Nocoes de Processamento Primario de Petroleo

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Autor: Leôncio de Almeida Souza
NOÇÕES DE 
PROCESSAMENTO 
PRIMÁRIO DE 
PETRÓLEO
NOÇÕES DE 
PROCESSAMENTO 
PRIMÁRIO DE 
PETRÓLEO
Este é um material de uso restrito aos empregados da PETROBRAS que atuam no E&P. 
É terminantemente proibida a utilização do mesmo por prestadores de serviço ou fora 
do ambiente PETROBRAS.
Este material foi classificado como INFORMAÇÃO RESERVADA e deve possuir o 
tratamento especial descrito na norma corporativa PB-PO-0V4-00005“TRATAMENTO DE 
INFORMAÇÕES RESERVADAS".
Órgão gestor: E&P-CORP/RH
Autor: Leôncio de Almeida Souza
Ao final desse estudo, o treinando poderá:
• Reconhecer as etapas do sistema de produção e os 
principais processos da unidade de processamento 
primário;
• Reconhecer a função dos componentes da coleta da 
produção;
• Compreender o processo e identificar os equipamentos 
da separação do óleo, do gás e da água livre;
• Reconhecer as etapas do tratamento do óleo e do gás;
• Reconhecer a importância do tratamento da água para 
descarte ou reinjeção. 
NOÇÕES DE 
PROCESSAMENTO 
PRIMÁRIO DE 
PETRÓLEO
Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos 
da área de Exploração & Produção da Petrobras. Ele se estende para 
além dessas páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a 
experiência de anos de dedicação e aprendizado no exercício das 
atividades profissionais na Companhia.
É com tal experiência, refletida nas competências do seu corpo de 
empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes 
desafios com os quais ela se depara no Brasil e no mundo.
Nesse contexto, o E&P criou o Programa Alta Competência, visando 
prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força 
de trabalho às estratégias do negócio E&P.
Realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como premissa 
a participação ativa dos técnicos na estruturação e detalhamento das 
competências necessárias para explorar e produzir energia.
O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das 
competências, de modo a facilitar a formação de novos empregados 
e a reciclagem de antigos.
Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo 
que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para 
esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os 
que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de 
sucesso que ela é.
Programa Alta Competência
Programa Alta Competência
Esta seção tem o objetivo de apresentar como esta apostila 
está organizada e assim facilitar seu uso. 
No início deste material é apresentado o objetivo geral, o qual 
representa as metas de aprendizagem a serem atingidas. 
Autor
Ao fi nal desse estudo, o treinando poderá:
• Identifi car procedimentos adequados ao aterramento 
e à manutenção da segurança nas instalações elétricas;
• Reconhecer os riscos de acidentes relacionados ao 
aterramento de segurança;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de 
aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas 
instalações elétricas.
ATERRAMENTO 
DE SEGURANÇA
Como utilizar esta apostila
Objetivo Geral
O material está dividido em capítulos. 
No início de cada capítulo são apresentados os objetivos 
específi cos de aprendizagem, que devem ser utilizados como 
orientadores ao longo do estudo.
No fi nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que 
visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem.
Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do 
capítulo em questão.
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
C
ap
ít
u
lo
 1
Riscos elétricos 
e o aterramento 
de segurança
Ao fi nal desse capítulo, o treinando poderá:
• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e 
riscos elétricos;
• Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de 
equipamentos e sistemas elétricos;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de 
segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas. 
20
Alta Competência
21
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
A gravidade dos efeitos fi siológicos no organismo está relacionada a 
quatro fatores fundamentais:
 Tensão;• 
 Resistência elétrica do corpo; • 
 Área de contato;• 
 Duração do choque.• 
 Os riscos elétricos, independente do tipo de • 
instalação ou sistema, estão presentes durante toda 
a vida útil de um equipamento e na maioria das 
instalações. Por isso é fundamental mantê-los sob 
controle para evitar prejuízos pessoais, materiais ou 
de continuidade operacional.
 Os • choques elétricos representam a maior fonte 
de lesões e fatalidades, sendo necessária, além das 
medidas de engenharia para seu controle, a obediência 
a padrões e procedimentos de segurança.
1.4. Exercícios
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e 
aterramento de segurança?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________ 
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que 
abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. 
Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, 
o caso: 
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser 
projetadas e executadas de modo que seja possível 
prevenir, por meios seguros, os perigos de choque 
elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( ) “Nas instalações elétricas de áreas classificadas 
(...) devem ser adotados dispositivos de proteção, 
como alarme e seccionamento automático para 
prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de 
isolamento, aquecimentos ou outras condições 
anormais de operação.”
( ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) 
durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for 
julgado necessário à segurança, devem ser colocadas 
placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas 
e demais meios de sinalização que chamem a atenção 
quanto ao risco.”
( ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e 
sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas 
(...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no 
âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
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Alta Competência
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20mai. 2008. 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito1.6. Bibliografi a
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
defi nições estão disponíveis no glossário. Ao longo dos 
textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente 
identifi cados, pois estão em destaque.
48
Alta Competência Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
49
3. Problemas operacionais, riscos e 
cuidados com aterramento de segurança
Todas as Unidades de Exploração e Produção possuem um plano de manutenção preventiva de equipamentos elétricos (motores, geradores, painéis elétricos, transformadores e outros). 
A cada intervenção nestes equipamentos e dispositivos, os 
mantenedores avaliam a necessidade ou não da realização de inspeção 
nos sistemas de aterramento envolvidos nestes equipamentos.
Para que o aterramento de segurança possa cumprir corretamente o 
seu papel, precisa ser bem projetado e construído. Além disso, deve 
ser mantido em perfeitas condições de funcionamento. 
Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagir 
diariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar 
imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando 
problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico 
por contato indireto e de incêndio e explosão.
3.1. Problemas operacionais
Os principais problemas operacionais verifi cados em qualquer tipo 
de aterramento são:
• Falta de continuidade; e
• Elevada resistência elétrica de contato. 
É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 defi ne o valor 
de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo 
admissível para resistência de contato.
56
Alta Competência Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
57
Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se 
manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma 
corrente elétrica.
Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica.
Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade 
– Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso 
em: 14 mar. 2008.
3.5. Bibliografi a3.4. Glossário
Objetivo Específi co
O material está dividido em capítulos. 
No início de cada capítulo são apresentados os objetivos 
específi cos de aprendizagem, que devem ser utilizados como 
orientadores ao longo do estudo.
No fi nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que 
visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem.
Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do 
capítulo em questão.
