IEP2 separadores

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Índice
Introdução..............................................................................................................1
Capítulo I– Separadores
1 – Generalidades…………………………..………………………………..................2
2 –Constituição dos separadores………..……………………………….......................2
2.1– Acessórios externos de um separador.....................................................................2
2.1.1 – Manômetro……………………………………………………………………..4
2.1.2 – Válvulas…………………………………………………………………..........5
2.2 – Acessórios internos de um separador……………………………………………6
2.2.1 – Placa de entrada………………………………………………………….........6
2.2.2 – Placa coalescente……………………………………………………………...7
2.2.3 – Rompedor de espuma……………………………………………………........7
2.2.4 – Extractor de névoa…………………………………………………………….8
3 – Tipos de separadores……………….……………………………..........................9
4– Classificação dos separadores…………………………….…………...................10
4.1 – Configuração..............................................................................................10
4.1.1 – separador horizontal........................................................................................10
4.1.1.1 – Separador horizontal de duplo tambor…………………………………….11
4.1.2 – Separador vertical...........................................................................................12
4.1.3 – Separador esférico………………………………………………………......13
4.2 – Número de fase.........................................................................................14
4.2.1 – separador bifásico..........................................................................................15
4.2.2 – separador trifásico..........................................................................................16
5 – Outras configurações……………………………………………………………17
5. 1 – Separador centrífugo de óleo e gás ..................................................................17
5.2 – Separador submarino….....……………………………....................................18
5.3 – Separador de filtro…………………………………………………………….19
6 – Vantagens e desvantagens……………………………………………...............20
7 – Secção de separação……………………………………………….....................20
8 – Mecanismo de separação ……….…………………………………....................22
Capítulo II – Processos de separação
1 – Princípios de separação……………………………………………….................23
2 – Objetivos de uma separação………………………………………................ ….23
3 – Sistema de separação……………………………………………….....................23
3.1 – Sistema de separação sem separação de fluído………………………………..24
3.2 – sistema de separação com separação bifásica…………………………………24
3.3 – sistema de separação com separação trifásica…………………………………24
3.4 – sistema de separação com separação trifásica e tratamento do óleo…………...25
4-Principais problemas operacionais ……………………………..............................25
5 – variáveis operacionais……………………………………………………………27
conclusão……………………………………………………………………………..28
Referências bibliográficas...........................................................................................29
Introdução
O processo de separação, é uma parte fundamental de todas as operações na produção de petróleo e gás. Os fluídos que são produzidos no reservatório de hidrocarbonetos são constituidos principalmente em uma mistura complexa de óleo, água, gás e certas impurezas. E são enviados nos separadores de produção que separara o gás do líquido a uma pressão e temperatura específica, tendo em conta o tipo de separador a usar.
Capítulo I-Separadores
1-Generalidade
Separadores são equipamentos utilizados no processo de separação do petróleo, gás, agua e suas impurezas. Ou seja, um separador é um recepiente fechado, que trabalha sobre pressão no qual se separa duas ou três fases do fluído, produzido pelo poço, para converté-los por meios de um tratamento em produto, e cumprem com os requisitos de qualidade e controlo ambiental. Estes equipamentos são encontrados na área de produção tanto offshore como onshore.
2 -constituiçao dos separadores 
De um modo geral os separadores estão subdivididos em duas partes que são: acessórios internos e acessórios externos.
