na pressão 
total do sistema. A escolha do processo a ser utilizado também é função da qualidade do 
gás a ser tratado e também da qualidade exigida pelo produto final. 
Solventes físicos 
Absorvem os gases ácidos na medida de suas pressões parciais. O solvente físico, 
mesmo com o fato de ser inconveniente e absorver hidrocarbonetos pesados, ainda é o 
mais utilizados porque é mais economicamente viável. Outro fator a importante, é que 
sua aplicação é a mais indicada principalmente, quando a pressão ou o teor do 
componente ácido são elevados. 
Solventes químicos 
Estes absorvem gases ácidos sem grande sensitividade no que se refere á pressa, 
contudo, sendo aplicáveis mesmo quando pressões parciais dos contaminantes, tanto, 
na entrada, como na saída, são baixas. 
Leito sólido 
A utilização do leito sólido, para o adoçamento do gás tem base na adsorção de gases 
ácidos na superfície do agente sólido, ou não eventual reação com algum componente 
existente no meio sólido. No entanto, vale destacar que os processos sólidos 
normalmente, são melhores aplicados para gases possuindo de baixa e média 
concentrações de H2S e mercaptans. O processo sólido tem alta seletividade em não 
consegue remover o CO2. Um dos processos mais selecionados é o que geralmente 
utiliza óxido de ferro suportado em material cerâmico. 
5.1.4 Principais variáveis operacionais 
Pressão de operação da torre absorvedora 
Para o controle da unidade a pressão de operação da torre observadora, é uma variável 
de grande importância. Essa variável, estabelecer a eficiência da remoção dos 
compostos ácidos. Baixas pressões de operação contribuem para deslocar o equilíbrio 
das eventuais reações de neutralização do H2S CO2 na direção dos contaminantes 
diminuindo a eficiência da unidade . 
Relação H2S/ CO2 da carga 
Estabelece a otimização da concentração da solução MEA circulante. Neste caso, 
quanto maior a relação H2S CO2, maior dever ser a concentração de MEA utilizada. É 
necessário respeitar o limite de 20% de teor de MEA na solução, de forma a evitar a 
aceleração do processo corrosivo, provocado por esta. 
 
Vazão de água de reposição 
Nessa variável a água perdida na torre regeneradora deve ser reposta com a finalidade 
de evitar o excesso de teor de MEA na solução. Os valores considerados críticos, acima 
de 30%, aceleram substancialmente as taxas de corrosão. Dessa forma o 
acompanhamento da concentração da solução MEA é importante para fazer o ajuste do 
processo. Neste caso, a água dever ser desareada, visando evitar a corrosão em 
equipamentos, pela presença do oxigênio dissolvido em quase aquosa. 
 Condensador Tocha 
 Gás doce 
 Filtros 
Água 
 
 
 Torre 
 Observadora 
 Água Refervedor 
 
 
 Tocha MEA pobre 
 
Vaso de expansão MEA rica 
 
 
Figura : Representação esquemática da unidade de remoção de H2S/ CO2 
 
Diferença de temperatura entre MEA pobre e gás doce 
Nesta variável, é utilizado uma diferença de 6
o
C a 8
o
C entre a MEA pobre e o gás na 
seção de topo da torre absorvedora. A elevação da temperatura da MEA no topo muda o 
equilíbrio termodinâmico da reação de neutralização, com a consequente elevação do 
teor de H2S no gás tratado. 
Temperatura de topo da regeneradora 
Trata-se de um tipo de controle considerado mais eficaz da carga térmica do refervedor 
da torre regeneradora. Neste caso, a temperatura do refervedor não deve ultrapassar de 
126
o
C e além disso, é importante considerar que a degradação da MEA através da ação 
do CO2 aumenta sensivelmente as temperaturas mais elevadas. 
Teor de H2S no gás doce 
Esta variável define o padrão de eficiência de absorção da torre absorvedora. Nesta 
situação, quanto menor o teor residual de H2S no gás tratado ou doce, maior será a o 
padrão de eficiência da unidade de dessulfurização. 
 
