APOSTILA - PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO

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QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
1 Processamento Primário de Petróleo 
1. Introdução 
O QUE TRATA O PROCESSAMENTO 
PRIMÁRIO DE FLUIDOS? 
01) Separação do óleo, do gás e da água com 
impurezas em suspensão. 
02) O tratamento e condicionamento dos 
hidrocarbonetos (gás e óleo). 
03) O tratamento da água para descarde ou 
reinjeção. 
GÁS 
ÓLEO 
EMULSÃO 
ÁGUA 
LIVRE 
SÓLIDOS 
 
- No reservatório de um campo produtor, o 
PETRÓLEO encontra-se em uma fase líquida 
conhecida como fase oleosa ou simplesmente 
óleo. 
- No entanto, ao alcançar a superfície, os 
hidrocarbonetos mais leves e alguns outros gases, 
como o H2S e o CO2, aparecem também na fase 
vapor em equilíbrio termodinâmico* com a fase 
líquida (óleo). 
*Ocorre devido à queda de pressão durante a elevação do 
petróleo à superfície e às quedas de pressão localizadas em 
válvulas de controle nas instalações de petróleo. 
- Além das fases oleosa e gasosa, um campo de 
petróleo normalmente produz água, após certo 
período de operação do campo, seja por estar 
presente inicialmente no reservatório ou pela sua 
injeção, em um processo que visa ao aumento da 
recuperação do petróleo. 
SALMORA → solução aquosa rica em sais. 
 O gás associado (H2S e CO2), contendo 
substâncias corrosivas e sendo altamente 
inflamável, deve ser removido por 
problemas de segurança (corrosão ou 
explosão); 
 Água, sais e sedimentos também devem 
ser retirados, para reduzirem-se o gasto 
com bombeamento e transporte, bem 
como para evitar-se corrosão ou 
acumulação de sólidos nas tubulações e 
equipamentos por onde o óleo passa. 
 
OBJETIVOS GERAIS 
 Promover a separação das três fases 
mencionadas anteriormente: oleosa, 
gasosa e aquosa, nos equipamentos 
conhecidos como separadores; 
 Tratar a fase oleosa para redução do teor 
da água emulsionada e dos sais nela 
dissolvidos; 
 Tratar a fase gasosa para redução do teor 
de água (vapor) e de outros 
contaminantes, se necessário; 
 Tratar a água separada do petróleo, para 
descarte e/ou reinjeção em poços 
produtores. 
OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
 Remoção dos contaminantes: água 
produzida, sais, gases, etc.; 
 Facilitar o escoamento dos produtos; 
 Reduzir custos com transporte; 
 Diminuição do uso da água de diluição; 
 Diminuição do uso de produtos químicos; 
FLUIDOS 
PRODUZIDOS 
NUM POÇO DE 
PETRÓLEO 
 
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 Aumentar a integridade dos dutos e 
equipamentos: corrosão e incrustações; 
- A planta de processamento primário pode ser: 
 Simples: é constituída apenas da 
separação gás/água/óleo; 
 Complexas: além da separação 
gás/água/óleo, tem condicionamento e 
compressão do gás, tratamento e 
estabilização do óleo e tratamento da água 
para reinjeção ou descarte. 
PLANTAS COMPLEXAS 
1. Separação Primária: separar o líquido do 
gás natural; 
2. Tratamento de Gás Natural: Especificar 
o gás para envio a UPGN; 
3. Tratamento de Óleo: Especificar o óleo 
para envio à Refinaria; 
4. Tratamento da Água Produzida: Reuso 
ou descarte. 
 
Transporte e Coleta → Linha de Surgência → 
aço carbônico e fibra de vidro / No mar → duto 
flexível. 
 
 - Quando dois ou mais poços são alinhados para 
a mesma instalação de superfície é indicado o uso 
de um equipamento, conhecido como “manifold 
de produção”. 
Manifold → reúne todos os fluidos e equaliza a 
pressão de alimentação de processamento 
primário. 
 
 
Separação → O sistema de separação utilizado é 
constituído de um conjunto de vasos separadores 
(bifásicos ou trifásicos) em série, que pode ter 
várias configurações, que diferem entre si pelo 
número de estágios utilizados, dependendo da 
qualidade da separação desejada entre o gás e o 
óleo e a densidade do petróleo produzido. 
 PETRÓELOS PESADOS – um ou dois 
vasos com níveis de pressão diferentes; 
 PETRÓELOS LEVES - podem passar por 
vasos separadores que operam com até 
três níveis de separação*: alta, 
intermediária e baixa. 
*Permite a maximização da produção de óleo e o 
processamento, na mesma instalação de produção, de óleos 
de poços diferentes com diferentes níveis de pressão. 
Porém, mesmo para petróleos muito leves, normalmente 
não há justificativa econômica para mais de três estágios. 
Tratamento de Gás → A corrente gasosa final é 
conhecida como gás natural úmido*, que 
normalmente é encaminhado a uma UPGN, em 
terra, para reduzir o teor de hidrocarbonetos mais 
pesados do que o etano, gerando então o gás 
natural para o uso final como combustível. 
 
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*O termo úmido aqui se refere ao teor relevante de 
hidrocarbonetos mais pesados (C3
+
) que podem se 
condensar. 
- Uma parcela do gás é usada como gas lift, no 
processo de elevação artificial do petróleo, e 
como gás combustível na própria plataforma. 
OBS.: As correntes gasosas obtidas nos níveis de 
pressão, baixo e intermediário, precisam sem 
comprimidas para serem exportadas da 
instalação, ou para serem levadas às unidades de 
tratamento do gás. 
Tratamento de Óleo → O petróleo efluente do 
último estágio de separação possui, em sua 
composição, uma parcela de água, dispersa no 
óleo em forma de gotículas com diâmetro entre 1 
μm e 10 μm, ou seja, emulsionada, a qual deve 
ser removida no equipamento denominado 
tratador de óleo, em que uma combinação de 
vários métodos é empregada: 
 Adição de compostos químicos 
desemulsificantes; 
 Aquecimento; 
 Aplicação de um campo elétrico; 
 Separação por gravidade em um vaso de 
grande diâmetro. 
Tratamento de Água → A água produzida nos 
separados trifásicos e no tratador de óleo, por sua 
vez, ainda necessita sofrer um tratamento para 
redução do teor de óleo emulsionado e do óleo 
arrastado com água. 
2. Sistemas de Separação Líquido-Vapor 
- Os fluidos produzidos de um reservatório são 
normalmente mistura de líquidos e gás. 
- A operação unitária destinada a separar a fase 
líquida da fase vapor ou gasosa é a separação 
gravitacional, efetuada em vasos separadores. É 
comum a injeção de compostos químicos 
antiespumantes, para facilitar a separação gás-
óleo, e de desemulsificantes, para facilitar a 
separação água-óleo. 
- Dependendo dos tipos de fluidos produzidos e 
da viabilidade técnico-econômica do campo de 
produção, o processamento primário de fluidos 
produzidos em um campo de produção pode ser: 
 Bifásico: necessário separar apenas 
liquido e gás; 
 Trifásico: necessário separar óleo, água e 
gás; 
 Quaternário: necessário separar areia, 
água, óleo e gás. 
 
