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2.4.2. Mecanismos de separação
Os vasos separadores baseiam-se nos seguintes mecanismos para separar líquido do gás:
ação da gravidade e diferenças de densidade – responsável pela decantação do fluido mais pesado;
separação inercial – mudanças bruscas de velocidade e de direção de fluxo permitindo ao gás desprender-se da fase líquida devido à inércia que esta fase possui;
aglutinação de partículas – contato das gotículas de óleo dispersas sobre uma superfície, o que facilita sua coalescência, aglutinação e consequente decantação;
força centrífuga – de acordo com as diferenças de densidade do líquido e do gás.
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Os vasos separadores são fabricados ou na forma horizontal ou na forma vertical, conforme as Figuras 12 e 13, respectivamente.
Os vasos separadores horizontais são mais eficientes quando:
são utilizados em sistemas que apresentam grande quantidade de emulsões água-óleo permitindo uma melhor separação gás-líquido ou líquido-gás; ou 
quando há formação de espuma, pois permitem uma melhor separação das bolhas de gás devido à maior área superficial na interface, bem como facilitam a decantação das gotas de óleo arrastadas da fase gasosa, pois elas caem perpendicularmente à direção de escoamento de gás.
2.4.3. Tipos de separadores – quanto à forma2 
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Figura 13: Vaso vertical do Projeto Campo-Escola da UFBA.
Fonte: camposmarginais.blogspot.com.br
Figura 12: Vaso horizontal
Fonte: www.flargent.com
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A desvantagem na utilização de um vaso separador horizontal consiste na difícil remoção de sólidos no fundo do vaso, ao contrário dos separadores verticais.
Os vasos separadores verticais por requererem uma menor área para instalação, possuem uma geometria que facilita a remoção de partículas depositadas no fundo.
Devido à sua altura, os vasos separadores verticais não são normalmente usados em plataformas, sendo mais usuais em instalações terrestres.
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A emulsão passa por separadores bifásicos e/ou trifásicos, dispostos em série ou em paralelo, pelos quais são separadas por ação da gravidade, devido a diferença de densidade entre o gás, óleo e água.
No separador bifásico, ocorre a separação gás-líquido, enquanto que no separador trifásico ocorre a separação óleo-água além de ocorrer também a separação gás-líquido.
2.4.4. Tipos de separadores – quanto ao número de fases
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Separadores bifásicos
Para fins didáticos, um vaso separador bifásico típico, é constituído por quatro seções, conforme a Figura 14: 
1. separação primária;
2. acumulação (ou de coleta de líquido), 
3. separação secundária (ou de decantação), e;
4. aglutinação.
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Figura 14: Separador bifásico horizontal
Fonte: Souza Filho, 2004 (adaptado).
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Seção de separação primária
Localizada na entrada do vaso. Nesta seção o fluido choca-se com dispositivos defletores ou passa através de um difusor, removendo rapidamente as golfadas (grandes variações de fluxo, fazendo com que boa parte do gás se separe do líquido, sendo que este último fica na parte inferior do vaso, denominado de seção de acumulação de líquido.
Seção de acumulação de líquido 
Formada pela região inferior do vaso. O líquido acumulado, deverá ter um tempo de retenção suficiente para que ocorra a separação do gás remanescente na fase líquida e, em alguns casos (nos separadores trifásicos), de grande parte da água. 
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Seção de separação secundária
Localizada na parte superior do vaso, as gotículas maiores de óleo, oriundas da fase gasosa, são separadas por decantação. O mecanismo é o mesmo visto na seção de acumulação.
Seção de aglutinação 
Localizada normalmente próxima à saída de gás. As gotículas de líquido arrastadas pela corrente gasosa, não separadas nas seções anteriores, são aglutinadas e removidas do fluxo gasoso, através de dispositivos (extratores de névoa, por exemplo) que apresentam superfície com elevada área de contato.
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Algumas vezes denominados extratores de água livre, são utilizados para separar e remover qualquer água livre que possa estar presente no processo. 