Principais problemas operacionais da unidade 
Formação de espuma na solução MEA 
Esta formação está relacionada a alguns fenômenos físicos ou quimicos. Em relação aos 
físicos, o problema é provocado pela turbulência e nos fenômenos quimicos, a 
existência de agentes contaminantes ocasionam esse tipo de anormalidade operacional. 
A espuma atrapalha o controle do nível dos equipamentos pelo fato de provocar 
determinadas interfaces instáveis que acabam desestabilizando os sensores com o 
impacto negativo das variáveis que são controladas pelo processo. 
No geral, as causas mais usuais de formação de espuma são: 
 Baixa eficiência dos filtros de carvão; 
 Péssima qualidade de MEA; 
 Qualidade ruim da água de reposição 
 Presença de hidrocarbonetos na solução de MEA; 
 Alta velocidade do gás na torre absorvedora. 
Alto teor de H2S/ CO2 no gás tratado 
Consiste no parâmetro de controle considerado mais importante da unidade. Neste caso, 
quanto maior o teor do H2S no gás tratado, menor será o padrão de eficiência da 
unidade. O fato é que qualquer tipo de variável que saia do controle consequentemente 
provoca um aumento de H2S e de CO2 no gás. Necessariamente, esse teor deve ser 
monitorado, para que seja evitado a eventual transferência de gás fora de especificação. 
Portanto, partindo dessapremissa básica, podemos admitir, que alguns motivos 
contribuem para a perda do aumento de H2S, e os principais são: 
 Elevado teor de gases ácidos no gás de entrada; 
 Má qualidade do MEA de reposição; 
 Má regeneração do MEA; 
 Baixa temperatura; 
 Baixa eficiência do refervedor de MEA; 
 Baixa vazão, ou concentração de MEA circulante. 
 
Ocorrência de corrosão na unidade 
Quando se trata de adoçamento do gás natural, a corrosão é sempre uma grande ameaça, 
e por isso, diversos fatores contribuem para a corrosão na unidade. Os principais fatores 
são: 
 Tipo de amina utilizada; 
 Temperatura reacional; 
 Presença de contaminantes; 
 Concentração da amina e gases ácidos no gás de entrada. 
 
No entanto, os fatores considerados mais críticos são a concentração da solução MEA e 
a relação H2S e de CO2. Observa-se que esses dois parâmetros contribuem efetivamente 
para determinar os custos operacionais da unidade de dessulfurização. 
Enquanto isso, a corrosividade da solução MEA, está diretamente relacionada ao 
parâmetro CO2/ H2S do gás de entrada. O CO
2
 se destacada por apresentar potencial 
mais corrosivo que o H2S quando absorvido. Sendo assim, quanto menor for a relação 
do CO2/ H2S menor será a taxa de corrosão da unidade. 
 
Aumento da perda de MEA 
Nesse processo, há previsão da regeneração da MEA que é utilizada, contudo, sempre 
há eventuais perdas, as quais necessariamente devem ser minimizadas, considerando 
que as perdas de MEA, podem elevar os custos operacionais. O projeto da unidade deve 
fazer a previsão de uma determinada taxa de reposição de cerca de 2% da vazão 
circulante em um mês de operação contínua. 
 
Outros processos utilizados para o adoçamento 
Para alguns casos especificos no tratamento de gás natural, outros processos podem ser 
utilizados. Ainda que grande parte vão exigir maiores recursos de investimento, 
algumas razões especificas, podem determinar a sua utilização. Relacionamos abaixo, 
os principais exemplos: 
Leito sólido – por motivos econômicos é limitado para gases com menos 350 cm3/m3 
de H2S, levanto em conta que em alguns casos não vale a pena fazer a regeneração do 
leito, que é descartado após a neutralização. 
 
Peneiras moleculares – tipo de processo de adsorção em que a água será sempre 
removida antes mesmo da remoção dos compostos de enxofre. O descarte H2S e CO
2
 
na regeneração das colunas das peneiras, é considerado uma fator negativo do processo. 
 
Processo Ryan Holmes – É utilizado com frequência em plantas de processamento de 
gás com gases de elevado teores de CO
2
 . Um determinado aditivo, via de regra, o 
próprio Liquido do Gás Natural (LGN), é utilizado, com a finalidade evitar o 
congelamento do CO
2 
, no processo, além de ajudar na separação do H2S e 
hidrocarbonetos. 
 
Permeação por membrana – Industrialmente utilizada para fazer a separação de gases 
com base na permeabilidade relativa. Neste processo, a velocidade de escoamento das 
moléculas que passam pela membrana é decrescente na seguinte ordem: 
H2O – O2 – Ar – CO – N2 – CH4. Dessa forma, é possível separar tais componentes 
semelhantes ao processo que é utilizado para análise cromatográfica do gás. Neste 
contexto, as membranas são constituídas por polímeros e esse tipo de processo, 
geralmente é usado como tratamento inicial na separação de CO2 devendo ser 
complementado por outro processo de polimento com o objetivo de garantir a 
especificação do gás. 
 
