173829290-Processamento-de-gas-natural

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Introdução ao Processamento e 
Tratamento do Gás Natural 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Daniel H. M. Filho 
Eng. Processamento – UNBSOL/ATP-U/OP 
Manaus, Dezembro de 2005. 
_____________________________________________________________________________________ 
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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Autor 
 
Daniel Henrique Maximo Filho: Engenheiro Químico graduado pela Universidade Federal 
de Minas Gerais, atua como Engenheiro de Processamento na Gerência de Operações do 
Ativo de Produção de Urucu da Unidade de Negócio da Bacia do Solimões em Manaus-AM. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Colaboradores: 
 
Eng. KEN WHEELER DA SILVA ARAUJO 
Eng. TIAGO TERIBELE 
Eng. PHILIPP WOLFGANG MAI RODRIGUES 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural / Daniel Henrique Maximo 
Filho, autor. – UN-BSOL/ATP-U/OP – Manaus-AM. 
 
 
 
 
 
 
Reservam-se os direitos desta à 
Petróleo Brasileiro S.A. 
Av. República do Chile, 65 - Centro - 20031-912 
 Rio de Janeiro - RJ 
 
 
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 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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Índice 
 
 
 
CAPITULO 1: CONCEITUAÇÃO ..................................................................................... 4 
1.1– O GÁS NATURAL...................................................................................................... 4 
1.2– PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DO GÁS NATURAL ........................................... 6 
1.3– TRATAMENTO.......................................................................................................... 7 
1.4- RIQUEZA DO GÁS NATURAL ................................................................................. 7 
CAPÍTULO 2: CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL8 
2.1 – CONDICIONAMENTO DO GÁS NATURAL.......................................................... 8 
2.1.1 - Estabilização e processamento de condensados.................................................. 8 
2.2 – UNIDADE DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL - UPGN ...................... 10 
2.2.1 - Importância econômica das UPGNs.................................................................. 11 
2.3 – ESCOLHA DO PROCESSO..................................................................................... 13 
2.4 – PROCESSO DE REFRIGERAÇÃO SIMPLES ....................................................... 16 
2.5 – PROCESSO JOULE-THOMSON ............................................................................ 18 
2.6 – PROCESSO DE ABSORÇÃO REFRIGERADA..................................................... 19 
2.7 – PROCESSO DE TURBO-EXPANSÃO ................................................................... 23 
CAPITULO 3: TRATAMENTO........................................................................................ 27 
3.1 – DESIDRATAÇÃO ................................................................................................... 27 
3.1.1 – Água no gás natural .......................................................................................... 27 
3.1.2 – Analisadores de umidade no gás natural .......................................................... 30 
3.1.3 – Hidratos ............................................................................................................. 33 
3.1.4 – Injeção de inibidores de hidrato........................................................................ 35 
3.1.5 – Desidratação por Absorção .............................................................................. 37 
3.1.6 – Desidratação por Adsorção .............................................................................. 38 
3.1.7 – Parâmetros de projeto....................................................................................... 42 
3.1.8 – Vantagens e desvantagens dos sistemas de adsorção ....................................... 45 
3.2 – REMOÇÃO DE GÁSES ÁCIDOS ........................................................................... 46 
3.2.1 – Objetivos............................................................................................................ 46 
3.2.2 – Seleção do tratamento ....................................................................................... 47 
3.2.3 – Tratamento com soluções de aminas................................................................. 49 
3.2.4 – Tratamento com Carbonato de Potássio a quente ............................................ 51 
3.2.5 – Tratamento com Sulfinol ................................................................................... 51 
3.2.6 – Tratamento com Ferro Esponja ........................................................................ 52 
3.2.7 – Tratamento com Peneiras Moleculares............................................................. 53 
3.2.8 – Tratamento com o processo Ryan-Holmes........................................................ 53 
3.2.9 – Tratamento de Permeação por Membranas...................................................... 54 
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................. 56 
ANEXOS .............................................................................................................................. 57 
ANEXO 1 - ESPECIFICAÇÃO DO GÁS NATURAL DE ORIGEM NACIONAL OU IMPORTADA ..... 57 
ANEXO 2 - ESPECIFICAÇÕES DOS GASES LIQÜEFEITOS DE PETRÓLEO (GLP). .................... 58 
ANEXO 3 - GLOSSÁRIO DO RAMO DE PETRÓLEO................................................................. 60 
 
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Processamento / UN-BSOL 
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Capitulo 1: Conceit
 
1.1– O G
 
Definição: “G
condições at
ou gaseíferos
 
O gás natura
estar associa
hidrocarbone
(C3), butano
no estado ga
baixos teores
enxofre. 
 
Mais leve qu
o que o torna
submetido a 
álcool se infl
com uma ch
odorizado co
 
A principal v
benefícios ec
pela qual dis
para as usina
desmatament
 
Embora o gá
como um pr
causadas po
combustível 
vantagens de
produto nobr
de energia pr
 
Grafico 1.1.1 –
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: BP Stati
Con
18%
30%
1%
3
 
ÁS NATURAL 
ás Natural ou Gás: todo hidrocarboneto qu
mosféricas normais, extraído diretamente a
, incluindo gases úmidos, secos, processado
l é um combustível fóssil encontrado em r
do ou não ao petróleo (gás associado ou g
tos leves: principalmente por metano(C1) e
(C4) e pentano(C5), podendo chegar ao dec
soso, sob pressão atmosférica e temperatu
 de contaminantes como o nitrogênio, dióxi
e o ar, o gás natural dissipa-se facilmente n
 mais seguro que o GLP. Para que se inflam
uma temperatura superior a 470°C. A título
ama a 200°C e a gasolina a 300°C. Além di
ama quase imperceptível. Por questões de 
m compostos de enxofre para que seja facilm
antagem do uso do gás natural é a preserv
onômicos, o GN é um combustível não-pol
pensa tratamento dos produtos lançados na
s termoelétricas a óleo, lenha e nucleares, d
o e de acidentes ambientais. 
s natural seja o petróleo na forma de gaso
oduto inferior. Só a partir da década de 
r bruscas elevações do preço do petróleo
em substituição aos demais derivados do
 sua utilização, principalmente econômicas
e. Os gráficos abaixo mostram o aumento d
imária mundial.Consumo de energia em 1974 Grafico
stical Review of World Energy June 2004. 
sumo mundial de energia 1974
48%
%
Óleo
Gás Natural
Carvão
Energia Nuclear
Hidro elet.
Consumo total = 6,072 BI TEP
uação 
e permaneça em estado gasoso nas 
 partir de reservatórios petrolíferos 
s e gases raros.” - LEI Nº 9.478/97 
ochas porosas no subsolo, podendo 
ás não associado). É composto por 
 etano(C2), passando pelo propano 
ano(C10). O gás natural permanece 
ra ambiente. Geralmente apresenta 
do de carbono, água e compostos de 
a atmosfera em caso de vazamento, 
e (auto ignição) é preciso que seja 
 de comparação, vale lembrar que o 
sso, é incolor e inodoro, queimando 
segurança, o GN comercializado é 
ente detectável. 
ação do meio ambiente. Além dos 
uente; sua combustão é limpa, razão 
 atmosfera. É um ótimo substituto 
iminuindo os níveis de poluição, de 
sa, durante muitos anos foi tratado 
70, após duas crises internacionais 
, o gás passou a ser usado como 
 petróleo. Hoje, devido às muitas 
 e ambientais, o gás é considerado 
o consumo do gás natural na matriz 
. 1.1.2 – Consumo de energia 2004 
Consumo Mundial de energia 2004
Petróleo
37%
Gás Natural
24%
carvão
27%
nuclear
6%
hidroelétrica
6%
Petróleo
Gás Natural
carvão
nuclear
hidroelétrica
Consumo total = 10.224 BI TEP
4
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Processamento / UN-BSOL 
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5
No Brasil o consumo do gás natural ainda é considerado baixo. Em 2004 apenas 9,1% da 
matriz de energia primária brasileira foi produzida pelo gás natural, enquanto que na 
Argentina o gás corresponde a 55%, nos EUA 25% e na União Européia 24,4% (ano 2004). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
% Gás na matriz energêtica
25,0%26,2%
55,0%
9,1%
15,3%
23,4%
35,9%
11,2%
54,1%
16,9%
38,9%
2,5%
24,4%
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
C Ar
g F
Al
e
a
Ita
lia
Po
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ga
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Fe
de
ra
çã
o 
Ru
ss
a 
Es
pa
nh
a
Re
ino
 U
nid
o
Ch
ina UE
Fonte: BP Statistical. Review of World Energy. Jun 2005 
Os gráficos abaixo mostram a evolução do consumo e da produção de gás no Brasil. 
Podemos notar que a partir de 1999 com a entrada em operação do gasoduto Bolívia-Brasil 
houve um aumento no consumo em relação à produção. 
 
Gráfico 1.1.3 – Consumo de gás natural no Brasil de 1980 a 2004. 
Consumo de gás no Brasil
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
0 2 4 6 8 0
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
Ano
Bi
lh
oe
s 
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3
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Grá
par
F
 
19
8
19
8
19
8
19
8
19
8
19
9
US
A
an
ad
a
en
tin
a
Br
as
il
ra
nc
a
m
an
h
 
 onte: BP Statistical. Review of World Energy. Jun 2005 
 
fico 1.1.4 – Produção de gás natural no Brasil de 1980 a 2004, excluído o gás enviado 
a flare ou recirculado. 
Produção de gas no Brasil
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
Ano
Bi
lh
õe
s 
m
3
 
onte: BP Statistical. Review of World Energy. Jun 2004. 
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Processamento / UN-BSOL 
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1.2– PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DO GÁS 
NATURAL 
 
Entende-se por processamento de gás natural a seqüência de operações unitárias que têm por 
objetivo separar os componentes mais pesados do gás em uma corrente líquida, tornando o 
gás mais leve. 
 
A corrente líquida, normalmente formada pelo propano(C3) e mais pesados, é conhecida 
como LGN, Líquido de Gás Natural. O LGN é fracionado para se obter o GLP, Gás 
liquefeito de Petróleo, e a nafta leve(C5+). Estas correntes líquidas possuem um maior valor 
energético, e conseqüentemente, um maior valor econômico. 
 
O gás mais leve, de menor valor energético, é denominado gás processado, gás seco ou 
residual, sendo composto basicamente por metano(C1) e etano(C2), este é o gás utilizado 
por indústrias, automóveis, residências, comércio e usinas de geração de energia 
(termoelétricas). 
Gás Natural bruto 
 
 
 
Gás industrial; 
Gás Natural Veicular (GNV); 
Gás Metano (residencial, 
comercial e geração de energia).
Líquido do Gás Natural (LGN); 
Gás Liquefeito de Petróleo (GLP);
Propano líquido; Butano líquido, 
Nafta leve (C5+), etano líquido.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A tabela 1.2.1 mostra a composição típica do gás na
PETROBRAS : 
Tabela 1.2.1 - Composição molar média de alguns gases: 
ELEMENTOS ASSOCIADO (1) NÃO ASS(2
METANO 65,18 85
ETANO 11,11 8,
PROPANO 4,82 3,
I-BUTANO 0,57 0,
N-BUTANO 1,16 0,
I-PENTANO 0,16 0,
N-PENTANO 0,20 0,
HEXANO 0,06 0,
HEPTANO E SUPERIORES 0,09 0,
NITROGÊNIO 16,52 0,
DIÓXIDO DE CARBONO 0,13 0,
TOTAL 100 10
 1- Gás do campo de LUC, Bacia do Solimões - Urucu; 
 2- Gás do campo de Miranga, na Bahia; 
 3- Saída da UPGN 2 , Urucu. 
 
 Processamento 
tural de algumas unidades da 
OCIADO 
) PROCESSADO (3) 
,48 72,49 
26 12,23 
06 0,45 
47 - 
85 - 
20 - 
24 - 
21 - 
06 - 
53 14,64 
64 0,19 
0 100 
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1.3– TRATAMENTO 
 
 
O gás natural bruto vindo do campo de produção pode conter contaminantes que são 
classificados em dois tipos básicos: inertes e gases ácidos. Os inertes estão sempre presentes 
no gás e são o nitrogênio e o vapor d’água. Os gases ácidos, assim chamados por formarem 
soluções ácidas quando na presença de água livre, englobam o gás carbônico (CO2) e os 
compostos de enxofre, a saber, o gás sulfrídrico (H2S), mercaptans (R-SH sendo R um 
radical hidrocarboneto), sulfeto de carbonila (COS) e dissulfeto de carbono (CS2). O 
tratamento é o conjunto de processos aos quais o gás será submetido para remoção ou 
redução dos teores de contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança, 
transporte ou processamento posterior. Os processos de tratamento serão detalhados no 
capítulo 3. 
 
 
 
1.4- RIQUEZA DO GÁS NATURAL 
 
 
Um conceito muito utilizado no processamento de gás é a riqueza, que é a soma das 
porcentagens molares dos componentes mais pesados do gás, isto é, o somatório dos 
componentes a partir do propano, inclusive. De acordo com este critério um gás é 
considerado rico se a sua riqueza for superior a 4 % (este percentual pode variar conforme 
as condições técnicas e econômicas do projeto). As riquezas dos gases de Urucu são LUC 
7,4%, RUC 6,91%. 
 
Existe um outro conceito menos utilizado que é o índice de riqueza do gás (IRG) definido 
como sendo a quantidade de líquido que pode ser obtida através do processamento 
primário. É expressa em metros cúbicos de líquido a 15,5 ºC e 1 atm por 1.000 m3 de gás 
natural a 20ºC e 1 atm. Dada a composição de um gás, a riqueza, segundo esta definição é 
obtida pelo somatório do produto da porcentagem molar de cada componente por um fator 
F dado no quadro abaixo, cujo valor é função de densidade e do peso molecular do 
componente. 
 
Componente Fator 
Etano C2 0,0352 
Propano C3 0,0362 
 Iso butano iC4 0,0431 
Normal butano nC4 0,0415 
Iso pentano iC5 0,0482 
Normal pentanonC5 0,0477 
Hexano C6 0,0541 
HeptanoC7 0,0607 
 
 
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Processamento / UN-BSOL 
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Capítulo 2: CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO 
GÁS NATURAL 
 
2.1 – CONDICIONAMENTO DO GÁS NATURAL 
 
O condicionamento do gás visa seu enquadramento às características necessárias ao seu 
transporte em gasodutos, de forma que possa ser realizado sem prejuízo para as instalações 
utilizadas nestas operações (tubulações, compressores, etc.). Como comentado 
anteriormente, o gás natural bruto contém hidrocarbonetos e vapor d’água que podem passar 
do estado gasoso para o líquido com as variações de temperatura e/ou pressão, mesmo que 
pequenas; isto provoca o acúmulo destes líquidos em linhas e dutos, o que gera problemas 
de escoamento, corrosão e até tamponamento pela formação de hidratos. Para evitarmos tais 
problemas o gás deve ser condicionado para atender as especificações de transporte. 
 
Normalmente o principal parâmetro a ser controlado no condicionamento é o ponto de 
orvalho (dew point) dos hidrocarbonetos e do vapor d’água. Define-se como ponto de 
orvalho a temperatura na qual, a uma determinada pressão, começa ocorrer a condensação 
de líquidos (hidrocarbonetos ou água). O ajuste usual do ponto de orvalho é de 5ºC abaixo 
da mínima temperatura de operação do gasoduto, na pressão de trabalho, para garantir a não 
formação de hidrocarbonetos líquidos ou água líquida. No Brasil, para a comercialização do 
gás, o ponto de orvalho da água é limitado ao máximo de –45ºC a 1 atm, sendo que nas 
regiões norte e nordeste admitem-se o valor de –39ºC. Em alguns casos deve-se tratar o gás 
para enquadrar os teores de gás sulfrídrico (H2S) em no máximo 20 ppm e de dióxido de 
carbono (CO2) em no máximo 2 % vol.. A portaria da ANP que trata da especificação do gás 
a ser comercializado no Brasil é a de Nº 104 de 8/7/2002- DOU 9/7/2002. O anexo 1 
apresenta a tabela com as especificações do gás natural conforme a portaria da ANP. 
 
Fig. 2.1.1 Produtos de uma unidade de Condicionamento. 
 
 
Gás Natural 
Condicionamento 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
H2O 
C5 
C6 
 C7+
Gás Natural 
condicionado 
Condensados 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.1.1 - Estabilização e processamento de condensados 
 
Os condensados formados nas linhas de produção e/ou condicionamento geralmente são 
enviados para uma UPGN ou refinaria para serem processados. Quando o volume de 
condensados é significativo é construída uma Unidade de Processamento de Condensado de 
Gás Natural (UPCGN) que é formada basicamente de torres de fracionamento. 
 8
Fig. 2.1.2 - Curvas típicas de ponto de orvalho - condensação retrograda por redução de temperatura. 
 
 
 
2.2 – E DE PROCESSA NT ÁS 
NATURAL – UPGN 
 
Definiçã industrial que objetiva rea r a s ão das frações pesadas 
(propan dos), existentes no gás natural, gerando gás processado(metano e 
etano), G natural (C5+).” 
 
