Apostila de Gás Natural

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ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
 
 
 
 
 
 
GÁS NATURAL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANDRÉ ALEIXO MANZELA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MACAÉ 
JULHO / 2013 
 1
 
ÍNDICE 
 
1 - Produção de gás natural 2 
2 - Propriedades do gás natural 3 
 2.1 - Comportamento de fases 3 
 2.2 - Gases ideais 6 
 2.3 - Gases reais 8 
 2.4 - Misturas de gases 8 
3 - Separação do gás natural 10 
 3.1 - Vasos separadores 10 
 3.1.1 - Mecanismos de separação 12 
 3.1.2 - Seções de separação 12 
 3.1.3 - Problemas operacionais 13 
 3.1.3.1 - Espuma 14 
 3.1.3.2 - Parafina 14 
 3.1.3.3 - Areia 14 
 3.1.3.4 - Emulsão 14 
 3. 1.4 - Acessórios 14 
4 - Tratamento do gás natural 19 
5 - Processamento do gás natural 20 
 5.1 - Unidade de processamento do gás natural (UPGN) 20 
 5.1.1 - Refrigeração simples 20 
 5.1.2 - Absorção refrigerada 20 
 5.1.3 - Turbo-expansão 21 
Bibliografia 22 
 2
 
1 - Produção de gás natural 
 
 Do latim petra (pedra) e oleum (óleo), o petróleo na fase líquida é uma substância 
oleosa, menos densa que a água, com cheiro característico e cor variando entre 
castanho-claro e negro. 
 O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos químicos 
orgânicos, formados por carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos). Os outros constituintes 
aparecem sob a forma de compostos orgânicos, que contém outros elementos, sendo os 
mais comuns o nitrogênio, o enxofre e o oxigênio, os quais são considerados impurezas. 
 A parte do petróleo que em condições de superfície (1 atm e 20ºC) se encontra na 
fase gasosa é denominada gás natural, ou simplesmente gás. 
 O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos cuja composição abrange do 
metano (CH4) ao hexano (C6H14), sendo o metano e o etano (C2H6) os principais 
componentes. 
 Num reservatório de petróleo pode predominar a presença da fase líquida (óleo) ou 
da fase gasosa (gás). No primeiro caso, à medida que o óleo escoa sua pressão diminui, 
liberando parcialmente os gases nele dissolvidos, constituindo estes gases o que se 
chama gás associado. Já no segundo caso o gás já está ‘livre’ desde o reservatório, 
caracterizando o que se denomina gás não associado. 
 3
 
2 - Propriedades do gás natural 
 
2.1 - Comportamento de fases 
 
 Uma substância pura é aquela que tem composição química invariável e 
homogênea, podendo existir em mais de uma fase (sólida, liquida ou gasosa). Sendo 
assim, a água liquida, uma mistura de água liquida com vapor d’água, ou o gelo são 
considerados substância pura, visto que a composição química é sempre água (H2O). 
 Analisemos a seguinte situação (figura 1): água líquida é colocada num conjunto 
êmbolo-cilindro. À medida que se fornece energia a esta água, sua temperatura e seu 
volume aumentam (considera-se aqui que este processo é isobárico, ou seja, o êmbolo 
vai subindo de tal forma que a pressão da água permanece constante). Num determinado 
momento, continuando o fornecimento de energia, a temperatura pára de subir e a água 
líquida começa a se transformar em vapor d'água. Ao continuar o fornecimento de 
energia, mais água líquida se transformará em vapor d'água até que só se tenha vapor 
d'água. A partir deste instante, se mais energia for fornecida, o vapor d'água começará a 
aumentar sua temperatura. 
 
