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Mario Sergio da Rocha Gomes, M. Sc. 1 Engenharia de Petróleo - 80 Período VASOS SEPARADORES PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Separação 2 Separação do gás y O gás, sendo o mais leve dos componentes do petróleo, é o primeiro dos fluídos a ser separado, pela ação da gravidade, em equipamentos denominados separadores. Esses equipamentos são de uso comum em instalações de processamento de petróleo. PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Separação 3 A separação nos vasos baseia-se nos seguintes mecanismos: • Decantação – a gravidade provoca a separação gás/líquido, em função da diferença de densidade existente entre os mesmos; • Impacto – ao entrar no separador, os fluidos se chocam contra defletores, o que provoca uma rápida redução da velocidade e direção, provocando a queda do líquido e a subida do gás; • Força centrífuga – a corrente fluida ao entrar no separador tende a fazer um movimento circular pela sua parte interna. Como o óleo tem maior densidade, a força centrífuga faz com que ele se projete com mais intensidade contra as paredes. O gás, por ser mais leve, tende a subir e o líquido, mais pesado, tende a descer; PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Separação 4 A separação nos vasos baseia-se nos seguintes mecanismos: •Mudança de direção do fluxo – quando a direção da corrente é mudada bruscamente, as gotículas líquidas, tendo maior inércia, tendem a conservar a direção original, enquanto o gás se desvia com mais facilidade; •Mudança de velocidade – quando há um aumento brusco da velocidade, as gotículas de líquido, por sua maior inércia, custam mais a adquiri-Ia que o gás, ficando para trás. No caso de uma diminuição brusca de velocidade, essas gotículas projetam-se para frente do gás, que mais rapidamente adquire a nova velocidade. Ao entrar no separador, a corrente fluida encontra uma área bem maior para escoar do que a existente na tubulação, havendo, portanto, uma sensível redução da velocidade. PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Separação 5 6 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Constituição dos Separadores Um separador típico de produção é constituído de quatro seções distintas, de acordo com a designação API: • De Separação primária - O fluido entra no separador e choca-se com defletores de entrada que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluido. Desta forma, boa parte do gás se separa do líquido, que fica na parte inferior do vaso; • De Separação secundária - A força de gravidade causa a separação das gotículas mais pesadas que deixam a corrente de gás e se acumulam no fundo do vaso, onde o líquido é coletado; 7 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Constituição dos Separadores Um separador típico de produção é constituído de quatro seções distintas, de acordo com a designação API: • De Acumulação de líquido - Formada pela região inferior do vaso. Nesta seção o tempo de retenção deve ser suficiente para que ocorra a separação do gás remanescente na fase líquida, além de permitir a separação de grande parte da água, no caso dos separadores trifásicos. • De Aglutinação - Localizada normalmente próxima a saída de gás. As gotículas de líquido arrastadas pela corrente gasosa, não separadas nas seções anteriores, são aglutinadas e removidas do fluxo gasoso, através de dispositivos que apresentam superfície com elevada área de contato. 8 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – SEÇÃO DE SEPARAÇÃO SECUNDÁRIA Seções do Vaso Separador 9 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Os separadores são classificados pela literatura especializada, a partir de vários critérios: • Classificação de acordo com a finalidade: • bifásico (separador gás/líquido) • trifásico (separador gás/óleo/água) • quaternário (separador areia/óleo/água/gás) • Classificação de acordo com a forma: • Horizontal • Vertical Classificação 10 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Separador trifásico: ✓O separador trifásico tem a finalidade de separar os fluidos (óleo/gás/água) produzidos em campos de petróleo. ✓É um dos mais utilizados equipamentos de processamento primário. É bastante semelhante ao separador bifásico, usando, inclusive, os mesmos tipos de dispositivos internos. ✓Diferencia-se do bifásico pelo aparecimento de água na seção de acumulação, o que implica na instalação de mais uma saída no vaso e na instalação adicional de um sistema de controle de interface óleo/água, além de alguns internos. Classificação 11 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Separador trifásico: ✓Apresenta uma câmara de decantação de líquido maior que a do bifásico para que, com um tempo de residência (3 a 10 minutos) superior e o uso de dispositivos adequados, haja um aumento na eficiência de separação óleo/água (90%). ✓Também há necessidade da instalação