O processo é idêntico aos separadores bifásicos, diferencia-se do bifásico pelo aparecimento de água na seção de acumulação, o que implica na instalação de mais uma saída no vaso e na instalação adicional de um sistema de controle de interface água-óleo, conforme mostra a Figura 15, um separador trifásico horizontal.
A parte oleosa passa sobre um vertedor para a seção seguinte do vaso, onde se acumula, e é removida por controle de nível.
Separadores trifásicos 
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Figura 15: Separador trifásico horizontal 
Fonte: Souza Filho, 2004 (adaptado).
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Neste tipo de separador vertical há a necessidade de:
Um condutor de líquido é necessário para não perturbar a interface óleo-água; e um condutor de gás, ou chaminé, é necessário para equalizar a pressão de gás entre a seção de coleta inferior de líquido e a seção superior de decantação.
Um distribuidor de líquido na saída do condutor é instalado abaixo da interface óleo-água. O óleo ascende a partir deste ponto e a água desce pelo distribuidor. 
Qualquer gotícula de óleo que for arrastada na fase aquosa tende a subir em contracorrente com o fluxo de água, conforme a Figura 16.
Separadores trifásicos verticais
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Figura 16: Separador trifásico vertical. 
Fonte: BRASIL, Nilo.Índio do. et al. , 2011, p.68 (adaptado).
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a. Formação da espuma
Ocorrência
Em função das características físico-químicas do petróleo, das impurezas presentes e da queda de pressão imposta à mistura gás-líquido ao longo do escoamento e na entrada do separador.
Solução
Dimensionamento adequado do vaso, com alto tempo de residência;
Dispositivos que “quebram” a espuma, como placas coalescedoras inclinadas;
Utilização de compostos químicos redutores de tensão superficial do líquido, os antiespumantes, de preferência o silicone.
2.4.4. Problemas encontrados nos separadores2
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b. Obstrução por parafinas
Ocorrência
As parafinas de alta massa molar presentes no petróleo podem se depositar e, principalmente no caso dos petróleos altamente parafínicos, causar a obstrução dos dispositivos internos dos vasos, como as placas coalescedoras e os eliminadores de névoa mais simples, do tipo demister, que possuem pequenas aberturas para a passagem do líquido, conforme a Figura 17.
Solução
É necessário prover o vaso com bocais de admissão de solvente de limpeza, para a solubilização das parafinas, ou mesmo de vapor d’água, se disponível na instalação para a fusão desses compostos.
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Figura 17: Parafina obstruindo dispositivos internos de separadores. 
Fonte: http://www.brenntagla.com/pt/pages/Products/Business_Units/Oilandgas/n-spec/index.html
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c. Obstrução por areia e sedimentos
Ocorrência
Em alguns campos é comum o petróleo chegar ao separador carreando areia e sedimentos oriundos do próprio poço. Estes sedimentos são responsáveis pela erosão nas válvulas, obstrução em dispositivos internos do vaso e redução do tempo de residência do líquido devido ao acúmulo no fundo do vaso. 
Solução
É necessário interromper a produção para se fazer a limpeza, com os consequentes custos de perda de produção, além do custo da limpeza, caso o vaso não possua dispositivos internos para a remoção de areia e sedimentos.
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d. Camada intermediária de emulsão
Ocorrência
A presença de emulsões (óleo-água) no separador, além de causar problemas com o controle de nível, diminui o tempo de residência, tanto para o óleo como para a água, resultando em uma diminuição na eficiência do processo. 
Solução
As adições de calor ou de produtos químicos desemulsificantes minimizam o acúmulo de emulsão, devendo, preferencialmente, serem aplicados na fase de tratamento do óleo.
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e. Arraste de óleo pelo gás
Ocorrência
O arraste de óleo pela corrente de gás ocorre quando o nível de líquido está muito alto, devido à existência de algum dano em algum componente interno, formação de espuma, saída de líquido obstruída,dimensionamento inadequado do projeto ou superprodução. 
Por outro lado, o arraste também pode ser indicativo de nível bastante baixo e falha no sistema de controle de nível.
Solução
As mesmas discutidas anteriormente.
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