3. Separadores 
- A carga que alimenta os vasos separadores é 
constituída das fases líquida (óleo + água) e 
gasosa, em íntimo contato, ocorrendo dispersões 
tanto de gotículas de óleo na fase gasosa como de 
bolhas de gás na fase oleosa. 
- Para garantir a melhor separação possível entre 
as fases, os vasos separadores são normalmente 
dotados de dispositivos especiais, como, por 
exemplo, uma placa deflectora na entrada e um 
eliminador de névoa na saída do gás. 
- Os vasos separadores são normalmente 
classificados em horizontais e verticais, e a 
seleção da configuração se baseia na proporção 
líquido/gás da carga e na sua tendência à 
formação de espuma, de forma que: 
Vasos Horizontais → São normalmente mais 
eficientes quando é alta a razão gás/óleo ou 
quando há formação de espuma, pois permite 
uma melhorseparação de gás, devido à maior 
área interfacial óleo-gás, bem como facilitam a 
decantação de óleo arrastadas na fase gasosa, pois 
elas caem perpendicularmente à direção do 
escoamento do gás → MAIS USUAIS EM 
PLATAFORMAS. 
 Maior área superficial de interface; 
 Melhor separação gás-líquido; 
 Maior eficiência; 
 Alta razão gás-óleo. 
 
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DESVANTAGENS: Manuseio dos sólidos 
produzidos (os verticais têm uma geometria que 
permite a deposição localizada no fundo do vaso 
facilitando a remoção) e menor capacidade de 
absorver grandes variações de fluxo (golfadas). 
Separador bifásico horizontal 
 
Vasos Verticais → Requerem uma menor área 
para instalação, e a sua geometria facilita a 
remoção de sedimentos porventura depositados 
no fundo. Devido à sua altura, os vasos verticais 
não são normalmente usados em plataformas → 
MAIS USUAIS EM INSTALAÇÕES 
TERRESTRES. 
Separador trifásico vertical 
 
- Um separador típico constitui-se de quatro 
seções distintas: 
Seção de Separação Primária → A mistura gás-
líquido, ao entrar no vaso, choca-se com um 
deflector de entrada, que provoca uma alteração 
brusca na direção e na velocidade dos fluidos. A 
parte líquida da mistura desce então por 
gravidade para o fundo do vaso, onde se acumula 
devido à sua maior densidade. MAIOR PARTE 
DO LÍQUIDO É SEPARADO. 
Seção de acumulação (coleta) de líquido → 
onde ocorre a separação das bolhas gasosas que 
ficaram no meio do líquido. 
Seção de Separação Secundária → Separação 
de gotículas de óleo (de diferentes diâmetros) 
contidas no gás separado. 
- As gotas maiores se chocam entre si e com as 
paredes do vaso, se aglutinam e caem sobre a 
interface gás-líquido. 
- As gotas menores, ao passarem pelo eliminador 
de névoa na saída do vaso, podem coalescer 
(aumentar de diâmetro), vendendo a velocidade 
de ascensão do gás e gotejando no sentido da 
interface gás-líquido. 
Seção de Aglutinação → As gotículas de líquido 
arrastadas pela corrente gasosa são removidas do 
fluxo gasoso através de meios porosos que por 
possuírem grande área de contato facilitam a 
coalescência e decantação das gotas. 
- Os vasos separadores baseiam-se nos seguintes 
mecanismos para separa líquido/gás: 
 Ações de gravidade e diferença de 
densidade – responsável pelo fluido mais 
pesado; 
 Separação inercial – mudança brusca de 
velocidade e de direção de fluxo 
permitindo ao gás desprender-se da fase 
líquida devido a inércia que esta fase 
possui; 
 Aglutinação das partículas – contato das 
gotículas de óleo dispersas sobre uma 
superfície, o que facilita sua coalescência, 
aglutinação e conseqüentemente 
decantação; 
 Força centrifuga – que aproveita as 
diferenças de densidade do líquido e do 
gás. 
 
 
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3.1 Separação Bifásica 
 
- Nos sistemas mais simples, com o uso de 
separados bifásico, há apenas a remoção de gás 
em dois níveis de pressão, para a estabilização do 
óleo. O petróleo contendo água é bombeado para 
uma plataforma central, de maior capacidade, 
para a remoção de água. 
 
3.2 Separação Trifásica 
- Outros sistemas empregam um separador 
trifásico, a partir do qual o petróleo produzido, 
praticamente isento de água livre, é encaminhado 
para outra instalação que disponha do sistema de 
tratamento de óleo para remoção da água 
emulsionada. 
- Em um sistema mais completo, a separação 
trifásica é feita em dois estágios e, além disso, 
está presente a etapa de desidratação, para 
remoção da água emulsionada, e a etapa final, de 
ajuste da pressão de vapor do petróleo, para evitar 
problemas de segurança no transporte e no 
armazenamento nos terminais. 
 
 
3.3 Problemas Operacionais nos 
Separadores 
 
a) Espuma: Causada pelas impurezas. 
Dificulta o controle de nível do líquido 
dentro do separador. 
b) Obstrução por Parafinas: Causa 
obstrução na fase interna dos vasos. 
c) Areia: Causa corrosão nas válvulas, 
obstrução nos elementos internos e 
acumula-se no fundo do separador. 
d) Emulsão: Se forma na interface 
água/óleo. Problema de controle de nível. 
e) Arraste: Arraste de óleo pela corrente de 
gás, ocorre quando o nível do líquido está 
muito alto. 
 
 
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4. Tratamento e Processamento do Gás 
Natural 
 
4.1 Gás Natural 
- Gás Natural é uma mistura de hidrocarbonetos 
gasosos cuja mistura abrange do metano (C1) até 
hidrocarbonetos parafínicos com 7 carbonos, 
sendo o metano o principal componente. 
Apresenta também teores variáveis de gás 
sulfídrico (H2S), dióxido de carbono (CO2), 
nitrogênio (N2) e vapor d’água. 
 