de um condutor de líquido, para evitar a ocorrência de distúrbios na interface óleo/água, de um espalhador na saída desse condutor e abaixo da interface óleo/água, para que a distribuição do líquido seja feita homogeneamente por toda a área do vaso (água e óleo fluem em contra-corrente) e de um condutor de gás ou chaminé, para igualar a pressão de gás entre a seção de coleta inferior de líquido e a seção superior de decantação. Classificação 12 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Separador trifásico: ✓ É denominado separador de água livre, quando é usado com a finalidade de remover grande parte da água produzida que não está emulsionada com o petróleo. Através de uma válvula comandada por controlador de nível de interface água/óleo a água é liberada do vaso. O óleo, coletado em câmara independente após atingir o vertedor, também é drenado da mesma forma. Classificação 13 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Horizontal Trifásico 14 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Vertical Trifásico 15 SEPARADOR DE PRODUÇÃO PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Horizontal 16 SEPARADOR DE PRODUÇÃO PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Horizontal 17 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Horizontal Trifásico 18 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador • Separador bifásico: ✓ O separador bifásico tem a finalidade de separar as fases líquida (petróleo ou petróleo + água) e vapor (gás seco ou saturado de vapor d'água). ✓ É um vaso de pressão, comumente cilíndrico (horizontal ou vertical) e eventualmente esférico, onde, por efeito da gravidade, o líquido decanta no fundo, sendo retirado do equipamento através de uma tubulação de drenagem com válvula acionada por controlador de nível de líquido no vaso. Classificação 19 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador • Separador bifásico: ✓O gás acumulado na parte superior do equipamento é removido geralmente por meio de tubulação equipada com válvula acionada por um controlador da pressão de operação do separador. Esse tipo de equipamento pode ser utilizado como depurador de gás (scrubber). ✓ Quando a quantidade de líquido esperada é pequena, constituindo-se de líquido eventualmente arrastado de separadores primários a montante ou de líquidos condensados devido a compressão do gás e posterior resfriamento, é geralmente empregado um vaso vertical bifásico. Classificação 20 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador • Separador bifásico: ✓ No caso de se tratar corrente de gás vinda de outra instalação de produção, através de gasoduto, o separador bifásico é normalmente horizontal e é denominado de slug catcher, tendo a função de recolher o líquido condensado no gasoduto. ✓ Nesse caso, o vaso horizontal é preferido, pois tem maior capacidade de acúmulo de líquido, pois vazões instantâneas elevadas podem ocorrer quando da passagem de raspadores (esfera, pig espuma), em função da remoção do líquido que fica acumulado nas partes baixas do gasoduto. Classificação 22 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Vertical Bifásico 23 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Vertical Bifásico 24 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Vertical Bifásico 25 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – VASO SEPARADOR HORIZONTAL DOUBLE-TUBE 26 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – VASO SEPARADOR HORIZONTAL SINGLE-BARREL COMCOLETOR DE LÍQUIDO 27 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – VASO SEPARADOR ESFÉRICO 28 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – VASO SEPARADOR CENTRIFUGO Os maiores benefícios desse tipo de separador são: •Não possui partes móveis; •Baixo índice de manutenção; •Compacto, em termos de espaço e peso; •Não é afetado por movimentos; •Baixos custos quando comparados com a tecnologia dos separadores convencionais; 29 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – SEPARADOR HORIZONTAL, DOUBLE-TUBE, BIFÁSICO COM UM ELEMENTO SEPARADOR CENTRÍFUGO PRIMÁRIO E SECUNDÁRIO. PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 30 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 31 RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador 32 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 33 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 34 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 35 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 36 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 37 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 38 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 39 RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador 40 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 41 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 42 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador RECEBIMENTO