PROCESSAMENTO PRIMÁRIO PETROBRÁS

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UNIVERSIDADE PETROBRAS
ESCOLA DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA DO E&P
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
Rosana Kunert Chave: BQ09 Ramal: 816-0918
VOCÊ FUROU UM POÇO E PRODUZIU .....
I
Mas também
produziu…..
� Gás
� Água (salmoura) 
� Sólidos (produtos de corrosão, incrustação,areia …)
A ÁGUA PRESENTE NO PETRÓLEO PRODUZIDO PODE ESTAR EM 
VÁRIAS FORMAS:
Água 
emulsionada
PRESENÇA DE AGUA NO PETRÓLEO
Água 
dissolvida 
Água livre
Amostra
de 
petróleo
Fase 
oleosa
Fase 
aquosa
FORMAÇÃO DE EMULSÃO DURANTE A PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 
Válvula Choke, Bombas 
A agitação e o cisalhamento imposto durante a elevação e o escoamento 
dos fluidos promove a formação de emulsão do tipo água–em–óleo (A/O)
FLUIDOS PRODUZIDOS
BACIA DE CAMPOS: Histórico e Previsão de Produção e Injeção
(Considerada a Eficiência Operacional)
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
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o
 
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d
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Produção de Água
Produção de Óleo
Injeção de Água
BACIA DE CAMPOS: Histórico e Previsão de Produção e Injeção
(Considerada a Eficiência Operacional)
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
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Produção de Água
Produção de Óleo
Injeção de Água
CAMPO MADURO
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2.000.000
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Baixo BS&W
CAMPO NOVO
CAMPO MADURO
Alto BS&W
Na elevação e escoamento: 
- aumento da perda de carga em linha, levando à perda de 
produção e perda de eficiência do sistema de bombeio e
transferência
IMPACTOS DA PRODUÇÃO DE ÁGUA
- aumento da taxa de corrosão e da formação de incrustação, 
com o aparecimento de água livre;
PRECIPITAÇÃO DE SAIS:
FORMAÇÃO DE INCRUSTAÇÕES
Ba++ + SO4-- BaSO4
ÁGUA 
de formação
ÁGUA 
do mar
• formação de hidrato, com o aparecimento de água
livre e o resfriamento do fluido.
250
300
350
400
450
500
P
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c
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2
)
Hidrato
“Gelo que queima” –
Mistura sólida
de gás com água
IMPACTOS DA PRODUÇÃO DE ÁGUA
0
50
100
150
200
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Temperatura (oC)
P
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/
c
m
Condições: baixa T e alta P
No processamento primário, a emulsão:
• dificulta a separação de água, requer temperaturas 
mais elevada, equipamentos de tratamento de maior porte e 
consumo de produtos químicos desemulsificantes; 
• promove o aparecimento de espuma, com necessidade 
do uso de produto químico antiespumante
IMPACTOS DA PRODUÇÃO DE ÁGUA
No terminal, o aparecimento de água promove:
• corrosão nos tanques de armazenamento; 
• custos adicionais de operação para separar a
água, tratá-la e descartá-la;
Na refinaria, o aparecimento de água contendo água promove:
• formação de depósitos inorgânicos nas torres
de destilação, mediante a evaporação de água; 
• corrosão nas torres de destilação e de craqueamento 
catalítico, pelo ácido clorídrico formado a partir da 
decomposição do cloreto de sódio, cálcio e magnésio a 
elevadas temperaturas (700 °C);
IMPACTOS DA PRODUÇÃO DE ÁGUA
• corrosão de caldeiras e fornos, pelos resíduo
formado pela combustão do óleo combustível contendo
cloreto de sódio;
• diminuição da atividade e da vida útil do catalisador 
de FCC pelo cloreto de sódio. 