Uma U ocessamento de Gás Natural (UPGN) visa à recuperação dos 
hidrocar
especifi
veicular
chegand
obtidas 
consiste
que é co
processa
(alternat
teores q
Petróleo
mesmo 
 
As recu
utilizado
hidrocar
que a re
poder ca
 
Fig. 2.2
 
Alt
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Alt
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UNIDAD
o:“instalação 
o e mais pesa
LP e gasolina
nidade de Pr
bonetos mais pesados do gás na forma 
cação do gás natural processado (residu
. Os processos variam de um simples a
o até a produção de etano líquido. Vári
em uma UPGN, conforme mostrado na fig.
 em produzir apenas um Líquido de Gás N
mposto de propano e hidrocarbonetos mais
mento inclui o fracionamento do LGN em
iva B). Em outras se consegue incorporar 
ue não alterem a especificação de Pressão d
(ANP) para este derivado. Em unidades
etano líquido (alternativa D). 
perações de líquidos que podem ser alc
 e da riqueza do gás. Comumente se c
bonetos mais pesados, 90 a 95 % do prop
cuperação do etano quer no GLP, quer 
lorífico do gás processado. 
.1 Produtos de uma UPGN 
ernativa A 
Também 
conhecida como 
URGN – Unidade 
de Recuperação de 
GN. 
UPGN 
 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
ernativa B 
UPGN 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
liza
líquida, de
al) para 
certo do p
as são as 
 2.2.1. A a
atural (LG
 pesados q
 Gás Lique
parte do eta
e Vapor fix
 mais com
ançadas de
onsegue re
ano e até 
como prod
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+
L
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
C7+
O DE G
ME
eparaç
 maior valor agregado, e na 
usos industrial, residencial e 
onto de orvalho (dew point) 
configurações que podem ser 
lternativa A é a mais simples e 
N), para posterior tratamento, 
ue ele. Em algumas unidades o 
feito de Petróleo (GLP) e C5+ 
no ao GLP (alternativa C) em 
ada pela Agência Nacional do 
plexas pode-se produzir até 
pendem do tipo de processo 
cuperar 100% dos butanos e 
80 % do etano. Cabe ressaltar 
uto puro, acarreta redução do 
Gás 
processado 
GN 
Nafta leve 
(C5+) 
GLP 
Gás 
processado 
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Alternativa C 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UPGN 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C2 
C3 
C4 
Nafta leve 
(C5+) 
C5 
C6 
C7+ 
GLP
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
Gás 
processado 
Alternativa D 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UPGN 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4
Gás 
processado 
Nafta leve 
(C5+) 
C5 
C6 
C7+
C2 Etano líquido 
GLP 
N2 
CO2 
C1 
C2 
C3 
C4 
C5 
C6 
 C7+ 
 
2.2.1 - Importância econômica das UPGN`s 
 
As refinarias são responsáveis pela produção da maior parte do GLP, entretanto a opção de 
aumentar a oferta de GLP simplesmente a partir do aumento da capacidade de refino não se 
revela a mais atraente do ponto de vista de custos, uma vez que o aumento de 40% da 
capacidade do refino, necessário para se atender o mercado, acarretaria em uma sobra 
considerável de outros combustíveis, principalmente gasolina e óleo combustível, e a 
conseqüente dificuldade de comercializá-los a preços atrativos. Assim sendo as UPGN’s 
são, em termos econômicos, muito importantes para a balança comercial Brasileira, pois 
produzem grandes quantidades de GLP além de especificar o gás natural para o consumo 
industrial, residencial ou veicular. 
 
Nos últimos anos a PETROBRAS vem investindo na construção de UPGN’s por todo o 
país, o gráfico 2.2.1 a seguir mostra a redução das importações de GLP em relação ao 
aumento da produção das UPGN’s. 
 
 
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Gráfico 2.2.1 – Importação X Produção 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção submetido à ANP. 
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
m3
Ano
Importação GLP X Produção de LGN
Importação
Produção
Importação 5.096.778 3.851.092 3.355.396 2.039.941 1.880.419
Produção 2.085.089 2.331.767 2.610.825 3.267.008 3.570.4192000 2001 2002 2003 2004
 
 
Tabela 2.2.1- Situação atual das UPGN’s na Petrobras junho/04. 
Unidades Capacidade 
1000 m3/d 
Produção LGN 
m3
Início o
Urucu 1 (AM) 700 200 1
Urucu 2 (AM) 6.000 2.100 2
Urucu 3 (AM) 3.000 980 2
Lubnor (CE) 350 180 1
Guamaré 1 (RN) 2.200 640 1
Guamaré 2 (RN) 2.400 640 2
Guamaré 3 (RN) 1.500 625 
Atalaia (SE) 3.000 830 1
Carmópolis (SE) 350 80 1
Pilar (AL) 2.000 450 2
Catu 1 (BA) 1.950 480 1
Catu 3 (BA) 2.750 600 2
Candeias (BA) 2.950 715 1
Lagoa Parda 1 (ES) 400 50 1
Lagoa Parda 2 DPP(ES) 1.500 60 2
Cabiúnas 1 (RJ) 560 195 1
Cabiúnas 2 (RJ) 3.000 690 1
Cabiúnas 3 (RJ) 5.400 690 2
Cabiúnas 4 (RJ) 5.400 690 Em co
UPCGN Cabiúnas (RJ) 1,5 900 1
REDUC 1 (RJ) 2.400 660 1
REDUC 2 (RJ) 2.000 660 1
UFL-REDUC (RJ) 5,4 2
RPBC (SP) 2.400 630 1
Total 52.217 13.745 
Fonte: Encontro Técnico de UPGN`s Petrobras/2005 
 
 
peração Processo 
993 Absor. Refrig. 
000 TE Refrig. 
004 TE Refrig. 
987 Absor. Refrig 
985 Absor. Refrig 
001 TE Refri 
 TE Refri 
981 Absor. Refrig 
989 Refrig. Simples 
003 TE Refrig.. 
962 Absor. Refrig 
005 TE 
972 Absor. Refrig 
983 Refrig. Simples 
003 Refrig. Simples 
987 Absor. Refrig 
997 Refrig. Simples 
002 TE 
nstrução TE 
987 Fracionamento 
983 Absor. Refrig 
987 TE Refrig. 
002 
993 Joule Thomson 
 
 
*
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Processamento / UN-BSOL 
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2.3 – ESCOLHA DO PROCESSO 
 
Em termos econômicos, a escolha do melhor processo a ser utilizado em uma UPGN 
depende basicamente de 03 fatores: composição do gás, pressão disponível e recuperação 
desejada. No entanto, como não existem critérios rígidos que orientem a seleção, é 
recomendável que se faça um estudo técnico e uma análise econômica para cada tipo de 
processo. A análise deverá considerar, entre outras coisas, os seguintes fatores : 
 
- recuperações obtidas; 
- quantidade, tipo, origem (nacional ou importado); 
- custo de equipamentos e instrumentação; 
- custos operacionais; 
- consumo de utilidades. 
 
São quatro os tipos de principais de processos para a recuperação de líquidos ou controle de 
“dew-point” (ponto de orvalho) do gás natural: 
 
- refrigeração simples; 
- expansão Joule–Thomson (JT); 
- absorção refrigerada; 
- Turbo-expansão (TE). 
 
 
A fig 2.3.1 mostra um esquema simplificado, em função da riqueza do gás, as faixas de 
recuperação para 03 dos processos acima. Contudo o comparativo não inclui o processo de 
absorção que, embora perdendo terreno para a turbo-expansão, ainda é utilizado em grande 
número de instalações no mundo todo. 
 
Todos os processos têm em comum o princípio básico de promover a condensação dos 
hidrocarbonetos mais pesados por redução de temperatura. 
 
O processo de absorção refrigerada, no entanto, utiliza a refrigeração apenas como auxiliar 
para obter maiores recuperações, sendo o óleo de absorção o agente fundamental na 
recuperação dos hidrocarbonetos líquidos. Sua aplicação típica é na recuperação de propano 
e mais pesados, havendo sempre uma recuperação incidente de etano. Como os 
investimentos e custos de operação da Absorção Refrigerada estão diretamente relacionados 
à vazão de circulação de óleo de absorção, este tipo de processo deixa de ser interessante à 
medida que se deseja recuperações de etano mais elevadas e que requerem maiores 
circulações de óleo. A grande vantagem deste processo é a manutenção da pressão de 
admissão do gás, requerendo pouca, ou nenhuma, recompressão do gás processado. 
 
Quanto aos dois processos de expansão, JT e TE, ambos causam resfriamento do gás devido 
à redução de pressão (flash adiabático), chamado de efeito Joule-Thomson; a diferença 
básica entre eles, em termos termodinâmicos, é que o primeiro é isentálpico (não há geração 
de trabalho) e o segundo é isoentrópico (há geração de trabalho). 
 
 
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 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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Para processos de fluxo, a variação da entalpia é dada pela diferença entre o calor trocado 
com o ambiente e o trabalho executado pelo fluido (H = Q – W). A expansão Joule-
Thomson ocorre em uma válvula e, por ser instantânea, pode ser considerada um processo 
adiabático (Q = 0), isto é, um processo em que não há troca de calor com o ambiente. Como 
também nenhum trabalho é executado pelo fluido durante a expansão (W = 0), conclui-se 
que não há variação de entalpia, sendo assim o processo é isentálpico. 
 
Fig. 2.3.1 – Seleção de processos de recuperação de LGN em função da riqueza do gás e do 
nível de recuperação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Recupera- 
ção inviável 
de líquidos 
Turbo-Expansão 
Ou 
Joule-Thomson com 
refrigeração 
Refrigeração 
simples 
Turbo-Expansão 
Ou 
Joule-Thomson 
 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 
 
100% 
 
90% 
 
80% 
 
70% 
 
60% 
 
50% 
 
40% 
 
30% 
 
20% 
 
10% 
N
í
v
e
l 
. 
R
e
c
u
p
e
r
a
ç
ã
o 
 
 
A expansão do gás em uma turbina também pode ser considerada um processo adiabático, 
porém diferentemente da expansão em uma válvula, é possível realizar trabalho, geralmente 
em um eixo que aciona um compressor, e neste caso a variação de entalpia é diferente de 
zero. Se o processo fosse adiabático e reversível seria um processo à entropia constante, isto 
é, isoentrópico. Como na prática todos os processos são, em maior ou menor grau, 
irreversíveis, considera-se o processo de Turbo-Expansão como isentrópico e aplica-se uma 
eficiência variando de 60 a 85% para levar em conta a irreversibilidade. Em outras palavras, 
a eficiência do processo é a relação entre o trabalho realmente recuperado no Turbo-
Expansor e o trabalho que seria produzido se a turbina fosse isoentrópica. A eficiência do 
trabalho de Turbo-Expansão é importante por várias razões: além de estar diretamente 
relacionada ao trabalho produzido, da eficiência do processo, dependerá dela a temperatura 
obtida e a produção de líquidos. 
Índice de Riqueza do Gás (m3 liq./1000 m3 gás) 
 
 
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 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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A fig. 2.3.2 mostra esquematicamente em um diagrama entalpia X entropia os resultados de 
uma expansão Joule-Thomson e Turbo-Expansores em vários níveis de eficiência. Nota-se 
que para uma mesma queda de pressão a turbo-expansão proporciona temperaturas mais 
baixas que a expansão JT que é equivalente a uma turbina com 0% de eficiência. 
 
O processo de TE é indicado quando se deseja altas recuperações de etano, pois as 
temperaturas obtidas são suficientemente baixas para promover a condensação deste 
componente. Já o processo JT requer que o gás esteja a uma pressão suficientemente elevada 
e temperaturas suficientemente baixas para que possa haver condensação do etano. 
 
 
Fig. 2.3.2 – Exemplo de diagrama Entalpia X Entropia para uma expansão do gás natural 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
T = - 69,11 ºC
E
n
t
a
l
p
i
a 
 
(kJ/kgmol) 
T = - 87,93 ºC 
T = - 83,58 ºC 
T = - 79,05 ºC 
T = - 74,25 ºC
T = - 41,0
EF d = 100%
EF c = 75%
EF b = 50%
EF a = 25%
EF 1= 0% 
H2d = -7,189 e4 
H2c = -7,150 e4 
 
H2b = -7,111 e4 
H2a = -7,072 e4 
H1 = -7,033 e4 
 Entropia (kJ/kgmol/ºC) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Processamento / UN-BSOL 
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2.4 – PROCESSO DE REFRIGERAÇÃO SIMPLES 
 
 
2.4.1 – GERAL 
 
O processo de recuperação de hidrocarbonetos líquidos por refrigeração simples, como o 
próprio nome sugere, consiste meramente no resfriamento do gás de modo a promover a 
condensação do propano e mais pesados. Este processo encontra aplicação quando o 
objetivo é apenas recuperar componentes a partir do propano (LGN) e não se deseja 
recuperações muito elevadas ou deseja-se apenas condicionar o “dew-point” do gás para o 
transporte em gasodutos. 
 
O fluido refrigerante mais utilizado é o propano puro que permite atingir temperaturas de até 
–40ºC. O gás deve estar disponível a altas pressões (>4.000 kPa) a fim de que haja a 
condensação desejada a temperaturas de operação. O líquido condensado, LGN, pode ser 
separado posteriormente originando GLP e C5+(nafta leve). 
 
 
2.4.2 – DESCRIÇÃO DO PROCESSO 
 
 A fig. 2.4 é um fluxograma simplificado do processo de refrigeração simples para 
condições típicas de pressão e temperatura. 
 
O gás disponível a 27ºC e 517 kPa é comprimido até 4.480 kPa e 49 ºC. O gás sofre então 
resfriamentos sucessivos, primeiro com o próprio gás residual da unidade e depois com o 
propano refrigerante atingindo assim –37 ºC. Antes de cada resfriamento há a injeção de 
glicol para inibir a formação de hidratos. A corrente resfriada entra em um vaso trifásico 
onde são separados o gás residual, os hidrocarbonetos condensados e o glicol injetado 
anteriormente. O gás residual troca calor com o gás rico na entrada da unidade, conforme 
mencionado anteriormente, se aquecendo até 38ºC. O glicol é enviado para regeneração e 
posterior reutilização. O líquido do vaso trifásico sofre uma expansão em uma válvula até 
1.186kPa, com conseqüente resfriamento até –60ºC. Após a expansão o líquido segue para 
uma torre deetanizadora onde o etano e os componentes mais leves são separados no topo e 
o LGN é retirado pelo fundo. O gás do topo é chamado residual de baixa em contraposição 
ao residual de alta liberado no vaso trifásico. Este gás residual de baixa pressão se aquece 
até 38ºC e sub-resfria o propano refrigerante na etapa de compressão do ciclo de propano. 
 
O LGN é bombeado do fundo da deetanizadora para a torre desbutanizadora onde é 
separado em GLP e C5+. Antes de entrar na torre, o LGN é aquecido pela corrente de C5+ 
que é produto de fundo da própria torre. O produto de topo, GLP, é condensado a 1.470 kPa, 
sendo parte do líquido bombeado de volta a torre para servir de refluxo e o restante é 
enviado para estocagem. 
 
 
 16
Fig. 2.4 - Fluxograma simplificado do processo de refrigeração simples. 
 
Gás processado Gás processado baixa 
de alta Glicol Propano 
 
 
Gás entrada 
510 kPa 
27ºC 
 
 Glicol 
 
 4.350 kPa 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
- 37 ºC 
1180 kPa 
1470 kPa 
50 ºC 
GLP 
Óleo 
quente 
4350 kPa 
- 37 ºC
- 60 ºC 
58 ºC 
LGN
77 ºC 
65 ºC 
Torre 
desbutanizadora
Torre 
deetanizadora
179 ºC 
Glicol p/ 
regeneração 
Óleo 
quente 
4480 kPa 
49 ºC 
5,6 
82 ºC 49 ºC C5+ 
 ºC
2.5 – PROCESSO JOULE-THOMSON 
 
O processo de expansão Joule-Thomson (JT) é aplicado ao gás natural quando se deseja 
recuperar propano e hidrocarbonetos mais pesados. Esta recuperação se deve a expansão 
isentálpica do gás de carga. 
 
Sua aplicação típica é no condicionamento do gás natural, resfriamentos secundários em 
outros processos ou em substituição ao Turbo-Expansor (TE) quando este apresenta alguma 
indisponibilidade. A figura 2.5 mostra um exemplo prático de uma válvula JT. 
 
 
As recuperações comumente obtidas com este processo são: 
 
 - propano (C3) 75% ; 
 - butano e mais pesados 100%. 
 
 
 
Fig. 2.5 – Exemplo do processo JT. 
 
1.600 kPa 4.100 kPa 
- 60,6ºC - 41ºC 
Válvula 
JT 
Processo Isentálpico = não há geração de TRABALHO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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2.6 – PROCESSO DE ABSORÇÃO REFRIGERADA 
 
 
2.6.1 GERAL 
 
O processo de absorção refrigerada se baseia na recuperação dos componentes pesados do 
gás por uma absorção física promovida pelo contato do gás com um óleo de absorção. O 
princípio deste processo é a diferença entre a pressão de vapor dos componentes no óleo e 
sua pressão parcial no gás. Como a 1ª é menor que a 2ª, ocorre a transferência de massa do 
gás para o óleo, com liberação de energia e conseqüente aumento de temperatura. Este 
princípio se aplica a todos os hidrocarbonetos, porém, numa segunda etapa, quando a 
pressão é reduzida, os componentes leves são liberados do óleo, ficando retidos apenas os 
hidrocarbonetos pesados. 
 
As recuperações comumente obtidas com este processo são: 
 
 - etano (C2) máximo de 50% ; 
 - propano (C3) 90 a 95% ; 
 - butano e mais pesados 100% . 
 
O contato entre o óleo de absorção e o gás ocorre em contra-corrente em uma torre 
absorvedora onde o óleo é admitido pelo topo e o gás pelo fundo. O óleo utilizado 
geralmente é um hidrocarboneto líquido, ou mistura de hidrocarbonetos, com massa molar 
na faixa de 100 a 180, dependendo da temperatura de absorção. Em Urucu na UPGN 01 o 
óleo de absorção utilizado é a própria nafta leve (C5+) produzida na unidade. 
 
A eficiência de absorção depende, entre outros fatores, da pressão e temperatura de operação 
do sistema, das quantidades relativas de gás e óleo de absorção e da qualidade do contato 
promovido entre o gás e o líquido. As condições mais comuns de operação da torre 
absorvedora são 2.750 kPa a 6.850 kPa e temperaturas que variam de ambiente até – 40ºC. 
A refrigeração é obtida através de um fluido auxiliar, geralmente propano. 
 
Denomina-se óleo rico o óleo saturado com hidrocarbonetos e óleo pobre o óleo isento 
destes componentes. Os hidrocarbonetos absorvidos pelo óleo são posteriormente retirados, 
pela ação do calor, em uma torre de fracionamento (destilação). O óleo pobre retorna à torre 
absorvedora e os hidrocarbonetos são separados de modo a fornecer os produtos desejados 
(LGN, GLP, C5+). 
 
 
2.6.2 – DESCRIÇÃO DO PROCESSO 
 
A fig 2.6 é um fluxograma simplificado do processo de absorção refrigerada da UPGN 01 de 
Urucu que é uma unidade típica de absorção refrigerada. 
 