 Densidade 0,06 (mais leve que o ar); 
 Não tem cheiro; 
 Fornece de 8 a 10 mil Kcal/m3; 
 É considerado rico quando percentual de 
todos os componentes maior que C3 é 
maior que 7%; 
 Ocorre na natureza associado ou não ao 
petróleo. 
CARACTERIZAÇÃO TÉCNICA 
 Riqueza; 
Gás considerado rico: riqueza alta (> 8,0%) 
Gás considerado pobre: riqueza baixa (< 6,0%) 
Riqueza mediana: (entre 6,0% e 8,0%) 
 Peso Molecular; 
 Massa Específica; 
 Densidade; 
 Inflamabilidade; 
 Poder Calorífico. 
DEFINIÇÕES (LEI Nº 11.909) 
Gás Natural → Todo hidrocarboneto que 
permanece em estado gasoso nas condições 
atmosféricas normais, extraído diretamente a 
partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, 
cuja composição poderá conter gases úmidos, 
secos e residuais. 
Gás Natural Liquefeito (GNL) → Gás natural 
submetido a processo de liquefação para 
estocagem e transporte, possível de 
regaseificação em unidades próprias. 
Gás Natural Comprimido (GNC) → Todo gás 
natural processado e acondicionado para 
transporte em ampolas ou cilindros à temperatura 
ambiente e a uma pressão que o mantenha em 
estado gasoso. 
POSSÍVEIS DESTINOS 
- Existem quatro destinos possíveis para o gás 
natural em uma planta de produção de petróleo e 
gás: 
Gás Transferido → Corresponde ao volume de 
gás transferido para o continente, utilizando, para 
tal, dutos submarinos (gasodutos). O gás 
transferido para o continente será processado em 
uma Unidade de Processamento de Gás Natural 
(UPGN) e, em seguida, transportado até chegar 
nos consumidores. 
Gás Lift → Gás utilizado para auxiliar a elevação 
do óleo. 
Gás Combustível → Representa a parcela de gás 
tratado que é utilizada nos equipamentos de 
geração de energia elétrica, térmica e em 
processos físico-químicos. 
Reinjeção nos Reservatórios → Método adotado 
para aumento do fator de recuperação ou por 
limitações nos sistemas de transferência. 
 
 
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4.2 Tratamento (ou 
Condicionamento) 
PORQUE TRATAR O GÁS 
NATURAL? 
 Uma vez que o uso principal do gás 
natural é como combustível, sabe-se que 
os teores elevados de CO2 e N2 reduzirão 
o seu poder calorífico; 
 O H2S e o CO2 são gases de caráter ácido, 
tornando-se corrosivos na presença de 
água líquida; 
 O vapor d’água, que é inerte, pode, nas 
condições de escoamento e dos 
equipamentos (alta pressão e baixa 
temperatura), formar hidratos que 
bloqueiam a tubulação e provocam 
corrosão, na presença de gases ácidos. 
O gás úmido deve estar disponível em uma 
pressão especificada para exportação e não 
deveconter teores excessivos de H2S, CO2 e 
vapor d’água. 
 
O QUE É TRATAMENTO (OU 
CONDICIONAMENTO) DO GÁS 
NATURAL? 
É um conjunto de processos (físicos e/ou 
químicos) ao qual o gás deve ser submetido, de 
modo a remover ou reduzir os teores de 
contaminantes para atender as especificações de 
mercado, segurança, transporte e processamento 
posterior. 
- Conjunto de unidades responsáveis pela 
separação, tratamento e transporte do gás natural 
até a unidade de processamento ou para ser 
utilizado na unidade de produção. 
Separação → Isola o gás natural do óleo e da 
água, ou seja, a fase gasosa da fase líquida. 
Tratamento → Retirada de contaminante que 
pode de alguma forma prejudicar o transporte, as 
instalações e o processamento. 
Transporte → Transferir energia para o gás para 
que ele tenha capacidade de fluir de um ponto a 
outro, através da compressão. 
 
 Depuração; 
 Dessulfurização; 
 Compressão; 
 Desidratação; 
 Tratamento de Gás Combustível; 
 Tratamento Químico do Gás Natural. 
 
4.2.1 Depuração/Filtração 
- Remoção de partículas líquida do gás, 
principalmente gotículas de hidrocarbonetos, 
provenientes do arraste na fase de separação 
primária. 
4.2.2 Dessulfurização 
- A remoção de gases ácidos (H2S e CO2) tem 
como objetivos: a segurança operacional, a 
especificação do gás para a venda e a redução da 
corrosividade do sistema. 
- Os processos mais utilizados são: 
 Tratamento com solução de MEA 
(monoetanolamina); 
 Adsorção por peneiras moleculares 
(PSA); 
 Permeação por membranas poliméricas. 
OBS.: Os processo químicos reversíveis que 
utilizam soluções de amina (monoetanolamida, 
dietanolamida, trietanolamida) são os mais 
usados. 
 
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- A tecnologia está baseada na reação química de 
uma base (alacanolamina) com um ácido (H2S e 
CO2) e é reversível, o que permite que o solvente 
também seja regenerado por meio de 
aquecimento. 
MEA/DEA/MDEA 
 MEA: maior reatividade e facilidade de 
atingir a especificação de 20 ppm de H2S 
no gás tratado em comparação com a 
DEA; 
 DEA: a menor quantidade de calor 
requerida para liberar os gases ácidos na 
etapa de regeneração devido ao fato de ser 
uma base quimicamente mais fraca que a 
MEA. Utilizada também quando 
quantidades relativamente altas de COS, 
CS2 e mercaptanas estão presentes no gás 
natural; 
 MDEA: metildietanolamina (MDEA) é 
uma amina que vem sendo utilizada em 
substituição às anteriores com as seguintes 
vantagens: 
- Maior resistência à degradação; 
- Menos problemas de corrosão; 
- Seletividade pelo H2S na presença de CO2. 
 
4.2.3 Compressão 
- Compressão é a etapa de passagem do gás por 
um conjunto de compressores, a fim de fornecer a 
energia necessária a esse fluido para que ele 
possa ser transferido para as undiades de 
processamento de gás ou injetados em poços de 
gas lift. 
4.2.4 Desidratação 
OBJETIVO PRINCIPAL 
- Separar o vapor d’água presente em equilíbrio 
com o gás para garantir o escoamento e o 
processamento do mesmo, sem o risco da 
ocorrência de formação de hidratos ou provocar 
corrosão nos equipamentos e tubulações. 
- O gás natural oriundo de qualquer formação 
encontra-se sempre saturado com vapor d’água e 
à medida que se aproxima da superfície, dentro da 
linha de produção do poço, começa a ocorrer a 
separação de água livre, devido as mudanças das 
condições termodinâmicas. 
- Estas condições podem conduzir a formação de 
hidratos, que é preocupante quando a 
temperatura do fundo do mar atinge valores 
baixos (4ºC) e as pressões de escoamento 
superam os 1500 psi. 
- A desidratação de gás é um processo de 
absorção ou de adsorção, utilizando absorventes 
líquidos no primeiro caso, ou alternativamente 
sólidos no segundo caso. 
Absorção → É o mais comum, principalmente 
em sistemas offshore, pois a logística do 
manuseio de líquidos é mais fácil. A fase gasosa 
 
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flui contracorrente a uma solução de etileno 
glicol, de grande poder higroscópico, que 
posteriormente é regenerada por aquecimento e 
retorna ao processo. 
 