FLUIDOS PRODUZIDOS
Chegada dos fluidos à 
plataforma
Manifold de produção
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
TRATAMENTO 
DO GÁS
SEPARAÇÃOSEPARAÇÃO
TRATAMENTO
DE ÁGUA
TRATAMENTO
DE ÓLEO
ESQUEMA DO PROCESSAMENTO PRIMÁRIO
t
EXPORTAÇÃOsistema de 
compressãomanifold de 
produção separação
CONSUMO
condicionamento
GAS LIFT
GERAÇÃO DE 
INJEÇÃO
Desemulsificante
antiespumante
DESCARTE
EXPORTAÇÃO 
tratamento / condicionamento REINJEÇÃO
elevação
bombeio
GERAÇÃO DE 
ENERGIA
tratamento
EMULSÕES 
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
1a etapa: Co-produção de água e petróleo
FORMAÇÃO DE EMULSÃO ÁGUA-EM-ÓLEO
2a etapa: CISALHAMENTO durante operações
de elevação e escoamento
3a etapa: EMULSIFICANTES NATURAIS do petróleo
(resinas, asfaltenos, ácidos naftênicos...)
PARTÍCULAS COM CARGA ELÉTRICA (sais...)
ou FINAS (areia, produtos de corrosão...)
alojam-se na superfície das gotas, 
formando uma barreira,
impedindo o contato entre as gotas
agente emulsificante
parte 
hidrofóbica
parte 
hidrofílica
MECANISMOS DE ESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES A/O 
Argilominerais e Compostos polares
(Ácidos Naftênicos e Nitrogenados) Asfaltenos
Água em óleo (A/O) – emulsão normal
Ex.: emulsões de petróleo
TIPOS MAIS COMUNS DE EMULSÕES
Óleo em água (O/A) – emulsão inversa
Ex.: água oleosa
Fase interna: água - até 60% v/v
Fase interna: óleo - até 1% v/v
FATORES QUE AFETAM A ESTABILIDADE DAS EMULSÕES
. Natureza do petróleo (Tipo e quantidade de emulsificante)
• Presença de sólidos
• Idade da emulsão (envelhecimento)
• Volume da fase dispersa
EMULSÕES mais estáveis apresentam:
maior quantidade de emulsificantes naturais
estão presentes nas frações mais pesadas do petróleo
isto é, petróleos com maior densidade (API).
ESTABILIDADE DE EMULSÃO ÁGUA-EM-ÓLEO
Influência da COMPOSIÇÃO DOS PETRÓLEO: 
Petróleo leves ���� fáceis de serem tratados
Petróleos pesados ���� difíceis de serem tratados
Influência do VOLUME DA FASE DISPERSA
20%
ESTABILIDADE DE EMULSÃO ÁGUA-EM-ÓLEO
5% 40%
Menor teor de água ���� emulsão mais estável ���� mais difícil de tratar. 
SEPARAÇÃO 
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
VELOCIDADE DE SEPARAÇÃO DE EMULSÃO ÁGUA-EM-ÓLEO
PROPRIEDADES RELATIVAS À LEI DE STOKES
• Tamanho das gotas de água
• Viscosidade do óleo
• Diferença de densidade entre água e óleo
Lei de Stokes
0
2
18µ
ρρ dg
v
oa −
=
PROCESSO DE SEPARAÇÃO
MECANISMOS DE SEPARAÇÃO
-Decantação 
-Impacto 
-Força centrífuga
-Mudança de direção de fluxo 
-Mudança de velocidade
EQUIPAMENTOS DE SEPARAÇÃO 
Entrada
Seção de SeparaçãoPrimária
Gás
Líquido
Seção de Separação
Secundária
Seção de Acúmulo 
de Líquido
Seção de
Aglutinação
Saída
de Gás
Saída deSaída de
Líquido
SEÇÕES DE UM SEPARADOR 
Seção de separação primária: Na entrada do vaso - placas defletoras, difusores.
Seção de separação secundária: Na parte superior do vaso – separação das gotículas 
de óleo arrastadas pelo gás por decantação.