A unidade é alimentada com gás a 4.100 kPa e 32ºC. O gás passa por um vaso separador 
(scrubber), V-100, para a retirada de líquidos arrastados pelo gás, então ele segue para um 
filtro (V-101) para a retirada de partículas sólidas que possam estar sendo carregadas pelo 
gás. Os líquidos de fundo dos vasos V-100 e V-101 são enviados para serem reprocessados, 
o gás segue para ser resfriado, uma parte da corrente vai para o permutador E-120 (gás/gás) 
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 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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saindo a –6ºC e o restante no E-121(gás/líq.) saindo a –11ºC. Neste dois permutadores as 
correntes recebem a injeção de glicol para evitar a formação de hidratos, as saídas destes 
dois permutadores se misturam formando uma nova corrente a –8,6ºC quesegue para ser 
novamente resfriada no E-122 (gás/propano) saindo a –29ºC. Neste permutador o gás recebe 
nova injeção de glicol, em seguida a corrente vai para o vaso separador V-103 para a 
separação dos líquidos, o glicol exausto, isto é contendo água, é retirado pelo fundo do vaso 
sendo enviado para regeneração. Os hidrocarbonetos líquidos separados no V-103 são 
enviados para o E-121 para refrigerar o gás de entrada e posteriormente seguem para a torre 
deetanizadora. 
 
O gás seco e refrigerado segue então para a torre absorvedora a onde ele entra em contato, 
em contra corrente, com o óleo de absorção, que neste caso é a própria nafta (C5+) do 
processo. Neste momento ocorre então a “lavagem” do gás, isto é, a passagem dos 
hidrocarbonetos mais pesados para o óleo de absorção; o gás pobre a alta pressão sai pelo 
topo da torre absorvedora a –17ºC e segue para o E-120 para resfriar o gás rico de entrada 
saindo a 29ºC sendo destinado para venda ou injeção. O óleo rico, contendo um alto teor de 
hidrocarbonetos leves, sai do fundo da torre absorvedora e segue para a torre deetanizadora, 
mas antes sofre uma expansão de 4.050 kPa para 2.150kPa entrando pelo topo da torre a 
–34ºC. 
 
Na torre deetanizadora o gás formado na expansão entra em contato com o refluxo de topo 
sendo “lavado” o que promove a separação dos componentes leves e pesados. O líquido 
desce para o fundo da absorvedora para ser aquecido para a retirada dos hidrocarbonetos 
leves restantes que sobem pela torre trocando calor e massa saindo na corrente de gás no 
topo, esta corrente a –15ºC é o gás pobre de baixa pressão. O líquido do fundo da 
deetanizadora que o óleo rico (LGN) segue para a torre debutanizadora, mas antes sofre uma 
expansão de 2.150 kPa para 1.600 kPa entrando pelo prato nº 10 da torre a 64ºC. 
 
Na torre debutanizadora o gás formado na expansão entra em contato com o refluxo de topo 
sendo “lavado”. O líquido segue para o fundo da torre sendo aquecido, o que promove o seu 
fracionamento. No fundo da torre a nafta sai líquida à 167ºC sendo resfriada no air-cooler 
AC-231 para 49ºC de onde segue para ser dividida em duas correntes, uma segue para 
tancagem e a outra é bombeada para ser resfriada nos permutadores E-125(gás/gás) e E-
124(gás/propano) para ser utilizada como óleo de absorção na torre absorvedora. O GLP sai 
pelo topo na forma de vapor, sendo resfriado no air-cooler AC-230 e acumulado no vaso 
V-203 de onde é bombeado sendo parte desta corrente utilizada como refluxo de topo da 
debutanizadora e a outra segue para tancagem de GLP (esferas). 
 
 20
Fig. 2.6 - Fluxog plificado do processo de absorção refrigerada 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Propa 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
C5+ p/ 
Tancagem 
Gás 
entrada 
Gás 
Processado 
Alta 
Glicol 
Glicol
Glicol p/ 
regeneração 
Torre 
deetanizadora
Torre 
absorvedora 
V-103
E-124
Torre 
debutanizadora 
C
V-101
B
E-125
B 
Propano E-122
C 
V-100
A 
Reprocesso
AC-230 
V-203 
E-120
GLP p/ 
Esferas 
AC-231
A
 
rama sim
2.7 – PROCESSO DE TURBO-EXPANSÃO 
 
2.7.1 – GERAL 
 
Este processo é mais eficiente por gerar temperaturas mais baixas que os demais e é 
normalmente adotado quando se deseja recuperar etano juntamente com os componentes 
mais pesados (GLP) ou etano líquido. É indicado para gases disponíveis à alta pressão 
embora seja viável para pressões moderadas e até mesmo baixas. 
 
As recuperações que podem ser atingidas em um processo de turbo-expansão são as 
seguintes: 
 - etano 85% ; 
 - propano 99% ; 
 - butanos e mais pesados 100%. 
 
A recuperação de líquidos consiste basicamente na secagem e refrigeração do gás de entrada 
em contra-corrente com o gás de saída (corrente fria) da própria unidade, seguido de uma 
expansão no TE. O processo de Turbo-Expansão é mais eficiente devido a dois efeitos: 
Joule-Thomson em conjunto com a liberação de energia do gás, na forma de trabalho de 
compressão, o que provoca um maior abaixamento de temperatura e conseqüentemente uma 
maior condensação dos hidrocarbonetos. Algumas vezes pode ser empregada uma 
refrigeração adicional através de um fluido auxiliar, geralmente propano, e também uma 
compressão do gás de entrada. 
 
O Turbo-Expansor é uma máquina composta por de três partes principais: uma turbina de 
expansão(1), um eixo rotativo(2) e um compressor rotativo(3) (ver figura 2.7.1) . O 
princípio de funcionamento é o acionamento da turbina de expansão, pela entrada do gás a 
alta pressão, gerando energia (trabalho) e refrigeração (efeito JT). A energia gerada no 
Expansor é transferida ao compressor rotativo através do eixo comum. O TE é usado para 
produzir refrigeração e recuperar energia. 
 
Fig. 2.7.1 – Partes de um Turbo-Expansor com exemplo de funcionamento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3
2
Eixo 
rotativo 
1
1.600 kPa 
- 83,5ºC 
5.500 kPa 
- 41,0ºC 
5.670 kPa 
56ºC 
4.110 kPa 
30ºC 
Compressor
Expansor 
 
 
 
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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24
2.7.2 – DESCRIÇÃO DO PROCESSO 
 
 
A figura 2.7.2 é um fluxograma simplificado do processo de uma UPGN a Turbo-Expansão 
capaz de produzir GLP (etano, propano, butanos) e nafta leve (C5+). 
 
O gás natural entra na unidade a 4.110 kPa e 30 ºC, passa por um vaso separador, 
V-123101 (scrubber), para remoção de líquidos condensados e segue para um filtro (FT-
123102) que visa à retirada de partículas que podem ser arrastados pelo gás; após a filtração 
o gás entra em um compressor acoplado ao Turbo-Expansor (C-123101), saindo com 5.670 
kPa e 56 ºC, em seguida o gás passa por uma bateria de 03 permutadores, P-123101 (água), 
P-123102 (placas gás-gás) e P-123103 (propano) onde a temperatura é reduzida para 38ºC, 
29ºC e 22ºC respectivamente. O gás segue então para um outro vaso separador (V-123102) 
para retirada de líquidos condensados gerados com o aumento de pressão e o resfriamento. 
O gás segue para a secagem passando por um leito de Peneiras Moleculares, V-123103 A ou 
B, esta secagem é realizada com peneiras moleculares que garantem uma umidade menor 
que 1 ppm; após a secagem o gás passa por um novo filtro (FT-123101) que visa à retirada 
de partículas da peneira que podem ter sido arrastadas pelo gás. 
 
Com o gás limpo e seco inicia-se a refrigeração do gás em uma série de permutadores que 
visa iniciar a condensação dos componentes de interesse (etano, propano, butanos, etc.). Ele 
entra em um permutador de placas (P-123104) onde sua temperatura passa de 22ºC para 
2ºC, em seguida passa por um permutador a propano (P-123105) e sua temperatura chega a 
–6ºC, então a corrente de gás/líquidos é separada no V-123104, o líquido segue para a torre 
deetanizadora (T-123101), o gás sai pelo topo do vaso e segue para um outro permutador de 
placas (P-123106) de onde sai com uma temperatura de –29ºC, novamente a corrente passa 
por um separador (V-123105), o líquido separado segue para a torre T-123101 e o gás 
continua a ser resfriado em um permutador de placas (P-123107) de onde sai a –41ºC, então 
a corrente de gás/líquidos é separada no V-123106, o líquido se junta a corrente de gás na 
saída do V-123107 e segue para a torre deetanizadora; o gás sai pelo topo do vaso e segue 
para a entrada do Expansor a –41ºC e 5.480 kPa saindo a –83ºC e 1.570 kPa., esta corrente 
entra em um novo vaso separador (V-123107), o líquido passa pelo P-123108 a onde é 
aquecido a –68ºC para entrar na torre deetanizadora, o gás se encontra com o líquido vindo 
do V-123106 e também passa pelo permutadorP-123108 a onde é aquecido a –68ºC para em 
seguida entrar na T-123101. 
 
 
Na torre deetanizadora, T-123101, o gás é “lavado” pelos líquidos que entram pelo topo da 
torre (refluxo) saindo pelo topo a –65ºC sendo resfriado no P-123108 para –71ºC gerando 
líquidos que são separados no V-123108, sendo utilizados no refluxo da torre, o gás 
processado que sai pelo topo do V-123108 segue o caminho inverso trocando calor nos 
permutadores de placas resfriando o gás de entrada do processo; após trocar calor no P-
123102 ele segue para segue para venda ou injeção em poços. No fundo da torre 
deetanizadora os líquidos condensados (LGN) são aquecidos (49ºC) para a retirada de leves 
e então enviados para a torre debutanizadora T-123102. 
 
 
 
 
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 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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Antes de entrar na torre debutanizadora T-123102 o LGN é pré-aquecido no P-123110, 
dentro da T-123102 o LGN é separado em GLP (C3 e C4) pelo topo e nafta leve (C5+) pelo 
fundo. O GLP na forma de vapor (55ºC) sai pelo topo e é condensado no permutador a água 
(P-123111), o GLP líquido (38ºC) é contido no vaso V-123109 de onde é bombeado sendo 
que parte do GLP é utilizado como refluxo da torre e o restante segue para ser armazenado 
nas esferas. O fundo da torre é mantido a 163ºC para a retirada de leves, a nafta leve (C5+) é 
retirada do fundo desta torre sendo resfriada no P-123110 e P-123113 até 38ºC e prossegue 
para armazenamento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 25
Figura 2.7.2 fluxograma simplificado do processo de uma UPGN a Turbo-Expansão 
 
Capitulo 3: TRATAMENTO 
 
 
O tratamento é o conjunto de processos aos quais o gás será submetido para se remover ou 
reduzir os teores de contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança, 
transporte ou processamento posterior. As especificações mais freqüentes são relacionadas 
com: 
 
- poder calorífico; 
- teor máximo de compostos de enxofre; 
- teor máximo de dióxido de carbono; 
- teor máximo de vapor d’água ou ponto de orvalho em relação à água; 
- ponto de orvalho em relação aos hidrocarbonetos; 
- teor de sólidos. 
 
 
O tratamento do gás visando apenas à remoção de compostos de enxofre denomina-se 
dessulfurização. Quando se visa à remoção de gases ácidos usa-se o nome genérico de 
adoçamento. 
 
O vapor d’água, embora por si só seja classificado como inerte, ao condensar em linhas ou 
equipamentos na presença de gases ácidos ou hidrocarbonetos pode causar inconveniente 
tais como corrosão e formação de hidratos, além de reduzir a capacidade das linhas de 
transferência. A remoção de água, isto é desidratação, é a forma mais eficiente de combater 
os problemas acima mencionados, muito embora existam soluções alternativas que em 
alguns casos se aplicam melhor que a desidratação 
 
 
 
 
3.1 – DESIDRATAÇÃO 
 
 3.1.1 – Água no gás natural 
 
 
Podemos considerar que qualquer gás natural produzido, associado ou não associado, está 
saturado com vapor de água, isto é, contém a máxima quantidade possível de água no estado 
vapor. Quantidades adicionais que tendem a se vaporizar voltarão a condensar, exceto se 
houver alteração nas condições de pressão e/ou temperatura do gás. 
 
O teor de água de saturação do gás é função de 3 parâmetros: pressão, temperatura, e 
presença de contaminantes, ou gases ácidos, que têm a propriedade de elevar este teor. 
Quanto menor a pressão e maior a temperatura , maior a capacidade do gás de reter água no 
estado vapor. 
 
 
 
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A água contida em uma corrente de gás natural deve ser parcial ou totalmente removida com 
os seguintes objetivos: 
 
1º - Manter a eficiência dos dutos de transporte, uma vez que a água condensada nas 
tubulações causa a redução na área de passagem com o aumento da perda de carga e redução 
de vazão de gás que poderia fluir pela mesmas; 
 2º - Evitar a formação de meio ácido corrosivo decorrente da presença de água livre 
em contato com gases ácidos que podem estar presentes no gás; 
 3º - Evitar a formação de hidratos. 
 
 
A especificação do gás desidratado, a uma certa pressão, pode ser dada em termos de teor de 
água, ponto de orvalho ou depressão do ponto de orvalho, sendo essas duas últimas opções 
normalmente as mais adequadas e precisas em termos práticos. É comum especificar-se um 
valor para o ponto de orvalho requerido de 5ºC abaixo da temperatura mínima a que o gás 
será submetido, na pressão de operação. 
 
Para fins práticos é comum utilizar-se gráficos do tipo mostrado na figura 3.1.1 (diagrama 
de Mcketta) para determinação do teor de água de saturação de um gás natural em função 
das condições de pressão e temperatura. 
 
Exemplo: Qual a massa de água que contém o gás natural a 30ºC e 4.100 kPa? E a 20ºC? 
Para 30ºC, do gráfico obtemos 900 mg de água/m3 de gás aproximadamente. 
Para 20ºC, do gráfico obtemos 475 mg de água/m3 de gás aproximadamente, com uma 
redução de 10ºC na temperatura haverá uma redução de quase a metade da massa de vapor 
de água. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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 Fig. 3.1.1 – Diagrama de Mcketta para teor de água de saturação no gás natural. 
 
 
 
 
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3.1.2 – Analisadores de umidade no gás natural 
 
A determinação da umidade existente no gás natural e um fator fundamental no controle de 
operações de processamento, distribuição e consumo do gás natural. Com a determinação do 
ponto de orvalho poderemos saber se o gás está seco o bastante para não formar hidratos 
após a sua refrigeração ou água líquida em dutos. As unidades mais utilizadas para se 
expressar a umidade no gás natural são temperatura de ponto de orvalho (mais usual) e 
ppm(v). 
Existem vários tipos de medidores: espelho refrigerado, óticos, eletrolíticos, capacitores de 
óxido metálico e piezoelétricos. Vamos conhecer os mais utilizados: 1º espelho, 2º 
capacitor de oxido metálico (AL2O3) e 3º piezoeletricos (Cristal de Quartzo). 
 
Medidor tipo espelho refrigerado: 
 
É um aparelho de medida direta da umidade e seu princípio está baseado na determinação da 
temperatura do ponto de orvalho pela condensação da umidade sobre a superfície de um 
espelho. Foi o 1º sistema de medida de umidade utilizado para o gás natural. O gás circula 
por dentro de uma câmara que contém o espelho que é resfriado por um sistema auxiliar 
enquanto este espelho reflete um facho de luz infravermelha. No momento que o gás atinge 
a temperatura do ponto de orvalho a umidade se condensa no espelho atrapalhando a 
reflexão da luz infravermelha, neste momento um sensor receptor da luz infravermelha 
detecta a condensação e determina a temperatura do ponto de orvalho. 
 
 
 
Vantagens : 
- leitura direta do ponto de orvalho; 
- custo baixo; 
 
Desvantagens: 
 - não pode ser usado para ponto de orvalho caso exista outro condensável no gás;- limitado a temperaturas de –40ºC a 40ºC; 
- medidor não contínuo, ciclos de 15 a 40 minutos. 
 
 
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Medidor tipo capacitor de oxido metálico (AL2O3): 
 
É um medidor indireto e seu princípio está baseado na determinação da umidade pela 
variação da capacitância do sensor. Uma camada de óxido de alumínio (dielétrico) fica 
entre uma camada muito fina do ouro e uma placa de alumínio (condutores) formando um 
capacitor. O vapor de água atravessa a camada de ouro entrando nos poros da camada do 
óxido, alterando a constante dielétrica mudando a capacitância (C0), variação em relação à 
calibração do sensor é relacionada como a umidade. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
U
f
p
p
 
 
 
C0
R1
R0
 
V
 
 
D
 
 
 
 
ma gota do ácido sulfúrico é colocada em uma pe 
ormando o óxido, o excesso de ácido adicionado a 
ronto para a etapa seguinte que é a colocação da f da 
laca do sensor, formando um capacitor. 
quena parte da placa de alumínio
o alumínio é limpo, e o sensor está
ina camada de ouro que será a segun
C2 R2
 
C0 = Capacitância da camada de óxido
R1 = resistência do poro 
R2 = resistência da base do poro 
C2 = capacitância da base do poro 
R0 = resistencia do óxido de alumínio.
antagens : 
- pode ser usado para baixas temperaturas de ponto de orvalho (-80 ºC); 
- custo relativamente baixo; 
esvantagens: 
- não possue boa acurácia; 
- calibração a cada 6meses, somente na fábrica; 
- incompatível com presença de mercúrio. 
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Medidor tipo Piezoelétrico: 
 
É um medidor indireto e seu princípio está baseado na determinação da umidade pela 
variação freqüência natural do cristal de quartzo. O sensor é formado por um cristal de 
quartzo coberto por película fina de um material higroscópico e dentro de uma pequena 
câmara. Quando o cristal é exposto ao fluxo de gás o material higroscópico adsorve as 
moléculas de água contidas no gás, o que aumenta a massa do sensor, diminuindo a 
freqüência de oscilação do cristal. A umidade do gás é medida através da comparação da 
freqüência do sensor “seco” e do “úmido”. 
 