2.1-Acessórios externos do separador
Os separadores de produção esta constituído por vários dispositivos externos tas como:
	
	Vaso separador 
	2
	Estrutura do Skid
	3
	Válvula de Controle de Nível (LV-001
	4
	Válvula de Controle de Pressão (PV-003) 
	5
	Posicionador da Válvula de Nível
	6
	Posicionador da Válvula de Pressão
	7
	Transmissor de Pressão de Líquido (PIT-001)
	8
	Transmissor de Pressão de Gás (PIT-002)
	9
	Transmissor de Pressão do Vaso (PIT-003)
	10
	Transmissor de Vazão de Líquido (FIT-001
	11
	Transmissor de Vazão de Gás (FIT-002) 
	12
	Medidor Mássico
	13
	Porta Placas
	14
	Trecho Reto (Jusante)
	15
	Trecho Reto (Montante)
	16
	Transmissor de Temperatura de Líquido (TIT-001
	17
	Transmissor de Temperatura de Gás(TIT-002)
	18
	Transmissor de Nível do Vaso (LIT-001)
	19
	Manômetro (PI-004)
	20
	Estação de Redução (PCV-001)
	21
	Válvula de Segurança (PSV-001)
	22
	Válvula de Segurança (PSV-002)
	23
	Caixa de Junção de Sinal (CJE-01)
	24
	Caixa de Junção de sinal (CJE-01)
	25
	Caixa de Junção de Alimentação (CJA-01)
	26
	Eletrocalha
	27
	Porta-Cabo
	28
	Válvula de Bloqueio da Saída de Óleo
	29
	Válvula By-Pass da Tubulação de Óleo
	30
	Válvula By-Pass da Tubulação de Gás
	31
	Válvula de Bloqueio da Saída de Óleo 
	32
	Válvula de Bloqueio da Saída de Gás 
	33
	Válvula de Bloqueio do Medidor Mássico (Jusante)
	34
	Válvula de Bloqueio do Medidor Mássico (Montante)
	35
	Válvula By-Pass do Medidor Mássico
	36
	Válvula de Bloqueio do Dreno de Óleo
	37
	Válvula de Bloqueio da Entrada de Produto
	38
	Válvula de Bloqueio do Visor de Nível (Superior)
	39
	Válvula de Bloqueio do Visor de Nível (Inferior)
	40
	Válvula de Bloqueio do Transmissor de Pressão 
	41
	Válvula de Bloqueio da Estação de Redução
	42
	Boca de Visita
	43
	Bocal de Entrada de Produto
	44
	Bocal Extra de Saída de Óleo 
	45
	Bocal de Saída de Gás
	46
	Bocal de Saída Extra de Óleo
	47
	Bocal de Saída Extra de Óleo
2.1.1-Manómetro
Manómetro: é um instrumento utilizado para medir a pressão de fluidos contidos em recipientes fechados.
2.1.2-Válvulas
A deslocação dos fluidos nos tubos, equipamentos e diferentes máquinas, devem ser sempre controlados. É importante para regular a quantidade de fluido requerida para poder esvaziar as tubagens e repará-las quando isso é necessário. 
É preciso, portanto, instalar dispositivos que possam modificar o escoamento de fluido ou interrompe-lo. O conjunto destes dispositivos que realizam estas funções chama-se torneira (válvula).
Nos separaores encontramos dois tipos de valvulas que são:
Válvulas de controle de pessão e nível
O vaso separador posui duas valvulas de controle: primeira de uma polegada para o controle de de nível do óleo e a segunda de duas polegadas para o controle da pressão de gás do separador.
 
 Válvulas controle de nível e pressão
válvula de segurança e alívio
São chamadas válvulas de segurança quando trabalham com fluídos elásticos, e de alívio quando trabalham com líquidos.
2.2-Acessorios internos do separador
Os separadores estão constituídos por vários dispositivos internos, tas como:
2.2.1-Placa de entrada
A placa de entrada é o primeiro dispositivo interno que encontra-se no separador.
Na placa de entrada encontra-se dois tipos de placas, tas como:
Placa defletora
Esta placa está localizada em frente da entrada do fluido para o separador, Isto faz com que ocorre uma mudança rápida na direção e velocidade do fluido, forçando o líquido a cair para o fundo do recipiente. A placa deflectora é responsável pela grande separação inicial de líquido e gás.