DO GÁS EM TERRA - SLUG CATCHER 43 44 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Purificação ✓ Após a separação, o gás pode passar por um outro vaso, denominado de purificador (“scrubber”), para que sejam retidas algumas gotículas de óleo que tenham sido arrastadas. VASO DEPURADOR DE GÁS (Scrubber) Componentes •Remoção de partículas líquidas •PSV- Válvula de alívio de Segurança •Presença de “Demister”- eliminador de névoa PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Purificação 45 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Purificação 46 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Purificação Demister Dreno Válvula de entrada centrifuga Válvula de alívio Placa Defletora Controle do nível de óleo 47 48 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador Trifásico Separador Vertical x Separador Horizontal - Os separadores horizontais são normalmente mais eficientes sob o ponto de vista da separação gás/líquido, uma vez que oferecem uma área superficial de interface maior que permite uma maior decantação das gotículas de óleo presentes na fase gasosa, além de favorecer o desprendimento do gás da fase líquida separada; - Os separadores verticais separadores verticais requerem uma menor área para instalação e tem uma geometria que facilita a remoção de areia depositada no fundo. Uma desvantagem para uso offshore está relacionada ao manuseio por causa da altura. Absorvem bem a golfadas, pois toda a área da seção transversal do separador está disponível para o escoamento do gás; Horizontal* Vertical* Esférico* Considerações (monotubo) (monotubo) (um compartimento)_ Eficiência de separação 1 2 3 Estabilização do fluido separado 1 2 3 Adaptação à condições variáveis 1 2 3 Flexibilidade de operação 2 1 3 Capacidade (mesmo diâmetro) 1 2 3 Custo por capacidade da unidade 3 1 2 Habilidade de manipular materiais adversos 3 1 2 Habilidade de manipular óleo espumante 1 2 3 Adaptabilidade para uso portátil 1 3 2 Espaço requerido para instalação: - no plano vertical 1 3 2 - no plano horizontal 3 1 2 Facilidade para instalação 2 3 1 Facilidade de inspeção e manutenção 1 3 2 *Classificação: {1} mais favorável; {2} intermediário; {3} menos favorável 49 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Comparação entre Separadores 50 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador ✓Defletor de entrada - dispositivo primário de separação ou placa defletora. Têm a função de causar uma mudança rápida na direção e velocidade dos fluidos, permitindo uma rápida separação de grande parte do gás associado. COMPONENTES INTERNOS Calota esférica Placa Ciclônico 51 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador ✓Defletor de entrada Centrifugo COMPONENTES INTERNOS ✓ Defletor de entrada tipo “cotovelo 52 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador COMPONENTES INTERNOS 53 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador ✓Quebrador de espuma - A formação de espuma pode ocorrer na interface líquido/gás durante a liberação deste, prejudicando o sistema de controle de nível no interior do vaso. Para minimizar o consumo de produto químico antiespumante empregado ou até mesmo para evitar o crescimento da espuma são empregadas placas paralelas inclinadas que permitem o coalescimento dessas bolhas. Recentemente tem sido utilizado recheios estruturados. COMPONENTES INTERNOS 54 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador ✓Quebrador de ondas - Acessório constituído de placas perfuradas ou planas, posicionadas entre a interface gás/líquido e a interface óleo/água, de forma perpendicular à direção do fluxo, evitando, assim, a propagação de ondas, a partir das golfadas do líquido produzido. COMPONENTES INTERNOS 55 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador ✓ Quebrador de vórtice - Utilizado para evitar o desenvolvimento de vórtice quando da abertura da válvula de controle de nível. Os quebradores de vórtice são dispositivos mecânicos capazes de impedir o arraste de gás durante a remoção da fase líquida e/ou do óleo na água que é descartada (atuam evitando perturbações na interface óleo/água). CruzetaPlataformaTubo perfurado COMPONENTES INTERNOS 56 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador ✓ Quebrador de vórtice - COMPONENTES INTERNOS 57 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador ✓Extrator de névoa (Demister) - Finalidade de remover gotículas de óleo carreadas pela fase gasosa efluente; - Posicionados no bocal de saída de gás do separador. Podem ser do tipo placa cilíndrica, vane (aleta) e wire mesh, que são telas de aço inox randomicamente sobrepostas. COMPONENTES INTERNOS 58 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador ✓ Placas coalescedoras - Formadas por um conjunto de placas inclinadas ou corrugadas dispostas transversalmente à direção do fluxo, com espaçamento definido de forma a permitir a coalescência das gotículas