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PROCESSOS DE REFINO I
prof. Silvanito - 2016.1
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1.1. Introdução1
Durante o processo de produção de petróleo bruto, quando as correntes de fluidos de diferentes poços que escoam através dos manifolds de produçãoa até a superfície, em terra (onshore) ou nas plataformas (offshore), é comum o aparecimento de gás (gás associado), água associados à impurezas (sedimentos, partículas inorgânicas) e sais contidos no reservatório.
Por isso, o petróleo bruto após produzido ainda não se encontra em condição adequada a sua utilização ou exportação.
Processamento primário de petróleo (apostila). Rio de Janeiro: UNIVERSIDADE PETROBRAS - Escola de Ciências e Tecnologias E&P, 2007.
1. Processamento primário de petróleo 
O manifold de produção é o equipamento indicado quando dois ou mais poços são alinhados para mesma instalação de superfície reunindo todos os fluidos e equalizando a pressão de alimentação da instalação do processamento primário, BRASIL (2011).
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A separação dessas fases (óleo, gás e água) faz-se necessária através de um processamento primário in loco (Figura 01), pois por um lado, os hidrocarbonetos (óleo e gás) apresentam relevante interesse econômico de petróleo, para a indústria e; em relação à água, por apresentar elevado teor de sal e sedimentos constituindo a salmoura, acarretando sérios problemas, principalmente, relacionados à.
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 formação de emulsões (óleo, gás e água) com viscosidades superiores à do petróleo desidratado, conforme a Figura 02;
 alteração no dimensionamento do sistema de bombeio, na transferência do fluido através de oleodutos de exportação ou petroleiros, e tancagem (armazenamento), gerando problemas de incrustação e corrosão comprometendo certas operações de processo nas refinarias;
Além disso, em relação ao gás associado, por conter substâncias corrosivas inflamáveis, é imprescindível a sua separação e, posterior tratamento evitando problemas de segurança (explosão ou corrosão).
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Figura 01: Processamento primário de petróleo
Fonte: Processamento primário de petróleo (apostila). Rio de Janeiro: UNIVERSIDADE PETROBRAS - Escola de Ciências e Tecnologias E&P, 2007.
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(a)
(b)
Figura 02: Imagens de uma emulsão de 
petróleo do tipo A/O por microscopia.
Fonte: 
www.jornalvoxpopuli.com.br/?p=19701;
Processamento primário de petróleo (apostila). Rio de Janeiro: UNIVERSIDADE PETROBRAS - Escola de Ciências e Tecnologias E&P, 2007.
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Com isso, o óleo final conterá teores menores daqueles hidrocarbonetos mais facilmente vaporizáveis; ficando menos inflamável que o óleo cru. Por isso, esse óleo “processado” é também denominado de óleo estabilizado, Figura 03.
Figura 03: Fluxograma simplificado do processamento primário
Fonte: JUNIOR, Gilvan. Curso Prático & Objetivo apostila, Aracaju
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1.2. Definição2
O processamento primário de petróleo constitui a primeira etapa, ainda na fase de produção, pela qual o petróleo passa depois que sai do reservatório e alcança a superfície. 
O termo primário é usado para distingui-lo do processamento mais complexo, que o petróleo sofre na refinaria.
BRASIL, Nilo Índio do et al. Processamento de petróleo e gás: petróleo e seus derivados, processamento Primário, processos de refino, petroquímica e meio ambiente. 1. ed. Rio de Janeiro: Livros Técnicos e Científicos (LTC), 2011. 288 p.
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1.3. Objetivos2
promover a separação das três fases mencionadas anteriormente: oleosa, gasosa e aquosa, nos equipamentos conhecidos como separadores;
tratar a fase oleosa para a redução do teor de água emulsionada e dos sais nela dissolvidos;
tratar a fase gasosa para a redução do teor de água (vapor) e de outros contaminantes, se necessário;
tratar a água separada do petróleo, para descarte e/ou para reinjeção de poços produtores.