 
 
 
 
 
Vantagens : 
 - Alta sensibilidade, alguns modelos medem ppb de água no gás; 
 
Desvantagens: 
 - custo elevado; 
- medidor não contínuo; 
 
 
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3.1.3 – Hidratos 
 
São compostos formados pela combinação física entre moléculas de água líquida com outras 
moléculas pequenas de hidrocarbonetos e/ou contaminantes formando um sólido de 
aparência de gelo, mas com estrutura molecular diferente. Estes compostos, de estrutura 
cristalina, crescem bloqueando linhas, válvulas e equipamentos, parcial ou totalmente 
conforme fotos abaixo. 
 
Fig. 3.1.3.1 – Hidrato formado em linha. 
 
 
 
Acredita-se que para haver a formação do hidrato é necessária a presença de água no estado 
líquido, a água no estado de vapor não seria capaz de formar hidratos. Alguns autores citam 
que em condições especiais pode ocorrer a formação de hidratos diretamente da água no 
estado vapor pelo processo de sublimação. 
 
A composição do gás tem efeito fundamental na formação de hidratos. Metano, etano, gás 
carbonico e gás sulfídrico são, por excelência, os componentes formadores de hidratos do 
tipo 1. Propano, butanos e nitrogênio formam hidratos do tipo 2. Moléculas maiores, ao 
contrário, tendem a inibir a formação de hidratos, além disso, hidrocarbonetos condensados 
ajudam a evitar acúmulo de hidratos pelo efeito de lavagem. Por esta razão, gasodutos 
bifásicos estão menos propensos à formação de hidratos do que gasodutos monofásicos. 
 
Assim, pode-se dizer que gases de alta densidade, isto é, contendo muitos hidrocarbonetos 
pesados têm menor tendência à formar hidratos enquanto que gases contendo altos teores de 
H2S e CO2 apresentam maior tendência pois estes contaminantes são mais solúveis em água 
que a maioria dos hidrocarbonetos. A temperatura de formação de hidrato a uma certa 
temperatura é função da composição do gás e existem métodos relativamente precisos de 
determinação desta temperatura. Contudo, estimativas feitas a partir de gráficos como os da 
fig. 3.1.3.2 e fig. 3.1.3.3 são suficientes para quase todos os fins práticos. 
 
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Fig. 3.1.3.2 - Condições para a formação de hidratos para gases leves 
 
 
Fig. 3.1.3.3 - Expansão possível sem a formação de hidrato a uma determinada 
temperatura para gases de densidade relativa de 0,6 e 0,7. 
 
 
Atenção: As figuras 3.1.3.3 acima devem ser usadas somente para as avaliações iniciais das 
condições de formação de hidrato. 
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3.1.4 – Injeção de inibidores de hidrato 
 
Embora a remoção da água do gás elimine o problema da formação de hidratos, em algumas 
circunstâncias não é possível ou não é interessante proceder-se a desidratação. Para 
contornar esta situação é freqüente a injeção de compostos que inibem a formação do 
hidrato. Tais compostos, que tem função de se combinar com a água livre, na verdade 
apenas diminuem a temperatura em que os hidratos se formariam, isto é, causam uma 
depressão na temperatura de formação dos mesmos (crioscopia). 
 
Os pontos mais freqüentes de injeção de inibidores são poços de produção, a montante do 
“choke”, linhas de transporte e correntes que serão submetidas a refrigeração 
 
O inibidor deve ser injetado na corrente gasosa antes que seja atingida a temperatura de 
hidrato. O ponto de injeção deve ser tal que permita a maior dispersão possível no gás, com 
o uso de bicos injetores (spray nozzles). 
 
Os inibidores mais usados são o metanol, etanol, mono-etileno glicol (MEG) e di-etileno 
glicol (DEG). Todos podem ser posteriormente regenerados e recirculados de volta ao 
processo embora a recuperação do metanol e do etanol sejam anti-econômica em muitos 
casos. Cada inibidor, no entanto, tem sua aplicação limitada a certas faixas de temperatura. 
 
 
O ponto de congelamento (freezing) é uma propriedade importante para o uso de glicois pois 
define a faixa de concentrações (% em peso de glicol na solução aquosa) entre o glicol 
exausto e regenerado a ser usado na inibição de hidratos. 
 
 
Quando se compara o MEG ao DEG, pode-se dizer que o DEG é usado para temperaturas 
moderadas, até –10ºC, enquanto o MEG é utilizado em temperaturas inferiores, próximas de 
–25ºC, abaixo disto sua viscosidade aumenta muito e o metanol deve ser utilizado. Cabe 
notar, também, que o MEG apresenta a vantagem de se separar mais facilmente dos 
hidrocarbonetos arrastados ou absorvidos (condensados), mas em compensação o volume deperdas é maior, pois sua pressão de vapor é superior a do DEG. Em resumo, a medida que 
aumenta o peso molecular do glicol aumentam sua tendência ao congelamento e sua 
viscosidade, dificultando o escoamento, enquanto diminui sua pressão de vapor e 
conseqüentemente as perdas por vaporização do produto. 
 
 
Assim o tri-etileno glicol (TEG) normalmente não é usado para injeção devido a sua maior 
facilidade de congelamento, além de promover um contato muito pobre com o gás na linha 
por causa de sua elevada viscosidade a baixas temperaturas. 
 
 
As soluções de glicol, após contato com a corrente gasosa, devem ser regeneradas de modo 
a eliminar a água absorvida; o processo é simples e requer temperaturas entre 148 e 204ºC. 
É interessante notar que, dado certo sistema de injeção e recuperação, é possível substituir 
MEG por DEG, ou vice-versa, devido a proximidade das cargas térmicas envolvidas, 
temperaturas de regeneração e capacidades caloríficas dos dois produtos. 
 
 
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A princípio, os sistemas de injeção/regeneração de glicol são de operação simples e não 
deveriam apresentar problemas de formação de espuma e de corrosão, problemas estes que 
resultam em aumento das perdas, redução da eficiência e danos em equipamentos. Porém, 
como o gás com freqüência contém impurezas tais como hidrocarbonetos condensados, 
produtos químicos de tratamento de óleo, contaminantes ácidos e sólidos, além da eventual 
presença de oxigênio no sistema, algumas precauções devem ser tomadas para evitar tais 
problemas, a saber: 
 
 
 
- Evitar a condensação de hidrocarbonetos, ou promover sua separação do glicol, 
para evitar a formação de espuma; 
- Controlar o pH em torno de 7 a 8,5 de modo a manter o meio básico, prevenindo 
a corrosão. 
 
 
Tabela 3.1.4 - Propriedades físicas dos glicois e metanol 
 Mono-
etileno glicol 
(MEG) 
Di-etileno 
gilicol 
(DEG) 
Tri-etileno 
glicol (TEG) 
Metanol 
Formula C2H6O2 C4H10O3 C6H14O4 CH3OH 
Massa Molar 62,1 106,1 150,2 32,04 
Ponto de bolha 1 atm, ºC 197,3 244,8 285,5 64,5 
Pressão de vapor, a 25ºC 
mmHg 
0,12 <0,01 <0,01 120 
Densidade , a 25ºC 
 g/ml a 60ºC 
1,110 
1,085 
1,113 
1,088 
1,119 
1,092 
0,790 
 
Ponto de congelamento, ºC -13 -8 -7 -97,8 
Ponto de Fluidez, ºC * -54 -58 * 
Viscosidade, a 25ºC 
 cPs a 60ºC 
16,5 
4,68 
28,2 
6,99 
37,3 
8,77 
0,52 
Tensão de, a 25ºC 
Superfície dynes/cm 
47 44 45 22,5 
Índice de refração, a 25ºC 1,430 1,446 1,454 0,328 
Calor específico, a 25ºC 
kJ/(kg K) 
2,43 2,30 2,22 2,52 
Ponto de Fulgor, ºC 116 124 177 12 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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3.1.5 – Desidratação por Absorção 
 
 
Verbete: “absorção = Fixação de uma substância, geralmente líquida ou gasosa, no interior 
da massa de outra substância sendo resultante de um conjunto complexo de fenômenos de 
capilaridade, atrações eletrostáticas, reações químicas, etc.” 
 
 
A desidratação por absorção requer que haja contato entre o gás e a solução de absorvente. 
O contato pode ser em linha, como é o caso da injeção de inibidores, ou em uma torre 
recheada ou de pratos. 
 
 
O poder higroscópico das soluções de glicol é diretamente afetado pela concentração, sendo 
tanto maior quanto maior a porcentagem de glicol na solução. Assim, a depressão no ponto 
de orvalho de uma corrente gasosa aumenta a medida que a concentração de glicol aumenta, 
e a partir de um certo valor de concentração o efeito é marcadamente acentuado. Essa 
característica das soluções de glicois é especialmente importante em relação ao TEG já que 
é possível chegar a uma concentração de 98,77% com uma temperatura de regeneração de 
204ºC; essa temperatura é inferior ao ponto de degradação térmica do produto que é de 
206ºC (abaixo da temperatura de ebulição). 
 
 
Já o MEG e o DEG possuem temperatura de degradação igual a 164ºC (abaixo da 
temperatura de ebulição), o que permite a obtenção de uma solução de glicol regenerado de 
97% em peso no máximo, correspondente a temperatura de regeneração de 163ºC. Essa 
concentração leva a uma depressão máxima no ponto de orvalho de 33ºC enquanto que, no 
caso do TEG, essa depressão pode chegar a 80ºC correspondendo a uma solução regenerada 
com 99% de glicol. 
 
 
Abaixo está representado um fluxograma simplificado do processo de regeneração de glicol. 
O glicol exausto, isto é contendo água, é pré-aquecido em um permutador de entrada 
seguindo para uma serpentina no topo da torre regeneradora a onde serve como fluido frio 
realizando a condensação dos vapores de glicol, fazendo com que apenas o vapor d’água 
saia pelo topo; posteriormente o glicol sofre uma expansão no vaso de flash, para a 
liberação dos hidrocarbonetos retidos o que reduz a tendência de formação de espuma na 
regeneradora. Após o vaso de flash o glicol é pré-aquecido novamente para entrar na parte 
superior da torre de regeneração a onde entrará em contato com os vapores que sobem do 
aquecimento pelo refervedor. O glicol regenerado e quente é acumulado em um vaso de 
onde sai para pré-aquecer o glicol exausto que entra na regeneradora, posteriormente ele é 
bombeado para o permutador de entrada para pré-aquecer o glicol exausto que entra no 
sistema para então ser reutilizado no processo principal. 
 
 
 
 
 
 
 
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Fig. 3.1.5 - Fluxograma simplificado do processo de regeneração de glicol 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Glicol 
regenerado p/ 
processo 
Saída de gás
Refervedor
Glicol
Vaso 
de 
flash
Regenerado
ra
Vapor 
d’águ
Trocador 
Glicol /Glicol 
Vaso
Glicol
3.1.6 – Desidratação por Adsorção 
 
Verbete: “adsorção = Fixação de moléculas de uma substância (o adsorvato) na superfície de 
outra substância.” 
 
Entende-se por adsorção qualquer processo em que moléculas de um gás são condensadas e 
retiradas na superfície de um sólido por meio de forças de atração superficiais. Cabe 
mencionar, por clareza de definição, que o processo de adsorção se aplica à correntes 
líquidas e que além da adsorção física o processo pode ser químico envolvendo uma reação 
entre o adsorvente e os compostos adsorvidos. 
 
A adsorção física encontra aplicação na desidratação do gás natural, podendo-se atingir com 
este processo teores de água na corrente efluente menores que 1 ppm. 
 
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Um material para ser um bom adsorvente deve apresentar uma série de características sendo 
as mais importantes as seguintes: 
 
- grande área superficial, entre 500 a 800 m2/grama; 
- afinidade pela água; 
- seletividade; 
- elevada resistência mecânica; 
- pequena resistência ao fluxo de gás; 
- facilidade de reativação ou regeneração; 
- preservação das características com o tempo: vida útil. 
 
 
A elevada razão entre área superficiale peso dos materiais adsorventes é devida a estrutura 
cristalina dos mesmos na qual os poros do retículo conferem ao material uma enorme 
superfície interna, sendo a superfície externa das partículas praticamente insignificante. 
 
De um modo geral, os adsorventes industriais adsorvem tanto hidrocarbonetos quanto água 
apresentando, no entanto, uma preferência ou seletividade, pela água. O adsorvente saturado 
deve ser reativado ou regenerado o que é feito normalmente pela ação do calor que causa a 
liberação dos líquidos adsorvidos. O adsorvente sofre, portanto, aquecimentos e 
resfriamentos cíclicos correspondentes as etapas de adsorção e regeneração e este ciclo de 
temperatura juntamente com a presença de óleo, glicois ou líquidos livres na corrente gasosa 
influenciam a vida útil do adsorvente que varia de 3 a 5 anos. 
 
Os materiais que satisfazem os requisitos listados anteriormente e de uso freqüente no 
tratamento do gás natural são: 
 
 
- sílica gel; 
- alumina ativada; 
- peneira molecular. 
 
 
A) Sílica gel 
 
A sílica gel é basicamente composta por dióxido de silício SiO2. Antes da descoberta do 
glicol, a sílica gel foi o adsorvente mais utilizado para especificar o teor de água do gás 
desidratado para transporte, isto é, 64 a 112 kg/milhões m3 de gás. Quando utilizada para 
desidratação ela pode obter valores de ponto de orvalho de até –60ºC. 
 
A sílica gel é um composto essencialmente inerte não sendo afetada nem pelos gases ácidos 
porventura presentes no gás natural. Contudo, tem tendência a adsorver hidrocarbonetos 
com conseqüente redução de sua capacidade de adsorver água. Após atingir a saturação, a 
sílica gel pode ser regenerada tanto com a corrente de gás úmido quanto com o gás 
desidratado, a temperaturas que variam entre 220 e 260ºC. 
 
 
 
 
 
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B) Alumina Ativada 
 
A alumina ativada é composta por óxido de alumio hidratado, Al2O3(nH2O), e da mesma 
forma que a sílica gel, tem tendência a adsorver hidrocarbonetos pesados do gás natural. 
Contudo, estes hidrocarbonetos dificultam mais a regeneração da alumina do que a da sílica 
gel. Esta característica faz com que a alumina seja usada preferencialmente para 
componentes puros, tais como etileno, propileno, propano, não contaminados com 
hidrocarbonetos pesados. Quando utilizada para desidratação ela pode obter valores de 
ponto de orvalho de até –70ºC. Ainda comparativamente com a sílica, a alumina apresenta 
menor custo e maior resistência mecânica sendo menos suscetível a quebras durante o 
processamento. Da mesma forma que a sílica, pode ser regenerada com gás úmido ou 
desidratado, porém requer temperaturas um pouco menores, da ordem de 176 a 204ºC. 
 
C) Peneira Molecular 
 
Peneiras Moleculares são alumino-silicatos metálicos, também conhecidas como zeólitas, de 
estrutura cristalina, com poros de 3 a 10 Ângstrom de diâmetro (1Å = 1 E-10 m ou 1 E-1 
nm), sendo que esta dimensão determinada pelo metal que, para a maioria das aplicações em 
processamento de gás natural é o sódio (Na[AlSiO4]H2O) conhecido como tipo 4A. O 
número 4 representa a dimensão da abertura dos poros em Ângstrom. Existe também os 
zeólitos 3A e 5A, dependendo do tipo de metal, alcalino ou alcalino terroso, existente dentro 
da estrutura básica do aluminossilicato. Quando os íons de sódio são substituídos pelos de 
potássio, o aluminossilicato resultante é conhecido como zeólito 3A. O íon potássio é maior 
que o íon sódio e conseqüentemente bloqueia os poros. No zeólito 5A, os íons sódio são 
substituídos pelos íons cálcio. Os raios iônicos de Ca2+ e Na+ são aproximadamente iguais, 
mas a quantidade de cátions de cálcio necessária é a metade da quantidade de íons de sódio. 
Portanto, os poros do zeólito contendo cálcio são maiores que os daquele contendo sódio. 
 
 
Fig. 3.1.6.1 – Estrutura cristalina do zeólito tipo 4A. 
 
 
 
Devido ao tamanho tão controlado dos poros, as peneiras moleculares não tem tendência a 
adsorver hidrocarbonetos, muito embora a presença destes interfira na sua boa operação. É o 
adsorvente que requer maiores temperaturas de regeneração, entre 260 a 316ºC. Obtém-se 
com a peneira molecular teores de água no gás desidratado inferiores a 1 ppm e por isto, a 
aplicação típica deste adsorvente é para gases que serão submetidos a processos criogênicos 
como os das UPGN 2 e 3 em Urucu. Pode se obter valores de ponto de orvalho menores que 
-100ºC em alguns casos. 
 
 
 
 
 
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Processamento / UN-BSOL 
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Tabela 3.1.6 - Propriedades típicas dos desecantes: 
 
 
Tipo de desecante
 
forma 
 
Densidade 
kg/m3
 
Tamanho da 
partícula 
mm 
 
Capacidade 
calorífica 
kJ/(kg K) 
Teor mínimo 
aproxim.de 
água na saída 
ppm 
Alumina gel 
Alcoa H-151 
esférica 830 6 0,840 5- 10 
Alumina ativada 
Alcoa F-1 
granular 830 6-2 - 0,1 
Sílica gel 
Sorbead-R 
esférica 785 5-2 1,050 5-10 
Sílica gel 
Sorbead-H 
esférica 720 7-2 1,050 5-10 
Peneira 
Molecular 
Davison 4A 
esférica 670-720 5-2 ou 2-1 1,000 0,1 
Peneira 
Molecular 
Linde 4A 
cilindrica 640-705 3 ou 1,5 1,000 0,1 
 
 
 
Descrição do processo 
 
A fig. 3.1.5.2 representa um fluxograma de processo simplificado para uma unidade de 
desidratação pelo processo de adsorção de gás com a utilização de gás seco para a 
regeneração. Para qualquer sistema de adsorção é essencialmente o mesmo, variando o 
número de leitos e a duração do ciclo de adsorção, normalmente de 6 a 24 horas. 
 
Como visto anteriormente o leito de adsorvente só pode adsorver uma quantidade finita de 
água, após o qual precisa ser regenerado. Assim, para que se tenha um processo contínuo 
dois ou mais vasos são necessários. Geralmente um leito está na etapa de regeneração 
enquanto o(s) outro(s) estão na etapa de adsorção. Na etapa de regeneração o aquecimento 
do leito consome ceda de 60% do tempo de adsorção e os 40% restantes correspondem ao 
resfriamento. 
 