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
C
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 1
Riscos elétricos 
e o aterramento 
de segurança
Ao fi nal desse capítulo, o treinando poderá:
• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e 
riscos elétricos;
• Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de 
equipamentos e sistemas elétricos;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de 
segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas. 
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Alta Competência
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Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
A gravidade dos efeitos fi siológicos no organismo está relacionada a 
quatro fatores fundamentais:
 Tensão;• 
 Resistência elétrica do corpo; • 
 Área de contato;• 
 Duração do choque.• 
 Os riscos elétricos, independente do tipo de • 
instalação ou sistema, estão presentes durante toda 
a vida útil de um equipamento e na maioria das 
instalações. Por isso é fundamental mantê-los sob 
controle para evitar prejuízos pessoais, materiais ou 
de continuidade operacional.
 Os • choques elétricos representam a maior fonte 
de lesões e fatalidades, sendo necessária, além das 
medidas de engenharia para seu controle, a obediência 
a padrões e procedimentos de segurança.
1.4. Exercícios
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e 
aterramento de segurança?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________ 
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que 
abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. 
Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, 
o caso: 
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser 
projetadas e executadas de modo que seja possível 
prevenir, por meios seguros, os perigos de choque 
elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( ) “Nas instalações elétricas de áreas classificadas 
(...) devem ser adotados dispositivos de proteção, 
como alarme e seccionamento automático para 
prevenirsobretensões, sobrecorrentes, falhas de 
isolamento, aquecimentos ou outras condições 
anormais de operação.”
( ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) 
durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for 
julgado necessário à segurança, devem ser colocadas 
placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas 
e demais meios de sinalização que chamem a atenção 
quanto ao risco.”
( ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e 
sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas 
(...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no 
âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
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Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito1.6. Bibliografi a
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
defi nições estão disponíveis no glossário. Ao longo dos 
textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente 
identifi cados, pois estão em destaque.
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Alta Competência Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
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3. Problemas operacionais, riscos e 
cuidados com aterramento de segurança
Todas as Unidades de Exploração e Produção possuem um plano de manutenção preventiva de equipamentos elétricos (motores, geradores, painéis elétricos, transformadores e outros). 
A cada intervenção nestes equipamentos e dispositivos, os 
mantenedores avaliam a necessidade ou não da realização de inspeção 
nos sistemas de aterramento envolvidos nestes equipamentos.
Para que o aterramento de segurança possa cumprir corretamente o 
seu papel, precisa ser bem projetado e construído. Além disso, deve 
ser mantido em perfeitas condições de funcionamento. 
Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagir 
diariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar 
imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando 
problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico 
por contato indireto e de incêndio e explosão.
3.1. Problemas operacionais
Os principais problemas operacionais verifi cados em qualquer tipo 
de aterramento são:
• Falta de continuidade; e
• Elevada resistência elétrica de contato. 
É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 defi ne o valor 
de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo 
admissível para resistência de contato.
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Alta Competência Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
57
Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se 
manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma 
corrente elétrica.
Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica.
Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade 
– Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso 
em: 14 mar. 2008.
3.5. Bibliografi a3.4. Glossário
Objetivo Específi co
Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os 
insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, 
ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, 
basta consultar a Bibliografi a ao fi nal de cada capítulo. 
Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão 
presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. 
A caixa “Você Sabia” trazcuriosidades a respeito do conteúdo 
abordado de um determinado item do capítulo. 
“Importante” é um lembrete das questões essenciais do 
conteúdo tratado no capítulo. 
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Alta Competência
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito1.6. Bibliografi a
14
Alta Competência
15
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a 
primeira observação de um fenômeno relacionado 
com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um 
fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido 
um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de 
atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome 
dado à resina produzida por pinheiros que protege a 
árvore de agressões externas. Após sofrer um processo 
semelhante à fossilização, ela se torna um material 
duro e resistente. 
Os riscos elétricos de uma instalação são divididos em dois grupos principais:
1.1. Riscos de incêndio e explosão
Podemos defi nir os riscos de incêndio e explosão da seguinte forma:
Situações associadas à presença de sobretensões, sobrecorrentes, 
fogo no ambiente elétrico e possibilidade de ignição de atmosfera 
potencialmente explosiva por descarga descontrolada de 
eletricidade estática.
Os riscos de incêndio e explosão estão presentes em qualquer 
instalação e seu descontrole se traduz principalmente em danos 
pessoais, materiais e de continuidade operacional.
Trazendo este conhecimento para a realidade do E&P, podemos 
observar alguns pontos que garantirão o controle dos riscos de 
incêndio e explosão nos níveis defi nidos pelas normas de segurança 
durante o projeto da instalação, como por exemplo:
 A escolha do tipo de • aterramento funcional mais adequado 
ao ambiente;
 A seleção dos dispositivos de proteção e controle;• 
 A correta manutenção do sistema elétrico.• 
O aterramento funcional do sistema elétrico tem 
como função permitir o funcionamento confi ável 
e efi ciente dos dispositivos de proteção, através da 
sensibilização dos relés de proteção, quando existe 
uma circulação de corrente para a terra, provocada 
por anormalidades no sistema elétrico.
Observe no diagrama a seguir os principais riscos elétricos associados 
à ocorrência de incêndio e explosão:
Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta 
dos principais pontos abordados no capítulo.
Em “Atenção” estão destacadas as informações que não 
devem ser esquecidas.
Todos os recursos didáticos presentes nesta apostila têm 
como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. 
Aproveite este material para o seu desenvolvimento profi ssional!
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
ImpOrTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
rESUmINDO...
NÍVEL DE RUÍDO DB (A) 
MÁXIMA EXPOSIÇÃO 
DIÁRIA PERMISSÍVEL
85 8 horas
86 7 horas
87 6 horas
88 5 horas
89 4 horas e 30 minutos
90 4 horas
91 3 horas e 30 minutos
92 3 horas
93 2 horas e 40 minutos
94 2 horas e 15 minutos
95 2 horas
96 1 hora e 45 minutos
98 1 hora e 15 minutos
100 1 hora
102 45 minutos
104 35 minutos
105 30 minutos
106 25 minutos
108 20 minutos
110 15 minutos
112 10 minutos
114 8 minutos
115 7 minutos
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
ImpOrTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
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92 3 horas
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94 2 horas e 15 minutos
95 2 horas
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98 1 hora e 15 minutos
100 1 hora
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104 35 minutos
105 30 minutos
106 25 minutos
108 20 minutos
110 15 minutos
112 10 minutos
114 8 minutos
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Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
ImpOrTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
rESUmINDO...
