Processamento Primário de Petróleo

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PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO 
1. Introdução
-Ao longo da vida produtiva de um campo de petróleo ocorre, geralmente, a
produção simultânea de gás, óleo e água, juntamente com impurezas. Como o
interesse económico é apenas na produção de hidrocarbonetos, há
necessidade de dotar os campos de facilidades de produção, que são
instalações destinadas a efetuar, sob condições controladas, processamento
primário dos fluidos dos fluidos.
 Portanto, o processamento primário dos fluidos abrange: 
 Separação do óleo, do gás e da água com as impurezas em suspensão;
 Tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam
ser transferidos para as refinarias;
 Tratamento da água para reinjeção ou descarte.
O objetivo do Processamento Primário de Petróleo é de separar gás, óleo, 
água e tratar essas correntes, de maneira a especifica-las aos padrões de 
envio aos terminais e refinarias (óleo e água) e de descarte (água oleosa); 
- Normalmente, a separação e o tratamento dessas fases é feita numa planta
de processamento, por meio do uso de produtos químicos, aquecimento e
vasos separadores (dispostos em estágios), em função dos mecanismos
envolvidos na separação.
2. Vasos Separadores
- Os fluidos produzidos passam, inicialmente por separadores que podem ser
bifásicos ou trifásicos, atuando em série ou em paralelo. No separador bifásico
ocorre a separação gás/líquido, enquanto no separador trifásico ocorre,
também, a separação óleo/água;
Separadores trifásicos 
 
Separador Bifásico 
 
 
- Fabricados nas formas vertical e horizontal; 
- Mecanismos principais para separar líquido do gás: 
• Acção da gravidade e diferença de densidades – decantação do fluido mais 
pesado; 
• Separação inercial – mudanças bruscas de velocidade e de direção de fluxo 
permitindo ao gás desprender-se da fase líquida devido a inércia que esta fase 
possui; 
• Aglutinação das partículas – contacto das gotículas de óleo dispersas sobre 
uma superfície, o que facilita sua coalescência, aglutinação e consequente 
decantação; 
• Força centrífuga – que aproveita as diferenças de densidade de líquido e do 
gás; 
- Um separador típico constitui-se de 4 secções distintas: 
• Secção de separação primária – Onde o fluido choca-se com defletores ou é 
dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório. É nesta secção 
que a maior parte do líquido é separado, removendo rapidamente as golfadas e 
as gotículas de maior diâmetro do líquido. 
• Secção de acumulação de líquido – Onde ocorre a separação das bolhas 
gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária. Para que 
seja efetiva, o líquido deve permanecer retido durante um certo tempo; 
Secção de separação secundária – Onde se separam as gotículas menores de 
líquido carreado pelo gás após a separação primária; 
• Secção aglutinadora – onde as gotículas de líquidas arrastadas pela corrente 
de gás, são aglutinadas em meios porosos e recuperadas. Para retenção de 
pequenas gotículas de líquido na parte superior dos vasos, são utilizados 
extratores de névoa. 
 
3. Processamento do Óleo bruto 
- O fluido entra no separador e choca-se com defletores de entrada que 
provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluido. 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. 
Esta secção de coleta assegura um tempo de retenção apropriado, necessário 
para que o gás se desprenda do líquido e vai para o espaço superior do 
separador. 
O gás separado flui sob os defletores de entrada e segue através da secção de 
separação submarina. À medida que o gás flui, pequenas gotas de líquido que 
ficaram na fase gasosa caem por acção da gravidade na interface gás/líquido. 
Algumas gotas têm diâmetro tão pequeno que não são facilmente separadas 
nesta secção de decantação. 
Entretanto, antes de deixar o vaso, o gás passa através de uma secção de 
aglutinação e coalescência composta por aletas de metal, almofadas de tela de 
arame ou placas pouco espaçadas que extraem a névoa presente no fluido. 
 
Defletor de entrada 
Extrator de névoa (Demister) 
 
• Finalidade de remover gotículas de óleo carreadas pela fase gasosa efluente; 
• Posicionados no bocal de saída de gás do separador; 
 