COMPRESSÃO DO GÁS NATURAL 
Introdução 
Os compressores, no sistema de produção de gás, são utilizados para fazer a 
intermediação entre a produção e aplicação do gás, levando em conta que o gás é 
produzido a uma determinada pressão, considerada inferior a aquela adequada para o 
uso. As aplicações do gás, principalmente, em sistemas marítimos de produção de gás 
associado, precisam de maiores níveis de pressão, e tem a finalidade de auxiliar na 
elevação do petróleo e a transferência de gás para o continente. 
Ao longo do tempo, a experiência tem mostrado, que boa parte dos poços considerados 
produtores de petróleo, só são considerados viáveis através da injeção de gás-lift , 
também tecnicamente conhecido como gás de elevação. O processo, acontece da 
seguinte forma, o gás-lift é injetado no poço por meio de válvulas especiais, que são 
estrategicamente localizadas na coluna do poço, que tem como objetivo, reduzir a massa 
especifica da mistura, e também o peso da coluna hidrostática com extensão entre o 
poço e o sistema de produção. 
Vale destacar que nas instalações de produção, locais onde o gás é produzido, o mesmo 
depende do fornecimento de energia de pressão para que seja transferido para o 
continente. Desse modo, a existência da unidade de compressão é justificada, porque o 
sistema é imprescindível para assegurar o melhor aproveitamento do gás natural e 
também a produção de petróleo. 
 
 
Efeitos da compressão 
De forma diferente que geralmente acontece no processo de bombeamento de 
determinado liquido, na compressão de gases acontecem pelo menos dois efeitos 
colaterais que são considerados muito importantes: a diminuição do volume específico 
e o aumento da temperatura. 
Quando um liquido assumido de forma incompreensível tem a superfície submetida a 
eventuais esforços externos crescentes, sua pressão se eleva, entretanto, não haverá 
transferência de energia. Considerando que não deslocamento do ponto exato de 
aplicação de força, em razão da irredutibilidade do volume, nenhum tipo de trabalho é 
realizado. 
No entanto, na compressão de um determinado gás a contratação do volume 
experimentada, implicará na realização do trabalho, o qual é recebido como forma de 
energia molecular interna. Tudo isso, pode explicar o motivo porque os compressores 
consumem energia muito melhores que aquelas exigidas pelas bombas. 
 
Elevação da temperatura 
O aumento da temperatura do gás comprimido é uma consequência de sua energia 
interna. Esse tipo de efeito é considerado raro e desejado, tendo em vista que agrava as 
dificuldade de projeto mecânico dos equipamentos usados nos sistema de compressão. 
A elevação da temperatura diminui a resistência mecânica dos materiais metálicos, e de 
uma maneira em geral, tornou-se mais fácil de sofrer a corrosão. 
 
 No entanto, é um dos motivos que acabam limitando a razão da compressão, que é 
representada, pela relação entre a pressão de descarga e a pressão de sucção do 
compressor desses equipamentos. Sendo assim, para obtenção das pressões exigidas 
pelo processo de transferência gás lift, são instalados sistemas com compressores em 
série ligados a resfriadores e depuradores, sendo este um determinado conjunto 
conhecido tecnicamente, como compressão em multiestágios. 
Sistema de compressão em multiestágios 
Este tipo de sistema de compressão, tem como objetivo realizar a compressão em 
sucessivos estágios, de modo a obter a razão de compressão exigida pelo processo. Por 
esta razão, é preciso resfriar e depurar o gás após cada estágio de compressão conforme 
ilustrada na figura abaixo: 
 
 
 
 
 
 
 1
o
 Est 2
o
 Est 3º Est 
 
 
 
Figura: Sistema de compressão em multiestágio 
Compressores 
 
Os compressores consistem em equipamentos que tem a finalidade de fazer a elevação 
da pressão de um componente que esteja no estado gasoso. A pressurização acontece 
em razão do acionamento por motores elétricos ou por turbinas que podem ser a gás ou 
a vapor . Entretanto, existem vários tipos de compressores,que geralmente são 
classificados conforme a operação do fluido que se quer comprimir: compressores de 
fluxo contínuo ou de deslocamento positivo. 
Os compressores de fluxo contínuo são amplamente utilizados nos seguintes locais: 
 
 Na indústria de processos químicos e petrolíferas; 
 Na fabricação de ferro e aço e em plataformas offshore, para a reinjeção do gás 
para o poço e exportação do gás para a terra. 
 