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110 15 minutos
112 10 minutos
114 8 minutos
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Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os 
insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, 
ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, 
basta consultar a Bibliografi a ao fi nal de cada capítulo. 
Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão 
presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. 
A caixa “Você Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo 
abordado de um determinado item do capítulo. 
“Importante” é um lembrete das questões essenciais do 
conteúdo tratado no capítulo. 
24
Alta Competência
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito1.6. Bibliografi a
14
Alta Competência
15
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a 
primeira observação de um fenômeno relacionado 
com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um 
fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido 
um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de 
atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome 
dado à resina produzida por pinheiros que protege a 
árvore de agressões externas. Após sofrer um processo 
semelhante à fossilização, ela se torna um material 
duro e resistente. 
Os riscos elétricos de uma instalação são divididos em dois grupos principais:
1.1. Riscos de incêndio e explosão
Podemos defi nir os riscos de incêndio e explosão da seguinte forma:
Situações associadas à presença de sobretensões, sobrecorrentes, 
fogo no ambiente elétrico e possibilidade de ignição de atmosfera 
potencialmente explosiva por descarga descontrolada de 
eletricidade estática.
Os riscos de incêndio e explosão estão presentes em qualquer 
instalação e seu descontrole se traduz principalmente em danos 
pessoais, materiais e de continuidade operacional.
Trazendo este conhecimento para a realidade doE&P, podemos 
observar alguns pontos que garantirão o controle dos riscos de 
incêndio e explosão nos níveis defi nidos pelas normas de segurança 
durante o projeto da instalação, como por exemplo:
 A escolha do tipo de • aterramento funcional mais adequado 
ao ambiente;
 A seleção dos dispositivos de proteção e controle;• 
 A correta manutenção do sistema elétrico.• 
O aterramento funcional do sistema elétrico tem 
como função permitir o funcionamento confi ável 
e efi ciente dos dispositivos de proteção, através da 
sensibilização dos relés de proteção, quando existe 
uma circulação de corrente para a terra, provocada 
por anormalidades no sistema elétrico.
Observe no diagrama a seguir os principais riscos elétricos associados 
à ocorrência de incêndio e explosão:
Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta 
dos principais pontos abordados no capítulo.
Em “Atenção” estão destacadas as informações que não 
devem ser esquecidas.
Todos os recursos didáticos presentes nesta apostila têm 
como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. 
Aproveite este material para o seu desenvolvimento profi ssional!
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
ImpOrTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
rESUmINDO...
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85 8 horas
86 7 horas
87 6 horas
88 5 horas
89 4 horas e 30 minutos
90 4 horas
91 3 horas e 30 minutos
92 3 horas
93 2 horas e 40 minutos
94 2 horas e 15 minutos
95 2 horas
96 1 hora e 45 minutos
98 1 hora e 15 minutos
100 1 hora
102 45 minutos
104 35 minutos
105 30 minutos
106 25 minutos
108 20 minutos
110 15 minutos
112 10 minutos
114 8 minutos
115 7 minutos
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
ImpOrTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
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89 4 horas e 30 minutos
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91 3 horas e 30 minutos
92 3 horas
93 2 horas e 40 minutos
94 2 horas e 15 minutos
95 2 horas
96 1 hora e 45 minutos
98 1 hora e 15 minutos
100 1 hora
102 45 minutos
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110 15 minutos
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Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
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ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
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106 25 minutos
108 20 minutos
110 15 minutos
112 10 minutos
114 8 minutos
115 7 minutos
SumárioSumário
Introdução 17
Capítulo 1 - Sistemas de produção 
Objetivos 19
1. Sistemas de produção 21
1.1. Tipos de unidades marítimas de produção 22
1.1.1. Plataforma fixa tipo jaqueta 23
1.1.2. Plataforma fixa auto-elevável 25
1.1.3. Plataforma flutuante semi-submersível (SS) 26
1.1.4. Navio Floating Production Storage and Offloading (FPSO) 28
1.1.5. Tension Leg Platform (TLP) 30
1.1.6. Plataforma Spar Buoy 32
1.2. Arranjo submarino típico 33
1.3. Diagrama da unidade de processamento primário 36
1.4. Exercícios 41
1.5. Glossário 44
1.6. Bibliografia 47
1.7. Gabarito 48
Capítulo 2 - Coleta da produção 
Objetivos 51
2. Coleta da produção 53
2.1. Down Hole Safety Valve (DHSV) 54
2.2. Árvore de Natal 57
2.2.1. Árvore de Natal Convencional (ANC) 58
2.2.2. Árvore de Natal Molhada (ANM) 61
2.3. Válvula de abertura regulável (choke) 65
2.4. Linha de fluxo 67
2.5. Manifold de produção 71
2.6. Linha de controle 74
2.7. Cabo elétrico 76
2.8. Exercícios 78
2.9. Glossário 81
2.10. Bibliografia 84
2.11. Gabarito 85
Capítulo 3 - Separação do óleo, do gás e da água livre 
Objetivos 89
3. Separação do óleo, do gás e da água livre 91
3.1. Separação bifásica 93
3.2. Separação trifásica 95
3.3. Acessórios internos do vaso separador 97
3.3.1. Defletor de entrada 98
3.3.2. Pratos quebra-espuma 99
3.3.3. Placas quebra-ondas 99
3.3.4. Quebra-vórtice 100
3.3.5. Extrator de névoa 101
3.3.6. Pratos coalescedores 103
3.3.7. Jatos espalhadores de areia (sander jet) 104
3.4. Variáveis operacionais 104
3.4.1. Pressão 105
3.4.2. Temperatura 105
3.4.3. Nível 105
3.5. Acessórios externos do vaso separador 106
3.5.1. Acessórios de controle 106
3.5.2. Acessórios de medição 109
3.5.3. Acessórios de segurança 111
3.6. Problemas operacionais nos separadores 115
3.7. Separação em estágios 116
3.8. Separação atmosférica 117
3.9. Teste de produção 118
3.10. Exercícios 120
3.11. Glossário 123
3.12. Bibliografia 126
3.13. Gabarito 127
Capítulo 4 - Tratamento do óleo 
Objetivos 129
4. Tratamento do óleo 131
4.1. Emulsão 132
4.2. Mecanismos de quebra de emulsões de petróleo 134
4.3. Métodos de quebra de emulsões de petróleo 136
4.3.1. Tratamento termoquímico 136
4.3.2. Tratamento eletrostático 136
4.4. Exercícios 146
4.5. Glossário 148
4.6. Bibliografia 150
4.7. Gabarito 151
Capítulo 5 - Tratamento e compressão do gás 
Objetivo 153
5. Tratamento e compressão do gás 155
5.1. Depuração 156
5.1.1. Princípio de funcionamento 157
5.1.2. Névoa 158
5.2. Dessulfurização 161
5.3. Compressão 164
5.3.1. Compressores volumétricos 165
5.3.2. Compressores dinâmicos166
5.4. Desidratação 168
5.4.1. Curva de saturação de água no gás natural 169
5.4.2. Hidratos 172
5.4.3. Prevenção de formação de hidratos 174
5.4.4. Sistema de desidratação do gás natural 175
5.4.5. Sistema de regeneração do glicol 178
5.5. Exercícios 179
5.6. Glossário 181
5.7. Bibliografia 184
5.8. Gabarito 185
Capítulo 6 - Tratamento da água para descarte ou reinjeção 
Objetivos 187
6. Tratamento da água para descarte ou reinjeção 189
6.1. Vaso desgaseificador 189
6.2. Separador água-óleo 190
6.2.1. Hidrociclones 190
6.2.2. Flotadores 193
6.3. Tubo de despejo 197
6.4. Água para reinjeção 198
6.5. Exercícios 201
6.6. Glossário 202
6.7. Bibliografia 203
6.8. Gabarito 204
17
Introdução
O desenvolvimento tecnológico das unidades industriais de processamento de petróleo esteve sempre ligado ao crescente interesse econômico pelos seus derivados. Para se 
obter gasolina, diesel, querosene, óleos lubrificantes, nafta, GLP, e 
todos os demais subprodutos sintéticos, as plantas de processamento 
foram adequando seus processos de produção, na medida em que 
qualidade e quantidade eram exigidas. 