O gás primeiramente passa em um separador de entrada para remoção de hidrocarbonetos 
líquidos que, quando presentes, contribuem para a diminuição da vida útil do adsorvente. 
Segue então para uma bateria de trocadores de calor para ajustar a temperatura antes de 
entrar no(s) leito(s) de adsorção que estiver adsorvendo. Após a passar pelo leito parte do 
gás seco é desviada para um soprador (blower) para ganhar pressão para vencer as perdas 
de cargas do processo de regeneração, a vazão necessária para a regeneração é de cerca de 5 
a 10% da vazão de entrada, o gás então segue para um trocador de calor para ser aquecido a 
260ºC de onde segue para o leito que estiver sendo regenerado entrando pela parte de baixo 
do vaso, ao contrário do fluxo de adsorção, o gás úmido e quente sai pela parte de cima do 
vaso e seque então para um segundo trocador de calor para ser resfriado para que a água 
removida do leito seja condensada e descartada e o gás possa ser reaproveitado no processo 
normal. Esta etapa de aquecimento dura de 3 a 12 horas conforme o projeto, após este tempo 
toda a água do leito já foi retirada e então o leito deve ser resfriado. 
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Na etapa de resfriamento o gás by-passa o primeirotrocador de calor e segue frio para o 
leito, o resfriamento dura de 2 a 8 horas conforme o projeto, após este tempo o leito estará 
em condições de novamente adsorver a umidade do gás. Poderá existir um tempo de espera 
(stand-by) até que o tempo de adsorção do outro leito seja completado. 
 
3.1.7 – Parâmetros de projeto 
 
O projeto de unidades de desidratação pelo processo de adsorção consiste em dimensionar o 
diâmetro das torres de adsorção, a altura do leito e determinar a vazão de gás de 
regeneração. O diâmetro das torres é função da vazão de gás a ser desidratado; a altura do 
leito é função do teor de água no gás de entrada e do teor desejado no efluente; e a vazão de 
gás de regeneração depende da quantidade de calor que deve ser fornecida ao leito para 
aquecê-lo, bem como a todo o vaso que o contém, e do calor para aquecer e liberar os 
compostos adsorvidos, água e hidrocarbonetos em alguns casos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 42
Fig . 3..1.6.2 - Fluxograma de processo simplificado para uma unidade de desidratação pelo processo de adsorção de gás. 
 
 
Água 
Gás seco 
Fluido Térmico 
Soprador 
Água p/ 
descarte 
Líquido p/ 
reprocesso
Entrada de gás 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.1.8 – Vantagens e desvantagens dos sistemas de adsorção 
 
Os sistemas de adsorção, comparados com o principal processo alternativo de desidratação 
que é a absorção com glicol, apresentam as seguintes vantagens: 
 
- o gás tratado pode atingir pontos de orvalho muito mais baixos; 
- o gás tratado não conterá líquidos, o que contribui para aumentar ou manter a 
eficiência dos gasodutos; 
- adequação as unidades criogênicas que requerem que o gás a ser processado 
esteja completamente isento de água de modo a evitar a formação de hidratos; 
 
Por outro lado, os sistemas de adsorção tem seu uso limitado pelas desvantagens que 
apresentam em comparação com o sistema de glicol convencional: 
 
- para especificar o gás destinado a transporte o custo dos equipamentos é 2 a 4 
vezes maior do que um de absorção. Isso se deve ao fato de todos os 
equipamentos terem que ser projetados para a pressão de projeto do gasoduto, 
por muitas vezes elevadas. Num sistema de glicol só a absorvedora é projetada 
para esta pressão; 
- o custo operacional do sistema de adsorção, também para especificar o gás para 
transporte é maior, pois, requer temperaturas de regeneração mais elevadas que o 
sistema de absorção; 
- a perda de carga varia de 25 a 60 kPa enquanto que nos sistemas de absorção a 
queda de pressão é de 35 kPa no máximo; 
 
 
Do exposto, pode-se concluir que uma alternativa adequada para desidratação do gás passa 
por uma análise tecnico-econômica para que seja encontrada a melhor relação custo 
benefício. Nos últimos anos a utilização de peneiras moleculares vem aumentando em 
diversas áreas da industria (produção de álcool, separação de gases do ar, etc) devido a sua 
alta capacidade seletiva. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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3.2 – REMOÇÃO DE GÁSES ÁCIDOS 
 
3.2.1 – Objetivos 
 
A remoção de compostos de enxofre e dióxido de carbono do gás natural cumpre vários 
objetivos desde especificar o gás para a venda e consumo, passando por aspectos de 
segurança e operacionais, até a recuperação destes componentes indesejáveis para posterior 
utilização e mesmo comercialização. 
 
A remoção do CO2 pode visar o aumento do poder calorífico do gás e a redução do custo de 
transporte do mesmo, principalmente se este contaminante estiver presente em grandes 
quantidades pois, sendo um inerte sem valor energético, seu transporte, por vezes a longa 
distâncias, é um ônus que deve ser eliminado. O dióxido de carbono pode ser removido com 
os objetivos de evitar a formação de gelo seco (CO2 sólido) em correntes que serão 
submetidas a processamento criogênico, ou minimizar problemas de corrosão em dutos de 
transferência e equipamentos de processo. A ANP não estipula o teor máximo de CO2, mas 
estipula os teores de inertes como CO2+ N2 para cada região do pais: norte 18%, nordeste 
5% e sudeste 4%. Pode-se dizer que, até o presente, a remoção do CO2 do gás produzido no 
pais se deu com o objetivo de evitar a formação de meio ácido corrosivo ou como 
conseqüência da remoção de compostos de enxofre. 
 
Dos compostos de enxofre presentes no gás, o H2S é o de maior relevância visto ser o que 
aparece em teores mais elevados, contudo, mercaptans (RSH), sulfetos de carbonila (COS) e 
bissulfeto de carbonila (CS2), são também importantes e devem ser considerados ainda que 
apenas traços dos mesmos estejam presentes no gás. Ocorre, no entanto, muitas vezes estes 
contaminantes não são detectados devido a análises imprecisas ou métodos falhos de 
determinação, induzindo a conclusão errônea de que estão ausentes; posteriormente quando 
sua presença é descoberta, são inúmeras as dificuldades para compatibilizar o sistema 
projetado apenas para H2S com os novos contaminantes. É interessante notar a possibilidade 
de recuperação de enxofre simultaneamente à de gases ácidos, principalmente porque o país 
não é auto suficiente na produção deste elemento, importando grandes quantidades. Quase 
todas as refinarias da Petrobras possuem unidades de recuperação de enxofre empregando o 
processo Claus que é o mais utilizado em conjunto com unidades de tratamento de gás 
natural ou de gás de refinaria. 
 
Quanto ao H2S, o principal motivo de sua remoção é sua toxidez, quase duas vezes mais 
tóxico que o monóxido de carbono (CO) e quase tão tóxico que o ácido cianídrico (HCN). 
As conseqüências da exposição ao H2S em vários teores são dadas no quadro a seguir: 
 
ppm vol H2S Efeitos 
0,01 a 0,15 Limite de detecção do odor 
10 Máxima concentração permitida para exposição prolongada 
100 a 150 Pode provocar enjôos e fraqueza após uma hora 
>200 Perigoso após uma hora 
>600 Fatal após 30 minutos 
>1.000 Morte imediata 
 
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Quando dissolvido em água, o H2S é corrosivo ao aço. A corrosão com o ferro em meio 
aquoso produz hidrogênio atômico e sulfeto de ferro, que é catódico em relação ao aço, 
acarretando a formação de pilhas galvânicas e, por conseguinte, corrosão por pites. O 
hidrogênio atômico que não pode se combinar formando hidrogênio molecular devido, por 
exemplo, à presença do próprio sulfeto de ferro, se difunde através do aço, podendo interagir 
com inclusões não metálicas e acarretar, nestes locais, na abertura de interfaces e acumulo 
de hidrogênio, já na fase gasosa, formando bolhas ou trincas. Um outro tipo de corrosão 
passível de ocorrer na presença de H2S e água e a fratura do aço, caso este seja constituído 
de materiais suscetíveis e esteja submetido a esforço de tração. 
 
O gás carbônico ao se dissolver em água forma ácido carbônico (H2CO3), o qual acelera 
qualquer ação corrosiva relacionada ao H2S, embora inicie seu próprio processo corrosivo 
com o aço. 
 
Quanto aos demais compostos do enxofre, pode-se dizer que sua presença no gás e sua 
remoção requerem atenção especial. Assim, por exemplo, um dos processos mais 
largamente utilizados não remove mercaptans e o solvente empregado se decompõe na 
presença de COS e CS2. Se estes produtos permanecerem no gás, por ocasião do 
processamento irão se concentrar no GLP tirando-o de especificaçãoquanto a corrosividade 
e teor de enxofre total. Embora o COS e o CS2 por si só não sejam corrosivos, podem sofrer 
hidrolise durante o transporte ou armazenamento do produto conduzindo à formação de CO2 
e H2S. 
 
 
3.2.2 – Seleção do tratamento 
 
Vários são os processos disponíveis para tratamento de gás natural. A maioria dos processos 
utiliza solventes os quais absorvem os gases ácidos fisicamente ou quimicamente. Na 
absorção química as reações podem ser reversíveis (H2S) ou irreversíveis (COS). As reações 
irreversíveis implicam no descarte dos solventes, o que aumento muito o custo da produção. 
A grande vantagem dos solventes químicos é sua capacidade de absorver gases ácidos sem 
grande sensitividade em relação à pressão. 
 
Fig. 3.2.2.1 – Fluxograma típico para processos de absorção química. 
 
 
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Os processos de absorção física atuam na proporção direta das pressões parciais dos gases 
ácidos que serão removidos. A pressão parcial de um componente em uma mistura gasosa é 
igual ao produto de sua fração molar pela pressão total do sistema, assumindo-se que a 
mistura se comporta idealmente. 
 
Pi = xi * P 
 
Se a pressão parcial dos gases ácidos no gás de entrada for muito baixa, quer porque a 
pressão total do gás é baixa, quer porque o teor de contaminantes é baixo, todos os processos 
físicos podem ser eliminados. O mesmo se aplica a pressão parcial dos gases ácidos no gás 
tratado também for muito baixa, exceto se a pressão total do sistema for alta. Os processos 
de absorção física têm duas grandes desvantagens: A) afinidade dos solventes de absorver 
hidrocarbonetos pesados e B) os solventes geralmente são caros. Todos estes processos são 
licenciados pelo detentor da patente e requerem pagamento de royalties para o seu uso. As 
vantagens destes processos são as baixas taxas de circulação de solvente e o consumo 
reduzido de utilidades, especificamente a energia gasta na regeneração do solvente. 
 
Fig. 3.2.2.2 – Fluxograma típico para processos de absorção física. 
 
 
 
 
 
Da escolha do solvente para uma unidade de tratamento de gás dependerá não só a eficiência 
do processo como também o tamanho dos equipamentos e o custo total da unidade. A 
escolha do solvente deve ser baseada na composição, temperatura e pressão do gás, além da 
especificação desejada para o produto. Estes parâmetros determinarão se um solvente físico 
ou químico é o mais econômico. 
 
Além dos processos com solventes, outros tais como a destilação e os processos de leito 
sólido, estes usados especificamente na remoção de compostos de enxofre, também são 
empregados com sucesso no tratamento de gás natural. A tabela abaixo classifica os 
principais processos em uso de acordo com o princípio básico que os define. 
 
 
 
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 Processo 
 Aminas 
- Monoetanolamina (MEA); 
- Dietanolamina (DEA); 
- Metildietanolamina (MDEA); 
- Di-isopropilamina (DIPA). 
 Carbonato de potássio quente 
- Benfild; 
- Catarcrb; 
- Lurgi; 
- Vetrocoke. 
 
 
 
Absorção 
Química 
Outros 
- Streford; 
- Amônia; 
- Etc. 
 Sulfinol 
 Selexol 
 Rectisol 
 Purisol 
 Solvente flúor 
 
 
 
Absorção física 
 Água 
 Óxido de ferro (ferro esponja) 
 Peneiras moleculares 
 Óxido de zinco 
 
 
Leito sólido 
 Carvão ativado 
Destilação Ryan-Holmes 
Permeação Membranas 
 
3.2.3 – Tratamento com soluções de aminas 
 
Os processos de tratamento que utilizam soluções de aminas são largamente utilizados na 
remoção de CO2 e H2S do gás natural, principalmente por serem os processos de circulação 
continua de menor vazão circulante e por removerem facilmente o H2S até os níveis 
requeridos, operando com pressões de contato a partir de 686 kPa. A pressões menores, a 
pressão de equilíbrio é limitante da remoção que pode ser obtida. 
 
A monoetanolamina (MEA) é a amina de uso mais generalizado, mas a escolha entre MEA e 
DEA é puramente econômica. Quando o gás contém quantidades relativamente altas de 
COS e CS2 a MEA deve ser evitada por reagir irreversivelmente com estes compostos 
formando produtos de degradação que obrigarão à freqüente substituição da solução. No 
entanto, tanto a MEA quanto a DEA se degradam através de reações iniciadas pelo CO2 e 
influenciadas pela pressão, temperatura e concentração da solução. 
 
O uso da MEA também não é recomendado quando o gás contém mercaptans, pois a mesma 
não é capaz de absorve-los da corrente gasosa. As vantagens que podem ser atribuídas a 
MEA são sua maior reatividade e a facilidade de atingir a especificação de 20 ppm de H2S 
no gás tratado em comparação a DEA. Contudo a DEA tem a seu favor a menor quantidade 
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de calor requerida para liberar os gases ácidos na etapa de regeneração devido ao fato de ser 
uma base quimicamente mais fraca do que a MEA. 
 
A metildietanolamina (MDEA) é uma amina que vem sendo utilizada em substituição às 
anteriores com as seguintes vantagens, entre outras: 
- maior resistência à degradação; 
- menores problemas de corrosão; 
- seletividade pelo H2S em presença de CO2. 
 
Quando se emprega a monoetanolamina (MEA), a concentração da solução aquosa não deve 
ser superior a 20% em peso para não acentuar os problemas de corrosão inerentes aos 
processos com aminas. Quando a dietanolamina (DEA) é usada, as concentrações usuais são 
de 25 a 30% em peso que, em termos molares, é equivalente a uma faixa de 15 a 20% para 
soluções de MEA. Se fossem utilizadas soluções de amina com concentrações maiores, as 
quantidades de gases ácidos absorvidos também seriam maiores, obrigando que todos os 
equipamentos que entram em contato com a solução rica tivessem uma metalurgia especial 
para resistir à corrosão da mesma. 
 
Além da corrosão provocada pelos gases ácidos, as aminas se oxidam rapidamente e os 
produtos da oxidação são extremamente corrosivos ao aço carbono; elas são ainda instáveis 
a altas temperaturas e os produtos de decomposição também são corrosivos. Devido a isso, 
algumas preocupações devem ser tomadas no projeto e operação das unidades, a saber: 
 
- evitar que as soluções entrem em contato com o ar atmosférico através da 
selagem dos tanques de solução e vasos pulmão; 
- evitar temperatura excessiva na regeneração, não devendo ultrapassar 126ºC; 
- projetar mecanicamente a unidade para suportar permanentemente uma solução 
corrosiva, isto é, prover sobre espessura de corrosão nos equipamentos mais 
sujeitos a sofrerem corrosão; 
- prever equipamentos para remoção dos compostos corrosivos, sendo o método 
mais econômico a instalação de um refervedor adicional. 
 
A afinidade das aminas por gases ácidos é uma reação química reversível. As ligações são 
químicas são tão fracas que o processo se assemelha muito a uma adsorção física. De um 
modo geral, com o aumento da temperatura das reações reversíveis têm seu equilíbrio 
deslocado no sentido dos reagentes, enquanto que a baixas temperaturas o equilíbrio tende 
para o sentido dos produtos. 
 
A reação química que governa a remoção do H2S pelas aminas, por exemplo, começa a 
reverter no sentido dos reagentes a temperaturas relativamente baixas, inclusiveinferiores a 
da reação com o CO2. Assim sendo, para favorecer a remoção dos gases ácidos, ou seja, 
favorecer as reações no sentido dos produtos, evita-se temperaturas elevadas na torre 
absorvedora. 
 
Por outro lado, pressões elevadas na absorvedora também favorecem a remoção de gases 
ácidos os quais, além de reagirem quimicamente com a amina, são absorvidos fisicamente 
pela água, aumentando assim a quantidade destes componentes na solução de amina. 
 
 
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A concentração de gases ácidos na solução de amina é a principal variável de processo em 
uma unidade MEA ou DEA, sendo definida como: 
 
“loading”da solução = moles de gases ácidos/mol de amina 
 
A diferença entre os “loadings” das soluções pobres e ricas é definida como “pickup” e 
corresponde à quantidade de gases ácidos absorvidos por mol da solução circulante. Com o 
valor do “pickup”, com a quantidade total de gases ácidos a serem removidos, a 
concentração e densidade da solução de amina determina-se a circulação, ou seja, a vazão de 
solução de amina que deverá circular pela unidade de modo a efetuar a remoção de gases 
ácidos desejada. 
 
3.2.4 – Tratamento com Carbonato de Potássio a quente 
 
Este processo se aplica, de um modo geral, ao tratamento de grandes volumes de gás natural 
contendo ácidos em um teor maior ou igual a 8%, desde que a pressão parcial dos mesmos 
seja no mínimo 147 kPa. Este processo remove H2S e CO2, porém só é eficiente na remoção 
de H2S na presença de quantidades apreciáveis de CO2. Na verdade, não é possível atingir 
economicamente, a especificação para transporte, 20 ppm, no que se refere ao teor de H2S, 
com o processo de carbonato à quente. 
 
No entanto, é um processo de circulação contínua que utiliza um produto químico muito 
barato. É ainda um processo que associa uma absorção à alta pressão e temperatura a uma 
regeneração à baixa pressão e alta temperatura. Pode-se dizer que é um processo isotérmico 
não requerendo trocadores de calor e economizando energia. O processo é todo a quente 
para evitar a precipitação do carbonato de potássio. 
 