Ciclone:
São equipamentosde separação de partículas bastante eficientes. Podendo substituir a placa defletora do vaso, constituindo a seção de entrada do vaso. Apresentando restrições por apresentar baixa faixa de aplicação, não aceitando significativas variações de carga
2.2.2-Placas coalescente:
O gás com as gotículas de liquido atinge as placas e adere a elas. A medida que mais gás flui através das placas, as gotas dos líquidos mais coalescentes em grandes gotas que caem no fundo do recipiente.
2.2.3-Rompedor de espuma:
Esta peça de equipamento é feita de malha de arame, tais como extractor névoa. Isto evita que as partículas de óleo na espuma (fez -se de óleo e gás), que passa através do separador e iniciar-se com o gás.
2.2.4-Extrator de nevoa:
São equipamentos utilizados no interior dos vasos com o objetivo de reter partículas bem pequenas de líquidos, na forma de gotículas arrastadas do processo primário de separação.
Tipos de extrator de nevoa
Malha tricotada
O eliminador de névoa conhecido como demister consiste em um “colchão” de tela de fio metálico tipo arame, enrolado ou disposto em camadas, podendo ser fabricado em qualquer tamanho ou forma requerido. Seu principal mecanismo de captação de névoas é por impacto inercial
Como se pode ver na Figura 7, quando um gás é gerado, ou atravessa um líquido com gás dissolvido, saindo da superfície do líquido (2); transporta com ele um fino jato de gotículas de líquido que são arrastados para cima junto com a corrente de gás (3). À medida que o gás passa pelo extrator de névoa, essas gotas colidem contra a superfície do fio, onde elas são retidas até que se aglutinam e formam gotas maiores. Quando atingem tamanho suficiente, essas gotas rompem com a malha de arame (4) e caem contra a corrente de gás ascendente. Assim, as gotas são eliminadas do gás que, liberado a partir do líquido arrastado, (5) passa sem problemas através da malha.
placa corrugada
Também conhecida por extrator de névoa tipo Vane; consiste, basicamente, em um conjunto de placas metálicas no formato de ziguezague, em que a captação de névoas também é realizada por impacto inercial (Figura 8). O gás escoa, horizontal ou verticalmente, visto que as palhetas direcionam o fluxo; as gotículas de névoa tendem a permanecer em trajetória retilínea, chocando-se na superfície das palhetas e consequentemente coalescendo com outras partículas até decantar para seção de acumulação de líquido.
Filtro coalescedor
Dispositivo constituído de cartuchos cilíndricos de material fibroso com a finalidade de reter gotículas existentes no fluxo gasoso em sua superfície. Quando a saturação de gotículas na superfície é atingida, inicia-se o gotejamento destas pela superfície do filtro. Este tipo de eliminador de névoa utiliza-se do mecanismo de impacto inercial, interceptação direta e movimento browniano.
3-Tipos de separadores 
Os separadores estão divididos de acordo: 
A configuração:
- Separadores horizontais
- Separadores verticais
- Separadores esféricos
O número de fases:
- Separadores bifásicos
- Separadores trifásicos
-Tetrafásicos
A pressão:
- Baixa pressao
- Media pressao
- Alta pressao
4- Classificação dos separadores
Eles são classificados pela forma e orientação do recipiente e pelo número de fluídos a serem separado.
	Horizontal	
 - Configuração Vertical	
	Esférico
Bifásico
Classificação dos separadores-Fase
Trifásico
Baixa pressão
- Pressão Média pressão
Alta pressão 
4.1- Configuração
De acordo com a configuração, os separadores dividem-se em três tipos: horizontais, verticais e esféricos.
4.1.1-Separador horizontal
O separador horizontal é mais eficiente para grandes volumes de fluídos e grandes quantidades de gás desagregado. Encontraremos uma maior área de superfície do início desta configuração que oferece melhores condições para libertação de gás aprisionado, e permite uma maior decantação de gotículas de óleo presente na fase gasosa.
O separador horizontal é utilizado principalmente em sistema que apresentam espumas de alta quantidade de óleo e gás. 