As crescentes exigências de mercado e, mais recentemente, as 
ambientais, passaram a definir especificações de produto mais 
restritas, não somente nas refinarias, como nas unidades de produção, 
situadas nas proximidades dos poços de petróleo. Pela necessidade 
de melhorar a qualidade do petróleo enviado às refinarias, essas 
unidades tiveram que desenvolver métodos e processos cada vez mais 
eficientes de separação e tratamento dos fluidos produzidos.
Os métodos de separação do gás natural da fase líquida (óleo e água) 
sempre utilizaram a grande diferença de densidades dessas fases. No 
passado, bastava deixar o petróleo bruto em descanso a céu aberto 
para que o gás fosse naturalmente eliminado. O fato é que grandes 
volumes de gás eram queimados ou simplesmente liberados para a 
atmosfera, com o objetivo de obter volumes de líquido estabilizado. 
A falta de recursos de estocagem e transferência foi determinante 
para essa prática de não priorizar o gás produzido.
O interesse pela separação água-óleo iniciou-se por volta de 1850, 
tendo como objetivo principal recuperar o sal presente na água. 
Após sedimentar em tambores abertos, a água separada era drenada, 
enquanto o petróleo era descartado como rejeito. Com o advento 
da indústria do petróleo, em 1865, a água tornou-se o contaminante 
e o petróleo passou a ser o principal produto, porém o método de 
separação continuava a ser o de fornecer tempo de residência para 
que a força gravitacional promovesse a separação desses fluidos. 
Nessa época, a emulsão formada na região de transição entre o óleo 
e a água (uma mistura de óleo, água e sólidos finos) era removida 
ou queimada.
RESERVADO
18
Nos primeiros anos do século XX, vários estudos foram desenvolvidos 
com o objetivo de separar a água emulsionada no petróleo, sendo que 
a maioria das técnicas baseava-se na ação gravitacional. Entretanto, 
por volta de 1910, ocorreu, nos Estados Unidos, a introdução do 
tratamento eletrostático, uma técnica inovadora de imersão de 
campo elétrico na emulsão água-óleo, com o objetivo de recuperar 
a água não separada por simples decantação. Acontece que nessa 
época, a energia elétrica não era comumente encontrada nas regiões 
de produção e a aplicação e o desenvolvimento deste método ficaram 
restritos às refinarias.
No início da década de 1930, surgiram os primeiros tratadores térmicos 
pressurizados, destinados à separação da água emulsionada em óleo, 
pela adição de calor à emulsão. Sua larga aplicação nos campos de 
petróleo se justificou pela disponibilidade de gás associado produzido 
nessas regiões, que passou a ser utilizado como combustível no 
aquecimento das emulsões a serem tratadas.
Na década de 1960, o tratamento eletrostático foi finalmente 
introduzido nas regiões de produção, pela necessidade de melhorar 
a qualidade do petróleo enviado às refinarias. A pesquisa e 
desenvolvimento de produtos químicos desemulsificantes, destinados 
à quebra de emulsão de água em óleo, também permitiram melhorar 
a eficiência dos sistemas de tratamento.
No Brasil, os tratadores térmicos tiveram imediata aplicação nos campos 
de produção terrestres, desde a década de 1950, principalmente pelo 
espaço disponível para a instalação de equipamentos geradores de 
calor, para o aquecimento das emulsões. E os tratadores eletrostáticos 
foram introduzidos nos primeiros projetos de unidades marítimas de 
produção, na década de 1970.
Hoje, no cenário de auto-suficiência na produção de petróleo e de 
franco crescimento dos investimentos em tecnologia e qualificação 
profissional, faz-se oportuno o estudo dos processos de separação e 
tratamento dos fluidos produzidos pelos poços de petróleo.
RESERVADO
C
ap
ít
u
lo
 1
Sistemas de 
produção
Ao final desse capítulo, o treinando poderá:
• Distinguir os tipos de unidades marítimas de produção;
• Identificar um arranjo típico dos sistemas submarinos de 
produção;
• Relacionar a interligação do poço com o tipo de unidade de 
produção;
• Identificar as etapas do sistema de produção e os principais 
processos da unidade de processamento primário.
RESERVADO
20
Alta Competência
RESERVADO
21
Capítulo 1. Sistemas de produção
1. Sistemas de produção
Entende-se por sistema de produção a infra-estrutura destinada ao escoamento do petróleo produzido, compreendendo as etapas de coleta da produção, separação e tratamento dos 
fluidos, armazenagem, transferência e transporte, ou seja, toda a 
cadeia produtiva de suprimento às refinarias, desde a produção nos 
campos de petróleo até o refino.
O petróleo, fonte de energia ainda hoje indispensável 
à vida do homem moderno, tem registro de sua 
aplicação desde as mais remotas civilizações.