 
Figura 1 - Processo de aquecimento da água 
 
 Num gráfico de volume x temperatura (figura 2) teríamos: 
 
 4
 
Figura 2 - Comportamento do volume e da temperatura 
da água num processo de aquecimento isobárico 
 
(A, E, I, M) Região de água líquida (também chamada de líquido comprimido ou líquido 
sub-resfriado); 
(B-C, F-G, J-K) Região de mistura de água líquida com vapor d'água (também chamada 
de saturação); 
(D, H, L, O) Região de vapor d'água (também chamada de vapor superaquecido); 
(B, F, J) Pontos onde a água líquida começa a se transformar em vapor d'água (também 
chamado de líquido saturado); 
(C, G, K) Pontos onde toda a água líquida termina de se transformar em vapor d'água 
(também chamado de vapor saturado); 
 As substâncias puras em geral apresentam diagramas semelhantes ao da água. 
 Vale observar que existe um ponto na parte superior do gráfico em que o ponto de 
líquido saturado coincide com o ponto de vapor saturado. A este ponto damos o nome de 
 5
ponto crítico. Neste ponto não há saturação, ou seja, todo o líquido se transforma em 
vapor de uma só vez. 
 Para os componentes do petróleo foi desenvolvida a Carta de Cox (figuras 3 e 4) 
onde, em função da pressão e da temperatura, se obtém a fase (líquida ou gasosa). 
Nesta Carta é mostrado ainda o ponto crítico de cada componente. 
 
 
Figura 3 - Carta de Cox 
 
 6
 
Figura 4 - Carta de Cox 
 
2.2 - Gases ideais 
 
 Através de observações experimentais verifica-se que, para gases de baixa massa 
específica, a seguinte expressão é válida: 
 
 7
 R.Tp.ν = (1) 
 
onde: 
p : pressão absoluta do gás [ ]Pa 
ν : volume específico do gás 








kg
3m
 
R : constante do gás (propriedade de cada gás) 





kg.K
J
 
T : temperatura absoluta do gás [ ]K 
 Os gases que seguem essa equação são chamados de gases ideais ou perfeitos, e, 
por conseqüência, a equação é conhecida por equação dos gases ideais ou perfeitos. 
 Com o auxílio desta equação pode-se determinar, por exemplo, a temperatura de um 
gás ideal se for conhecida sua pressão e seu volume específico. 
 A equação dos gases ideais também pode ser escrita das seguintes formas: 
 
 m.R.Tp.VR.T
m
Vp.R.Tp.ν =⇒=⇒= (2) 
 
onde: 
V : volume de gás 



 3m 
m : massa de gás [ ]kg 
 
 
.TRn.p.V.TR.
M
mp.V.T
M
R
m
Vp.R.Tp.ν =⇒=⇒=⇒=
 (3) 
 
onde: 
R : constante universal dos gases 





=
mol.K
J8,3145R 
M : massa molecular do gás (massa de um mol de moléculas do gás, ou seja, de 
6,02.1023 moléculas do gás) 



mol
kg
 
n : números de mols de átomos ou moléculas do gás [ ]mols 
 
 8
2.3 - Gases reais 
 
 Os gases que não obedecem à equação dos gases ideais são conhecidos como 
gases reais. Nestes casos a equação adequada é a apresentada a seguir. 
 
 
 Z.R.T p.ν = (4) 
 
onde: 
Z : fator de compressibilidade do gás [ ]aladimension 
 
 O fator de compressibilidade é função da composição do gás, da pressão e da 
temperatura. 
 
 Outras formas da equação dos gases reais seriam: 
 
 Z.m.R.Tp.VZ.R.T
m
Vp.Z.R.Tp.ν =⇒=⇒= (5) 
 
 
.TRZ.n.p.V.TR.
M
mZ.p.V.T
M
RZ.
m
Vp.Z.R.Tp.ν =⇒=⇒=⇒=
 (6) 
 
2.4 - Misturas de gases 
 
 No caso de mistura de gases temos: 
- fração molar: 
 
 
n
in
iy = (7) 
 
- fração ponderal (mássica): 
 
 
m
im
iw = (8) 
 
 9
- fração volumétrica: 
 
 
V
iV
iv = (9) 
 