O fluído quando retirado do reservatório é enviado para o separador de produção, quando o fluído entra no separador, choca-se com placa defletora que reduz a sua velocidade, alternando a sua direção tendo em conta o efeito da gravidade a diferença de densidade entre os componentes, resultando numa separação brusca, em que as partículas mais pesadas vão para a parte inferior do vaso e mais leve para a parte superior. A partícula menos pesada passa por uma placa coalescente que se encarrega em retirar as gotículas do líquido que foram arrastadas pelo gás. A medida que o gás flui através da placa, as gotas do líquido que coalescem em grandes gotas que caem para a parte inferior do vaso. O gás por sua vez depois de passar pela placa coalescente vai para o extrator de névoa que é responsável em retirar as partículas finas do óleo encontrado no gás que caem para a parte inferior do vaso, e os gases que passam pelo extrator de névoa são reencaminhados para outros processos.
As partículas mais pesadas vão decantar-se na parte inferior do vaso (dependendo do tipo de óleo pode ocorrer a formação de espuma, geradora da dispersão de líquido na fase gasosa). Essas partículas podem ser óleo e a água, e vamos encontrar um outro dispositivo interior que é a placa paralela, responsável pela separação entre as fases dispersas.
O separador horizontal pode ser bifásico (líquido-gás) ou trifásico (água, óleo e o gás), dependendo da estrutura de cada petrolífera.
4.1.1.1- Separadores horizontal de duplo tambor
Um separador horizontal de duplo tambor, que é uma variação do separador horizontal. Os separadores horizontais de duplo tambor são vulgarmente utilizados em aplicações onde existem taxas de fluxo de gás elevadas e onde existe a possibilidade de grandes depósitos de líquidos, por exemplo, recetores de resíduos. Os separadores horizontais de um único tambor podem lidar com grandes vazões de gás, mas oferecem fracas capacidades de aumento de líquidos.
      O separador horizontal de duplo tambor alivia parcialmente esta deficiência. Nestes desenhos, as câmaras de gás e de líquido são separadas. A corrente de fluxo entra no recipiente do tambor superior e atinge o desviador de entrada. O gás flui através da seção de decantação por gravidade, onde encontra o tipo de baffle.
 4.1.2-Separador vertical
O separador vertical pode ser bifásico ou trifásico. Este requer uma menor área para instalação e tem uma geometria que facilita a remoção de area depositada no fundo. Uma desvantagem para o uso offshore está relacionada ao manuseio devido a altura. O acesso ao dispositivo de controle na parte superior é mais difícil.
O petróleo quando é enviado para um separador vertical, entra no vaso bate com uma placa defletora que consiste na redução de velocidade, e alteração de sua direção, tendo em conta o efeito da gravidade e suas diferentes densidades, resulta numa separação brusca em que as partícula pesadas decantam-se na parte inferior do vaso e as partículas mais leves se volatilizam na parte superior do vaso, o gás vai ter de passar por extractor de névoa que consiste na retirada de gotículas finas de óleo que foram arrastadas pelo gás, e essas gotículas de óleo são decantada na parte inferior do vaso. O gás que passa pelo extractor é retirado da parte superior do vaso e passarão por mais processo pois que nenhuma separação na área petrolífera é 100%.
As partículas que se decantam na parte inferior do vaso passam por um condutor de líquido que consiste em não perturbar a interfase óleo/água, e passam por um espalhador na saída deste condutor, e abaixo da interfase óleo/água, para distribuirá o líquido homergicamente através da área do vaso. A água e o óleo flui em contra corrente e teremos um condutor de gás ou chaminé para equalizar a pressão de gás entre a secção de coleta inferior de líquido e a secçãosuperior de decantação.
Na saída do fluído na parte inferior do vaso tendo em conta o separador vertical a usar. E esses produtos passaram por mais processos.