A Bíblia, em seu Antigo Testamento, nos revela a 
utilização do betume nas construções da Arca de Noé 
e da Torre de Babel.
Disponível em: http://www.oilbrasil.com.br/102014.pdf. 
Acesso em: 13 jan 2009.
VOCÊ SABIA??
Os sistemas de produção podem ser marítimos (offshore) ou terrestres 
(onshore). Nos sistemas de produção onshore, a planta de processamento 
primário fica localizada nas estações terrestres de produção, enquanto 
nos sistemas offshore ela se localiza nas plataformas marítimas de 
produção, podendo ser sistemas fixos ou flutuantes.
Diferente do processamento realizado nas refinarias (para obtenção 
dos derivados), o processamento primário representa os meios 
utilizados nas instalações de produção para o processamento inicial 
dos fluidos produzidos pelos poços de petróleo, separando, tratando 
e especificando o óleo, o gás e a água, de acordo com padrões técnicos 
e exigências ambientais.
Nos sistemas flutuantes mais antigos, as instalações foram concebidas 
com plantas de processamento primário simplificadas, baseadas 
apenas na separação gás-óleo-água ou somente gás-líquido, e sem 
aquecimento dos fluidos. Já nos sistemas mais recentes, destinados 
RESERVADO
22
Alta Competência
a reservatórios mais bem definidos ou reservatórios novos de 
grande porte, os projetos de planta de processamento primário 
passaram a abranger não só a separação gás-óleo-água, tratamento 
e estabilização, como também a compressão do gás e o tratamento 
da água para injeção no reservatório. Este é o caso dos sistemas 
definitivos de produção e das atuais plataformas semi-submersíveis 
(SS) e navios Floating Production Storage and Offloading (FPSO). 
A seguir serão apresentados os quatro principais tipos de unidades 
marítimas de produção utilizadas no Brasil (fixa tipo jaqueta, fixa 
auto-elevável, flutuante semi-submersível e flutuante FPSO).
1.1. Tipos de unidades marítimas de produção
Os sistemas marítimos de produção se dividem em sistemasfixos e 
sistemas flutuantes. Os tipos de unidades de produção destinadas aos 
sistemas fixos são:
Plataformas dotadas de • jaqueta (de aço ou de concreto);
Plataformas auto-eleváveis. • 
Já os tipos destinados aos sistemas flutuantes são:
 Plataformas semi-submersíveis (• SS);
 Navios • FPSO;
 • Tension Leg Platform (TLP);
 Plataforma • Spar Buoy.
As duas últimas (TLP e Spar Buoy) não são utilizadas no Brasil. 
A seguir serão apresentadas as principais características de cada tipo 
de unidade.
RESERVADO
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Capítulo 1. Sistemas de produção
1.1.1. Plataforma fixa tipo jaqueta
É composta de estrutura modulada de aço instalada sobre jaqueta, 
fixada no local de operação com estacas cravadas no fundo do 
mar. Foram instaladas no início da exploração offshore no Brasil. 
Nos campos marítimos de águas rasas do nordeste brasileiro são 
utilizadas também plataformas sobre estruturas de concreto. 
As principais características da plataforma fixa tipo jaqueta são:
 Limitada a pequenas lâminas d’água (LDA < 200 m);• 
 Necessidade de inspeção freqüente da • jaqueta;
 Estática quanto à amplitude de movimentos;• 
 Não armazena produção;• 
 Possibilita • completação seca.
Plataforma fixa tipo jaqueta
RESERVADO
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Alta Competência
As ilustrações a seguir mostram a seqüência de transporte da jaqueta, 
cravação de estacas e instalação do convés de uma plataforma fixa.
Transporte da jaqueta, cravação de estacas e 
instalação do convés
RESERVADO
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Capítulo 1. Sistemas de produção
1.1.2. Plataforma fixa auto-elevável
Constitui-se basicamente de uma balsa equipada com estrutura 
de apoio, ou pernas, que acionadas mecânica ou hidraulicamente 
movimentam-se para baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, 
inicia-se a elevação da plataforma acima do nível da água, a uma 
altura segura e fora da ação das ondas. Essas plataformas são móveis, 
sendo transportadas por rebocadores ou por propulsão própria. 
Destinam-se à perfuração de poços exploratórios na plataforma 
continental, em lâmina d’água variando de 5 a 130 m, e também à 
produção de petróleo, quando é instalada no seu convés uma planta 
de processamento primário.
As principais características da plataforma fixa auto-elevável são:
 Limitada a pequenas lâminas d’água (LDA < 130 m);• 
 Necessidade de inspeção freqüente das pernas;• 
 Estática quanto à amplitude de movimentos;• 
 Não armazena produção;• 
 Possibilita • completação seca.
Plataforma fixa auto-elevável
RESERVADO
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Alta Competência
1.1.3. Plataforma flutuante semi-submersível (SS)
É composta de estrutura de aço com um ou mais conveses, apoiada por 
colunas em flutuadores submersos, dotada de sistema de ancoragem, 
constituído por 8 ou 12 âncoras com correntes e/ou cabos de aço 
ou poliéster. São dois flutuadores compartimentados em tanques, 
com a finalidade de oferecer lastro e flutuação à plataforma. 
Esses flutuadores são denominados “pontoons”. Sobre tais flutuadores 
se apóiam as colunas, também chamadas pernas, que sustentam os 
conveses. 
A plataforma pode também manter-se estacionária, por meio de 
propulsores acionados por um sistema computadorizado. Este sistema 
é denominado posicionamento dinâmico e é normalmente usado 
durante a fase de perfuração ou completação. 
As principais características da plataforma SS (semi-submersível) são:
 Apropriada para águas profundas e ultraprofundas;• 
 Estabilidade devido aos flutuadores;• 
 Baixa amplitude de movimentos;• 
 Não armazena produção;• 
 • Completação dos poços deve ser molhada.
RESERVADO
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Capítulo 1. Sistemas de produção
Plataforma semi-submersível (SS) 
A ilustração mostra o modo de transporte a seco de uma plataforma SS.
Transporte a seco (Dry Tow) de plataforma SS
RESERVADO
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Alta Competência
1.1.4. Navio Floating Production Storage and Offloading (FPSO)
Inicialmente, os navios eram usados somente para as operações 
de perfuração e completação, denominados navios-sonda. 
Posteriormente, os navios foram usados para produção, por meio 
da conversão de navios petroleiros ou graneleiros em FPSO, ou seja, 
destinados à produção, armazenamento e transferência de petróleo 
para navios tanques. 