 Para gases ideais iyiv = e ( )∑= k.Mky
i.Miy
iw . 
 A massa molecular aparente (da mistura) é dada por ( )∑= i.MiyaM . 
 10 
 
3 - Separação do gás natural 
 
3.1 - Vasos separadores 
 
 A separação do gás natural produzido junto ao óleo e à água é feita em vasos 
separadores, os quais podem ser classificados quanto à pressão de trabalho (alta, 
intermediária ou baixa), ao número de fases (bifásico - figuras 5 e 6 - ou trifásico - figuras 
7 e 8), à posição (horizontal - figuras 5 e 7 - ou vertical - figuras 6 e 8) e à forma (cilíndrico 
ou esférico). 
 
 
Figura 5 - Esquema simplificado do separador horizontal bifásico 
 
 A principal vantagem dos vasos separadores horizontais é a maior área de interface 
gás - líquido, o que confere maior eficácia ao processo de separação. Em contrapartida, 
possuem maior dificuldade de remoção de sólidos, haja vista que nos vasos separadores 
verticais a geometria favorecea deposição localizada. Outra desvantagem que pode ser 
representativa é o espaço requerido, maior que no caso dos vasos separadores verticais. 
 
 11 
 
Figura 6 - Esquema simplificado do separador vertical bifásico 
 
 
Figura 7 - Esquema simplificado do separador horizontal trifásico 
 
 12 
 
Figura 8 - Esquema simplificado do separador vertical trifásico 
 
3.1.1 - Mecanismos de separação 
 
 Os separadores baseiam-se nos seguintes mecanismos para separar líquido de gás: 
- decantação: a diferença de densidades faz o líquido descer e o gás subir; 
- força centrífuga: a diferença de densidades faz o líquido manter-se na parede enquanto 
o gás se concentra no centro; 
- inércia: o líquido, por ter maior inércia, tende a conservar sua direção e sua velocidade, 
enquanto o gás apresenta menor resistência; 
- impacto: ao chocar contra defletores o líquido tende a descer e o gás tende a subir. 
 
3.1.2 - Seções de separação 
 
 Um separador de produção típico é constituído de quatro seções distintas de acordo 
com a designação do API (American Petroleum Institute) (figura 9): 
 
 13 
 
Figura 9 - Seções distintas de um vaso separador de produção 
 
- de separação primária: localizada na entrada do vaso, constitui-se de dispositivos 
defletores que fazem com que boa parte do gás se separe do líquido, pelo mecanismo de 
impacto; 
- de separação secundária: localizada na parte superior do vaso, é a seção onde as 
gotículas maiores de líquido que permaneceram na fase gasosa são separadas por 
decantação; 
- de acumulação de líquido (coleta): localizada na parte inferior do vaso, é a seção onde o 
gás remanescente na fase líquida se separa por diferença de densidade; 
- de aglutinação: localizada na saída na parte superior do vaso, consta de dispositivos 
com grande área de contato onde as gotículas de líquido ainda presentes na fase gasosa 
após a passagem pela seção secundária de separação são aglutinadas e removidas do 
fluxo gasoso. 
 
3.1.3 - Problemas operacionais 
 
 Há uma série de problemas operacionais que podem ocorrer tanto nos vasos 
separadores bifásicos quanto nos trifásicos: 
- formação de espuma; 
- obstrução por parafina; 
- produção de areia; 
- presença de emulsão. 
 
 
 
 14 
3.1.3.1 - Espuma 
 
 Os maiores causadores de espuma são as impurezas presentes no óleo que são de 
remoção impraticável antes que o fluxo chegue no separador. A espuma não representa 
um problema se no separador há um acessório para remoção da mesma que assegure 
um tempo e superfície coalescedora suficiente para quebrá-las. Contudo o aparecimento 
de espuma em um separador apresenta problemas como controle de nível do líquido e 
ocupação de volume muito grande no vaso, o que afeta a eficiência de separação. 
 