Tipos de compressores 
Os dois compressores de uso industriais, mais utilizados são de princípios volumétricos 
e de princípios dinâmicos. As principais características dos compressores volumétricos, 
é o seu deslocamento positivo, o aumento de pressão que é obtida mediante a 
diminuição do volume ocupado pelo gás no centro da câmara de compressão. É fato que 
varias fases podem ser distintas na operação dessas maquinas, formando o seu ciclo de 
funcionamento. 
Primeiramente, determinada quantidade de gás é recebida no interior da câmara, a qual 
é seguida, e cerrada e passa a sofrer a diminuição do volume. Após, a câmara é aberta e 
consequentemente, o gás é liberado para o consumo. Este ciclo de operações é repetido 
a cada rotação do eixo propulsor do equipamento. 
 
O resultado desse ciclo, é um tipo de fracionamento constante que no qual a 
compressão, é feita com o sistema fechado, o seja, com o gás fora de qualquer tipo de 
contato com a secção e a descarga. Não vai demorar, para ser visto que poderá haver 
eventuais diferenças entre ciclos de funcionamento das maquinas conforme esse 
principio apresentado nesse capítulo em linhas gerais. 
 
Compressores dinâmicos 
Os compressores dinâmicos, ou turbocompressores, geralmente realizam a compressão 
em duas etapas distintas: primeiramente, o gás é aspirado por um determinado órgão 
rotativo munido de pás, que é conhecido como impelidor, que tem a responsabilidade de 
fazer a transferência de energia antecipadamente para acionador para o escoamento. No 
entanto, uma parte dessa energia obtida na forma de entalpia estando relacionado com o 
aumento da pressão que se manifesta ainda no impelidor. 
 Entretanto, a outra parte, é transferida de forma cinética, por isso, há necessidade de 
uma segunda etapa do processo. Ela geralmente, ocorre em um determinado órgão fixo 
sem movimento, denominado difusor, que tem características necessárias geométricas 
necessárias para realizar a conversão da energia cinética do escoamento em entalpia, 
acarretando uma suplementar elevação da pressão. Partindo dessa premissa básica, os 
compressores dinâmicos realizam a compressão de forma contínua de modo que em 
nenhum tempo o gás perde o contato com sucção e a descarga, da mesma forma que 
acontece nos compressores volumétricos. 
Há alguns compressores que são utilizados na indústria, contudo, os compressores que 
são utilizados com mais frequência são os seguintes: 
 Os alternativos; 
 Os de palhetas; 
 Os de parafusos; 
 Os de lóbulos 
 Os centrífugos 
 Os axiais. 
 
Gases ideais 
 
Para gases que possuem massa específica baixa, verificado através de experimentos, 
temos a seguinte expressão: 
 
p.ν = R.T 
 
Onde: 
p: pressão absoluta do gás [Pa] 
ν: volume específico do gás 
R: constante do gás (propriedade de cada gás) 
 
 
T: temperatura absoluta do gás [K] 
 
Gases ideais ou perfeitos são os gases que seguem essa equação, e consequentemente a 
equação é conhecida como equação dos gases ideais ou perfeitos. Utilizando essa 
equação pode-se determinar a temperatura de um gás ideal, por exemplo, se forem 
conhecidos o seu volume específico e a sua pressão. 
Também pode-se transcrever a equação dos gases ideais da seguinte forma: 
 
 
 
 
Onde: 
V: volume de gás. 
 
m: massa de gás [kg] 
 
 
 
Onde: 
 
 
 
 
R: constante universal dos gases 
 
M: massa molecular do gás (massa de um mol de moléculas do gás, ou seja, de 
6,02.10
23 
moléculas do gás 
 
n: números de mols de átomos ou moléculas do gás [mols] 
 Gases reais 
Todos os gases que não obedecem à equação referente aos gases ideais são 
denominados de gases reais. Para estes casos a equação adequada é a seguinte: 
 
 
 
 
Onde: 
 
Z: fator de compressibilidade do gás [adimensional] 
 
 Esse fator de compressibilidade é função: da temperatura do gás, da composição 
e da pressão. 
 