- Os glicóis, dentre os quais o trietilenoglicol – 
TEG, são os adsorventes mais largamente 
utilizados devido às suas características. Eles são 
álcoois muito higroscópicos, não corrosivos, não 
voláteis, de fácil regeneração a altas 
concentrações, insolúveis em hidrocarbonetos 
líquidos e não reativos com os componentes do 
gás (hidrocarbonetos, dióxido de carbono e 
compostos de enxofre). 
Adsorção → Realizada através de materiais com 
grande área superficial e afinidade pela água 
(alumínio, sílica gel, peneira moleculares). É 
regenerado por ação de calor. Técnica mais 
utilizada em terra. 
- Outra forma é a utilização de produtos químicos 
inibidores, como os álcoois (metanol, etanol 
anidro, etc.). 
4.2.5 Tratamento Químico 
- Injeção de produtos químicos no gás natural 
produzido para complementar uma etapa do 
condicionamento de gás garantindo a qualidade 
mínima necessária à etapa do escoamento deste 
até um centro processador. 
4.2.6 Tratamento do Gás Combustível 
- Especifica o gás natural para ser utilizado como 
gás combustível ou no processo das unidades de 
produção, de acordo com o que é requerido pelos 
equipamentos consumidores. 
4.3 Hidratos 
- É uma solução sólida 
constituída de 
hidrocarbonetos de 
baixa massa molecular 
(metano e etano) e água, 
apresentando-se na 
forma de cristais, em 
que os hidrocarbonetos 
ficam encapsulados 
dentro de uma estrutura 
cristalina semelhante ao 
gelo. 
- A formação do hidrato 
é resultante de um 
processo de 
solidificação (congelamento), uma vez que a 
diminuição da temperatura e o aumento da 
pressão favorecem a sua formação. 
 
PREVISÃO DE FORMAÇÃO 
- Considerando um Gás Natural: 
 Na condição de saturação em vapor 
d’água; 
 Com teor de contaminantes inferior a 3% 
molar (N2 + CO2 + H2S); 
 Riqueza menor do que 7% molar (C3
+
 < 
7% molar). 
- Pode-se prever o ponto de formação de hidratos 
segundo o método de Kartz. 
 
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Método de Kartz 
- Trata-se de um gráfico que correlaciona pressão 
e temperatura para um gás natural com densidade 
conhecida. Duas formas de uso são possíveis: 
 Temperatura e Densidade conhecidas; 
- A partir do gráfico traça-se uma reta vertical 
interligando a temperatura (conhecida) até atingir 
a curva de densidade (conhecida). 
 
- A partir do ponto encontrado, traça-se outra reta 
(horizontal) até o eixo das ordenadas (pressão) – 
Encontra-se o valor de máxima pressão, a partir 
da qual o hidrato pode ocorrer. 
- A partir do ponto encontrado, traça-se outra reta 
(vertical) até o eixo das abcissas (temperatura). 
Encontra-se o valor de menor temperatura, a 
partir do qual o hidrato pode ocorrer. 
 Pressão e Densidade conhecidas. 
DETECÇÃO 
- À medida que o hidrato se acumula na 
tubulação, provoca uma alteração da pressão e 
vazão de escoamento em linhas de óleo e de gás. 
Com a restrição da área de escoamento, ocorre: 
 Aumento da pressão à montante da 
formação de hidrato; 
 Queda na pressão a jusante; 
 Consequente redução de vazão. 
DISSOCIAÇÃO 
- Quando a formação de hidratos se torna um 
fato, algumas técnicas para a sua dissociação 
podem ser utilizadas: Decomposição e Aquecimento; 
- São técnicas que se baseiam em aumentar a 
temperatura ou diminuir a pressão até valores 
limites aos de formação de hidratos. 
 Injeção de Inibidores de Hidrato; 
- Em situação em que a remoção de água presente 
no gás não é possível, se faz necessária a injeção 
de compostos que inibem a formação de hidratos. 
- Esses compostos se combinam com a água livre 
diminuindo a temperatura em que os hidratos se 
formariam. 
- Trata-se da aplicação de uma das propriedades 
coligativas das soluções aquosas, a crioscopia. 
- Diversos produtos podem ser adicionados para 
baixar a temperatura de congelamento e de 
formação de hidrato (álcoois ou glicol). 
- Usualmente: metanol, etanol, monoetilenoglicol 
MEG), dietilenoglicol (DEG), trietilenoglicol 
(TEG). 
 
 
 
 
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4.4 Processamento 
EM QUE CONSISTE O 
PROCESSAMENTO DO GÁS 
NATURAL? 
- Separação dos componentes do gás natural em 
produtos com especificação definida e controlada, 
para que possam ser utilizados com alto 
desempenho em aplicações específicas, 
permitindo a incorporação de maior valor 
agregado aos produtos gerados. 
- O gás natural é utilizado no Brasil 
principalmente como combustível industrial, 
doméstico e automotivo, e, nesse último caso, 
passa a se chamar gás natural veicular (GNV). 
- Diferentemente do GLP, o gás natural 
processado, ou seco, só pode ser liquefeito sob 
condições criogênicas, pois seu principal 
constituinte é o metano. A compressão do gás 
natural gera o gás natural comprimido (GNC), 
permitindo o seu transporte até o consumidor 
final. 
- O gás natural é conhecido como gás úmido, 
devido à presença de hidrocarbonetos com mais 
de 3 átomos de carbono, que irão gerar o GLP e 
uma nafta leve, conhecida como gasolina natural. 
PRODUTOS DE MAIOR VALOR 
AGREGADO  RIQUEZA DO GÁS 
NATURAL 
- Para sua comercialização, o gás úmido precisa 
passar por uma unidade de processamento, cujas 
características dependerão da composição e da 
vazão desse gás e do mercado a ser atendido. 
UPGN (UNIDADE DE PROCESSAMENTO DE 
GÁS NATURAL) 
Objetivo  É 
recuperar, na forma 
líquida, o GLP e a 
gasolina natural e 
especificar o gás 
natural seco para os seus diversos usos. 
 
PRODUTOS DO GÁS NATURAL 
 Gás Industrial, Combustível, Residual; 
 Gás Liquefeito de Petróleo (GLP); 
 Gasolina Natural; 
 Etano Petroquímico. 
Gás Industrial/Combustível/Residual  gás 
especificado e pronto para o consumo em 
qualquer equipamento térmico industrial, motor à 
combustão a gás ou uso domiciliar, conforme 
especificação contida na Portaria Nº 16 da ANP 
de 2008. 
Gás Liquefeito de Petróleo (GLP)  Produto 
de maior utilização no âmbito domiciliar. 
 Possui um alto valor agregado; 
 Pode ser separado das frações mais leves 
do petróleo (refinaria) ou das mais 
pesadas de gás natural; 
 À pressão atmosférica e temperaturas 
normalmente encontradas no ambiente, é 
um produto gasoso, inflamável, inodoro, e 
asfixiante, quando aspirado em altas 
concentrações; 
 Submetido à pressão na faixa de 3 a 15 
kgf/cm², o GLP se apresenta na forma 
líquido. Deste fato resulta o seu nome – 
gás liquefeito do petróleo. 
Gasolina Natural  O fracionamento das 
frações líquidas presentes no gás natural (LGN – 
C3
+
) gera, além do GLP, uma fração mais pesada, 
denominada gasolina natural. 
 