3.1.3.2 - Parafina 
 
 A separação pode ser afetada por um acúmulo de parafina. As placas coalescedoras 
e a tela de arame na seção gasosa são particularmente suscetíveis a este tamponamento. 
Bocas de visita ou orifícios devem ser providenciados para permitir a entrada de vapor ou 
solvente de limpeza dos internos do separador. 
 
3.1.3.3 - Areia 
 
 A areia pode causar erosão nas válvulas ou interrupção, destruindo os internos do 
separador e acumulando-se no fundo do mesmo. Revestimento especial pode minimizar 
os efeitos da areia nas válvulas e o acúmulo de areia pode ser amenizado com o uso de 
jatos de fluido na areia e drenos. 
 
3.1.3.4 - Emulsão 
 
 Causa problemas com o controle de nível do líquido. A adição de calor, de produtos 
químicos ou de ambos minimizam este problema. 
 
3.1.4 - Acessórios 
 
 Defletor de entrada (dispositivo primário de separação) (figura 10): causa uma 
mudança rápida na direção e na velocidade dos fluidos e, assim, separa gás do líquido. 
 
 15 
 
Figura 10 - Defletor ou chicana 
 
 Prato quebra-espuma (figura 11): usado para conduzir as bolhas (espumas) ao 
coalescimento. 
 
 
Figura 11 - Quebrador de espuma 
 
 16 
 Quebra-onda (figura 12): placas verticais que se extendem sobre a interface gás-
líquido no plano perpendicular à direção de fluxo, evitando a propagação de ondas 
causadas pela instabilidade do processo. 
 
 
Figura 12 - Quebrador de onda 
 
 Quebra-vórtice (figura 13): interrompe o desenvolvimento do vórtice quando a 
válvula de controle é aberta. O vórtice pode succionar algum gás e arrastá-lo com o 
líquido. 
 
 
Figura 13 - Quebrador de vórtice 
 
 Extrator de névoa (demister) (figuras 14 e 15): as gotículas colidem com a superfície 
dos extratores onde coalescem, caindo para a sessão de coleta de líquido do vaso. 
 
 17 
 
Figura 14 - Extratores de névoa 
 
 
Figura 15 - Placas coalescedoras 
 
 Jatos de fluido na areia e drenos (figura 16): os acúmulos de areia e sólido no fundo 
do vaso tornam-se bem compactos e interrompem a operação eficiente do vaso por 
ocuparem um volume do mesmo. Para removê-los um jato de fluido é bombeado, 
agitando os sólidos que são carreados pelos drenos. 
 
 
Figura 16 - Dreno e jatos de areia 
 18 
 
 Após sua separação no vaso separador, o gás segue para um vaso purificador 
(depurador) cujo objetivo é a remoção do líquido arrastado daquele vaso pela fase 
gasosa. Neste equipamento também são utilizados extratores de névoa para 
coalescimento do líquido. 
 Eventualmente pode existir, após o vaso depurador, um equipamento para 
adoçamento do gás, ou seja, remoção de gases ácidos. Normalmente são utilizadas 
aminas (monoetanolamina - MEA - ou dietanolamina - DEA) como líquidos absorvedores 
destes gases. 
 Então o gás é conduzido para um sistema de compressão onde sua pressão é 
elevada aos patamares requeridos para algumas aplicações. 
 Em seqüência à compressão o gás precisa ainda ser desidratado, o que é feito em 
torres absorvedoras através da circulação de um álcool (tipicamente trietilenoglicol - TEG) 
em contracorrente com o gás. 
 Boa parte do gás primariamente processado nas plataformas é utilizado nas 
mesmas para realização de gas lift em poços produtores de petróleo, para geração de 
energia, para acionamento de turbocompressores e como combustível em fornos e 
caldeiras. O restante normalmente é exportado para ser processado em Unidades de 
Processamento de Gás Natural (UPGN’s). 
 19 
 