 Existem outras formas de demonstrara a equação dos gases, são elas: 
 
 
 
 
 
 Mistura de gases 
 
Para os casos de mistura de gases teremos: 
- fração molar: 
 
 
- fração ponderal (mássica): 
 
 
- fração volumétrica: 
 
 
Para os gases ideais: 
 
 
A massa molecular aparente da mistura é apresentada por: 
 
 
 
 
 
 Problemas operacionais 
 
Existem alguns problemas operacionais que podem ocorrer nos vasos separadores 
bifásicos e também nos vasos separadores trifásicos: 
 
Formação de espuma 
Obstrução por parafina 
Produção de areia 
Presença de emulsão 
 
 
 
 Espuma 
As impurezas que estão presentes no óleo e que são de remoção impraticável, antes que 
o fluxo chegue ao separador são os maiores causadores de espuma. Essa espuma não 
representa um problema se no separador existir um acessório para remoção da espuma 
que assegure um tempo e uma superfície coalescedora suficiente para quebrá-las. 
Entretanto, o aparecimento de espuma em um separador apresenta alguns problemas 
como: controle de nível do líquido e ocupação de volume muito grande no separador, o 
que pode afetar a eficiência da separação. 
 
Coalescência é o processo de separação e consolidação de componentes de uma mistura 
(emulsão líquida). O coalescedor é o dispositivo usado para esse processo. 
 
Parafina 
 
O processo de separação pode ser afetado por acúmulo de parafina, as placas 
coalescedoras e a tela de arame na seção gasosa são suscetíveis a este tamponamento 
(impedimento do fluxo nos dutos). Orifícios ou bocas de visita precisam ser 
providenciados para que permita a entrada de vapor ou de solvente de limpeza nos 
internos do separador. 
 
Areia 
 
 O acúmulo de areia pode causar interrupção ou até mesmo erosão nas válvulas, 
destruindo os internos do separador e acumulando-se no fundo do equipamento. Um 
revestimento especial pode minimizar os efeitos da areia nas válvulas do separador, já o 
acúmulo de areia pode ser diminuído com o uso de jatos de fluido e drenos. 
 
 Emulsão 
 
 Pode causas problemas com o controle do nível do líquido. A adição de produtos 
químicos, ou de calor, ou até mesmo de ambos, minimizam o problema. 
 
Acessórios 
 
1- Defletor de entrada ou chicana (dispositivo primário de separação) (figura 10): 
Provoca uma mudança rápida na velocidade e na direção dos fluidos e, desse modo, 
separa o gás do líquido. 
 
 
 
Prato quebrador de espuma 
É usado para conduzir as bolhas (espumas) ao coalescedor. 
 
 
 
Quebra-onda 
São placas verticais que se estendem sobre a interface gás x líquido no plano 
perpendicular à direção do fluxo, evitando assim a propagação de ondas causadas pela 
instabilidade do processo. 
 
 
 
Quebrador de vórtice 
Ele interrompe o desenvolvimento do vórtice quando a válvula de controle é acionada e 
abre-se. O vórtice pode fazer a sucção de algum gás e arrastá-lo juntamente com o 
líquido. 
 
 
 Extrator de névoa e placas coalescedoras (demister) 
As gotículas entram em colisão com a superfície dos extratores e lá coalescem, em 
seguida caem na sessão de coleta de líquidos do vaso separador. 
O demister é uma malhade metal onde as partículas líquidas coalescem e ficam presas, 
logo depois caem através da lei da gravidade. 
 
 
 
 Jatos de fluido na areia e drenos 
Os acúmulos de areia e sólidos no fundo do vaso separador tornam-se bem compactos e 
interrompem o processo de separação por ocuparem espaço dentro do vaso. Para 
remover estes resíduos, um jato de fluido é bombeado, assim os sólidos são agitados e 
removidos através dos drenos. 
 
 
 
 Após a separação no vaso separador, o gás segue para um vaso purificador, 
também chamado de depurador, cujo objetivo é remover o líquido arrastado daquele 
vaso pela fase gasosa. Nesse equipamento são utilizados extratores de névoa para 
coalescer o líquido. 
 Pode existir, eventualmente após o vaso depurador, um equipamento para 
“adoçamento do gás”, ou seja, para a remoção de gases ácidos. São utilizadas aminas - 
monoetanolamina (MEA), ou dietanolamina (DEA), como líquidos absorvedores destes 
gases. 
 Em seguida o gás é conduzido para um sistema de compressão, nesse sistema a 
sua pressão é elevada á patamares exigidos para certas aplicações. 
 Logo após a fase de compressão o gás precisa ainda ser desidratado, esse 
processo é feito dentro de torres absorvedoras, através da circulação de um álcool 
(trietilenoglicol - TEG) nessas torres, em sentido contracorrente com o gás. 
 Uma parte significativa do gás processado primariamente nas plataformas é 
utilizado nelas mesmas: 
a. para realização de gas lift, em poços produtores de petróleo; 
b. para geração de energia dentro da plataforma; 
c. para acionamento de turbo-compressores; 
d. como combustível para os fornos e as caldeiras. 
 