Não é desejável que os navios recebam condições ambientais severas 
de través (perpendicular ao eixo popa-proa), visto que a área do 
costado exposta às forças de arrasto das ações de onda, vento e 
corrente é muito grande. Para evitar esta condição, pode-se empregar 
um equipamento chamado de turret, constituído de rolamentos que 
permitem ao navio girar e ficar alinhado com as condições ambientais 
extremas, ou seja, o navio receberá sempre mar de proa. Os navios 
FPSOs podem também ser dotados de sistema de posicionamento 
dinâmico.
Na mesma categoria do FPSO está o Floating Storage and Offloading 
(FSO), que não recebe a produção de petróleo dos poços, apenas 
armazena e transfere. 
As principais características do FPSO são:
Apropriado para águas profundas e ultraprofundas;• 
Permite aproveitamento e transformação de superpetroleiros;• 
Flexibilidade de configuração para aproveitamento em • 
diferentes campos;
Baixa amplitude de movimentos;• 
Capacidade de armazenamento do produto, permitindo • 
escoamento por meio de navios aliviadores;
Completação• dos poços deve ser molhada.
RESERVADO
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Capítulo 1. Sistemas de produção
Navio FPSO
As ilustrações a seguir mostram um FPSO dotado de planta 
de processamento, e um FSO, destinado exclusivamente ao 
armazenamento da produção, podendo operar em conjunto com uma 
unidade qualquer que tenha capacidade de produção e processo.
Diferença física entre um navio FPSO e um FSO
RESERVADO
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Alta Competência
Depois de separado da água e do gás, o petróleo é 
armazenado nos tanques do próprio navio, sendo 
transferido para um navio aliviador de tempos em 
tempos.
O navio aliviador é um petroleiro que atraca na popa 
do FPSO para receber petróleo armazenado em seus 
tanques e transportá-lo para terra. 
Os maiores FPSOs têm sua capacidade de processo 
em torno de 200 mil barris de petróleo por dia, com 
produção associada de gás de aproximadamente 2 
milhões de metros cúbicos por dia.
Disponível em: http://www2.petrobras.com.br/portal/
frame.asp?pagina=/Petrobras/portugues/plataforma/
pla_tipo_plataforma.htm&lang=pt&area=apetrobras. 
Acesso em: 16 set 2008.
VOCÊ SABIA??
1.1.5. Tension Leg Platform (TLP) 
Apresenta uma estrutura similar à semi-submersível, sendo mantida 
na locação por intermédio de tirantes (cabos) que são fixados no 
fundo do mar, por meio de estacas e tracionados no topo pela força 
resultante entre peso da estrutura e empuxo da água do mar. Este 
tipo de plataforma não é utilizado no Brasil.
RESERVADO
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Capítulo 1. Sistemas de produção
As principais características da plataforma TLP são:
 Utilização em águas profundas e ultraprofundas;• 
 Baixo movimento vertical;• 
 Flexibilidade para alta capacidade de carga no convés;• 
 Baixa capacidade de armazenagem de produção;• 
 Permite • completação seca.
Plataforma TLP
RESERVADO
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Alta Competência
1.1.6. Plataforma Spar Buoy
Constitui-se de uma estrutura flutuante de grande calado, com 
instalação dos módulos sobre a estrutura tubular (casco) semelhante 
a da jaqueta, porém com sistema de amarração convencional, que 
lhe confere baixo movimento vertical. Por outro lado, fica sujeita a 
inclinações pelo binário resultante de vento, onda e corrente, devido 
à grande extensão vertical da estrutura tubular. É na verdade uma 
evolução do conceito de semi-submersível. Este tipo de plataforma 
não é utilizado no Brasil.
As principais características da plataforma Spar Buoy são:
 Instalação dos módulos semelhante à da • jaqueta;
 Sistemade amarração convencional;• 
 Baixo movimento vertical;• 
 Flexibilidade para alta capacidade de carga no convés;• 
 Pode permitir a armazenagem do óleo na estrutura tubular;• 
 Permite • completação seca.
RESERVADO
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Capítulo 1. Sistemas de produção
Plataforma Spar Buoy
Conceito de plataforma Spar Buoy
Resultante de vento
Resultante de 
onda + corrente
Riser flexível
Binário resultante
vento + corrente + onda
Binário amarras + risers flexíveis
Centro de rotação
Amarra
1.2. Arranjo submarino típico
O sistema submarino de produção representa o arranjo mais completo 
dos equipamentos de coleta e de transferência dos fluidos produzidos 
pelos poços de petróleo.
RESERVADO
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Alta Competência
A ilustração representa um arranjo típico dos sistemas submarinos de 
produção.
Duto de transferência 
de gás
Duto de transferência
de óleo
Árvore de 
Natal
Molhada
Navio FSONavio aliviador
Plataforma SS
Linha 
de fluxo
Reservatório
Linha 
de fluxo
Arranjo típico dos sistemas submarinos de produção
A ilustração anterior mostra uma plataforma flutuante semi-
submersível (SS) ancorada no fundo do mar por meio de amarras, 
que coleta a produção dos poços, efetua o processamento primário e 
transfere o óleo para um navio Floating Storage and Offloading (FSO).
Este navio, também ancorado no fundo do mar por meio de amarras, 
armazena esse óleo e, de tempos em tempos, o transfere (offloading) 
para um navio-aliviador, destinado a navegar com o produto até o 
terminal terrestre.
O gás produzido é transferido pela plataforma para as unidades 
terrestres, por meio de uma rede submarina de gasodutos.
A interligação da árvore de natal dos poços com a superfície depende 
do tipo de plataforma e da utilização ou não do manifold submarino 
de produção (MSP).
A ilustração a seguir mostra os três principais tipos de interligação 
de poço submarino com a superfície.
RESERVADO
35
Capítulo 1. Sistemas de produção
Interligação indireta
Manifold de produção
Interligação convencional
Interligação direta
Poço Poço Poço
Tipos de interligação de poço na superfície
Interligação convencional
Nos poços com interligação convencional, a cabeça do poço é instalada 
no deck da plataforma marítima de produção do tipo jaqueta 
(plataforma fixa), que é a estrutura de aço cravada no fundo do mar, 
sobre a qual são instaladas as facilidades de produção. Nesses casos, 
a cabeça do poço é equipada com a Árvore de Natal Convencional 
(ANC) seca e o escoamento dos fluidos na superfície compreende 
somente alguns metros de tubulação no deck da plataforma fixa, 
devido à grande proximidade da cabeça do poço com o primeiro 
separador de produção. Esse tipo de interligação é utilizado somente 
em plataformas fixas.
