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Apostila Gás Natural I Cap 4

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UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ 
ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
 
ENGENHARIA DE PETRÓLEO - GÁS NATURAL – PROF°. JOHNY 
 
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CAPÍTULO 4 - CONDICIONAMENTO DE GÁS NATURAL 
 
 
1. OBJETIVO 
 
Garantir as condições de qualidade mínimas do gás a ser processado, visando 
realizar a transferência do mesmo de forma eficiente e segura, das áreas de produção 
até os centros processadores, evitando problemas como formação de hidratos, corrosão, 
ação de compostos agressivos e perigosos ao contato humano, etc. 
Cabe aos centros processadores, a tarefa de especificar o gás natural conforme 
definido na Resolução da ANP n° 16/2008, para possibilitar a sua entrega às 
Companhias Distribuidoras e essas, aos clientes finais. 
 O objetivo do condicionamento do gás natural é a remoção de compostos e 
materiais que podem alterar as características físicas do gás e causar danos aos 
equipamentos utilizados no aproveitamento do gás. 
 Condicionamento é o termo cotidiano que engloba vários processos unitários 
destinados ao tratamento primário da produção de óleo e gás. 
 Suas etapas, detalhadas a seguir, são: separação primária, depuração do gás 
natural, dessulfurização do gás natural, desidratação do gás natural e compressão do gás 
natural. 
 
 
FONTE: Walmir, 2008 
 
 
 
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2. ETAPAS 
 Os principais compostos a serem removidos pelas etapas de condicionamento do 
gás natural ou reduzidos a determinados teores estabelecidos por Normas ou Padrões 
são os seguintes: 
- água; 
- Compostos sulfurados: H2S, CS2, COS,...; 
- Dióxido de carbono: CO2; 
- Líquidos (condensado de gás); 
- Sólidos (areia, óxidos, produtos oriundos de corrosão,...). 
 
 
 
FONTE: Walmir, 2008 
 
 
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2.1. SEPARAÇÃO PRIMÁRIA 
Processo de separação de fases que ocorre no próprio campo de produção. Essa 
separação pode ser apenas entre o óleo e o gás (separação bifásica) ou entre óleo, água 
e gás (separação trifásica) ou entre óleo, gás, água e areia (separação quaternária). A 
complexidade da planta de processamento dependerá da viabilidade econômica do 
campo de produção. 
A primeira etapa do processamento primário de petróleo e gás consiste na 
separação das fases água, óleo e gás. Essa separação é realizada com o auxílio de 
equipamentos como vasos separadores que, dependendo da quantidade relativa das fases 
presentes no fluido, podem ser bifásicos ou trifásicos, atuando em série ou paralelo, 
orientados vertical ou horizontalmente. 
 
Os vasos separadores são projetados para a separação de uma mistura (seja 
ela trifásica ou bifásica) através dos seguintes mecanismos: 
 
� Decantação: por ação da gravidade e diferença de densidades entre os 
fluidos existentes na mistura; 
 
� Separação inercial: os fluidos ao entrarem no separador, se chocam 
contra defletores, o que provoca uma rápida redução da velocidade e direção, 
provocando a queda do líquido e a subida do gás; 
 
 
� Força centrífuga: a corrente fluida ao entrar no separador tende a fazer 
um movimento circular pela sua parte interna. O efeito centrífugo age 
diferencialmente sobre as fases, fazendo com que a de maior densidade se projete 
com mais intensidade contra as paredes, tendendo a descer. 
 
� Aglutinação das partículas: o contato das gotículas de óleo dispersas 
sobre uma superfície facilita a coalescência, aglutinação e consequentemente, a 
decantação dos fluidos mais pesados. 
 
 
 
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Dependendo das correntes de entrada e condições operacionais dos separadores, 
a operação de separação da mistura trifásica pode apresentar diversos problemas, como 
a formação de espuma, acúmulo de areia, emulsões, obstrução por parafinas, arraste de 
óleo ou de gás, etc. 
A espuma é ocasionada em sua maior parte por impurezas presentes no líquido. 
A presença de espuma dificulta o controle de nível do líquido dentro do separador, 
ocupa um volume que poderia estar disponível para a coleta de líquido ou para a 
decantação, e pode ser arrastada pela corrente de gás ou de óleo desgaseificado. 
Portanto, quando é previsível a formação de espuma, o separador deve ser equipado 
com o dispositivo interno para removê-la, assegurando um tempo e superfície 
coalescedora suficientes para quebrá-la. 
A areia carreada pela mistura oleosa que chega ao separador é prejudicial, pois 
causa erosão nas válvulas, obstrução dos elementos internos e acumula-se no fundo do 
separador, de onde é removida por jatos de areia e drenos. Para evitar o problema do 
acúmulo de areia, deve-se evitar o seu arraste nos reservatórios de petróleo. 
A emulsão que se forma na interface óleo/água pode ser particularmente 
problemática na operação de um separador. Além de causar problemas com o controle 
de nível, o acúmulo de emulsão diminui o tempo de retenção efetivo, resultando em 
uma redução na eficiência do processo. Para quebrar a emulsão, pode ser adicionado 
calor ou desemulsificantes, mas essas medidas devem ser tomadas preferencialmente na 
fase de tratamento de óleo. 
Quando o óleo contém muitos hidrocarbonetos de cadeias lineares longas é 
natural, na operação de separação, a formação de parafinas, principalmente nos 
extratores de névoa e placas coalescedoras na seção líquida. Para a eliminação desse 
problema, são utilizados aquecimento, extratores alternativos ou até mesmo bocas de 
visita e orifícios para a entrada de vapor ou solvente de limpeza dos elementos internos 
do separador. 
O arraste é o problema mais comumente ocasionado pelas condições 
operacionais do separador. O arraste do óleo pela corrente de gás ocorre quando o nível 
de líquido está muito alto, quando existe algum dano em algum componente interno, 
formação de espuma, saída de líquido obstruída, projeto impróprio ou simplesmente 
porque o vaso está operando com produção superior à do projeto. Já o arraste do gás 
pela corrente de óleo acontece quando o nível de líquido está muito baixo ou quando há 
falha no sistema de controle de nível. 
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Separadores Trifásicos Horizontais 
Os separadores trifásicos horizontais são mais eficientes do ponto de vista da 
separação gás/líquido, passíveis de formação de espumas ou com correntes de entrada 
onde a razão gás/óleo é alta. Isso é devido a uma área superficial de interface maior, 
permitindo uma maior decantação das gotículas de óleo presentes na fase gasosa, além 
de favorecer um maior desprendimento do gás da fase líquida separada. 
Uma outra vantagem é o melhor controle da turbulência, uma vez que os 
distúrbios provocados pela alimentação não afetam fortemente a área da seção de 
decantação. 
Quando a corrente de entrada é composta por uma fração de sólidos, este 
separador se torna ineficiente, pois há um maior acúmulo de sólidos devido à sua grande 
área superficial comparada a outros separadores. Outra desvantagem é a sua menor 
capacidade de absorver grandes variações de fluxo (slugs ou golfadas) 
A figura mostra um separador trifásico horizontal típico. O fluido entra no 
tanque e choca-se com um defletor, onde a maior parte do gás é separada. O líquido 
então, deposita-se na região abaixo da interface óleo-água. O óleo e as gotas dispersas 
de água escoam horizontalmente em direção à chicana, onde um controlador de nível 
regula a vazão que deixa o separador. A fase contínua de água e as gotas dispersas de 
óleo escoam para a saída de água. Como as fases contínuas