 O restante do gás normalmente é exportado para ser processado nas Unidades de 
Processamento de Gás Natural - UPGN’s. 
 
HIDRATOS DO GÁS NATURAL 
As estratégias para evitarem a formação de hidratos sempre despertam um contínuo 
interesse quando o desafio é aproveitar da melhor maneira do gás natural, assim como 
óleo, produzidos nos respectivos campos de produção. A eventual formação de hidratos 
representam uma ameaça para que pode estar presente, nos dutos ou transporte, nos 
equipamentos de uma planta de processamento de processamento de gás natural. A 
existência desses hidratos, inclusive pode determinar a parada geral do sistema, 
provocando perdas e prejuízos, não obstante, tempo e o aumento do risco operacional. 
 
Alguns cuidados devem ser tomados para solucionar os problemas gerados pela 
formação de hidratos. O principal problema da formação de hidratos, é a água livre, ou 
também em equilíbrio com gás na fase vapor. O desafio é aprimorar as técnicas, e os 
cuidados, visando minimizar os riscos maiores, principalmente, quando o gás chega a 
temperaturas baixas no fundo do mar. O Brasil atualmente tem utilizado a grande 
maioria dos sistemas na produção offshore em águas profundas e ultraprofundas, o que 
aumenta ainda mais os riscos com a formação de hidratos. 
Conclusivamente, podemos afirmar que, varias unidades marítimas de produção , fazem 
uso de sistemas de elevação de óleo através de gás-lift, na grande maioria dos poços, 
considerando que a formação de hidratos, ainda é um grande ameaça, e tem gerado 
vários problemas, relacionados as perdas operacionais. 
É facilmente perceptível quando algo que se relaciona com a formação de hidratos não 
está a funcionar da melhor é possível verificar frequentes perdas e prejuizos, e 
comprometer os escoamento para o continente. 
 
 
Definição de hidrato 
O hidrato consiste em uma determinada solução sólida, tendo um aspecto visual, muito 
similar ao gelo. Em relação a composição do hidrtao, ainda é considerado mal definida, 
entre moléculas de hidrocarbonetos de baixo peso molecular e água. No entanto, os 
hidratos de gás geralmente, são classificados sob o ponto de vista quimico, como uma 
determinada forma de clarato. São cristais constituidos pelos componentes do gás em 
presença de água. 
Dentro de uma tipo de estrutura cristalina de hidrtato, os hidrocarbonetos ficam 
encapsulados, o seja, presos o centro da estrutura, justificando o tipo de favorecimento 
da formação de hidratos de moléculas de metano e etano. 
É importante, ressaltar que os que tem maior peso molecular, como: butano e pentano, 
em função do tamanho de suas cadeias, tem tendencia a dificultar a formação da 
estrutura cristalina, atrapalando assim a sua formação. Entretanto, os gases com elevado 
peso molecular ( grande quantidade de pesados ) que contribuem para gerar uma fase 
liquida de hidrocarbonetos ( condensado de gás natural ), quando estão no processo de 
resfriamento. 
De modo, que essa fase liquida tende a dificultar a formação de hidratos, e esses gases 
com altos teores de H2S e CO2 geralmente apresentam maior tendencia a formarem 
hideratos. 
 
Estrutura do hidrato 
A reflexão sobre a estrutura do hidrato não é recente, já observado em grandes 
momentos da história. Nos últimos anos tem sido mais intensificada, em função das 
grandes descobertas em águas ultraprofundas. 
 
Segundo Vaz, Celio Duarte Martins 2011, essa estrutura é formada pelas moléculas de 
água e hidrocarbonetos no processo de constituição de hidrato vai depender das 
seguintes características físicas do sistema: 
 
 
Pressão e também da temperatura do ambiente hidratado 
 
Conformação física desse ambiente ( pontos mortos ou de baixa velocidade de escoamento) 
 
Características químicas dos constituintes, como a composição do gás natural, presença e 
quantidade de contaminantes ( ácidos orgânicos, H2S1, CO2 sais, entre outros) 
 
 
Quantidade de água presente 
 
 
Em razão dessas caracteristicas o hirado acaba assumindo uma das seguintes esturuturas 
consideradas básicas: 
 Tetradecaedro; 
 Dodecaedro; 
 Hexadecaedro 
Podemos tomar como base os aspectos que envolvem as estruturas e vamos perceber 
que em todas, tem moléculas de hidrocarbonetos aprisionadas em armadilhas 
conhecidas como (traps) constituidas por moléculas de agua que geralmente estão 
ligadas uma as outras, dentro uma estrutura coniderada rígida, muito parecida com o 
gelo. 
 