UFRN / CCET / IQ 
QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
12 Processamento Primário de Petróleo 
 Compostas pelas frações mais pesadas que 
o GLP: C5
+
; 
 Por não possuir uma especificação bem 
definida, não tem uma aplicação mais 
nobre; 
 É injetada nas correntes de petróleo para 
ser destilada nas refinarias. 
Etano Petroquímico  Derivado do 
processamento de gás natural fornecido como 
matéria-prima para a indústria de base para a 
fabricação de polietileno de várias densidades. 
CONFIGURAÇÃO BÁSICA DE UMA 
UNIDADE DE PROCESSAMENTO DE GÁS 
NATURAL 
 
Área Fria  Área responsável pela liquefação 
dos componentes mais pesados do gás natural, 
gerando uma fração líquida de alto valor 
agregado. 
- Operam normalmente com baixas temperaturas 
e altas pressões, condições que favorecem a 
condensação da riqueza do gás natural. 
Área Quente  Área responsável pelo 
fracionamento do líquido do gás natural gerado 
na área fria em produtos finais com especificação 
bem definida. 
- Opera, em geral, com temperaturas mais altas e 
pressões mais baixas do que a área fria, que 
favorecem a separação de hidrocarbonetos 
constituintes do líquido de gás natural obtido. 
Destilação  As torres possuem em seu interior 
bandejas e/ou pratos ou recheios, que permitem a 
separação do cru em cortes pelos seus pontos de 
ebulição. 
 À medida que os pratos estão mais 
próximos do topo, suas temperaturas vão 
decrescendo; 
 O vapor ascendente, ao entrar em contato 
com cada bandeja, tem uma parte de seus 
componentes condensada. 
Sistemas de Tratamento de Cargas e Produtos 
 sistemas responsáveis pela garantia da 
qualidade dos produtos obtidos e também pela 
especificação requerida para a corrente de gás 
natural que entra na unidade. 
Sistemas Auxiliares  Sistemas responsáveis 
pela geração das facilidades necessárias para a 
perfeita operação das áreas fria e quente, bem 
como pelos sistemas de tratamento. 
 Sistema de Aquecimento a Óleo Térmico 
- Normalmente, um forno aquece o óleo térmico e 
este cede carga térmica para todos os refervedores 
da área quente da unidade. 
- Em unidades com sistema de geração de vapor 
d’água, este fluido pode ser utilizado como fonte 
quente. 
 Sistema de Desidratação do Gás Natural 
- Responsável pela retirada da água do gás, 
visando evitar a formação de hidratos na unidade 
durante a etapa de resfriamento. 
TIPO DE UNIDADES DE PROCESSAMENTO 
DE GÁS NATURAL (UPGN) 
- Em uma UPGN, a etapa mais importante é o 
abaixamento da temperatura do gás natural 
(sistema de geração de criogenia), para permitir a 
liquefação dos hidrocarbonetos mais pesados do 
que o etano. 
- Os tipos de processos empregados diferem entre 
si quanto à rota termodinâmica adotada. São eles: 
 Expansão Joule-Thomson; 
 Refrigeração Simples; 
 Absorção Refrigerada; 
 Turboexpansão. 
 
UFRN / CCET / IQ 
QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
13 Processamento Primário de Petróleo 
- De maneira simplificada, pode-se dizer, que 
esse processos são constituídos de uma sequência 
de operações, que podem incluir: 
 Desidratação; 
 Eliminação da umidade remanescente; 
 Compressão; 
 Absorção; 
 Resfriamento. 
- Os hidrocarbonetos recuperados podem ser 
estabilizados e separados por fracionamento, para 
obtenção dos produtos desejados. A escolha do 
processo utilizado depende dos fatores técnicos e 
econômicos e do mercado a ser atendido. 
Expansão Joule-Thomson  Consiste na 
compressão inicial e resfriamento do gás antes da 
sua despressurização na válvula, onde ocorre 
liquefação dos pesados, formando uma mistura 
bifásica, que é separada por um vaso. 
Refrigeração Simples  Consiste no 
resfriamento do gás natural por um fluido 
refrigerante, propano, e posterior remoção do 
líquido condensado que contem os 
hidrocarbonetos mais pesados. 
Absorção Refrigerada  Se baseia na 
recuperação dos componentes pesados do gás por 
absorção física com um óleo de absorção, ao 
mesmo tempo que é resfriado, sendo o processo 
de absorção é favorecido pela temperatura.Turboexpansão  É a mais eficiente, por gerar 
temperaturas abaixo de -95
o
C, sendo usado 
quando se deseja alta recuperação do propano no 
GLP e eteno especificado para industria 
petroquímica. 
- O abaixamento da temperatura do gás, através 
da sua expansão numa turbina, provoca a 
condensação dos hidrocarbonetos mais pesados 
que se deseja separar. Pode ser necessário o uso 
de um fluido refrigerante (turboexpansão 
refrigerada). 
 
5. Tratamento do Óleo 
 
- Os separadores gravitacionais trifásicos 
removem a água livre, porém não conseguem 
retirar do óleo efluente água emulsionada, que 
necessita ser removida para atender às 
especificações de exportação. 
- Toda vez que dois líquidos imiscíveis, como 
óleo e água, são expostos a uma grande agitação, 
como, por exemplo, ao longo do percurso do 
petróleo desde o reservatório até a superfície, o 
líquido em menor proporção, no caso a água, se 
dispersa no outro, gerando gotas de diversos 
diâmetros. 
 As gotas de diâmetros maiores tendem 
novamente a se aglutinar e se separam 
como água livre no separador trifásico, 
onde há normalmente tempo suficiente 
para decantar. 
 No entanto, as gotículas (entre 1 μm e 10 
μm) não têm tempo suficiente para se 
aproximarem e coalescerem, 
permanecendo dispersas no meio oleoso, 
formando uma emulsão. 
- A quantidade de água produzida associada aos 
hidrocarbonetos varia em função de uma série de 
fatores: 
 Características do reservatório de onde os 
fluidos são produzidos; 
 Idade dos poços produtores; 
 Métodos de recuperação utilizados 
(injeção de água, vapor, etc.). 
- O problema é que essa água, por ser na 
realidade uma solução salina (salmora), contém 
 