Da mesma forma que no processo com amina, corrosão, sólidos em suspensão e formação 
de espuma são problemas que podem ser contornados. A vazão de solução de carbonato é 
função da concentração que geralmente é de 20 a 30% em peso. 
 
Os processos Catacarb e Benfield, por exemplo, utilizam aceleradores de reação para obter 
maiores taxas de reação entre os grandes ácidos e a solução de carbonato. Com isto, 
consegue-se menores equipamentos, menor consumo de energia e teores de gases ácidos no 
produto tratado. 
 
 
3.2.5 – Tratamento com Sulfinol 
 
Este processo patenteado pela Shell, é um processo de absorção química e física para 
remoção de compostos de enxofre (H2S, COS, CS2 e mercaptans) e de CO2. O solvente 
utilizado, Sulfinol é uma mistura cuja composição em peso é a seguinte: 
 
 - DIPA (di-isopropil amina) 40-50%; 
 - SULFOLANE (dióxido de tetrahidrotiofeno) 30-40%; 
 - Água 15-20%. 
 
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Os gases ácidos reagem quimicamente com a DIPA e são absorvidos fisicamente pelo 
SULFOLANE. O processo é regenerativo porém a DIPA forma produtos de degradação não 
regeneráveis que devem ser removidos da solução quando sua concentração atinge cerca de 
10% em peso. Tais compostos são decorrentes da reação do CO2 à temperatura elevada, 
como a que o solvente é exposto durante a regeneração, e da reação do HCN, ácido 
cianídrico, quando presente no gás. A remoção dos compostos de degradação é feita em um 
“reclaimer” que é basicamente uma torre dotada de um refervedor, o qual mantendo uma 
temperatura de fundo de 180ºC promove a vaporização do solvente que sobe em direção ao 
topo. Os produtos de degradação, menos voláteis, são descartados pelo fundo da torre. 
Quando a unidade não tem “reclaimer”, parte da solução de sulfinol deve ser trocada por 
uma nova. 
 
Como o SULFOLANE é um solvente físico, a remoção dos gases ácidos é favorecida por 
altas pressões e baixa temperatura na absorvedora. A temperatura ótima de operação para o 
solvente pobre (regenerado) é de cerca de 40ºC. Temperatura inferiores a 40ºC implicam em 
aumento de viscosidade do solvente enquanto que, á temperaturas elevadas, o aumento da 
pressão de equilíbrio dos gases ácidos acima da solução de sulfinol pobre provoca aumento 
da concentração destes gases no produto tratado. 
 
Na etapa de regeneração, a pressão deve ser baixa e a temperatura elevada, de 75 a 90ºC, de 
modo a estripar os gases absorvidos que, no entanto, não são totalmente removidos da 
solução regenerada. 
 
A grande desvantagem deste processo reside no fato do serem a DIPA e o SULFOLANE 
ambos importados. 
 
 
 
 
 
3.2.6 – Tratamento com Ferro Esponja 
 
O processo com ferro esponja é um dos mais antigos e mais simples processos de tratamento 
de gás. No entanto, sua aplicação é limitada, por motivos econômicos, para gases contendo 
menos de 350 ppm de H2S, podendo operar tanto a baixa quanto à alta pressão, embora seja 
mais eficiente a alta pressão. O ferro esponja é constituído por aparas de madeira 
impregnadas com óxido de ferro hidratado. A esponja deve esta úmida par ser relativa e se o 
gás a ser tratado estiver desidratado, deve ser ressaturado com água antes de entrar no leito 
de ferro esponja. Na prática, a desidratação é posterior ao tratamento mas ainda assim é feita 
uma injeção de água no leito de modo a garantir que o óxido de ferro se mantenha na forma 
hidratada. 
 
O processo se baseia na reação do óxido férrico com o H2S com formação de sulfeto férrico. 
O ferro esponja pode ser regenerado com ar numa reação onde o oxigênio reduz o sulfeto 
formado a enxofre elementar e recupera o óxido de ferro. Esta regeneração pode ser feita 
continuamente, através da injeção de pequena quantidade de ar na corrente gasosa, ou 
ciclicamente através do isolamento e despressurização do leito e circulação de gás a ar 
através do mesmo. 
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Alguns autores, entretanto, afirmam ser mais econômico não regenerar o leito e apenas 
trocá-lo quando estiver gasto. A operação de troca do leito requer cuidados especiais, pois a 
exposição ao ar pode causar um aumento brusco de temperatura, devido à reação de 
regeneração que é exotérmica, podendo ocorrer combustão espontânea. 
 
3.2.7 – Tratamento com Peneiras Moleculares 
 
 
O processo de dessulfurização do gás natural por meio de peneiras moleculares remove 
seletivamente o H2S na presença de CO2. No entanto, a concentração de CO2 no gás de 
entrada afeta significativamente o tamanho do leito de peneiras. Assim, por exemplo, para 
uma composição típica de gás natural, aumentando-se a concentração de CO2 de 0% para 
4% o tamanho do leito aumenta 33%. De qualquer forma, se não for necessário remover o 
CO2 de uma corrente gasosa, este processo pode requerer menor energia e/ou menores 
custos operacionais que outros processos, alem da vantagem de remover outros 
contaminantes. 
 
Uma característica importante deste processo é a desidratação simultânea do gás a ser 
tratado. A água é mais fortemente adsorvida que os compostos de enxofre de modo que um 
leito de peneirasmoleculares sempre desidratará o gás antes de remover os compostos de 
enxofre. 
 
 
O grande problema deste tipo é a regeneração pois, na realidade, as peneiras moleculares 
concentram o H2S do gás de entrada em uma corrente menor que é o gás de regeneração. O 
destino desta corrente é que vai definir a economicidade do processo. Algumas alternativas 
são listadas a seguir: 
 
 
- queima direta do gás de regeneração como combustível, no próprio local do 
tratamento; 
- queima parcial, em tocha, do gás de regeneração durante o pico de concentração 
de H2S, para unidades pequenas em locais isolados. Esta alternativa tira 
vantagem do fato de H2S ser liberado em um pico de concentração durante a fase 
de aquecimento. A penas durante este pico o gás é queimado sendo o restante do 
gás de regeneração reciclado para o gás de entrada; 
- unidade de tratamento em paralelo, geralmente amina ou sulfinol, apenas para o 
gás de regeneração que depois se junta ao gás tratado efluente das peneiras. 
 
3.2.8 – Tratamento com o processo Ryan-Holmes 
 
Este processo, adequado para gases com alto teor de CO2, separa este componente dos 
hidrocarbonetos e do H2S por meio de destilações auxiliadas por um aditivo, geralmente 
líquido de gás natural. Embora outros aditivos possam ser empregados, a aguarrás por 
exemplo, o uso do LGN é vantajoso por tratar-se de um produto disponível, compatível com 
o gás natural, que evita a introdução de componentes estranhos no sistema. 
 
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Para cada tipo de destilação o aditivo cumpre uma função distinta. Na separação entre 
metano e CO2 o aditivo evita que o CO2 congele dentro da torre devido à baixa temperatura 
da operação da demetanizadora. Nesta separação entre CO2 e etano e hidrocarbonetos mais 
pesados, o aditivo é introduzido para quebrar o azéotropo CO2-etano (azeótropo é uma 
mistura que a uma dada temperatura forma um líquido e um vapor de composições 
idênticas, não podendo os seus componentes serem separados por destilação convencional). 
O aditivo facilita ainda a separação entre CO2 e H2S que é uma destilação difícil porém 
importante quando se deseja especificar o CO2 produzido com relação ao teor de H2S. 
 
Da literatura sabe-se que o processo é aplicável a gases contendo de 12 a 90% de CO2 com 
2% de H2S no máximo. As aplicações típicas deste processo são: 
 
- aumento da qualidade e do poder calorífico de correntes de gás natural com altos 
teores de gases ácidos (CO2 e H2S); 
- tratamento de gases ricos, porem contaminados, quando se deseja elevada 
recuperação de LGN; 
- processamento de gases associados em locais onde a recuperação terciária, quer 
por injeção de CO2, combustão “in situ” ou injeção de gás, acarreta em 
concentrações progressivamente maiores de contaminantes no gás produzido. 
 
3.2.9 – Tratamento de Permeação por Membranas 
 
A separação de gases por meio de membranas é um processo relativamente recente e baseia-
se de permeabilidade relativa, isto é, diferentes componentes de uma corrente gasosa 
atravessam uma mesma membrana semipermeável com diferentes velocidades, sendo então 
possível separar os mais lentos dos mais velozes. Como exemplo, pode-se citar o CO2 e o 
metano onde o primeiro atravessa a membrana cerca de 25 vezes mais depressa que o 
segundo. 
 
A taxa de permeabilidade é função da habilidade do componente se dissolver e difundir 
através da membrana. A permeabilidade relativa de uma determinada membrana comercial, 
para vários gases é a seguinte: 
 
H2O, H2, He, H2S > CO2, O2 > Ar, CO, N2, CH4 
 
Da relação acima, observa-se que este tipo de membrana poderia ser empregada na remoção 
de CO2 de correntes de gás natural em projetos de recuperação terciária. Outras aplicações 
seriam do nitrogênio e oxigênio do ar atmosférico, hidrogênio de correntes de refinaria e 
plantas de amônia, além de desidratação de gases em geral, no caso desta membrana 
específica. 
 
As membranas são constituídas de polímeros, sendo as de acetato de celulose uma das mais 
antigas e as de polímeros polissulfônicos, dentre outras, uma das mais recentes. Este 
material semi-permeável é mais usualmente encontrado sob a forma de finos tubos capilares, 
sendo uma unidade de separação composta por um feixe de milhares destes capilares dentro 
de um casco, à semelhança de um trocador de calor do tipo casco e tubos. A mistura gasosa 
a ser separada é admitida no casco; os componentes mais permeáveis atravessam as 
membranas, isto é, as paredes dos tubos e fluem para o interior dos mesmos em direção da 
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extremidade não tamponada e são coletados no cabeçote de saída. Os gases mais lentos 
saem pela extremidade oposta do casco. 
 
Uma característica importante deste processo de separação é a possibilidade de construção 
modular, através da inclusão de unidades adicionais em série ou paralelo, de modo a adaptar 
o sistema as mudanças de composição ou de vazão da carga. Colocando-se elementos em 
paralelo, maiores vazões podem ser obtidas para uma mesma pureza e recuperação do 
produto (gás permeado). Colocando-se mais elementos em série, maiores recuperações 
podem ser obtidas para a mesma vazão de gás a ser separado. A força motriz do processo é a 
diferença entre a pressão parcial do componente a ser permeado de um lado e outro da 
membrana. Quanto menor a pressão parcial, menor a eficiência da separação e 
conseqüentemente maior a área da membrana requerida. 
 
A eficiência de separação para uma dada membrana e um dado par de componentes depende 
principalmente, de 3 fatores: composição do gás, razão de pressões entre a carga e o gás 
permeado e o fator de separação para os dois componentes. Quanto maior o fator de 
separação, maior a seletividade da membrana e, portanto, maior a eficiência da separação. 
Este parâmetro varia para uma dada mistura de gases com o material da membrana 
empregada. 
 
A razão entre as pressões da carga e do permeado tem um efeito muito acentuado na 
eficiência da separação, principalmente com misturas de baixa concentração e para 
membranas com alta seletividade. A pressão parcial do componente mais permeável no lado 
permeado (baixa pressão) não pode exceder sua pressão parcial no lado da carga (alta 
pressão). A temperatura também tem um papel importante no desempenho da membrana. 
Quanto maior a temperatura, maiores as taxas de permeação e menor a área de membrana 
requerida. 
 
Os custos para este tipo de processo ainda são incertos. Para a remoção do CO2 de correntes 
de hidrocarbonetos, alguns artigos mencionam que à medida que os teores aumentam, o 
processo de permeação ganha competitividade com os processos convencionais de aminas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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BIBLIOGRAFIA 
 
 
? Agência Nacional de Petróleo – ANP; Site da Internet: WWW.ANP.gov.br; 
setembro 2004. 
 
? Agência Nacional de Petróleo – ANP; Portarias ANP; agosto 2004. 
 
? British Petroleum; Site da Internet: WWW.BP.com; setembro 2004. 
 
? G.P.S.A.; Engineering data book 11º edição SI volumes I & II.. 
 
? Instituto Basileiro de Petróleo e Gás – IBP, Comissão de gás; Curso de Gás Natural; 
abril de 2001. 
 
? Rachid,Luciana Bastos de F.; Condicionamento e Processamento Primário do Gás 
Natural. Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás – IBP; maio de 1991. 
 
? Simulador de Processo HYSYS versão 3.0.1 
 
? IME, Instrumentos de Medição, material publicitário, 2004. 
 
? Carroll, John J.; Natural Gás Hydrates: a guide for Engineers. Gulf Professional 
Publishing; 2003. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Anexos 
 
Anexo 1 - Especificação do Gás Natural de origem nacional ou importada, a ser 
comercializada em todo o território nacional, conforme Portaria ANP Nº 104 de 8/7/2002- 
DOU 9/7/2002. 
LIMITE(2) (3) MÉTODO 
CARACTERÍSTICA 
 
UNIDADE
 Norte 
 
Nordeste 
 
Sul, 
Sudeste, 
Centro-
Oeste 
ASTM 
 
ISO 
 
Poder calorífico 
superior(4) 
kJ/ m³ 
kWh/m³ 
34.000 a 
38.400 
9,47 a 10,67 
35.000 a 42.000 
 
9,72 a 11,67 
D 3588 6976 
Índice de Wobbe (5) kJ/m³ 40.500 a 
45.000 
46.500 a 52.500 — 6976 
Metano, mín. % vol. 68,0 86,0 D 1945 6974 
Etano, máx. % vol. 12,0 10,0 
Propano, máx. % vol. 3,0 
Butano e mais 
pesados, máx. 
% vol. 1,5 
Oxigênio, máx. % vol. 0,8 0,5 
Inertes (N2 + CO2 ), 
máx. 
% vol. 18,0 5,0 4,0 
Nitrogênio % vol. Anotar 
 
2,0 
Enxofre Total, máx. 
 
mg/m3 
 
70 
 
D 5504 
 
6326-2 
6326-5 
Gás Sulfídrico 
(H2S), máx.(6) 
mg/m3 10,0 15,0 10,0 D 5504 6326-2 
6326-5 
Ponto de orvalho de 
água a 1atm, máx. 
ºC –39 –39 –45 D 5454 — 
 
Observações: 
(1) O gás natural deve estar tecnicamente isento, ou seja, não deve haver traços visíveis de 
partículas sólidas e partículas líquidas. 
(2) Limites especificados são valores referidos a 293,15K (20ºC) e 101,325kPa (1atm) em 
base seca, exceto ponto de orvalho. 
(3) Os limites para a região Norte se destinam às diversas aplicações exceto veicular e para 
esse uso específico devem ser atendidos os limites equivalentes à região Nordeste. 
 
 
 
 
 
 
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Anexo 2 - Especificações dos Gases Liqüefeitos de Petróleo (GLP), conforme resolução 
ANP 18 de 02 de setembro de 2004. 
 
 
CARACTERÍSTICA 
 
UNIDADE 
 
PROPANO 
Comercial
 
BUTANO 
Comercial
 
Mistura 
PROPANO/ 
BUTANO 
PROPANO
Especial 
 
 MÉTODO DE ENSAIO
 
 ABNT 
 
ASTM 
 
Pressão de Vapor a 
37,8ºC (1), máx. 
 
kPa 
 
1430 
 
480 
 
1430 
 
1430 
 
MB 205 
 
D 1267 
D 2598 
 
Resíduo Volátil 
Ponto de Ebulição 
95% evaporados, 
máx. 
ou: 
ºC -38,3 2,2 2,2 -38,3 MB 285 D 1837 
Butanos e mais 
pesados, máx 
% vol. 
 
2,5 
 
- 
 
- 
 
2,5 
 
 D 2163 
 
Pentanos e mais 
pesados, máx; 
% vol. 
 
- 
 
2,0 
 
2,0 
 
- 
 
 D 2163 
 
Resíduo, 100 ml 
evaporados, máx. 
 
Teste da Mancha 
 
mL 
 
0,05 
 
Passa (2) 
 
0,05 
 
- 
 
0,05 
 
- 
 
0,05 
 
Passa (2) 
 
 D 2158 
 
Enxofre Total , 
máx. 
(3) 
mg/kg 
 
185 
 
140 
 
140 
 
123 
 
NBR 6563 
 
D 2784 
D 3246 
D 4468 
D 5504 
D 5623 
D 6667 
H2S 
 
 Passa 
 
Passa 
 
Passa 
 
Passa 
 
 D 2420 
 
Corrosividade ao 
Cobre a 37,8ºC 
1 hora, máx 
 1 
 
1 
 
1 
 
1 
 
MB 281 
 
D 1838 
 
Massa Específica a 
20ºC 
kg/m³ 
 
Anotar 
 
Anotar 
 
Anotar 
(4) 
 
Anotar 
 
MB 903 
 
D 1657 
D 2598 
 
Propano %vol. 90 (mín) D 2163 
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Propeno 
 
%vol. 
 
 5 (máx). 
 
 D 2163 
 
Umidade Passa - - Passa MB 282 D 2713 
Água Livre 
 
 - 
 
Ausente
 
Ausente 
 
- 
 
(5) 
 
Odorização 
 
 20% LIF 
 
(6) 
 
 
(1) Em caso de divergência de resultados prevalece o método da ASTM D 1267. 
 
(2) O produto não deve originar um anel de óleo persistente quando 0,3ml da mistura de 
solvente/ resíduo é adicionado em um papel de filtro, em incrementos de 0,1ml e examinado 
a luz do dia, após 2 min, como descrito no método ASTM D 2158. 
 
(3) Os limites de enxofre total incluem os compostos sulfurados usados para fins de 
odorização. Os métodos ASTM D 3246, D 4468, D 5504, D5623 e D 6667 poderão ser 
utilizados alternativamente e em caso de divergência de resultados, prevalece o método 
ASTM D 2784. 
 
(4) Aplica-se à massa específica a 20ºC o limite superior de 550 Kg/m³ na etapa de 
distribuição de mistura propano/butano envasilhada em botijão P-13 nos municípios cuja 
média das temperaturas mínimas se encontre abaixo de 10??C, nos meses de junho, julho e 
agosto, conforme Anexo II. 
 