Interligação direta
Nos poços de interligação direta, a cabeça do poço é instalada no 
fundo do mar (nos campos marítimos) ou na superfície terrestre (nos 
campos terrestres) e interligada individualmente às facilidades de 
produção, sem que haja nenhum ponto de convergência de vários 
poços antes de chegarem às facilidades de produção. Nesses casos, a 
cabeça do poço é equipada com a Árvore de Natal Molhada (ANM) nos 
campos marítimos e com a Árvore de Natal Convencional (ANC) seca 
nos campos terrestres. O escoamento dos fluidos segue basicamente 
um sentido horizontal, seguindo as ondulações do solo marinho ou 
da superfície terrestre. Nos campos marítimos, parte do escoamento 
se dá no sentido vertical, do fundo do mar à plataforma de produção. 
Esse tipo de interligação pode ser utilizado tanto em plataformas fixas 
quanto em flutuantes, além de sistemas de produção terrestres.
RESERVADO
36
Alta Competência
Interligação indireta
Nos poços de interligação indireta, a cabeça do poço é também 
instalada no fundo do mar (campos marítimos) ou na superfície 
terrestre (campos terrestres), mas interligada indiretamente às 
facilidades de produção por meio de um manifold de produção, 
que é o equipamento de convergência de dois ou mais poços antes 
de chegarem ao primeiro separador de produção, instalado com 
a finalidade de reduzir a quantidade e o custo de lançamento de 
tubulações. Nesses casos, a cabeça do poço é também equipada com 
a Árvore de Natal Molhada (ANM) nos campos marítimos e com a 
Árvore de Natal Convencional (ANC) seca nos campos terrestres. 
O escoamento dos fluidos também segue basicamente um sentido 
horizontal, seguindo as ondulações do solo marinho ou da superfície 
terrestre, sendo que a partir do manifold de produção vários poços 
podem escoar por uma única tubulação até as facilidades de produção. 
Nos campos marítimos, parte do escoamento se dá no sentido vertical, 
do fundo do mar à plataforma de produção. Esse tipo de interligação 
pode ser utilizado tanto em plataformas fixas quanto em flutuantes, 
além de sistemas de produção terrestres.
1.3. Diagrama da unidade de processamento primário
Normalmente, os fluidos produzidos pelos campos de petróleo são 
óleo, gás e água, com presença de impurezas. Por várias razões, é 
necessário instalar nas proximidades dos campos (marítimos ou 
terrestres) as unidades de processamento primário, com a finalidade 
de separar os fluidos, efetuar o tratamento e enviá-los cada um a seu 
destino.
O sistema começa com a coleta da produção, que é o direcionamento 
do petróleo da cabeça do poço ao primeiro separador de produção. 
E termina com a transferência de cada fluido separadamente:
Óleo para refinarias, por meio de oleodutos, ou para navios-• 
tanques, por meio de monobóias ou offloading;
Gás para refinarias, por meio de gasodutos, ou retorno aos • 
poços para elevação artificial por gas-lift ou injeção na rocha-
reservatório;
RESERVADO
37
Capítulo 1. Sistemas de produção
Água para descarte no meio ambiente ou reinjeção na • rocha-
reservatório.
Entre a coleta da produção e a transferência dos fluidos, está a 
unidade de processamento primário. 
A ilustração mostra um diagrama que representa os principais 
processos da unidade e as etapas do sistema de produção, que são 
coleta, processamento primário e transferência.
Desidratação
Gasoduto
Oleoduto
ReinjeçãoDescarteFlotador
Hidrociclone
Tratamento da água Bomba de
óleo
Bomba de
água
Gas-lift
Compressão 
booster
Separação
atmosférica
Tratamento
do óleo
Monobóia ou
offloading
Compressão 
do gás
Dessulfurização
Depuração
Separação
primária
Manifold de
produção
Poços
Coleta da
produção
Unidade de processamento primário
Transferência
Diagrama da Unidade de Processamento Primário
Conforme o diagrama, os principais processos da unidade de 
processamento primário são:
Separação primária e atmosférica do gás natural, depuração, • 
dessulfurização, compressão e desidratação do gás para 
transferência ou para gas-lift;
Separação da água livre e da água emulsionada e tratamento • 
da água por meio de hidrociclones e flotadores para descarte no 
meio ambiente ou reinjeção no reservatório;
RESERVADO
38
Alta Competência
Separação do óleo, tratamento, estabilização e bombeamento • 
do óleo para transferência.
Em geral, os fluidos produzidos são hidrocarbonetos (óleo e gás), 
acompanhados de água, sal, areia e outras impurezas e contaminantes, 
como o H2S e CO2.
O sistema de coleta da produção direciona esses fluidos, de maneira 
controlada, das cabeças dos poços ao primeiro separador, por meio 
do manifold de produção, que é utilizado para convergir as linhas 
de fluxo e combinar as vazões e pressões desses poços. Cada poço 
deve possuir a válvula de abertura regulável (choke) para o ajuste do 
fluxo dos fluidos, de acordo com as características do reservatório, 
objetivando a otimização de sua produção.
ATENÇÃO
O choke, também denominado válvulareguladora, 
constitui um equipamento regulador de fluxo. 
Tem por finalidade controlar a vazão do poço 
e manter uma produção compatível com as 
características do reservatório.
Ao chegar à planta de processamento primário, tais fluidos passam 
pelo sistema de separação óleo-gás-água, explorando a diferença 
de densidades entre eles. Os vasos separadores efetuam a separação 
gás-líquido (separadores bifásicos) ou também a separação óleo-água 
(separadores trifásicos), distribuídos em série e em paralelo. 
Para maior aproveitamento do gás produzido e melhor estabilização 
do óleo para bombeamento, a separação é realizada em vários 
estágios de pressão de operação, normalmente 8 kgf/cm2 no 
primeiro estágio (separação primária) e 0,5 kgf/cm2 no último 
estágio (separação atmosférica). 
RESERVADO
39
Capítulo 1. Sistemas de produção
As plantas de processamento mais complexas são projetadas com dois 
sistemas paralelos de separação, contendo dois separadores de 1º 
estágio (8 kgf/cm2), dois de 2º estágio (3 kgf/cm2) e dois de 3º estágio 
(0,5 kgf/cm2). Antes de entrar no 2º estágio, os fluidos passam por 
permutadores de calor, para aquecê-los e facilitar a separação das 
fases, além de possibilitar a quebra da espuma formada no interior 
dos vasos. 