dispersas nas fases óleo e água, propiciando um aumento da eficiência do vaso separador. Devido ao pequeno espaçamento existente entre as placas, tais dispositivos apresentam um certo potencial de tamponamento, sendo desaconselhável para petróleos com elevado conteúdo parafínico. Paralelas inclinadas Corrugadas COMPONENTES INTERNOS 59 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador ✓ Jatos e drenos de areia- Para remover esses sólidos, drenos de areia são abertos de uma forma controlada, e então um fluido em alta pressão, normalmente água produzida, é bombeado através de jatos para agitar os sólidos e descarregá-los pelos drenos. Para prevenir que a areia depositada não entupa os jatos, calhas de areia ou tampões são utilizados para cobrir as saídas. Para se assegurar de uma remoção apropriada de sólidos sem que atrapalhe o processo de separação, um sistema integrado, consistindo de dreno e seus jatos associados, deve ser instalado em intervalos não excedendo 1,5m (5 pés). COMPONENTES INTERNOS 60 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Vaso Separador VASO SEPARADOR HORIZONTAL COM COMPONENTES 61 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO Problemas operacionais ✓Espuma • Causada por impurezas presentes no petróleo; • Problemas causados: - Dificuldade em controlar o nível de líquido, pelo surgimento de mais fase no sistema; - Redução no volume útil do vaso; - Arraste de espuma no gás e líquido efluentes; ✓Areia • Pode obstruir internos, acumular no fundo, causar erosão e/ou interrupção de válvulas. O revestimento interno pode minimizar os efeitos de areia em válvulas.Já a utilização de drenos facilita a remoção de areia do fundo dos separadores. 62 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO Problemas operacionais ✓Parafina • Pode afetar a operação de separação. As placas coalescedoras na seção líquida e o wire mesh na seção gasosa são suscetíveis ao tamponamento. Quando a parafina é um problema, o uso de extrator de névoa do tipo placas ou centrífugos devem ser considerados como alternativos. Nesse caso, bocas de visitas ou orifícios devem ser providenciados para permitir o acesso de vapor ou solvente necessários para efetuar a limpeza do separador. 63 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO Problemas operacionais ✓ Emulsões • Causam problemas ao controle de nível de líquido, o que leva a uma redução na eficiência de separação. Aquecimento e adição de produtos químicos (desemulsificantes), geralmente, resolvem esse problema. ✓Arraste • Ocorre quando o líquido é arrastado pela corrente de gás ou quando o gás sai juntamente com o líquido. No primeiro caso, as causas são várias: alto nível de líquido no separador, danos nos internos do vaso, formação de espuma, saída de líquido obstruída, projeto inadequado ou subdimensionamento do equipamento. No segundo caso o arraste de gás pelo líquido, pode ocorrer devido o baixo nível de líquido, formação de vórtice e/ou falha no controle de nível são as causas do 64 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO VARIÁVEIS DE PROCESSO ✓Aquecimento O calor diminui a tensão superficial e viscosidade do óleo e assim auxilia na liberação do gás que está hidraulicamente retido no óleo. ✓ Produtos Químicos Produtos químicos que reduzem a tensão superficial do óleo auxiliam na liberação do gás não solúvel do óleo. Tais produtos reduzem apreciavelmente a tendência de formação de espuma do óleo e deste modo aumentam a capacidade do separador quando óleos espumantes são manuseados. O silicone é eficaz na redução da tendência de formação de espuma do óleo quando é misturado com o óleo em pequenas quantidades como partes por milhão (ppm) ou partes por bilhão (ppb). 65 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – As condições de operação de um separador são definidas pela pressão de separação, nível e temperatura. a) Pressão de separação É ajustada em função da pressão ótima de separação.Quando a pressão de separação é reduzida o volume de gás liberado pelo óleo aumenta.Quanto menor for a pressão, maior será a quantidade de gás ocupando o mesmo espaço no separador. Como conseqüência, há um aumento na velocidade do gás que pode vir a ser danoso para a separação, pois poderá ocorrer arraste de gotículas de óleo na corrente de gás. Para evitar isso, a vazão de entrada deverá ser reduzida. Logo, a redução na pressão de separação diminui a capacidade do separador. O aumento da pressão de separação irá produzir um efeito oposto e permitirá um aumento na capacidade do separador. 