 4.1.3-Separador esférico
O separador esférico é um recipiente com o formato de uma bola utilizado para a separação de fluídos. Um separador esférico pode ser utilizado para separar duas (líquido e gás) ou três (água, aléo e o gás) fases. Estes tipos de separador são utilizados principalmente quando o rendimento do líquido é pouco elevado, e também de alta pressão de gás. A corrente do fluído entra num determinado ponto, que choca com defletor que é usado para separar as zonas de gases e dos líquido e é transportada para a extremidade oposta; com este método serve para distribuir a corrente através de toda circunferência do separador para melhorar a separação das fases; este é o caso da separação inicial de líquidos e de gases, os líquidos vão para o fundo e o gás sobe. Na parte superior do separador esférico vamos encontrar uma secção de extração de unidade do qual o gás tem de passar antes e procurar a linha de saída. Neste separador, o volume ocupado pela secção de acumulação do fluído deve ser pequeno quando comparado com o volume do separador.
4.2 – Número de fases:
Os separadores de acordo o número de fase podem subdividir-se em: bifásico e trifásico.
4.2.1-Separadores bifásico
Estes separadores possuem a função de separar duas fases líquidas/gás.
A mostrada anteriormente é um esquema típico de um separador bifásico, o fluido entra no separador e choca-se com defletores de entrada que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluido (seção de separação primária).
Gotículas de óleo deixam a fase gás por ação da gravidade e depositam-se no fundo do separador, onde a fase líquida é coletada. O gás separado flui sob os defletores de entrada e segue através da seção de separação secundária. Antes de deixar o vaso, o gás passa através de uma seção de aglutinação para remover gotículas de óleo de diâmetro
muito pequeno, incapazes de serem separadas na seção de acúmulo de líquido por ação
da gravidade.
Os separadores bifásicos, assim como os trifásicos podem ser orientados vertical ou
horizontalmente. Para o projeto de uma unidade de separação óleo-gás, é necessário
Comparar as duas disposições sob o ponto de vista econômico e caso seja necessário,
utilizar dispositivos como extratores de névoa e defletores.
Os separadores verticais são preferidos para a separação de misturas com alta razão
gás/líquido enquanto que, para razões baixas, são preferencialmente utilizados separadores horizontais. Esses separadores são utilizados em uma etapa anterior à
compressão do gás, assegurando que nenhum líquido chegue a esses equipamentos,
suscetíveis à corrosão na presença de líquidos.
Separadores bifásico horizontal
Separadores bifásico vertical
4.2.2- Separador trifásico
Os separadores trifásicos possuem a função de separar dois líquidos imiscíveis e um vapor. Na indústria do petróleo, eles se destinam a separar água, óleo e gás.
Os separadores trifásicos são equipamentos de grandes dimensões e longo tempo de residência, possuindo vários internos que possibilitem uma boa separação das fases em seu interior. Eles visam efetuar a separação das fases aquosa, oleosa e gasosa, mantendo dentro de limites toleráveis:
-A quantidade de líquido arrastado no gás.
- A quantidade de água arrastada no óleo.
- A quantidade de óleo arrastado na água.
Internamente os separadores são divididos em câmara de separação, onde se localizam as placas paralelas responsáveis pela eficiência de separação entre as fases dispersas de óleo e água, por meio de coalescência das gotas dispersas, e a câmara de óleo que contém a fase oleosa. As câmaras são separadas por uma placa vertedora (chicana) de altura tal que possibilite um acúmulo de fase aquosa (mais densa) na primeira câmara e a passagem de fase oleosa para a outra.
Separadores trifásicos horizontais
Separadores trifásicos verticais
5-Outros tipos de configurações 
Nos outros tipos de configurações teremos outros tipos de separador, tas como:
 5.1-Separador centrífugo de óleo e gás
O mecanismo de separação em um separador centrífugo de óleo e gás baseia-se em um campo centrífugo resultante que desloca o líquido para a periferia do equipamento, enquanto que o gás, menos denso é empurrado para a região central. Coletores especiais recolhem as correntes separadas e as direcionam para as tubulações específicas. 