Seção de acúmulo de líquido - Na parte inferior do vaso – separação do gás arrastado 
pelo líquido (tempo de residência)
Seção de aglutinação: Perto da saída do gás – grande área de contato para 
coalescência das gotas de líquido arrastado (demister)
QUANTO À FINALIDADE: QUANTO À FORMA: 
- Bifásico: Gás / Líquido - Horizontal 
- Trifásico: Gás / Emulsão / Água livre - Vertical 
Saída de Gás
Válvula de Controle
de Pressão
Saída de Gás
Válvula de Controle
de Pressão
TIPOS DE EQUIPAMENTOS DE SEPARAÇÃO
Seção de Separação Seção de Saída
Entrada
Condutor de
Líquido
Espalhador
Chaminé
Defletor de
Entrada
Saída de Água
Extrator de Nevoa
Saída de Óleo
Válvula de Controle
de NívelÁgua
Óleo
Entrada
Condutor de
Líquido
Espalhador
Chaminé
Defletor de
Entrada
Saída de Água
Extrator de Nevoa
Saída de Óleo
Válvula de Controle
de NívelÁgua
Óleo
SEPARADOR VERTICAL TRIFÁSICO 
Entrada
Seção de Separação
Primária
Gás
Líquido
Seção de Separação
Secundária
Seção de Acúmulo 
de Líquido
Seção de
Aglutinação
Saída
de Gás
Saída de
Líquido
SEPARADOR HORIZONTAL BIFÁSICO 
Formação de espuma:
Causa: Bolhas de gás devido à presença de impurezas.
Problema: Controle de nível dos separadores
Arraste de líquido para o sistema de gás.
Controle: Dispositivos internos do vaso + antiespumante
Produção de areia:
Causa: Proveniente do reservatório, arrastada pelo líquido.
Problema: Erosão de válvulas e obstrução de internos.
PROBLEMAS OPERACIONAIS NOS SEPARADORES
Controle: Remoção do fundo do vaso por aspersores e drenos.
Arraste de óleo pelo gás:
Causa: Nível excessivamente alto
Problema: Danos nos componentes internos, espuma, 
obstrução na saída de líquido.
Parafina:
Causa: Composição química do petróleo.
Problema: Entupimento dos internos.
Controle: Aquecimento.
TRATAMENTO 
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
TRATAMENTO 
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
TRATAMENTO 
DO GÁS
TRATAMENTO
DE ÓLEO
Remoção de água ---- Desidratação
Remoção de gases ácidos (CO2 e H2S)---- Adoçamento
Remoção de gás ----- estabilização
Remoção de água (salmoura) emulsionada
TRATAMENTO
DE ÁGUA
DE ÓLEO Remoção de água (salmoura) emulsionada
Remoção de óleo emulsionado
Remoção de sólidos
Remoção das bactérias
Remoção de oxigênio
Remoção de óleo emulsionadoDESCARTE
INJEÇÃO
Corrente Parâmetro Especificação
Gás * Água 
H2S
Inertes, CO2
Máx.3-5 lb//Mscf (na BR: 2lb/Mscf) 
Máx 10 a 15 ppm (tóxico > 4ppm)
Máx 4% vol (na BR: 2%)
ALGUMAS ESPECIFICAÇÕES 
BSW Refino: máx 1% v/v
Máx. 20 ppm
Máx. 40°C
BSW 
TOG 
Temperatura
Óleo
Água Produzida
Refino: máx 1% v/v
Exportação: máx. 0,5% v/v
Refino: máx 570 mg/L (NaCl)
Exportação: máx. 285 mg/L (NaCl)Sais
Fonte: *Especificação do Gás Natural – ANP Portaria 104/2002
TRATAMENTO DE ÓLEO
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
TRATAMENTO DE ÓLEO
DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
ETAPAS:
MÉTODOS: DECANTAÇÃO (ação da gravidade: tempo)Acelerados:
- ELEVAÇÃO DA TEMPERATURA
- ADIÇÃO DE PRODUTO DESEMULSIFICANTE
- ADIÇÃO DE ÁGUA
- EMPREGO DE CAMPO ELETROSTÁTICO
DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
- Reduz a viscosidade
- Aumenta a freqüência e intensidade 
dos choques entre gotas
1. ELEVAÇÃO DA TEMPERATURA:
Tratamento térmico
dos choques entre gotas
- Dilata a gota, enfraquece a película 
emulsionante
- Aumenta a solubilidade no petróleo
dos agentes emulsionantes
O desemulsificante, desloca os 
emulsificantes naturais da 
interface.
Em seguida, ocorre a 
DESESTABILIZAÇÃO POR AÇÃO DOS DESEMULSIFICANTES 
Tratamento químico
Em seguida, ocorre a 
coalescência das gotas em 
gotas de maior tamanho.