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1.4. Consequências3
facilitar o transporte para os terminais possam ser transferidos para as refinarias ou Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs);
diminuir os problemas de corrosão e incrustação (em função da presença de óxidos, sulfetos de ferro, carbonato de cálcio e outras substâncias na composição da água;
aumentar a vida útil de equipamentos e catalisadores em processos de refino;
reduzir gastos com produtos químicos que inibam processos corrosivos.
CARDOSO L, Luiz Cláudio Do poço ao posto. Rio de Janeiro: Qualitymark Ed., 2005. 192 p.
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1.5. Critérios técnicos para o processamento primário de petróleo4
Vários tipos de equipamentos ou sistemas podem ser empregados para o processamento de determinado petróleo, entretanto, a seleção adequada irá minimizar os custos envolvidos com instalação, operação e tratamento, primordialmente requerido nos projetos de instalações (plataformas) marítimas que apresentam limitações de peso e espaço.
FREIAS, André Gonçalves Bueno de. et al. Investigação das facilidades e métodos utilizados atualmente no processamento primário de petróleo em campos onshore e offshore. 4o PDPETRO, Campinas, 2007.
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O processamento dependerá de critérios técnico-econômicos, que demandará:
unidades de processamento mais simples, baseando-se na decantação, utilização de vasos separadores bifásicos (gás/óleo) ou trifásicos (gás/óleo/água) e outros processos físico-químicos; 
unidades de processamento mais complexas, que incluem tratamento e a compressão do gás, o tratamento do óleo e o tratamento da água tanto para o descarte ou reinjeção no poço para facilitar a surgência do petróleo, conforme mostra a Figura 04.
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Figura 04: Esquema de uma instalação de produção complexa 
Fonte: BRASIL, Nilo Índio do et al. Processamento de petróleo e gás: petróleo e seus derivados, processamento primário, processos de refino, petroquímica e meio ambiente. 1ed. Rio de Janeiro: Livros Técnicos e Científicos (LTC), 2011. 288 p.
1.6. Principais etapas do processamento primário2
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O sistema de produção começa na cabeça do poço, por meio de um equipamento constituído por um sistema de válvulas – árvore de natalb – cujo objetivo é controlar a produção dos fluidos. Região onde ocorre a maior queda de pressão entre o reservatório e o primeiro vaso separador;
O manifold de produção combina as vazões e pressões de correntes oriundas de diversos poços em uma única corrente de entrada da instalação de processamento primário;
Existem dois tipos de árvore de natal: as árvores de natal convencional – ANC, e a árvore de natal molhada - ANM, esta utilizada em plataformas de exploração offshore.
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A corrente gasosa final é conhecida como gás natural úmidoc, que normalmente é encaminhada a uma unidade de processamento de gás natural, em terra, para reduzir o teor de hidrocarbonetos mais pesados que o etano, gerando o gás natural veicular (GNV). Uma parcela do gás é usada como gás lift, no processo de elevação artificial do petróleo e como gás combustível na própria plataforma;
O petróleo efluente do último estágio de separação ainda se encontra emulsionado, resultando na remoção da água no óleo através do equipamento denominado tratador de óleo;
A água produzida nos denominados separadores de produção trifásicos e no vaso tratador de óleo, por sua vez, ainda necessita sofrer um tratamento para a redução do teor de óleo emulsionado e do óleo arrastado com a água.
O termo úmido refere-se ao teor considerávelde C3+ que podem se condensar.
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1.7. Requisitos de exportação do gás e do óleo e descarte da água1
O gás natural não pode conter quantidades excessivas de CO2, H2S, bem como o vapor de água, pois pode condensar e formar hidratos e causar perdas de carga adicionais ou causar corrosão nas tubulações, conforme apresenta a Figura 05;
O petróleo não pode conter quantidades excessivas de água emulsionada, sedimentos (BS&W - Basic Water and Sediment) e teor de sais dissolvidos na água;
A água produzida deve possuir um valor limitado de óleo disperso (teor de óleo e graxas - TOG) para poder ser descartada ao meio ambiente, de acordo com as regulamentações ambientais vigentes.