4 - Tratamento do gás natural 
 
 O gás natural tal como é produzido pode conter contaminantes classificados 
segundo dois tipos básicos: inertes e gases ácidos. Os inertes, sempre presentes no gás, 
são o nitrogênio e o vapor d'água. Os gases ácidos, assim chamados por formarem uma 
solução de características ácidas quando na presença de água livre, englobam o gás 
carbônico (CO2) e os compostos de enxofre. 
 Condicionamento (ou tratamento) é o conjunto de processos aos quais o gás é 
submetido de modo a remover ou reduzir os teores de contaminantes para atender 
especificações de mercado, segurança, transporte ou processamento posterior. As 
especificações mais freqüentes são relacionadas aos teores máximos de compostos de 
enxofre, dióxido de carbono, água e sólidos. Também é controlado o poder calorífico do 
gás. 
 O condicionamento do gás visando apenas a remoção de compostos de enxofre 
denomina-se dessulfurização. Quando visa a remoção de gases ácidos usa-se o termo 
genérico de adoçamento. Os compostos de enxofre implicam basicamente em problemas 
de corrosão, enquanto o dióxido de carbono, além de propiciar corrosão, reduz o poder 
calorífico do gás. 
 A remoção de água, desidratação, é a forma mais eficiente de combater problemas 
tais como corrosão e formação de hidratos. A presença de vapor d’água e de nitrogênio 
no gás gera redução do poder calorífico deste. 
 20 
 
5 - Processamento do gás natural 
 
5.1 - Unidade de processamento do gás natural (UPGN) 
 
 Oprocessamento do gás resulta na recuperação de hidrocarbonetos líquidos e na 
produção de gás "residual" (natural). Vários são os produtos líquidos que podem ser 
obtidos em uma UPGN. A alternativa mais simples consiste em produzir apenas um 
líquido de gás natural (LGN) que é composto de propano (C3) e hidrocarbonetos mais 
pesados. Outra alternativa inclui, além do LGN, a produção de etano (C2) líquido. 
 Em termos econômicos a escolha do processo a ser utilizado em uma UPGN 
depende basicamente de três fatores, a saber: composição do gás, pressão disponível e 
recuperações desejadas. 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. 
 São três os principais processos para recuperação de hidrocarbonetos líquidos do 
gás natural: 
- refrigeração simples; 
- absorção refrigerada; 
- turbo-expansão. 
 Todos os processos têm em comum o princípio básico de promover a condensação 
de hidrocarbonetos mais pesados por meio de redução de temperatura. 
 
5.1.1 - Refrigeração simples 
 
 O processo de refrigeração simples consiste meramente no resfriamento do gás de 
modo a promover a condensação de propano e hidrocarbonetos mais pesados (C1/C2 + 
C3+). O líquido condensado pode ser separado posteriormente originando GLP (C3/C4) e 
C5+. 
 
5.1.2 - Absorção refrigerada 
 
 O processo de absorção refrigerada é baseado na diferença entre a pressão de 
vaporização dos componentes no óleo e sua pressão parcial no gás. As recuperações 
 21 
comumente obtidas são C1 + C2 + GLP (C3/C4) + C5+. 
 
5.1.3 - Turbo-expansão 
 
 O processo de turbo-expansão é adotado quando se deseja recuperar etano (C2) e 
componentes mais pesados (C3+). Consiste no abaixamento da temperatura do gás 
através da sua expansão numa turbina. 
 22 
 
Bibliografia 
 
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Electo Eduardo Silva; TEIXEIRA, Flávio Neves; HADDAD, Jamil; CORTEZ, José Antônio; 
NOGUEIRA, Luiz Augusto Horta; ALMEIDA, Manuel da Silva Valente de; PIRANI, Marcelo 
José; VENTURINI, Osvaldo; GAMA, Paulo Henrique Ramalho Pereira; YAMACHITA, 
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Carlos Milani de; PITOMBO, Nilton Emanuel Santos; GOUVÊA, Paulo Cezar Vaz de Melo; 
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