Em relação aos separadores gravitacionais tradicionais, o separador centrífugo é mais eficiênte, tem menor tamanho e processa vazões superiores dos fluídos. Podem ser instalados em campos e/ou poços de petróleo, fazendo parte do sistema de transporte de fluídos colocado no fundo do mar. O ganho de produção dos poços é considerável, pois a corrente de líquido, após a separação, pode ser bombeada para a plataforma com bombas centrífugas convencionais, com a corrente de gás fluindo pela ação da própria pressão do reservatório. 
5.2-Separadores Submarinos 
Para minimizar cada vez mais a construção de sistemas de separação em plataformas marítimas, reduzindo o tamanho e custo, estão sendo desenvolvidos sistemas de separação submarinha – o SUBSIS (SUBsea Separation and Injection System). Esses sistemas processam a separação de água, óleo e gás ainda no fundo do mar, reinjetando a água no reservatório. O processo de separação é baseado num separador horizontal por gravidade, caracterizado por sua entrada com um formato especial, criando uma centrifugação que inicia a separação do óleo e da água. Neste ponto, a água está praticamente separada. Em seguida, a água sofre sucção até uma bomba que a injeta num poço de petróleo utilizado para injeção de água.
5.3-Separadores de filtro
Outro tipo de separador que é frequentemente usado em algumas aplicações de alto fluxo de gás é um separador de filtro. Eles podem ser horizontais ou verticais na configuração. Separadores de filtro são projetados para remover pequenas partículas líquidas e sólidas do fluxo de gás. Estas unidades são usadas em aplicações onde os separadores convencionais que empregam força gravitacional ou centrífuga são ineficazes. Os tubos de filtração na secção de separação inicial causam a coalescência de qualquer névoa líquida em gotas maiores à medida que o gás passa através dos tubos. Uma secção secundária de palhetas ou outros elementos extractores de névoa remove estas gotas coalescidas.
Separadores de filtro são comumente usados ​​em entradas de compressor em estações de compressor de campo, lavadores finais a montante de torres de contato de glicol e aplicações de gás de instrumento / combustível. O projeto dos separadores de filtro é proprietário e depende do tipo de elemento de filtro empregado.
6-Vantagem e desvantagem dos separadores verticais e horizontais
Separador vertical
	Vantagens
	Desvantagem
	Necessita de menor área de superfície.
	Menor tendência de revaporização de líquido
	Bom para manuseio de sólido.
	Não é bom para líquido esponjoso
	Fácil de limpar.
	Problema de instalação é muito alta
	Maior capacidade de urgência de líquido.
	O líquido flui contracorrente do vapor
Separador horizontais
	Vantagens
	desvantagens
	1º Direção de saída do líquido perpendicular ao fluxo em lugar de contracorrente
	1º Necessita maior espaço
	2º Maior capacidade de líquido
	2º Não é bom se tiver grande quantidade de sólido e líquido
	3º Melhor conteúdo de turbulência(plano longitudinal)
	3º Os eliminadores de humidade podem-se tapar e romper 
	4º Melhor uso de volume de retensão
	
	5º Maior superfície de líquido
	
	6º Mais fácil de manejar 
	
	7º Melhor para líquido espumoso 
	
Separadores esféricos
	Vantagens
	Desvantagens 
	Mais compacto que outros tipos de separadores 
	São menos eficientes que os outros separadores 
	Mais fácil de drenar e limpar 
	Raramentesão usados 
	Mais barato em relação aos outros separadores 
	
7-Seções dos separadores
Um típico separador possui quatro seções distintas, que podem ser:
7.1-Seção de separação primária
Localizada na entrada do vaso, é responsável pela separação de grande parte do líquido. Ao entrar no vaso, o fluído possui uma velocidade considerável e colide contra a placa defletora e, consequentemente, gás se desprende devido à mudança brusca de velocidade e direção do fluxo. A força da gravidade também atua nessa seção fazendo com que partículas líquidas mais densas se desprendam da corrente de gás, acumulando-se na seção de acumulação de líquido.