UFRN / CCET / IQ 
QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
14 Processamento Primário de Petróleo 
também sólidos dispersos (sedimentos), além de 
micro-organismos como algas, bactérias e fungos. 
CARACTERÍSTICAS DA ÁGUA PRODUZIDA 
 Água Salina (15.000 a 300.000 ppm); 
 Gases dissolvidos; 
 pH < 7,0; 
 Sólidos (sedimentos) provenientes de: 
- Rochas (argilas, silicatos, etc.); 
- Processos de oxidação/corrosão (óxidos, 
hidróxidos e sulfeto de ferro); 
- Incrustações (CaCO3, CaSO4, BaSO4 e SrSO4). 
 Metais pesados; 
 Sais solúveis: carbonatos, silicatos e 
cloretos; 
 Micro-organismos (algas, bactérias e 
fungos) que geram H2SO3 e H2SO4. 
QUAIS OS DANOS 
CAUSADOS PELA 
PRESENÇA DE ÁGUA 
PRODUZIDA? 
- A presença da água associada ao petróleo 
provoca uma série de problemas nas etapas de 
produção, transporte e refino. 
No transporte e produção: 
 Superdimensionamento (instalações de 
coleta, armazenamento, transferência, 
bombas, tanques, etc.); 
 Maior consumo de energia; 
 Segurança operacional (corrosão, 
incrustações, etc.). 
No refino: 
 Corrosão provocada por ácidos 
gerados por microoganismos e 
cloretos de cálcio e magnésio (na 
presença de calor); 
 Diminui a vida útil e rendimento de 
catalisadores (presença do cloreto de 
sódio). 
- A vantagem da eliminação da água: 
 Proporciona um tempo de operação mais 
longo dos equipamentos de diversas 
unidades; 
 Redução de tempo e custo de manutenção 
e consumo de produtos químicos (NH3, 
para neutralizar ácidos, inibidores de 
corrosão e incrustações); 
 Operação de produção, transporte e refino 
dentro dos padrões de segurança e 
qualidade a menores custos. 
OBJETIVO 
- Reduzir o teor de água emulsionada no 
petróleo e, consequentemente, todos os sais e 
sedimentos nela presentes, de forma a adequá-
lo às condições de recebimentos nas 
refinarias. 
O petróleo não pode conter mais do que 1% 
(em volume) de água emulsionada e de 
sedimentos (BS&W) e a concentração de sais 
dissolvidos na água deve ser de, no máximo, 
285 mg/L de óleo. 
 
Água Livre  é facilmente separada por 
decantação nos separadores. 
Água Emulsionada  para ser retirada, são 
necessários processos físicos e químicos que 
aumentem a velocidade de coalescência* das 
gotículas de água. 
*União das partículas do mesmo líquido. 
TRATAMENTO DO ÓLEO 
- São os métodos aplicados para remover água, 
sal, areia, sedimentos, lama e outros impurezas do 
petróleo. 
- Os métodos de tratamento de óleo tem um 
objetivo em comum: Promover um ambiente 
adequado para que a força da gravidade atue e 
separe o óleo da água produzida. 
 
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QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
15 Processamento Primário de Petróleo 
5.1 Emulsão 
O QUE É UMA 
EMULSÃO? 
- É uma quase estável dispersão de finas gotículas 
de um líquido disperso em outro líquido. 
- O líquido presente como pequenas gotas estão 
dispersos ou dentro da fase de outro líquido que 
está envolta dele, sendo este uma fase contínua. 
- Uma emulsão preparada pela mistura de 
hidrocarbonetos e água é instável, e as fases são 
facilmente separadas. 
- No entanto, o petróleo possui na sua 
composição substâncias ditas agentes 
emulsificantes, cujas moléculas têm uma parte 
constituída de heteroátomos com afinidade pela 
água (polar) e uma maior parte com afinidade 
pelo óleo (apolar). 
- Devido a essa característica, a parte polar, 
chamada de hidrofílica, tente a se descolar para a 
fase aquosa, enquanto a maior parte da molécula 
(apolar ou lipofílica) tende a permanecer na fase 
oleosa, se acumulando nas superfícies das 
gotículas. 
COMO SE FORMA UMA 
EMULSÃO? 
 
 
Líquidos Imiscíveis  Água produzida e o 
petróleo. 
Agitação Vigorosa  A movimentação dos 
fluidos do reservatório até os tanques de produção 
provoca o contato das fases óleo e água junto com 
a agitação causada por acessórios e equipamentos 
da linha de produção. 
- Depois de formada a emulsão, não é necessário 
manter a agitação. 
Agentes Emulsificantes  Asfaltenos, resinas, 
ácidos orgânicos, sólidos inorgânicos (argilas, 
sílicas, sais metálicos, etc.). 
- Estes agentes emulsificantes agem na interface 
das gotículas, formando uma barreira (ou filme 
interfacial), impedindo o contato entre as 
gotículas e evitando a sua coalescência. Sendo 
assim, uma fase fica dispersa em outro líquido. 
 
CLASSIFICAÇÃO DE UMA EMULSÃO 
 
Emulsões firmes  As gotículas de água 
emulsionada são muito pequenas. Estas emulsões 
são muito estáveis e difíceis de quebrar ou 
romper. PEQUENAS GOTAS DISTANTES 
ENTRE SI. 
 
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QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
16 Processamento Primário de Petróleo 
Emulsões soltas  ou Dispersões As gotículas 
de água são maiores. Estas emulsões são muito 
instáveis e fáceis de quebrar ou romper. Fáceis de 
separar por forças gravitacionais. GRANDES 
GOTAS DISPERSAS. 
5.1.1 Quebra da Emulsão 
- A quebra da emulsão consiste no 
enfraquecimento e no rompimento da película 
formada pelos agentes emulsionantes sobre as 
gotículas de água, a fim de permitir que as 
gotículas vizinhas se aglutinem e decantem, 
desestabilizando a emulsão. 
- Os meios usuais de quebra de emulsão são: 
 Aquecimento; 
 Adição de compostos químicos 
(Desemulsificantes); 
 Uso de campo elétrico. 
OBJETIVO 
- Fazer coalecer a maior quantidade de partículas 
do mesmo produto que estavam separadas na 
emulsão, deixando o óleo na especificação 
desejada para ser transportada até a refinaria. 
MECANISMOS 
- Dois líquidos podem ter sua emulsão quebrada 
ou destruída por três mecanismos: 
 Sedimentação ou Flotação (creaming): 
deslocamento gravitacional das gotas para 
a superfície da fase contínua em função da 
diferença de densidade entre as duas 
fases. 
 Agregação/Aglutinação:Junção de uma 
ou mais gotas. A integridade física das 
gotas é mantida. Não há mudança da área 
interfacial. 
 Coalescência: uma ou mais gotas se 
fundem. A integridade física das gotas não 
é mantida. 
 
 
5.1.2 Parâmetros da Estabilidade de uma 
Emulsão 
- Principais parâmetros que atuam na estabilidade 
de uma emulsão: 
 Impedimento Estérico; 
- É a parte apolar das moléculas dos 
emulsificantes naturais adsorvidos que impede a 
aproximação e o contato entre as gotas. 
 Repulsão Elétrica; 
- Os grupos polares dos emulsificantes são 
capazes de interagir eletricamente com a água, 
formando uma camada elétrica superficial, que 
causa a repulsão entre as gotas e impede o 
contato entre elas. 
 