Finalmente, ocorre a 
sedimentação das gotas de 
maior tamanho, com a 
separação da água do petróleo.
DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
3. ADIÇÃO DE ÁGUA (Dessalgação)
- Aumento da concentração de gotas: aumento das colisões
- Diferença de pressão entre gotas grandes e pequenas
- Diluição dos tensoativos naturais que estabilizam a emulsão
Fontes de água de lavagem:Fontes de água de lavagem:
No E&P: água captada de rios, de aquíferos, do mar (menos utilizado)
No Refino: água da torre de condensado, de resfriamento, de utilidades. 
4. CAMPO ELETROSTÁTICO
- Sob ação do Campo elétrico aplicado : 
Gotas tendem a se alinhar com o campo elétrico. As gotas ficam 
polarizadas e se deformam, facilitando a ruptura do filme interfacial . 
A atração elétrica aproxima as gotas o que causa a sua coalescência.
- Em Corrente AC 
DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
- Em Corrente DC
atração 
eletrostática
+ - + -Antes da ação 
do Campo
Atração por dipolo Filme 3
COMPORTAMENTO DAS GOTAS NO CAMPO AC
� O movimento de alongamento das gotas durante
o processo de polarização facilita o
deslocamento dos agentes estabilizantes
adsorvidos na superfície das gotas. Atração entre
os polos contrários das gotas polarizadas
promovem a coalescência.
Depois da 
ação do 
Campo
+ -
Eletrodos +
+
-
COMPORTAMENTO DAS GOTAS NO CAMPO DC
Fluxo
vertical
Gota de 
água
Eletrodos
-
+
-
- +
TRATADOR ELETROSTÁTICO 
Separadores Gravitacionais: teores de água elevados
Temperaturas : 70 – 120ºC (viscosidade 16 a 25 cSt)
Tempo de residencia pequenos (3-10’)
Trata emulsões > 100 um
OPÇÕES DE TRATAMENTO DE PETRÓLEO
Tratadores eletrostáticos: BSW < 20%
Temperaturas : maiores (viscosidade de 3 a 10 cSt)
Trata emulsões < 100 um (até 0,1 a 10 um)
-BSW <= 1 %
-Salinidade <= 285 mg/l
-Estabilizado
Separador
de Água Livre
Separador
de Água Livre
Separador
de Água Livre
Gás para Recuperador
de Vapor
Gás para Compressor 
Principal
Poços
Produtores
T = 10 - 60°C
P = 7-10 kgf/cm2a
Bomba Transf. 
Produto 
quimico
FLUXOGRAMA DO PROCESSAMENTO PRIMÁRIO
DE ÓLEO
Degaseificador
Aquecedor
Aquecedor 
óleo
Separador
Produção
Gás p/ Recuperador
de Vapor
BSW: 5 a 30%
Tratador de óleo
(eletrostático)
T = 70-120°C
P = 5.5 kgf/cm2a
T = 90-160°C
P = 4 kgf/cm2a
Hidrociclones
Hidrociclones
Hidrociclones
TRATAMENTO DE 
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
TRATAMENTO DE 
GÁS NATURAL
COMPOSIÇÃO: 
Hidrocarbonetos gasosos de metano (CH4) ao Hexano (C6H14), 
com C1: 80% e C2:10% (volume molar). 
Outros componentes: N2, vapor d’água, H2S, CO2
Poder calorífico: 8.000 a 10.000 kcal/m3
Densidade: 0,7 em relação ao ar @ 20C
GÁS NATURAL
UTILIZAÇÃO:
PRÓPRIA:
Na produção:Elevação artificial de petróleo (gas lift)
Recuperação secundária (injeção em poços)
Utilidades: Geração de energia (turbogeradores);
Combustível para fornos e caldeiras.
COMERCIALIZAÇÃO:
Combustível: GLP, LGN, GNV 
(doméstico, industrial, automotivo)
Matéria prima petroquímica
Redutor Siderúrgico
1000
1500
2000
2500
q
u
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n
t
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3
/
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Transferência
Perdas
Consumo Interno
CURVA DE PRODUÇÃO DE GÁS E SUA UTILIZAÇÃO
2 0
0 4
2 0
0 6
2 0
0 8
2 01 0
2 0
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d
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m
 
m
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m
Consumo Interno
Exportação
Produção
Estimativa para o período de desenvolvimento 
Campo de Albacora Leste.