(5) A presença de água livre deve ser determinada por inspeção visual das amostras durante 
a determinação da massa específica ou por análise cromatográfica. 
 
(6) A odorização deve ser realizada de acordo com a NFPA 58 - Armazenagem e 
Manipulação de Gases Liqüefeitos de Petróleo - Associação Nacional de Proteção ao Fogo 
(“Storage and Handling Liquefied Petroleum Gases”) (National Fire Protection Association 
- NFPA) (item A.1.3.1). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Anexo 3 - Glossário do ramo de petróleo e gás natural. 
 
Absorção “Fixação de uma substância, geralmente líquida ou gasosa, no 
interior da massa de outra substância, sendo resultante de um 
conjunto complexo de fenômenos de capilaridade, atrações 
eletrostáticas, reações químicas, etc.” 
Absorção refrigerada processo industrial utilizado em UPGN`s; se baseia na 
recuperação dos componentes pesados do gás por refrigeração e 
principalmente por uma absorção física promovida pelo contato 
do gás com um óleo de absorção. 
Adsorção “fixação de moléculas de uma substância (o adsorvato) na 
superfície de outra substância.”. Entende-se por adsorção 
qualquer processo em que moléculas de um gás são condensadas 
e retiradas na superfície de um sólido por meio de forças de 
atração superficiais 
Alumina ativada material utilizado na desidratação do gás natural, é composta por 
óxido de alumio hidratado, Al2O3(nH2O). 
API American Petroleum Institute (vide Grau API). 
Apropriação de Reserva posicionamento de reserva de petróleo e gás natural em uma das 
seguintes categorias: "provadas", "prováveis", "possíveis" e 
"desenvolvidas" (de acordo com critérios estabelecidos pelo 
Regulamento Técnico nº 001/00, aprovada pela Portaria ANP nº 
009/00). 
Autorização ato administrativo unilateral e discricionário pelo qual a ANP, 
como órgão regulador da indústria do petróleo, possibilita a 
empresa constituída sob as leis brasileiras, com sede e 
administração no País, na forma estabelecida na Lei do Petróleo e 
sua regulamentação, o exercício das atividades econômicas 
integrantes da indústria do petróleo. 
B 
b/d barris por dia. 
Bacia Sedimentar depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochassedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, 
associados ou não. 
bbl barril. Unidade de medida de volume, equivalente a 0,159 m3 ou 
42 gal. 
bep sigla de “barril equivalente de petróleo”. Unidade de medida de 
energia equivalente, por convenção, a 1.390 Mcal. 
Bloco parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical 
de profundidade indeterminada, com superfície poligonal 
definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são 
desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e 
gás natural. 
BOE Barril de Óleo Equivalente - Unidade volumétrica que 
corresponde ao volume de óleo, condensado e gás natural em 
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Processamento / UN-BSOL 
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61
uma mesma base de equivalência energética. 
 
Fonte: Padrão E&P - PE-11-00092-A. 
Bônus de Assinatura valor correspondente ao montante ofertado pelo licitante 
vencedor na proposta para obtenção da concessão de petróleo ou 
gás natural, não podendo ser inferior ao valor mínimo fixado pela 
ANP no edital de licitação, devendo ser pago no ato da assinatura 
do contrato de concessão. 
Brent vide Brent Dated; vide Petróleo Brent. 
Brent Dated cotação publicada diariamente pela Platt’s Crude Oil Marketwire, 
que reflete o preço de cargas físicas do petróleo Brent 
embarcadas de 7 (sete) a 17 (dezessete) dias após a data de 
fechamento do negócio, no terminal de Sullom Voe, na Grã-
Bretanha. 
BTU sigla de British Thermal Unit. Unidade de medida de energia, 
corresponde à quantidade de calor necessária para elevar a 
temperatura de uma libra (0,454 kg) de água de 39,2º F para 40,2º 
F. Fator de conversão: 1 BTU = 1.055,056 J. 
Butano hidrocarboneto saturado com quatro átomos de carbono e dez 
átomos de hidrogênio (C4H10), encontrado no estado gasoso 
incolor, com odor de gás natural. Compõe o GLP, sendo 
empregado como combustível doméstico, como iluminante: como 
fonte de calor industrial em caldeiras, fornalhas e secadores; para 
corte de metais e aerossóis. 
C 
C5+ vide Gasolina Natural. 
Caloria neste anuário, utiliza-se a caloria a 15º C (cal15). 1 cal15 é a 
quantidade de energia térmica necessária para aquecer 1 g de 
água isenta de ar, de 14,5º C a 15,5º C, sob pressão constante de 
101,325 kPa (quilopascals). Fator de conversão: 1 cal15 = 4,1855 
J. 
Campo vide Campo de Petróleo ou de Gás Natural. 
Campo de Petróleo ou de 
Gás Natural 
área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um 
reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a 
profundidades variáveis, abrangendo instalações e equipamentos 
destinados à produção. 
Capacidade Nominal capacidade de processamento para a qual uma planta industrial é 
projetada. 
CIDE Contribuição Social de Intervenção no Domínio Econômico é um 
tributo previsto constitucionalmente, de competência exclusiva da 
União. Por meio da Lei Nº 10.336, de 19 de dezembro de 2001, 
instituiu-se a Contribuição Social de Intervenção no Domínio 
Econômico incidente sobre a importação e a comercialização de 
petróleo e seus derivados, gás natural e seus derivados e álcool 
etílico combustível - CIDE. 
CIF sigla da expressão inglesa Cost, Insurance and Freight (“Custo, 
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Processamento / UN-BSOL 
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62
Seguro e Frete”), designa o sistema de pagamento para 
mercadorias embarcadas, com os custos do seguro e do frete 
incluídos no preço. O preço CIF equivale ao preço FOB (q.v.) 
acrescido das parcelas de seguro e frete. 
City Gate conjunto de instalações contendo manifolds e sistema de 
medição, destinado a entregar o gás natural (oriundo de uma 
concessão, de uma UPGN, de um sistema de transporte ou de um 
sistema de transferência de Custódia de Gás Natural. 
CO2 (Gás Carbônico) dióxido de carbono, contaminante do gás natural. Gás inerte 
(reduzo poder calorífico do gás natural), em contato com água 
livre forma soluções ácidas que podem gerar corrosões em dutos 
e equipamentos. 
Concessão contrato administrativo mediante o qual a ANP outorga a 
empresas que atendam aos requisitos técnicos, econômicos e 
jurídicos por ela estabelecidos, o exercício das atividades de 
exploração e produção de petróleo e gás natural no território 
nacional. 
Concessionário empresa constituída sob as leis brasileiras, com sede e 
administração no Brasil, com a qual a ANP celebra contrato de 
concessão para exploração e produção de petróleo ou gás natural 
em bacia sedimentar localizada no território nacional. 
Concessionário Estadual 
de Gás Canalizado 
empresa que explora os serviços locais de gás canalizado, nos 
termos do § 2º, do artigo 25 da Constituição Federal. 
Condensado frações líquidas do gás natural, obtidas no processo de separação 
natural em gasodutos e coletores; mantidas na fase líquida nas 
condições normais de pressão e temperatura. 
Consumo Aparente soma das parcelas referentes à produção e à importação, menos o 
volume exportado. 
Consumo Interno vide Consumo Próprio. 
Consumo Próprio parcela de derivados de petróleo, gás seco e gás úmido; 
consumidos pela própria unidade. 
Cotação Spot preço do produto no mercado spot (vide Mercado Spot). Esta 
cotação é de curto prazo e flutuante, em contraste com as 
cotações acordadas em contratos de fornecimento de médio e 
longo prazos. 
D 
Derivados de Petróleo produtos decorrentes da separação física ou da transformação 
química do petróleo. 
Derivados Energéticos de 
Petróleo 
derivados de petróleo utilizados predominantemente como 
combustíveis, isto é, com a finalidade de liberar energia, luz ou 
ambos a partir de sua queima. Esta denominação abrange os 
seguintes derivados: GLP, gasolina A, gasolina de aviação, 
querosene iluminante, QAV, óleo diesel e óleo combustível. 
Derivados Não-
Energéticos de Petróleo 
derivados de petróleo que, embora tenham significativo conteúdo 
energético, são utilizados para fins não-energéticos. Esta 
denominação abrange os seguintes derivados: graxas, 
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Processamento / UN-BSOL 
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lubrificantes, parafinas, asfaltos, solventes, coque, nafta, extrato 
aromático, gasóleo de vácuo, óleo leve de reciclo, RAT, 
diluentes, n-parafinas, outros óleos de petróleo, minerais 
betuminosos, bem como outros produtos de menor importância. 
Desenvolvimento conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as 
atividades de produção de um campo de petróleo ou gás natural. 
Diesel vide Óleo Diesel. 
Duto designação genérica de instalação constituída por tubos ligados 
entre si, destinada à movimentação de petróleo, seus derivados e 
gás natural. Movimenta produtos líquidos (oleoduto) e gasosos 
(gasoduto). Pode ser classificado como duto de Transporte (q.v) 
ou de Transferência (q.v.). 
E
Exploração ou Pesquisa conjunto de operações ou atividades destinadas a avaliar áreas, 
objetivando a descoberta e a identificação de jazidas de petróleo 
ou gás natural. 
F 
Flare equipamento utilizado para a queima de gases residuais, faz parte 
do sistema de alivio de gás. É utilizado na operação normal da 
unidade industrial e é dimensionado para queimar todo o gás 
gerado na pior situação de emergência. 
FOB sigla da expressão inglesa Free on Board (“Livre a Bordo”), 
denomina a cláusula de contrato segundo a qual o frete nãoestá 
incluído no custo da mercadoria. Valor FOB é o preço de venda 
da mercadoria acrescido de todas as despesas que o exportador 
fez até colocá-la a bordo, incluindo as taxas portuárias, de 
previdência, da Comissão de Marinha Mercante e outras que 
incidem sobre o valor do frete. 
G 
Gás Associado gás natural existente nos reservatórios, em que o plano de 
explotação prevê a produção de óleo como principal energético, 
reservatórios estes considerados como produtores de óleo. 
Gás não Associado gás natural existente nos reservatórios, em que o plano de 
explotação prevê a produção de gás como principal energético, 
reservatórios estes considerados como produtores de gás. 
Gás Liqüefeito de 
Petróleo (GLP) 
mistura de hidrocarbonetos líquidos obtidos do gás natural 
através do processamento de gás natural nas UPGNs, ou em 
processo convencional nas refinarias de petróleo. Conhecido 
como gás de cozinha, composto de propano e butano. Sua maior 
aplicação é na cocção dos alimentos, também é utilizado em 
empilhadeiras, soldagem, esteriliação industrial, teste de fogões, 
maçaricos e outras aplicações industriais. 
Gás Livre vide gás não associado. 
Gás Natural ou Gás todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas 
condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de 
reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, 
 63
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Processamento / UN-BSOL 
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64
secos, processados e gases raros 
Gás Natural Comprimido 
(GNC) 
todo gás natural processado e condicionado para o transporte em 
ampolas ou cilindros, à temperatura ambiente e pressão próxima à 
condição de mínimo fator de compressibilidade. 
Gás Natural Liqüefeito 
(GNL) 
gás natural comprimido e resfriado a temperaturas inferiores a -
160°C para fins de transferência e estocagem como líquido. É 
composto predominantemente de metano e pode conter 
quantidades mínimas de etano, propano, nitrogênio ou outros 
componentes normalmente encontrados no gás natural. 
 
Gás Natural Veicular 
(GNV) 
mistura combustível gasosa, tipicamente proveniente do gás 
natural e biogás, destinada ao uso veicular e cujo componente 
principal é o metano, observadas as especificações estabelecidas 
pela ANP. 
Gás Processado produto do processamento do gás úmido, o qual não contém 
líquidos comercialmente recuperáveis (LGN). 
Gás Residual vide gás processado. 
Gás Seco vide gás processado. 
Gás Úmido gás natural que entra nas UPGNs contendo vapor de água e 
hidrocarbonetos pesados comercialmente recuperáveis sob a 
forma líquida (LGN). 
Gasolina Natural (C5+) extraída do gás natural, é uma mistura de hidrocarbonetos que se 
encontra na fase líquida, em determinadas condições de pressão e 
temperatura, composta de pentano (C5) e outros hidrocarbonetos 
mais pesados. Obtidas em separadores especiais ou em UPGNs. 
Pode ser misturada à gasolina para especificação, reprocessada ou 
adicionada à corrente do petróleo. 
Grau API ou ºAPI escala idealizada pelo American Petroleum Institute - API, 
juntamente com a National Bureau of Standards, utilizada para 
medir a densidade relativa de líquidos. A escala API varia 
inversamente com a densidade relativa, isto é, quanto maior a 
densidade relativa, menor o grau API: ºAPI = (141,5/g) - 131,5, 
onde "g" é a densidade relativa do petróleo a 15ºC. 
H
H2S sulfeto de hidrogênio ou gás sulfídrico, contaminante do gás 
natural, gás incolor com odor característico, tóxico, altamente 
inflamável e corrosivo. Sub-produto do processo de refino do 
petróleo. 
Hidrocarboneto composto constituído apenas por carbono e hidrogênio. O 
petróleo e o gás natural são exemplos de hidrocarbonetos. 
Hidrato composto formado pela combinação física entre moléculas de 
água líquida com outras moléculas pequenas de hidrocarbonetos 
e/ou contaminantes formando um sólido de aparência de gelo, 
mas com estrutura molecular diferente. 
I
ICMS Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias 
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 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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e Sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e 
Intermunicipal e de Comunicação. 
Importação Líquida diferença entre os volumes importado e exportado. 
Indústria de Petróleo conjunto de atividades econômicas relacionadas com a 
exploração, desenvolvimento, produção, refino, processamento, 
transporte, importação e exportação de petróleo, gás natural, 
outros hidrocarbonetos aromáticos (metano, etano, propano, 
etileno, propileno, butenos, ciclohexanos, benzeno, tolueno, 
naftaleno etc) e seus derivados. 
Indústria Petroquímica indústria de produtos químicos derivados do petróleo. Os 
produtos da indústria petroquímica incluem parafinas, olefinas, 
nafteno e hidrocarbonetos aromáticos (metano, etano, propano, 
etileno, propileno, butenos, ciclohexanos, benzeno, tolueno, 
naftaleno etc) e seus derivados. 
Inibidores de hidrato compostos que inibem a formação do hidrato. Tais compostos, 
que tem função de se combinar com a água livre, na verdade 
apenas diminuem a temperatura em que os hidratos se formariam, 
isto é, causam uma depressão na temperatura de formação dos 
mesmos (crioscopia). 
J
Jazida reservatório já identificado e possível de ser posto em produção. 
K
L
Lei do Petróleo Lei n.º 9.478, de 6 de agosto de 1997. 
LGN vide Líquido de Gás Natural. 
Licitação de Blocos procedimento administrativo, de natureza formal, onde a ANP 
estabelece os requisitos técnicos, econômicos e jurídicos que 
deverão ser obrigatoriamente atendidos pelas empresas que se 
propõem a exercer atividades de exploração e produção de 
petróleo e gás natural, mediante contratos de concessão. 
Líquido de Gás Natural 
(LGN) 
parte do gás natural que se encontra na fase líquida em 
determinada condição de pressão e temperatura na superfície, 
obtida nos processos de separação de campo, em UPGNs ou em 
operações de transferência em gasodutos. 
Livre Acesso corresponde ao uso, por terceiros interessados, de dutos de 
transporte e terminais aquaviários destinados à movimentação de 
petróleo e seus derivados, existentes ou a serem construídos, 
mediante remuneração adequada ao titular das instalações. O livre 
acesso às instalações classificadas como de Transporte (q.v.), 
estabelecido no artigo 58 da lei nº 9.478/97, foi regulamentado 
pela ANP através das Portarias nº 115/00, 251/00 e 255/00. 
M
Mercado Spot mercado no qual são negociadas quantidades marginais do 
produto, não cobertas por contratos. O mercado spot considera a 
oferta e a demanda do produto no momento da negociação de 
compra e venda, para entrega imediata. 
 65
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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MMBTU milhões de BTU (vide BTU). 
N 
Nafta derivado de petróleo ou gás natural, utilizado principalmente 
como matéria-prima da indústria petroquímica (“nafta 
petroquímica” ou “nafta não-energética”) na produção de eteno e 
propeno, além de outras frações líquidas, como benzeno, tolueno 
e xilenos. A nafta energética é utilizada para geração de gás de 
síntese através de um processo industrial (reformação com vapor 
d'água). Este gás é utilizado na produção do gás canalizado 
doméstico. 
Nafta Petroquímica vide Nafta. 
O
Oferta Interna Bruta quantidade de energia quese coloca à disposição do país para ser 
consumida ou submetida aos processos de transformação e, para 
cada fonte energética, corresponde à soma das quantidades 
produzida e importada subtraída das quantidades exportada, não 
aproveitada, reinjetada e da sua variação de estoque. 
Offshore localizado ou operado no mar. 
Óleo vide Óleo Cru ou Bruto. 
Óleo Cru ou Bruto vide Petróleo. 
Óleo de Xisto óleo obtido através do processamento do xisto betuminoso. 
Óleo Diesel fração do petróleo composta principalmente por hidrocarbonetos 
alifáticos. O óleo diesel é ligeiramente mais denso do que o 
querosene e destila na faixa entre 250 e 400ºC. É usado como 
combustível em motores de combustão interna, nos quais a 
ignição ocorre pelo aumento de temperatura ao invés de 
faiscação. 
Oleoduto vide Duto. 
Onshore localizado ou operado em terra. 
OPEP vide Organização dos Países Exportadores de Petróleo. 
Orçamento Anual de 
Trabalho 
detalhamento de despesas e investimentos a serem feitos pelo 
concessionário na execução do respectivo Programa Anual de 
Trabalho, no decorrer de um ano civil qualquer. 
Organização dos Países 
Exportadores de Petróleo 
(OPEP) 
organização multinacional estabelecida em 1960, com a função 
de coordenar as políticas de petróleo dos países-membros. É 
formada pelos seguintes países-membros. Argélia, Líbia, Nigéria, 
Indonésia, Irã, Iraque, Coveite, Catar, Arábia Saudita, Emirados 
Árabes Unidos e Venezuela. 
P 
Pagamento pela 
Ocupação ou Retenção de 
Área 
uma das participações governamentais pagas pelos 
concessionários. Refere-se ao pagamento pela ocupação ou 
retenção da área concedida, durante as fases de exploração, 
desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural. 
Participação Especial compensação financeira extraordinária devida pelos 
 66
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás 
natural, nos casos de grande volume de produção ou de grande 
rentabilidade, nos termos do artigo 50 da Lei nº9.478/97 e do 
Decreto nº2.705/98. 
Participações de 
Terceiros 
referem-se aos pagamentos feitos pelos concessionários aos 
proprietários de terra, nos termos do artigo 52 da Lei n.º 9.478/97.
Participações 
Governamentais 
pagamentos a serem realizados pelos concessionários de 
exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos termos dos 
artigos 45 a 51 da Lei n.º 9.478, de 1997. Incluem bônus de 
assinaturas, royalties, participações especiais e pagamentos pela 
ocupação ou retenção de área. 
Peneiras Moleculares material utilizado na desidratação e tratamento do gás natural, são 
alumino-silicatos metálicos, também conhecidas como zeólitas, 
de estrutura cristalina, com poros de 3 a 10 Ângstrom de diâmetro 
(1Å = 1 E-10 m ou 1 E-1 nm), sendo que esta dimensão 
determinada pelo metal que, para a maioria das aplicações em 
processamento de gás natural é o sódio (Na[AlSiO4]H2O) 
conhecido como tipo 4A 
Petróleo todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural, 
exemplos: óleo cru e condensado. 
Petróleo Brent mistura de petróleos produzidos no mar do Norte, oriundos dos 
sistemas petrolíferos Brent e Ninian, com grau API de 39,4 (trinta 
e nove inteiros e quatro décimos) e teor de enxofre de 0,34% 
(trinta e quatro centésimos por cento). 
PIS/COFINS Programa de Integração Social e Contribuição Social para o 
Financiamento da Seguridade Social. Contribuição recolhida 
pelas refinarias relativas às operações de vendas feitas às 
distribuidoras. 
Plano de Avaliação de 
Descobertas de Petróleo 
e/ou Gás Natural 
documento preparado pelo Concessionário, contendo o programa 
de trabalho e respectivo investimento necessários à avaliação de 
uma descoberta de petróleo ou gás natural na área da concessão. 
A avaliação de uma descoberta tem como objetivo verificar sua 
comercialidade, principalmente a partir da quantificação dos 
volumes existentes e/ou recuperáveis e da definição das 
características de produção dos reservatórios perfurados, de 
forma que o Concessionário possa definir seu interesse no 
desenvolvimento de acumulação (vide Regulamento Técnico 
aprovado pela Portaria ANP nº 259/00). 
Plano de 
Desenvolvimento 
documento preparado pelo Concessionário contendo o programa 
de trabalho e respectivo investimento necessários ao 
desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural na 
área da Concessão, nos termos do Contrato de Concessão (vide 
Portaria ANP nº 123/00). 
Platt’s Crude Oil 
Marketwire 
publicação diária de cotações de tipos de petróleo, adotada como 
padrão no mercado internacional, para a formação de preços de 
cargas de petróleo. 
Platt’s European publicação diária de cotações de produtos derivados de petróleo, 
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 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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Marketscan adotada como padrão no mercado internacional, para a formação 
de preços de cargas de derivados. 
Poço (1) orifício perfurado no solo, através do qual se obtém ou se 
intenciona obter petróleo ou gás natural; (2) orifício perfurado no 
solo para a introdução de uma camada subterrânea de água ou gás 
sob pressão. 
Poço Produtor poço que produz petróleo ou gás natural. 
Preço de Faturamento é o preço de venda dos derivados, cobrado pelas refinarias às 
distribuidoras, incluindo PIS/COFINS e PPE e excluindo ICMS e 
frete. 
Preço de Realização representa a receita unitária líquida da refinaria com a venda no 
mercado interno dos derivados básicos produzidos e importados 
(exceto QAV, nafta e óleo combustível), cujos preços seguem 
uma fórmula paramétricas que os mantêm alinhados com os 
valores vigentes no mercado internacional, de acordo com a 
sistemática introduzida pela Portaria Interministerial nº 3/98, 
atualizados pela Portaria MME/MF nº 404/99. 
Preço de Referência do 
Gás Natural 
o preço de referência a ser aplicado a cada mês ao gás natural 
produzido durante o referido mês, em cada campo de uma área de 
concessão, em reais por mil metros cúbicos, na condição padrão 
de medição, será igual à média ponderada dos preços de venda do 
gás natural, livres dos tributos incidentes sobre a venda, 
acordados nos contratos de fornecimento celebrados entre o 
concessionário e os compradores do gás natural produzido na área 
de concessão, deduzidas as tarifas relativas ao transporte do gás 
natural até o ponto de entrega aos compradores . Na inexistência 
de contratos de venda do gás natural produzido na área de 
concessão, na ausência da apresentação, pelo concessionário, de 
todas as informações requeridas pela ANP para a fixação do 
preço de referência do gás natural, ou quando os preços de venda 
ou às tarifas de transporte informados não refletirem as condições 
normais do mercado nacional, a ANP fixará o preço de referência 
para o gás natural segundo seus próprios critérios (vide Portaria 
ANP nº 45/00). 
 