 Tamanho da Gota Dispersa 
Pequenas gotículas  emulsões mais estáveis. 
- Maiores gotas aumentam as probabilidades de 
colisões e de quebrar a emulsão. 
 Viscosidade da Fase Contínua; 
- Quanto maior a viscosidade da fase contínua, 
mais estável a emulsão. 
 
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QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
17 Processamento Primário de Petróleo 
Alta viscosidade  reduz a difusão interna das 
gotículas de água  reduz a frequência de 
colisões  estabiliza as emulsões. 
Grandes gotas da fase continua  aumenta 
viscosidade aparente da fase contínua  
estabiliza a emulsão. 
 Concentração da Fase Dispersa na Fase 
Contínua; 
Aumento no volume da fase dispersa  
aumenta o número de gotas e/ou tamanho das 
gotas  aumento das chances de colisão e 
coalescência. 
Distância que separara as gotícula menor  
aumentam as chances de colisão e coalescência 
 reduz a estabilidade da emulsão. 
Ex: Emulsão A/O: Aumentando a quantidade 
água na fase contínua do óleo, aumenta a 
população de gotas de água existentes na 
emulsão, aumentando-se a probabilidade de 
colisão e a coalescência entre elas. 
 Temperatura; 
- A temperatura tem uma grande influência na 
estabilidade da emulsão, gerando as seguintes 
consequências com o seu aumento: 
 Aumenta a difusão da gotícula na fase 
contínua; 
 Reduz a viscosidade da fase contínua, 
 Causa distúrbios no filme interfacial; 
 Alteram as forças de tensão 
interfacial/superficial; 
 Modifica a solubilidade dos agentes 
emulsificantes; 
- Estes fatores reduzem a estabilidade da 
emulsão. 
 pH; 
Adição de ácidos inorgânicos ou bases  
estabilizam o filme interfacial  emulsões A/O 
estáveis. 
Ajustar o pH  minimizam as características do 
filme interfacial  aumenta a tensão superficial 
 desestabiliza a emulsão. 
 Idade da Emulsão; 
Aumento da idade  aumenta a estabilidade. 
- O tempo auxilia para que os agentes 
emulsificantes migrem para a interface da 
gotícula dispersa. 
- O filme ao redor da gotícula aumenta sua 
densidade, espessura e resistência e, 
consequentemente, aumenta a estabilidade da 
emulsão. 
 Diferença de Densidade; 
- A força gravitacional atuando na gota dispersa é 
diretamente proporcional à diferença de 
densidade entre a gota e a fase contínua. 
- quanto maior a diferença de densidade, maior as 
chances de desestabilizar a emulsão formada. 
5.2 Métodos de Desestabilização das 
Emulsões de Petróleo 
 
- A decantação leva em conta a taxa de 
sedimentação dos elementos dispersos (no caso, 
gotículas de água) em um campo gravitacional. 
- Líquidos com densidades diferentes, as gotas 
começarão a sedimentar (ou flotar) devido ao 
efeito do empuxo. A força do empuxo é oposta à 
força de arraste, que é função direta da velocidade 
da fase contínua. 
ETAPAS DA QUEBRA DA EMULSÃO 
1. Destruição do filme emulsionante; 
2. Coalescência das gotículas dispersas; 
3. Decantação das gotículas. 
 
UFRN / CCET / IQ 
QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
18 Processamento Primário de Petróleo 
MECANISMOS EMPREGADOS PARA 
DESETABILIZAR UMA EMULSÃO A/O 
1. Adicionar desemulsificante (químico); 
2. Aquecer a emulsão (térmico); 
3. Submeter a campos elétricos 
(eletrostático); 
4. Centrífuga (mecânico). 
TIPOS DE TRATAMENTO DE EMULSÃO 
 Tanque de Lavagem; 
 Tratamento Termoquímico; 
 Tratador Eletrostático; 
 Tratamento Químico. 
 
5.2.1 Tanque de Lavagem 
- Em campos de produção terrestre que 
apresentam alta razão água/óleo e baixíssima 
razão gás/líquido, são utilizados separadores 
gás/líquido no primeiro estágio de separação, tipo 
vaso de pressão, e tanques atmosféricos de alta 
capacidade, mais conhecidos como tanques de 
lavagem, como separador de segundo estágio. 
 
5.2.2 Tratamento Termoquímico 
- Mais utilizado nos campos de produção 
terrestre, consiste na adição do desemulsificante 
em um ponto de razoável turbulência para 
permitir a dispersão do mesmo e no aquecimento 
da mistura, em um vaso normalmente vertical, até 
uma temperatura da ordem de 60ºC, de forma a 
reduzir a viscosidade da fase contínua (óleo), o 
que acelera a decantação das gotas. 
- O próprio tanque de lavagem apresenta um 
sistema de aquecimento e opera como tratador de 
óleo. 
5.2.3 Tratamento Eletrostático 
- Nas plataformas marítimas, onde normalmente 
os volumes processados são muito altos, o 
sistema mais utilizado é o tratamento 
eletrostático, por atingir maior eficiência na 
coalescência das gotas e, portanto, na separação. 
- A aplicação de um campo elétrico de alta 
intensidade provoca a polarização das gotículas 
de água, principalmente pela migração dos sais 
dissolvidos no interior das mesmas, fazendo com 
que as gotículas de água passem da forma 
esférica para a forma elíptica (alongamento). 
CAMPO ELÉTRICO INTENSO  
FORMAÇÃO DE UM DIPOLO INDUZIDO 
 ALONGAMENTO DA GOTA NA 
DIREÇÃO DO CAMPO ELÉTRICO. 
- Devido ao uso de corrente alternada, o 
comportamento senoidal do campo elétrico faz 
com que as gotas sofram alongamentos e 
contrações sucessivas. 
- Desta maneira, o filme interfacial fica 
submetido a vibrações longitudinais, que causam 
a dessorção de parte dos emulsificantes naturais, 
favorecendo a coalescência das gotas. 
 
5.2.4 Tratamento Químico 
- Os desemulsificantes são substâncias de alta 
massa molecular, comparáveis aos emulsificantes 
naturais, que são atraídas pela interface água-óleo 
e deslocam ou rompem a película emulsificante, 
promovendo a coalescência das gotículas, que 
decantam através do óleo. 
 
UFRN / CCET / IQ 
QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
19 Processamento Primário de Petróleo 
- Adição de Desemulsificante: 
 Forte atividade na interface; 
- Deslocar ate a interface, deslocar o 
emulsificante e impedir a aproximação de 
novos emulsificantes. 
 Floculação; 
- Propiciar forte atração entre as gotículas. 
 Colescência; 
- Atuar facilitando a quebra da película. 
 Remoção de sólidos estabilizadores de 
emulsão para o meio. 
- Inicialmente, o desemulsificante chega à 
interface e desloca os emulsificantes naturais, 
desestabilizando a emulsão. 
- Em seguida, ocorre a coalescência das gotas em 
gotas de maior tamanho e peso. 
- Finalmente, ocorre a sedimentação das gotas de 
água, separando as fases água e petróleo, por 
segregação gravitacional. 
 