Local de formação de hidrato 
 
Como já vimos, os hidratos podem ser considerados como agentes de riscos que podem 
causar muitos prejuízos, e por isso, há sempre necessidade de atenuar os seus efeitos. 
Normalmente, eles ocorrem em locais: 
 
 Pontos onde há acúmulos de água 
 
Curvas de tubulações 
 Dentro das conexões 
 Válvulas 
 Gás Liq 
 
 
 
Como identificar a presença de hidratos 
Para fazer a identificação dos hidratos primeiro passo é ter acesso ao conhecimento das 
limitações operacionais da planta de processo, e obter informações importantes a 
respeito da temperatura de formação de hidratos. É um passo importante, porque ele 
terá como objetivo a redução das eventuais perdas operacionais, por conta da formação 
de hidratos. Entretanto, é sempre oportuno lembrar que a temperatura de formação de 
hidratos invariavelmente, sempre vai depender da pressão e densidade do gás. 
Partindo desse princípio, a medida que o hidrato se acumula na tubulação, naturalmente 
altera a pressão e vazão de escoamento, em linhas de óleo e, principalmente, em linhas 
de gás (gasoduto, ou gás de elevação). 
A restrição da área de escoamento provoca um aumentoda formação da pressão a 
montante da formação de hidratos, queda na pressão a jusante desta e, por consequência, 
a diminuição da vazão. O monitoramento dessas variáveis, através de leitura de 
indicadores de pressão e de vazão , contribui para a identificação antecipada de 
eventuais problemas. 
Utilização de Pigs 
Para cada problema há sempre algumas soluções na cadeia produtiva de petróleo e gás 
natural. Os Pigs também são importantes na limpeza e manutenção dos dutos. O termo 
PIG vem do inglês, que significa porco, assim denominado por ser empregado na 
limpeza dos dutos. 
Podem ser de 2 tipos: 
PIGS limpadores 
PIGS separadores 
 
 PIGS limpadores 
Podemos simplificar a utilização dos pigs limpadores a 2 casos: 
1º) Necessidade de reduzir perda de carga 
2º) Necessidade de assegurar a qualidade do produto 
Nesse sentido, é possível ver que nas operações de limpeza de gasodutos, com a 
utilização do Pig os resíduos são removidos por estes. 
 
Métodos de dissociação de hidratos 
As ações devem ser sempre preventivas para minimizar os riscos da 
formação de hidratos, porém, quando ela se torna um fato, algumas medidas 
precisam ser tomadas urgentemente, que haja a dissociação, algumas delas 
são: 
 
 A descompressão, 
 
 
 Aquecimento 
 
 Injeção de inibidores de hidrato 
 
 
A partir desse raciocino vale destacar que o processo de aquecimento é considerado o 
mais eficiente, e por isso, também o mais utilizado em unidades de processamento de 
gás natural UPGN, além de ser utilizados também em atividades voltadas para a 
produção onshore ( em terra ). Há que se deixar claro, todavia, que em plataformas 
marítimas, essa técnica não é bem vinda, por conta da dificuldade da identificação do 
local exato do tamponamento do hidrato, não obstante, a inexistência de determinadas 
ferramentas técnicas comerciais para aquecimento localizados em linhas no fundo do 
mar, com águas consideradas ultraprofundas. 
Da forma como atualmente é concebida, a técnica de descompressão ainda é muito 
utilizada para dissociar o hidrato formado nos gasodutos, mesmo não sendo uma pratica 
vista como usual em unidades de processamento de gás natural. 
Inibidores da formação de hidratos 
O processamento apenas do gás seco.com seu ponto de orvalho, especificado em relação 
á água para as condições operacionais do sistema,a inda é o modo mais seguro para que 
seja evitado a formação de hidratos. Dessa forma, é possível evitar a presença da água 
no estado liquido nas mais diversas condições de pressão de temperatura do sistema. 
Contudo, diversas vezes ocorrem certos desequilíbrios em determinados momentos na 
unidade que provocam um aumento no teor de água do gás, e isso, possibilita a 
formação de hidrato. Neste caso específico, a temperatura mínima da linha pode ser 
abaixo da temperatura da formação de hidratos havendo a necessidade de injeção de 
inibidores preventivamente. 
 