A água recuperada nos separadores trifásicos é a água livre contida 
no petróleo, passível de separação por segregação gravitacional 
(decantação) durante adequado tempo de retenção (ou de residência) 
dos fluidos no interior dos vasos. As gotículas de água contidas no 
óleo, em forma de emulsão, e não separadas por simples decantação, 
são recuperadas no tratador de óleo, que, por meio termoquímico ou 
eletrostático, induz a aglutinação e a coalescência dessas gotículas, 
permitindo a separação da chamada água emulsionada.
O óleo tratado e estabilizado é então bombeado para transferência 
por oleoduto até o terminal terrestre, ou por monobóia (que é um 
equipamento flutuante, ancorado no fundo do mar por meio de 
amarras, e que funciona como um terminal marítimo de abastecimento 
de navios-tanques) ou por offloading (que é a transferência do óleo 
armazenado num FPSO para um navio-tanque que navega até o 
terminal terrestre).
Após a separação primária e atmosférica do gás natural, ele é 
destinado à unidade de tratamento e compressão. O óleo contido no 
gás, proveniente de arraste em fase líquida ou sob forma de névoa, 
é removido na etapa de depuração, para evitar o acúmulo de líquido 
nos compressores de gás. Os gases ácidos contidos na corrente de gás 
natural (H2S e CO2) são removidos na etapa de dessulfurização, para 
evitar processos corrosivos em tubulações e equipamentos. A etapa 
de compressão é destinada a elevar a pressão do gás e permitir seu 
escoamento para as refinarias ou outras unidades de processamento, 
ou retorno aos poços para elevação artificial por gas-lift. 
RESERVADO
40
Alta Competência
Os compressores principais, normalmente do tipo centrífugo, operam 
com pressão de sucção em torno de 8 kgf/cm2, compatível com a 
pressão de operação do 1º estágio de separação. O gás proveniente 
dos 2º e 3º estágios (a 3 kgf/cm2 e 0,5 kgf/cm2, respectivamente) 
passa por compressores boosters, normalmente do tipo alternativo 
ou de parafuso, para elevar sua pressão a 8 kgf/cm2, compatível 
com a pressão de sucção dos compressores principais. Parte do gás 
comprimido é utilizada como gás combustível na própria unidade.
Após a compressão, a umidade do gás, ou seja, a água e vapores de 
água ainda presentes no gás são removidos na etapa de desidratação, 
para evitar formação de hidratos nas tubulações de transferência 
(gasodutos) ou de gas-lift.
Finalmente, a água livre recuperada no separador trifásico e a água 
emulsionada recuperada no tratador de óleo são direcionadas para o 
sistema de tratamento da água produzida, composto de hidrociclones 
e flotadores, para descarte no meio ambiente ou reinjeção no 
reservatório.
RESERVADO
41
Capítulo 1. Sistemas de produção
1) Relacione o sistema de produção ao tipo de unidade marítima uti-
lizado:
( 1 )
( 2 )
Sistema fixo
Sistema flutuante
( ) Plataforma SS
( ) Plataforma auto-elevável
( ) Navio FPSO
( ) Plataforma TLP
( ) Plataforma dotada de jaqueta
( ) Plataforma Spar Buoy
2) Identifique o tipo de unidade de produção marítima de acordo 
com as características mencionadas:
a) Características:
• Limitada a pequenas lâminas d’água (LDA < 200 m);
• Estática quanto à amplitude de movimentos;
• Possibilita completação seca.
Unidade de produção: _________________________.
b) Características:
• Apropriada para águas profundas e ultraprofundas;
• Baixa amplitude de movimentos;
• Não armazena produção;
• Completação dos poços deve ser molhada.
Unidade de produção: _________________________.
1.4. Exercícios
RESERVADO
42
Alta Competência
c) Características:
• Apropriado para águas profundas e ultraprofundas;
• Baixa amplitude de movimentos;
• Capacidade de armazenamento da produção;
• Completação dos poços deve ser molhada.
Unidade de produção:__________________________.
3) Na ilustração a seguir, identifique dois componentes de um arranjo 
submarino típico, escrevendo seus nomes:
4) Preencha as lacunas:
a) Se a unidade de produção é flutuante, a coleta da produção dos 
poços submarinos é feita por dois tipos de interligação do poço 
com a unidade: ___________________ e ___________________.
b) Se o sistema de produção for dotado de plataforma fixa (jaqueta), 
a coleta da produção dos poços submarinos pode ser feita pela 
interligação direta, indireta e ___________________.
RESERVADO
43
Capítulo 1. Sistemas de produção
5) Escreva o tipo de interligação (D para direta e I para indireta) ca-
racterizada por:
a) A cabeça do poço é instalada no fundo do mar e interligada 
individualmente à plataforma marítima de produção. Nesse caso, a 
cabeça do poço é equipada com a Árvore de Natal Molhada (ANM) 
e cada poço possui sua linha de fluxo individual. ( )
b) A cabeça do poço é instalada no fundo do mar e interligada 
indiretamente à plataforma marítima de produção, por meio de 
um Manifold Submarino de Produção (MSP), posicionado no fundo 
do mar. A cabeça do poço é equipada com Árvore de Natal Molhada 
(ANM). ( )
6) Preencha as lacunas:
a) As três principais etapas do sistema de produção são __________
___________________________________________________________.
b) Os fluídos separados e tratados numa unidade de processamento 
primário são _______________________________________________.
c) Os dois principais destinos do gás separado e tratado na unidade 
de processamento primário são ______________________________
___________________________________________________________.
d) Os dois principais destinos da água separada e tratada na 
unidade de processamento primário são _____________________
___________________________________________________________.
RESERVADO
44
Alta Competência
ANC - Árvore de Natal Convencional (seca) instalada no deck da plataforma marítima 
de produção ou em sistemas de produção terrestres.
ANM - Árvore de Natal Molhada instalada no fundo do mar, em sistemas de 
produção marítimos.
Booster - bomba ou compressor auxiliar utilizado para elevar a pressão do fluido e 
permiti-lo entrar na sucção das bombas ou compressores principais.
Choke - o mesmo que regulador de fluxo.
Coalescência - fenômeno de crescimento de uma gotícula de líquido pela 
incorporação em sua massa de outras gotículas com as quais entra em contato.
Completação - conjunto de operações destinadas a equipar o poço e direcioná-
lo à produção, de forma segura e econômica. Consiste basicamente na instalação 
dos equipamentos de superfície (cabeça de produção e BOP), condicionamento 
do revestimento