5.2.5 Centrífuga 
- As centrífugas são equipamentos providos de 
um rotor capaz de girar com velocidades 
elevadas, dando origem a campo centrífugo que 
permite separar boa parte de água do petróleo. 
 
Anotações 
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QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
20 Processamento Primário de Petróleo 
6. Tratamento da Água Produzida 
- É o efluente resultante dos processos de 
separação existentes nas estações coletoras e de 
tratamento na produção de petróleo. 
- Em média, para cada barril de petróleo 
produzido são gerados 3 a 7 barris de águas e, a 
medida que os campos ficam maduros e aumenta 
a produção de óleos pesados, maior a tendência 
de aumentar estas quantidades de água produzida. 
- Nas atividades do E&P a água produzida 
responde por 98% de todos os efluentes gerados. 
- A água produzida destinada ao tratamento, pode 
conter concentrações de óleo que variam de 50 a 
5000 ppm, possui elevada salinidade (entre 
40.000 e 150.00 mg/L de NaCl) e pode conter 
teor de sólidos suspensos (TSS) variando entre 5 
a 2000 ppm. Além disso, micro-organismos e 
gases dissolvidos, carbônico e sulfídrico, podem 
estar presentes. 
DESTINO 
Descarte Reinjeção 
Pode ser realizado 
com os parâmetros de 
acordo com a 
regulamentação do 
CONAMA (estaduais 
e municipais). 
Principal meio de 
recuperação 
secundaria de poço de 
petróleo. 
MELHOR SOLUÇÃO 
EM TERMOS 
AMBIENTAIS. 
 
- O tratamento de água produzida numa 
instalação de processamento primário de petróleo 
depende de sua destinação final: descarte ou 
reinjeção nos poços de produção. 
- A injeção de água tem sido um dos principais 
meios de recuperação secundária de campos de 
petróleo, porém, a fim de evitar comprometer o 
poço, a água necessita ser tratada para redução do 
teor de óleo emulsionado, e remoção: de H2S e 
CO2 dissolvidos, evitando a corrosão; se 
sedimentos, evitando o tamponamento do 
reservatório; e de bactérias redutoras de sulfato, 
evitando a corrosão pela formação de H2S. 
A água produzida deve ser tratada antes de ser 
descartada para atender às regulamentações 
ambientais. Por exemplo, no Brasil, de acordo 
com a Resolução CONAMA 393/07, a 
concentração média mensal de óleos e graxas é 
limitada ao valor máximo de 29mg/L, com 
valor máximo diário de 42 mg/L, para descarte 
no mar. 
 
PRINCIPAIS ESPECIFICAÇÕES EXIGIDAS 
- Corrente gás, óleo e água produzida (para 
descarte), após processamento primário realizado 
no E&P. 
 
TRATAMENTO DA ÁGUA 
- Para projeto, avaliação ou adaptação se sistemas 
para tratamento de água, é importante o 
conhecimento das características da água 
(salinidade, temperatura, teor de sólidos) e do 
óleo disperso (concentração, densidade, 
distribuição de tamanhos). 
- Todas as tecnologias utilizadas no tratamento 
primário de águas oleosas estão baseadas na Lei 
de Stokes e se encarregam basicamente da 
separação de sistemas particulados (óleo livre ou 
disperso e sólidos em suspensão). 
- A utilização de produtos químicos também é 
muito importante e no caso das águas oleosas, 
utilizam-se polieletrólitos que atuarão na 
desestabilização e coalescência das gotículas de 
água e de óleo. 
Polieletrólitos  São agentes floculantes 
poliméricos que atuam neutralizando as cargas 
superficiais das gotículas, evitando a repulsão 
entre as mesmas e induzindo a floculação. 
 
UFRN / CCET / IQ 
QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
21 Processamento Primário de Petróleo 
- Como as gotas de óleo normalmente apresentam 
cargas negativas, os agentes floculantes mais 
usados são os polieletrólitos catiônicos, por 
exemplo, poli (diamina vinílica), poli(brometo de 
piridínio vinílico), poli(imina vinílica), 
poli(acrilamida quaternária). 
ESQUEMA DE TRATAMENTO DE ÁGUA 
OLEOSA EM OFFSHORE 
 
- É comum o uso de hidrociclones seguido de 
flotador para tratamento de água produzida. 
- Apenas a passagem pela bateria de 
hidrociclones é suficiente para o enquadramento 
do efluente para seu descarte. 
Slop  Grandes tanques gravitacionais. 
SISTEMA SIMPLES DE TRATAMENTO DE 
ÁGUA 
 
- Aumenta a velocidade de sedimentação: 
 Hidrociclones: se baseia no aumento da 
força de campo gravitacional; 
 Floculadores: se baseia no incremento da 
diferença de densidade entre as fases. 
 
6.1 Floculadores 
 
- São produzidas microbolhas na câmara de 
flotação, que se prendem às partículas oleosas, 
formando aglomerados que são carregados para a 
superfícies. 
- A separação é mais eficiente à medida que se 
diminui o tamanho das bolhas e se aumenta o 
tamanho das gotículas. 
- Existem dois tipos de flotador: 
 Flotador de gás dissolvido; 
 Flotador de gás introduzido. 
 
6.2 Hidrociclones 
 
- Nos hidrociclones, a água oleosa é introduzida 
tangencialmente, sob pressão, no trecho de maior 
diâmetro, e pela ação da força centrífuga, a água 
contendo sedimentos (salmora), que é a fase mais 
densa, é impulsionada contra as paredes no 
sentido do trecho de menor diâmetro, saindo por 
essa extremidade. 
 
UFRN / CCET / IQ 
QUI0654 – MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 
22 Processamento Primário de Petróleo 
- Dentre as vantagens do uso de hidrociclones 
para o tratamento de água oleosa destacam-se: 
 São compactos; 
 Apresentam grande capacidade por área 
instalada; 
 Não requer dosagem de polieletrólitos; 
 Não possuem partes móveis, requerendo 
baixa manutenção mecânica e baixo 
consumo de energia; 
 Não sofrem efeito do balanço, pois 
operam a elevadas velocidades lineares. 
- Em contrapartida, os hidrociclones também 
apresentam algumas desvantagens: 
 Em uma passagem, dificilmente 
conseguem enquadra o TOG em 20 mg/L; 
 Podem sofrer abrasão comprometendo a 
estrutura interna dos liners; 
 São muito susceptíveis a incrustação 
devido ao pequeno diâmetro dos liners. 
Referências 
BRASIL, N. I.; ARAÚJO, M. A. S. 
Processamento de Petróleo e Gás. Rio de 
Janeiro: LTC, 2011. 
KUNERT et al. Apostila de Processamento 
Primário de Petróleo. Rio de Janeiro: 
Universidade Petrobras / Escola de Ciências e 
Tecnologia E&P, 2007. 
GONDIM, Amanda Duarte – Notas de Aula da 
Disciplina Métodos de Separação – Natal: 
Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 
2017. 
Anotações 
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