 7.2-Seção de separação secundária
Local que permite a circulação da corrente gasosa, em velocidade relativamente baixa e pouco turbulenta, em que gotículas líquidas maiores ainda presentes são desprendidas por ação da gravidade. 
 7.3-Seção de acumulação de líquido 
Nesta seção, o líquido separado se acumula por um tempo de retenção suficiente para permitir a separação do gás remanescente e, em separadores trifásicos, de grande parte da água. Em seguida, o líquido retido é drenado do vaso com controle de nível. 
 7.4-Seção aglutinadora 
Região próxima à saída do gás onde as gotículas de líquido arrastadas pela corrente gasosa, não separadas nas seções anteriores, coalescem e decantam para a seção de acumulação de líquido. Em casos de presença de partículas líquidas muito pequenas, são utilizados extratores de névoa na parte superior do vaso.
8-Mecanismo principais para separar líquidos dos gases
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.
Capítulo II- Processos de separação de óleo e gás
1- Princípios de separação 
O princípio de separação é essencial através da gravidade, baseada na diferença da densidade entre os fluídos envolvidos. Os fluídos que não são solúveis um no outro e que tem densidade diferentes são habitualmente separados por força gravitacional.
Qualquer processo desenhado para separar substâncias baseia-se no facto de:
- Que as substancias são de algum modo diferentes umas em relação das outras.
- Os fluidos não devem ter a mesma massa por unidade de volume, devem ter sempre densidades diferentes.
Os separadores de óleo e gás dependem de uma força para tirar proveitos das diferenças de densidade entre os seus componentes de modo a separa-los. A força de que dependem para separar os fluídos é a gravidade.
2- Objetivos de um sistema de separação 
1º - Obter óleo livre de gás e de água
2º - Obter gás livre de qualquer líquido
Os separadores de produção são partes importantes de operações de processos, que devem ser removidos líquido de um fluxo de gás para impedi-lo de se acumular nas partes baixas de um óleo duto que restringe o fluxo de gás.
Se o gás requerer processamentos em desidratação em planta adocicando, devem ser removidos líquidos para prevenir problemas operacionais na planta do processo. No caso do crude deve estar livre de gás para prevenir condições de sobre pressão perigosa de equipamentos a jusante com bombas injetoras de emulsão e tanques de armazenamento. Já a água produzida a partir de separadores de produção é tratada mais adiante para recuperar a pequena produção de crude da água que não se separa e para prevenir a poluição ambiental.
O processo que alcança este objetivo em recipiente recebe o nome de separação
3-Sistema de separação
 Os sistemas de separação dos fluidos de produção podem ser subdivididos em quatro tipos:
· Sem separação de fluidos
· Com separação bifásica
· Com separação trifásica
· Com separação trifásica e tratamento de óleo
3.1 –Sem separação de fluídos
 No primeiro tipo- sem separação de fluidos – a planta de processo visa somente teste e avaliação da produção dos poços. O escoamento do fluido produzido é efetuado em fluxo multifásico pelo oleoduto até uma planta central onde ocorrerá o processamento. 
3.2– com separação bifásica
 No segundo tipo-com separação bifásica – a planta de processo é bastante simples, consistindo de coletores de produção, separador de teste, separadores bifásicos de produção, tanque acumulador (surge tank) e sistema de transferência e medição da produção, além das facilidades para aproveitamento do gás associado e utilidades (água, ar comprimido e energia elétrica). Neste tipo não há descarte de água produzida, que é transferida junto com o óleo.
3.3 – com separação trifásica
No terceiro tipo – com separação trifásica – a planta de processo já apresenta uma maior complexidade, possuindo permutadores de calor (petróleo x água quente), separadores de teste, separador trifásico, sistema de tratamento de água oleosa, medição e transferência de óleo por oleoduto, instalações para tratamento e aproveitamento do gás além de utilidades em geral.