4.Tratamento da Água Tratamento da Água 
Separador trifásico 
 
Finalidade de separar os fluidos (óleo/gás/água) produzidos em campos de 
petróleo; 
- Diferencia-se do bifásico pelo aparecimento de água, na secção de 
acumulação, o que implica na instalação de mais uma saída no vaso e na 
instalação adicional de um sistema de controlo de interface óleo/água além de 
alguns internos; 
- Apresenta uma câmara de decantação de líquido maior que a do bifásico para 
que, com um tempo de residência superior (3 à 5 minutos) e o uso de 
dispositivos adequados, haja um aumento na eficiência de separação 
óleo/água. 
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 libertada do vaso. O óleo, coletado em câmaras 
independente após atingir o vertedor, também é drenado da mesma forma. 
Separador Vertical x 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 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 secção transversal do 
separador está disponível para o escoamento do gás; 
5. Problemas operacionais nas plantas de processos 
 Espuma 
• Causada por impurezas presentes no petróleo; 
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 líquidos 
efluentes; 
 Parafina 
• Pode afetar a operação de separação, depositadas nas placas coalescedoras 
e extratores de névoa; 
 Areia 
• Pode obstruir internos, acumular no fundo, causar erosão e/ou interrupção de 
válvulas; 
 Emulsões 
• Causam problemas ao controle de nível de líquido, o que leva a uma redução 
na eficiência de separação; 
 Arraste 
• Ocorre quanto líquido é arrastado pela corrente de gás ou quando o gás sai 
juntamente com o líquido. 
Gás natural 
- O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos gasosos cuja composição 
abrange do metano (CH4) ao hexano (C6H14) sendo o metano o principal 
componente. Apresenta também, pequenas quantidades de componentes 
diluentes, como o nitrogénio e o vapor de água, e contaminantes (gás sulfídrico 
e dióxido de carbono). Em geral, o teor de hidrocarbonetos é superior a 90 %. 
- É considerado rico quando a soma das percentagens de todos os 
componentes mais pesados que o propano (C3), inclusive, é maior que 7 %. 
- Composição típica: 
- O gás natural é mais leve do que o ar, não tem cheiro e a sua combustão 
(queima) fornece de 8.000 a 10.000 kcal/m3; 
- Os compostos que não são hidrocarbonetos e que podem estar presentes no 
gás natural são classificados em inertes, gases inertes, gases ácidos e vapor 
de água. 
- Os inertes (nitrogênio) possuem como características principais o facto de não 
apresentar em reatividade química; 
- O vapor de água é um contaminante preocupante. Teores elevados causam 
problemas operacionais (corrosão e hidratos) e podem deixar o gás fora de 
especificação; 
- Os gases ácidos são assim chamados pordo liner. A manutenção da pressão da 
corrente de rejeito, por onde sai o óleo recuperado, sempre abaixo da pressão 
de saída de água garante o direcionamento do cone de óleo no sentido oposto 
ao da saída da água. 
Vantagens: 
• Pequeno tamanho e baixo peso se comparado a um separador de placas 
água-óleo, dimensionado para a mesma capacidade. 
• Tempo de residência de poucos segundos; 
• Ideal para FPSO e SS’s por não sofrerem influência provocada pelo balanço 
desses sistemas; 
• Pode ser instalado na posição horizontal ou vertical; 
• Não apresenta partes móveis; 
• Necessita de pouca manutenção; 
• Necessita de pouco acompanhamento operacional; 
• Tolera flutuação na vazão. 
Desvantagens: 
• Só remove uma parte do óleo emulsionado fazendo com que o sistema de 
Tratamento de Água, onde foram instalados, não se consiga atingir os valores 
exigidos pela legislação (do liner. A manutenção da pressão da 
corrente de rejeito, por onde sai o óleo recuperado, sempre abaixo da pressão 
de saída de água garante o direcionamento do cone de óleo no sentido oposto 
ao da saída da água. 
Vantagens: 
• Pequeno tamanho e baixo peso se comparado a um separador de placas 
água-óleo, dimensionado para a mesma capacidade. 
• Tempo de residência de poucos segundos; 
• Ideal para FPSO e SS’s por não sofrerem influência provocada pelo balanço 
desses sistemas; 
• Pode ser instalado na posição horizontal ou vertical; 
• Não apresenta partes móveis; 
• Necessita de pouca manutenção; 
• Necessita de pouco acompanhamento operacional; 
• Tolera flutuação na vazão. 
Desvantagens: 
• Só remove uma parte do óleo emulsionado fazendo com que o sistema de 
Tratamento de Água, onde foram instalados, não se consiga atingir os valores 
exigidos pela legislação ( < 20 mg/L), somente com a sua utilização; 
• Facilita a deposição de sais incrustantes nas paredes dos liners. 
Nos sistemas com potencial de geração de sais incrustantes, a injeção de 
produtos anti incrustantes devem ser aumentadas para prevenir contra a 
incrustação. 
10. Processo de separação por flotação: 
O processo de flotação de emulsões está baseado na ocorrência de contacto 
entre as bolhas de gás e as gotas de óleo, como as fases gás e óleo são 
menos densas do que a água, ambas tenderão a ascender naturalmente. 
Contudo, como a densidade do gás é muito menor do que a densidade do óleo, 
é de se esperar que as bolhas ascendem com uma velocidade maior do que as 
gotas de óleo. Esta diferença possibilita a ocorrência do contato (choque) 
bolha-gota. 
Em muitos casos, o movimento da água ao redor das bolhas pode afastar as 
gotas, reduzindo assim a possibilidade do contacto bolha gota. 
Principais processos de flotação: 
• Flotação por gás induzido (FGI) 
• Flotação por gás dissolvido (FGD) 
• Eletroflotação 
11.Tratamento de água-flotadores 
Processos diferem entre si segundo a forma em que o gás é induzido no 
sistema. A Comparação entre o processo de flotação a gás dissolvido e a gás 
induzido: 
- O tamanho das bolhas de gás geradas, no processo de flotação a gás 
dissolvido, é normalmente, bem menores que no processo a gás induzido; 
- O processo de flotação a gás dissolvido tem um maior custo de instalação e 
operação que o processo a gás induzido; 
- A flotação a gás dissolvido é, normalmente, mais eficiente; 
- A energia interna e a turbulência gerada na célula de flotação a gás induzido 
é bem maior que na célula de flotação a gás dissolvido. 
Tratamento de água – tubo de despejo Tratamento de água – tubo de despejo 
-O tubo de despejo apresenta câmaras de decantação e anteparos de retenção 
para promover tempo extra de residência para separar qualquer óleo 
remanescente proveniente dos hidroclones. A água oleosa recuperada é 
enviada ao tanque recuperador, enquanto o restante é descartada para o meio 
ambiente; 
 
 
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