66 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – As condições de operação de um separador são definidas pela pressão de separação, nível e temperatura. b) Temperatura A temperatura de separação é determinada pela vazão, profundidade do poço, comprimento das linhas de surgência, etc. Normalmente não é parâmetro controlável no separador. Um aumento na temperatura do separador tem o mesmo efeito que uma redução na pressão de separação, causando, portanto, um aumento na vazão de gás. Esse aumento geralmente provoca uma redução nas densidades do óleo e do gás, facilitando a retirada da água emulsionada no óleo e diminuindo a formação de espuma. Em determinadas regiões há uma grande diferença de temperatura durante o dia e a noite e isso pode afetar a operação do separador. 67 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – As condições de operação de um separador são definidas pela pressão de separação, nível e temperatura. c) Nível Se o separador recebe um fluxo regular, é possível manter o nível e velocidade de circulação de gás estáveis, obtendo a máxima eficiência de separação. 68 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – A segurança e o controle e proteção operacional dos separadores são feitos em instalações de produção por meio de diversos instrumentos: a)Controladores de nível de líquido, de pressão e de temperatura - dispositivos mecânicos, elétricos ou pneumáticos têm a finalidade de atuarem sobre válvulas, abrindo ou fechando, para evitarem temperatura, pressão e nível de líquido excessivamente alto ou baixo; 69 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – b)Válvulas de segurança contra sobre-pressão - são geralmente instaladas nos separadores e abrem à pressão de cálculo do mesmo. Nem sempre têm capacidade de escoamento suficiente, funcionando mais como um dispositivo de alarme, para que outras medidas imediatas sejam tomadas; 70 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – c)Disco de ruptura contra sobre-pressão - abertura tampada com um diafragma metálico, que se rompe a uma pressão determinada (1,25 a 1,5 a pressão de cálculo do separador). Geralmente isso acontece depois da abertura da válvula de segurança e quando a mesma não é capaz de aliviar o excesso de pressão criado. 71 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – ✓ Um separador é normalmente equipado com chaves de nível e pressostatos com pontos de atuação ajustados para ações, como alarmes (normalmente chamados de pré-alarmes) e parada automática do equipamento (shut down). ✓ A função do pré-alarme é permitir ao operador, através de sua intervenção no processo, a correção da condição anormal, antes que a mesma conduza a ação automática de parada (shut down) do equipamento. ✓O API 14C admite que o pré-alarme possa ser acionado pelo mesmo elemento sensor do sistema de controle, mas exige um sensor independente para a ação de parada (shut down). 72 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – ✓ O vaso separador deve ter um pressostato de alta pressão e um de baixa que, ao atuarem, param o vaso fechando obrigatoriamente sua alimentação e, possivelmente, realizando alguma outra ação específica. O próprio sensor de pressão que está conectado ao controlador de pressão do vaso pode ser ajustado para efetuar o pré- alarme, caso a pressão de operação caia fora da faixa de f1utuação normalmente esperada para o equipamento. 73 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – ✓ Chaves de nível alto e baixo (chamados, respectivamente, muito alto e muito baixo), instaladas em separador, param o vaso, fechando obrigatoriamente a sua alimentação. Os próprios sensores de nível, conectados aos controladores de nível, podem ser ajustados para funcionarem como pré-alarmes, caso o nível ultrapasse a faixa de flutuação normalmente esperada para o equipamento. ✓ Um outro monitoramento operacional realizado em instalações de produção é a medição de vazão. A medição de gás é feita normalmente através de placa de orifício. Se a faixa de vazões previstas para a instalação for muito ampla, podem ser necessárias mais de uma placa (com diferentes orifícios) para que haja uma medição mais precisa. 74 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – ✓Medidores tipo turbina, de deslocamento positivo e ultra-sônico são utilizados na medição de líquidos. ✓Os de deslocamento positivo (volumétricos) apresentam problemas de entupimentos por resíduos diversos, mesmo com a utilização de filtros. ✓Os do tipo turbina (um rotor acionado pelo fluxo no interior do tubo, cuja velocidade é função da vazão em escoamento), apresenta desgaste do rotor na presença de sólidos, o que compromete o desempenho. ✓Os do tipo ultra-sônico (utiliza uma onda ultra-sônica que atravessa a tubulação e o seio do líquido em escoamento) são instalados fora da tubulação e, portanto, não sofrem qualquer efeito danoso decorrente do escoamento. STEAM EXPLOSION 75 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – ESTUDOS DE CASOS TCC – Bruno Duarte Moreira - 2009 76 GÁS NATURAL do Reservatório ao cliente UPGN C L I E N T E SGLP C5+ GV Reservatório Sep. Prod. Depurador Compr. Plat. Desidr. GLICOL Gasoduto marítimo “slug catcher” Compr. GV Gasoduto de GV Desidr. PeneiraDessulfur. PROCESSAMENTO PRIMÁRIO FIM 77