Assim, o que se pode deduzir, é que vários produtos podem ser adicionados com a 
finalidade de baixar a temperatura de congelamento e formação de hidratos. Por 
questões práticas, um álcool, ou um glicol é injetado com tipo de inibidor: 
 Metanol, 
 Etanol, 
 Trietilenoglicol (TEG) 
 Dietilenoglicol (DEG); 
 Monoetilenoglicol (MEG). 
 
Ponto de injeção 
 
Com respeito ao inibidor de hidratos, ele tem como principal função de se combinar 
com a água livre reduzindo a temperatura que o hidrato se forma. É necessário que seja 
injetado na corrente gasosa antes que seja atingida a temperatura de formação de 
hidrato. Neste caso o ponto de injeção deve possibilitar maior dispersão possível no gás 
com a utilização de bicos nebulizadores. 
 
 Inibidor Bico aspensor 
 
 Tubulação 
 
 
 
 
 
 
 Cone cheio 
Figura ... Bico injetor de álcool em gasoduto 
 
 
GÁS 
TRATAMENTO DO GÁS 
 Introdução 
Nos tratamentos convencionais de derivados, a principal finalidade é extrair os 
compostos que trazem efeitos indesejados nos derivados. As impurezas mais 
especificamente, os compostos de enxofre, nitrogênio e oxigênio que estão presentes no 
petróleo, são formados durante o processo e por consequência também fazem parte dos 
derivados. 
Os processos de Tratamento Convencionais de Derivados contemplam todos os 
processos que tem como objetivo modificar ou remover os componentes que promovem 
alteração na qualidade dos produtos, sem modificar as características dos derivados. 
Neste caso, não ocorre modificação nos principais hidrocarbonetos que constituem os 
derivados, tendo em vista que, os compostos indesejáveis encontram-se em baixas 
concentrações em comparando com outros compostos hidrocarbonetos. 
Tratamento 
A exemplo que foi visto em relação aos contaminantes, na maioria dos casos, o gás 
natural dos campos de produção , vem composto por impurezas e umidade, assim, o gás 
natural precisa passar por um pré- tratamento, também denominado secagem do gás 
natural. Esse tratamento, normalmente realizado junto à jazida, é feito em Unidades de 
Processamento de Gás Natural (UPGN), resultando de um lado gás natural seco e de 
outro líquido de gás natural (LGN). 
Durante o processo de secagem do gás natural nas UPGN, normalmente, são removidos 
agentes contaminadores ou reduzidos os seus teores, com a finalidade de atender às 
especificações demandadas pelo mercado. Normalmente, esses tratamentos são muito 
eficazes, razão através do qual o gás natural seco (forma sob a qual é, normalmente, 
chamado de gás natural) é composto de uma mistura de metano e etano, com 
proporções altamente reduzidas em relação a outros hidrocarbonetos e de 
contaminantes. A proporção de metano nesta mistura normalmente é de 80 a 95%. 
Alguns compostos indesejáveis presentes nos derivados e suas fontes 
 
 Efeitos das impurezas sobre as propriedades do produto 
COMPOS EFEITOS INDESEJADOS 
H
2
S 
 
Tipo de odor muito desagradável, tóxico podendo até provocar uma 
paralisia da função respiratória; corrosivo, geralmente dá positivo nos 
teste de corrosão da lâmina de cobre; inibe a ação direta do antioxidante; 
Oxida formando o enxofre elementar e diminui a octanagem da gasolina. 
 
Enxofre Elementar 
 
É corrosivo e geralmente dá positivo nos teste de corrosão da lâmina de 
cobre; diminui a octanagem da gasolina, se mantém como um tipo de 
depósito nos botijões de GLP, enquanto estes estão sendo consumidos. 
 
Mercaptans 
 
Tipicamente tem um odor indesejado; não dá resultado positivo no teste 
de corrosão, porém corroem o cobre sem descolorir a superfície; 
provocam dissolução de elastômeros ( junto de vedação do sistema de 
combustível de aviação; o tiofenol é reagente a formação de goma. 
 
Sulfeto e Dissulfeto 
Compostos Cíclico 
de Enxofre 
 
 
 
 
 
Formação de SO
2
 e SO
3 
por queima; reduz a octanagem da gasolina. 
 
Composto 
Nitrogenados básicos 
 
 
Através de oxidação produzem determinadas alterações na cor dos 
derivados; parece influenciar a formação de goma, tendo em vista que, o 
nitrogênio surge em pequena quantidade na análise química da goma. 
 
 
Ácidos Naftênicos 
 
 
 
Pelo fato de serem compostos