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CORRENTE
PARÂMETRO
ESPECIFICAÇÃO
Gásd
Teor de água
máx. 3 a 5lb/MMcfe
Teor de H2S
máx. 10 a 15ppm
Teor de Inertes, CO2
máx. 4%vol
Óleo
BS&W
Refino: máx. 1% vol.
Exportação: máx. 0,5% vol.
Teor de sais
Refino: máx.: 570mg/L (emNaCl)
Exportação: máx. 285mg/L (emNaCl)
Água produzida
TOGf
máx. 29mg/L (descarte no mar: máx. 42mg/L)
Temperatura
máx. 40oC.
Figura 05: Principais especificações dos fluidos após o Processamento Primário
Portaria 104/2002 da Agência Nacional de Petróleo (ANP);
 libra por milhão de pés cúbicos de gás natural;
 Resolução CONAMA 393/07.
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1.8. Comentários acerca das separações das fases1,5
1.8.1. No sistema de gás
Os compressores podem ser necessários para elevar ao nível de pressão de gás desejado devendo ser dimensionados com certo grau de flexibilidade para atender as variações nas pressões e vazões volumétricas dos gases que ocorrem durante o dia-a-dia de um campo;
Alguns campos requerem que o gás produzido passe por um processo de remoção de H2S, quando o teor deste contaminante é elevado;
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A maioria das facilidades de produção, instalações destinadas a efetuar o processamento primário dos fluidos, requer que o gás passe por um sistema de remoção do vapor de água presente no gás a fim de reduzir a possibilidade de formação de hidratos (ocorrência de sólidos de hidrocarbonetos leves e água que podem obstruir o sistema de gás).
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O principal problema é a remoção de água emulsionada, que também contém os sais dissolvidos e alguns sedimentos inorgânicos;
Os vasos tratadores de óleo utilizam uma combinação de métodos que se baseiam na adição: 
de compostos químicos denominados desemulsificantes; 
de energia térmica (calor)g e;
1.8.2. No sistema de óleo
De acordo com Thomas (2001), a desestabilização da emulsão pode ser realizada pela ação de calor, eletricidade e desemulsificantes. O tratamento termoquímico consiste na quebra da emulsão por meio de aquecimento, geralmente na faixa de 45o a 60o C. 
THOMAS, J. E., Fundamentos de Engenharia de Petróleo, 1. ed. Rio de Janeiro: Editora Interciência, 271 p.
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da introdução de um campo elétrico a fim de obter um tempo de residênciah necessário para romper a película de compostos emulsificantes que circundam as gotículas de água permitindo que elas se coalesçam, formando gotas maiores que decantam e permitem a separação em duas fases líquidas, uma oleosa e uma aquosa.
Se o óleo produzido tiver um elevado teor de sal, é conveniente adicioná-lo água fresca para permitir a diluição dos sais dissolvidos na água remanescente que sai com o óleo tratado.
Tempo de residência (ou, em certos casos, tempo de remoção) é a quantidade média de tempo que uma partícula reside em um sistema em particular. Esta medida varia diretamente com a quantidade de substância que está presente no sistema. Disponível em: < http://pt.wikipedia.org/wiki/Tempo_de_resid%C3%AAncia> 
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A corrente de água produzida que escoa dos separadores de produção trifásicos e do vaso tratador de óleo necessitam passar por um tratamento que visa remover gotículas de óleo carreado pela água oriunda de processos anteriores;
Tanques separadores (skimmers), hidrociclones e flotadores a gás podem ser utilizados para alcançar o limite máximo admissível de óleo na água a ser descartada ou injetada nos poços.
1.8.3. No sistema de tratamento de água
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