Preço de Referência do 
Petróleo 
o preço de referência a ser aplicado a cada mês ao petróleo 
produzido em cada campo durante o referido mês, em reais por 
metro cúbico, na condição padrão de medição, será igual à média 
ponderada dos seus preços de venda praticados pelo 
concessionário, em condições normais de mercado, ou ao Preço 
Mínimo (q.v.) estabelecido pela ANP, aplicando-se que for 
maior. Caso o concessionário não apresente as informações 
necessárias à fixação do preço mínimo, a ANP fixará o preço de 
referência do petróleo segundo seus próprios critérios (vide 
PortariaANP nº 206/00). 
Preço Médio (do Petróleo 
ou Gás Natural, para fins 
de cálculo de royalties) 
média ponderada dos preços de venda do petróleo ou gás natural 
produzido em cada campo, praticados pelo concessionário 
durante o mês de referência. Os preços médios do petróleo e do 
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 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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gás natural poderão vir a ser os preços de referência, conforme 
previstos nos artigos 7º e 8º do Decreto nº 2.705/98. Vide Preço 
de Referência do Petróleo e Preço de Referência dos Gás Natural.
Preço Mínimo é o preço mínimo do petróleo, fixado pela ANP com base no 
valor médio mensal de uma cesta-padrão composta de até quatro 
tipos de petróleo similares cotados no mercado internacional, nos 
termos dos artigo 7º do Decreto n.º 2.705/98. O Preço Mínimo 
pode vir a ser o Preço de Referência do Petróleo (q.v.), adotado 
para fins de cálculo das participações governamentais, quando for 
maior do que o Preço Médio (q.v.). 
Processamento de Gás 
Natural (ou Tratamento) 
conjunto de operações destinadas a permitir o seu transporte, 
distribuição e utilização 
Produção conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou 
gás natural de uma jazida e de preparo de sua movimentação, nos 
termos definidos no inciso XVI do art. 6º da Lei n.º 9.478/97, ou, 
ainda, volume de petróleo ou gás natural extraído durante a 
produção, conforme se depreenda do texto, em cada caso. 
Programa Anual de 
Produção 
programa em que se discriminam as previsões de: (i)produção e 
movimentação de petróleo, gás natural, água e outros fluídos e 
resíduos oriundos do processo de produção de cada campo; (ii) 
queimas e perdas de gás natural; e (iii) injeção de fluídos 
especiais. 
 
Programa Anual de 
Trabalho 
conjunto de atividades a serem realizadas pelo Concessionário, 
no decorrer de um ano civil. 
Propano hidrocarboneto saturado com três átomos de carbono e oito de 
hidrogênio (C3H8). É gasoso, incolor e possui cheiro 
característico. Compõe o GLP. Empregado como combustível 
doméstico e como iluminante. 
Propano Especial mistura de hidrocarbonetos contendo no mínimo 90% de propano 
por volume e no máximo 5% de propeno por volume. 
Propeno hidrocarboneto insaturado com três átomos de carbono e seis de 
hidrogênio (C3H6), encontrado no estado gasoso e incolor, obtido 
do craqueamento de hidrocarbonetos, normalmente nafta. Serve 
de matéria-prima para a produção de polipropileno. 
Q
QAV vide Querosene de Aviação. 
Querosene fração seguinte à gasolina e anterior ao diesel na destilação do 
petróleo, em que predominam compostos parafínicos destilados 
na faixa de 150 a 300ºC. Suas utilizações incluem: combustível 
para aviões (vide Querosene de Aviação), aquecimento 
doméstico. iluminação (vide Querosene Iluminante), solvente e 
inseticídas. 
Querosene de Aviação 
(QAV) combustível para turbina de aviões e helicópteros. 
Querosene Iluminante utilizado, em geral, como combustível de lamparinas. 
 69
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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70
R 
Reclassificação de Poço processo de conferir ao poço os atributos que definem os 
resultados obtidos com a sua perfuração, de acordo com o 
disposto na Portaria ANP n.º 76/00. 
Refrigeração simples processo industrial utilizado em UPGN`s, consiste meramente no 
resfriamento do gás de modo a promover a recuperação de 
hidrocarbonetos líquidos pela condensação do propano e mais 
pesados. 
Reinjeção retorno de gás não comercializado ou água à formação produtora 
de origem. 
Reservas recursos descobertos de petróleo e gás natural comercialmente 
recuperáveis a partir de uma determinada data. 
Reservas Desenvolvidas reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadas 
através de poços existentes e quando todos os equipamentos 
necessários à produção já se encontram instalados. 
Reservas Possíveis reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados 
geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua 
recuperação quando comparada com a estimativa de reservas 
prováveis. 
Reservas Provadas reservas de petróleo e gás natural que, com base na análise de 
dados geológicos e de engenharia, se estima recuperar 
comercialmente de reservatórios descobertos e avaliados, com 
elevado grau de certeza, e cuja estimativa considere as condições 
econômicas vigentes, os métodos operacionais usualmente 
viáveis e os regulamentos instituídos pelas legislações petrolífera 
e tributária brasileiras. 
Reservas Prováveis reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados 
geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua 
recuperação quando comparada com a estimativa de reservas 
provadas. 
Reservas Totais soma das reservas provadas, prováveis e possíveis. 
Reservatório configuração geológica dotada de propriedades específicas, 
armazenadora de petróleo ou gás natural, associados ou não. 
Rodada de Licitações são assim chamadas as diversas licitações de âmbito 
internacional, até agora em número de três, efetuadas pela ANP, e 
destinadas à outorga, aos respectivos licitantes vencedores, de 
concessões para exploração e produção de petróleo e gás natural. 
 
Rodada Zero designa a assinatura, entre a ANP e a Petrobras, nos termos do 
artigo 34 da Lei do Petróleo, na data de 06 de agosto de 1998, de 
397 contratos de concessão de blocos que já se encontravam em 
fase de exploração, desenvolvimento ou produção pela estatal, na 
data da promulgação da Lei do Petróleo. 
 
Royalties compensações financeiras pagas pelos concessionários, cujos 
contratos estão na etapa de produção de petróleo ou gás natural, 
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Processamento / UN-BSOL 
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incluindo-se também os contratos que estão na fase de exploração 
realizando testes de longa duração, distribuídas entre Estados, 
Municípios, Comando da Marinha e Ministério de Ciência e 
Tecnologia, nos termos dos artigos 47 a 49 da Lei nº 9.478/97 e 
do Decreto nº 2.705/98. 
 
S
Sílica gel 
material utilizado na desidratação e tratamento do gás natural, é 
basicamente composta por dióxido de silício (SiO2). A sílica gel é 
um composto essencialmente inerte não sendo afetada pelos 
gases ácidos porventura presentes no gás natural. Antes da 
descoberta do glicol, a sílica gel foi o adsorvente mais utilizado 
para especificar o teor de água do gás desidratado para transporte,
Spot vide Cotação Spot. 
T 
Tanque (de 
Armazenamento) 
reservatório especialmente construído para acumulação de 
petróleo ou seus derivados. 
tep sigla de “tonelada equivalente de petróleo”. Unidade de medida 
de energia equivalente, por convenção, a 10.000 Mcal. 
Terminal conjunto de instalações utilizadas para o recebimento, expedição 
e armazenagem de produtos da indústria do petróleo. Pode ser 
classificado como marítimo, fluvial, lacustre ou terrestre. 
Teste de Longa Duração testes de poços, realizados durante a fase de exploração, com a 
finalidade exclusiva de obtenção de dados e informações para 
conhecimento dos reservatórios, com tempo total de fluxo 
superior a 72 horas. 
Transferência movimentação de petróleo, seus derivados ou gás natural em 
meio ou percurso considerado de interesse específico e exclusivo 
do proprietário ou explorador das facilidades. 
Transportadorpessoa jurídica operadora das Instalações de Transporte. 
Transporte movimentação de petróleo, seus derivados ou gás natural em 
meio ou percurso considerado de interesse geral. 
Transvasamento qualquer operação de carga e descarga do GNL entre recipientes 
e veículos transportadores, podendo ser realizada nas unidades de 
liquefação, nas distribuidoras ou nas unidades consumidoras 
finais. 
Tratamento de Gás 
Natural (ou 
Processamento) 
conjunto de operações destinadas a permitir o seu transporte, 
distribuição e utilização 
U 
UFL vide Unidade de Fracionamento de Líquidos de Gás Natural. 
UGN vide Unidade de Processamento de Gás Natural. 
Unidade de Compressão 
e Distribuição de GNC 
conjunto de instalações fixas que comprimem o gás natural, 
disponibilizando-o para a distribuição através de veículos 
transportadores. 
 71
 Daniel H. M. Filho Introdução ao Processamento e Tratamento do Gás Natural Eng. 
Processamento / UN-BSOL 
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72
Unidade de Compressão 
e Distribuição de GNC 
conjunto de instalações fixas que comprimem o gás natural, 
disponibilizando-o para a distribuição através de veículos 
transportadores. 
Unidade de 
Fracionamento de 
Líquidos e Gás Natural 
(UFL) 
instalação industrial que objetiva separar o LGN obtido na URL 
em correntes contendo etano, propano, GLP e C5+. 
Unidade de 
Processamento de 
Condensado de Gás 
Natural (UPCGN) 
instalação industrial que objetiva separar as frações leves 
existentes no condensado do gás natural produzido nos dutos que 
transportam o gás do mar para a terra, ou nas URGNs. Estas 
instalações são compostas de Unidades de Fracionamento de 
Líquidos de Gás natural (UFL), gerando propano, butano, GLP e 
C5+. 
Unidade de 
Processamento de Gás 
Natural (UPGN) 
instalação industrial que objetiva realizar a separação das frações 
pesadas (propano e mais pesados), existentes no gás natural, do 
metano e do etano, gerando GLP , gás processado e gasolina 
natural (C5+). 
Unidade de Recuperação 
de Gás Natural (URGN) 
instalação industrial que objetiva separar o metano e o etano das 
frações mais pesadas, contendo C3+ na forma de líquido (LGN). 
Unidade de Recuperação 
de Líquidos e Gás 
Natural (URL) 
instalação industrial que visa separar o metano das frações mais 
pesadas, contendo C2+ na forma de líquido (LGN). 
UPCGN vide Unidade de Processamento de Condensado de Gás Natural. 
UPGN vide Unidade de Processamento de Gás Natural. 
URGN vide Unidade de Recuperação de Gás Natural. 
URL vide Unidade de Recuperação de Líquidos de Gás Natural. 
V 
W 
West Texas Intermediate 
(WTI) 
petróleo com grau API entre 38º e 40º e aproximadamente 0,3% 
de enxofre, cuja cotação diária no mercado spot reflete o preço 
dos barris entregues em Cushing, Oklahoma, nos EUA. 
WTI vide West Texas Intermediate. 
X 
Xisto xisto betuminoso é uma rocha sedimentar, normalmente argilosa, 
muito rica em matéria orgânica (querogênio). Quando submetido 
a temperaturas elevadas, o xisto betuminoso libera óleo, água e 
gás, e deixa um resíduo sólido contendo carbono. 
 
 
 72
	Capitulo 1: Conceituação
	1.1– O GÁS NATURAL
	1.2– PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DO GÁS NATURAL
	1.3– TRATAMENTO
	1.4- RIQUEZA DO GÁS NATURAL
	Capítulo 2: CONDICIONAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL
	2.1 – CONDICIONAMENTO DO GÁS NATURAL
	2.1.1 - Estabilização e processamento de condensados
	2.2 – UNIDADE DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL – UPGN
	2.2.1 - Importância econômica das UPGN`s
	2.3 – ESCOLHA DO PROCESSO
	2.4 – PROCESSO DE REFRIGERAÇÃO SIMPLES
	2.5 – PROCESSO JOULE-THOMSON
	2.6 – PROCESSO DE ABSORÇÃO REFRIGERADA
	2.7 – PROCESSO DE TURBO-EXPANSÃO
	Capitulo 3: TRATAMENTO
	3.1 – DESIDRATAÇÃO
	3.1.1 – Água no gás natural
	3.1.2 – Analisadores de umidade no gás natural
	3.1.3 – Hidratos
	3.1.4 – Injeção de inibidores de hidrato
	3.1.5 – Desidratação por Absorção
	3.1.6 – Desidratação por Adsorção
	3.1.7 – Parâmetros de projeto
	3.1.8 – Vantagens e desvantagens dos sistemas de adsorção
	3.2 – REMOÇÃO DE GÁSES ÁCIDOS
	3.2.1 – Objetivos
	3.2.2 – Seleção do tratamento
	3.2.3 – Tratamento com soluções de aminas
	3.2.4 – Tratamento com Carbonato de Potássio a quente
	3.2.5 – Tratamento com Sulfinol
	3.2.6 – Tratamento com Ferro Esponja
	3.2.7 – Tratamento com Peneiras Moleculares
	3.2.8 – Tratamento com o processo Ryan-Holmes
	3.2.9 – Tratamento de Permeação por Membranas
	BIBLIOGRAFIA
	Anexos
	Anexo 2 - Especificações dos Gases Liqüefeitos de Petróleo (
	Anexo 3 - Glossário do ramo de petróleo e gás natural.