3.4 – com separação trifásica e tratamento de óleo
 No quarto tipo – com separação trifásica e tratamento de óleo – similar ao terceiro tipo, a planta possui adicionalmente tratador eletrostático (para tratamento de óleo), que tem como objetivo reduzir o teor de água emulsionada, a fim de enquadrar o óleo, nos padrões de qualidade estabelecidos para o refino.
4- Principais problemas operacionais
Apesar da separação de fluidos ser um processo relativamente simples, alguns problemas podem causar dificuldades durante a separação gás/líquido e óleo/água.
Dentre eles cita-se:
Formação de espuma
O gás de menor densidade tende a separar-se com facilidade,porém a presença de impurezas presentes no líquido poderão possibilitar o maior arraste degotas, gerando as espumas. A presença de espuma no interior de um vaso separador, por tratar-se de uma estrutura de grande volume específico, além de reduzir dramaticamente a área de escoamento do gás, aumenta o arraste de líquido na saída de gás. Esse carregamento de líquido pode ocasionar danos aos compressores, que se encontram usualmente entre os equipamentos de maior custo, que compõem as facilidades de produção. Os instrumentos de controle de nível de líquido no vaso, entre os quais, as chaves de alarme e de parada automática (shut down) podem ser levados a atuar pela presença de espuma, ocasionando deficiente controle de nível, ou até a mesma parada do equipamento, e consequente perda de produção.
Um dos procedimentos utilizados para combater a espuma formada é evitar sua formação e aquecendo os fluidos a serem separados ou utilizar antiespumantes, preferencialmente o silicone .A formação de espumas tem sido controlada nas plataformas, pois todos separadores operam aquecidos e dispõem de dispositivos internos para a separação das gotas arrastadas (demister) porém, com o advento da separação submarina, onde espera se uma separação em temperaturas em torno de 60°C e com pressões mais elevadas que as utilizadas nas instalações de superfície e, portanto com menor teor de gás a ser liberado, o problema da formação de espuma poderá passar a ser mais frequente, merecendo portanto cuidados especiais.
Produção de areia
 Proveniente dos reservatórios, a areia que vem com o líquido causa erosão das válvulas eobstrução dos internos acumulando-se no fundo do separador, de onde é removida pelos drenos. A melhor solução do problema é evitar a sua produção.
Parafinas
São hidrocarbonetos saturados de elevado peso molecular que podem separar sedo petróleo caso a temperatura de produção dos fluidos seja inferior à temperatura de aparecimento de cristais. As parafinas cristalizadas e são arrastadas pelo fluido ate chegar aos vasos separadores, onde as velocidades são reduzidas, acabam depositando-se e obstruindo o equipamento e as linhas de transferência. A forma de evitar a deposição de parafinas é operar a temperaturas superiores.
arraste de óleo e gás
O arraste é o problema mais comummente 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.
Emulsão
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 efetiva, 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.
5-Variáveis de separação
As três variáveis que ajudam na separação de uma corrente de fluido são:
Temperatura
Pressão
Densidade dos componentes
+
Conclusão
Vaso separador ou simplesmente separador é um equipamento feito de chumbo no seu todo. Este vaso tem o formato variado que pode ser horizontal, vertical ou esférico. Estes equipamentos têm a função de separar o líquido do gás como é o caso do separador bifásico, já o trifásico é destinado a separar dois líquidos imiscíveis (água e óleo) e um gás. 
Este equipamento é constituído por diferentes secções responsáveis pela eficácia e eficiência da separação, secções estas que são: secção de separação primária, secundária, de acumulação de líquido e a secção de aglutinação. Estas secções têm como suporte alguns dispositivos internos tais como defletores, extractor de névoa, placa coalescente, placa vertedora, placa paralela, rompedor de espuma.
	
Referência sbibliográfica
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