GásGás
Óleo + GásÓleo + Gás
Gás Livre
Gás em Solução
GásGás
Óleo + GásÓleo + Gás
Gás Livre
Gás em Solução
Gás Não Associado Gás Associado
OCORRÊNCIAS DO GÁS NATURAL
ÁguaÁgua ÁguaÁgua
Origem: reservatório produtor de gás 
(ex: Mexilhão, Merluza)
Composição: Alto teor de HCs leves (C1, C2).
Origem: reservatório produtor de óleo 
(em solução ou capa de gás)
Composição: Maior teor de HCs mais pesados.
1. SEPARAÇÃO
Primeira etapa: sob ação da gravidade, próximo à área produtor
Separação ���� Condicionamento ���� Processamento
ETAPAS DO TRATAMENTO DO GÁS NATURAL
petróleo
Gás
compressão
água livre
Emulsão
Compressão principal: elevar o gás à maior pressão de utilização na plataforma 
=> o gas lift (≅≅≅≅200 kgf/cm2)
2. CONDICIONAMENTO DE GÁS NATURAL
Visa especificar o gás para transporte e utilização (controle de 
contaminantes para atender requisitos de qualidade e segurança)..
Desidratação: remoção de água. 
Adoçamento: remoção de gases ácidos
Dessulfurização: H2SDessulfurização: H2S
Remoção de CO2
.
Remoção com uma solução de glicol (TEG)
que retorna ao processo após ser regenerado por aquecimento.
PROCESSOS DE DESIDRATAÇÃO DE GÁS NATURAL
Absorção
(alta pressão)
Gás Natural 
TEG Pobre Regeneração
Gás Natural Desidratado (seco)
Alternativa: material sólido 
(membranas, peneiras moleculares)
TORRE ABSORVEDORA
(alta pressão)
Torre 
Absorvedora
Gás x TEG
Saturado
TEG Pobre
TEG Rico
Regeneração
(baixa pressão)
Retirada de 
água do TEG
Remoção em Fase Sólida: 
Exemplo: 
- Processo Sulfatreat ®
suporte granulado a base de óxido de ferro 
- Peneiras moleculares
REMOÇÃO DE GASES ÁCIDOS
Remoção em Fase Líquida: reação com aminas
Remoção em Fase Sólida ------ em Unidades onshore
em Fase Líquida ---- em Unidades offshore
3. PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL 
Ocorre nas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN)
É a separação das frações mais leves (C1 e C2) das frações mais 
pesadas, condensáveis (LGN, Líquido de Gás Natural), 
de maior valor econômico.
Plantas UPGNs (ou plantas de gasolina) : 
SP, RJ, ES, BA, SE, RN, CE, AM
Processos mais usados:
1) Absorção Refrigerada: fluído auxiliar (óleo de absorção) 
remove as frações mais pesadas sob altas pressões e baixas 
temperaturas. Refrigeração com propano, em geral.
2) Turbo-Expansão: condensação das frações mais pesadas 
durante o resfriamento do gás devido a expansão em uma 
turbina. (Efeito Joule-Thompson: expansão em válvula)
Gás Natural UPGN
C1, C2, N2, CO2
C3, C4, C5, C6+
gás residual
LGN
ESQUEMAS DE PROCESSAMENTO
Gás Natural UPGN
C1, (C2), N2, CO2
(C2), C3, C4
C5, C6+
gás residual
GLP
LGN
TRATAMENTO DE ÁGUA
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
TRATAMENTO DE ÁGUA
COMPOSIÇÃO DA ÁGUA PRODUZIDA
Salinidade: Elevada (até 3 a 4 vezes > água do mar (35.000 mg/L)
Teores e composição variáveis para cada reservatório (pouco sulfato) 
� Microrganismos: podem gerar produtos corrosivos em seu metabolismo
� Gases: carbônico e sulfídrico dissolvidos
� Sólidos: em suspensão.
TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA
SEPARADOR API ���� campos terrestres
TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA
HIDROCICLONES���� campos marítimos
TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA
FLOTADORES ���� campos terrestres e marítimos
Em campos terrestres as águas produzidas tratadas : teores de óleo em torno de 5 mg/L. 
Em sistemas offshore (tempo de residência pequeno) : valores bem superiores (>30 mg/L).
Solução: utilização de produtos químicos (polieletrólitos) .
Planta simplificada da P-40 
hidrociclone
s
do separador de 
teste
do separador de produção
do tratador eletrostático
dreno
flotador
gás flare
do separador do 
condensado do 
sistema de 
compressão
floculante
TRATAMENTO DA ÁGUA PRODUZIDA OFFSHORE
petróleo dos 
headers de 
Produção A e B
condensados do 
sistema de 
compressão de gás
permutador 
de placas
para
separador de 
produção
descarte caisson
drenos
dreno
slop tanque de 
água produzida
(30 m3)
descarte
floculante
DESTINO DA ÁGUA PRODUZIDA OFFSHORE
DESCARTE :
TOG: 20 ppm
Temperatura: 40 °C
TRATAMENTO DE ÁGUA PRODUZIDA ONSHORE PARA REINJEÇÃO
Desemulsificante
10 ppm
Tanque de lavagem a 
frio
(separação por 
densidade)
Água
± 1400 ppm de óleo ± 200 ppm
BSW máximo: 4 % EMEDt ≈37 °C
d ≈ 0,83
Óleo
Oleodutos
28500 m3/dia
BSW 78 %
Tq petróleo Tq petróleo Tq petróleo
Tanque 
pulmão
Polieletrólito
Separador
Água-Óleo
Tanques de 
Mistura Rápida 
e Lenta
60-70kgf/cm212.500 
m3/dia
10.000 
m3/dia
± 2 ppm de óleo ± 20 ppm de óleo 
± 1400 ppm de óleo ± 200 ppm
de óleo
Para Guamaré
Água-Óleo e Lenta
FlotadorAr
Reator de 
saturação
Filtros de 
Areia
Filtros de Cartucho
Tanque 
pulmão de 
água tratada
Estação de 
Injeção Manifold de Injeção
(± 600 poços)
ETO - ETE CANTO DO AMARO
UN - RNCE
4 kgf/cm2
Bactericida +
bissulfito de Na
BSW 65%
INJEÇÃO DE ÁGUA
INJEÇÃO DE ÁGUA: Método de recuperação secundária mais usado.
Objetivo: manter a Pressão do reservatório. 
Representa grande parte dos fluidos manipulados na plataforma 
Unidades offshore: tratamento da água do mar para injeção
RISCOS:
- Desenvolvimento de bactérias (BRS) – SOURING (H2S)
- INCRUSTAÇÃO por incompatibilidade química:
água do mar ���� sulfato
água do reservatório ���� bário
- PLUGUEAMENTO DOS POROS DA ROCHA: material particulado.
TRATAMENTO DE ÁGUA DO MAR PARA REINJEÇÃO
compressor 
booster
biocida 
choque
água para 
usos diversos
gás de stripping
pré-filtro de 
80 um
permutador 
de placas
flare
água para sistema 
de água potável
desaeradora
Planta simplificada da P-40
biocida 
contínuo
teor máximo de 
oxigênio 
residual: 
0,05ppm
CAIXA DE 
MAR
filtro 
cesta de 
500 µm
eletroclorador
filtros 
cartucho
5 µm
seqüestrante 
de oxigênio
bomba de 
injeção 
de água
seqüestrante 
de oxigênio
hipoclorito
(NaClO)
bomba 
booster
desaeradora
DESAFIOS E TENDÊNCIAS
SEPARAÇÃO
DO GÁS
GÁS E ÓLEO
SEPARADOR
ÁGUA
ÓLE
O
GÁS
PRODUÇÃO
Sistema submarino de separação
POÇO
INJETOR
SISTEMA SUBMARINO DE
SEPARAÇÃO DE ÁGUA
LINHA DE INJEÇÃO
DE ÁGUA SEPARADA
LINHA DE ÓLEO E GÁS
LINHA DE 
PRODUÇÃO
POÇO
PRODUTOR