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Introdução ao 
processamento primário de 
fluidos
Arranjos Produtivos II
Prof. Yago Veloso
Conteúdo
Introdução ao Processamento Primário de Fluidos
• Fluidos na cabeça do poço
• Modelos e esquemas de processo
• Composição de hidrocarbonetos
Processamento do Óleo
• Separação Gás-Óleo
• Projetos de Separação
• Tipos de separador
• Desidratação
• Tratamento do óleo
• Equipamentos utilizados no processamento primário
Processamento de gás
• Redução de pressão e desidratação de gás
• Remoção de hidrocarbonetos pesados e contaminantes
• Compressão de gás
• Processamento do gás
• Equipamentos utilizados no processamento de gás
Conteúdo
Equipamentos e Sistemas (Facilities)
• Sistema de apoio a produção: Injeção de água, injeção de
gás
• Sistemas de produção onshore
• Facilidades de produção offshore
• Sistemas de controle
Tratamento e destino da água produzida
• Tratamento da água
• Destino da água
• Equipamentos utilizados no tratamento da água
Bibliografia básica
Thomas, Jóse Eduardo. 
Editora Interciência, 2004.
Rosa, Adalberto
Editora Interciência, 2002.
Jahn, Frank
Editora Elsevier, 2008.
Bibliografia complementar
Guo, Boyun. 
Editora Elsevier, 2008.
Economides, Michael J.
Editora Prentice-Hall, 2013.
Lake, Larry W.
Editora Society of Petroleum
Engineers, 2006.
Silva, A. L. F. Processamento Primário de Petróleo. Universidade Petrobras, 2007.
Avaliações
• O processo de Avaliação será composto de três etapas: AV1, AV2
e AV3.
• Valor da AV1, AV2 e AV3 → 10,0 (dez).
• O aluno será aprovado se a média aritmética entre os graus
das avaliações, sendo consideradas apenas as duas maiores
notas (dentre AV1, AV2 e AV3) ≥ 6,0 (seis) e obter grau ≥ 4,0
(quatro) em , pelo menos, duas das três avaliações.
• Para aprovação o aluno deverá também que ter no mínimo 75%
de frequência em sala de aula.
Introdução
• Petróleo é uma mistura complexa, sendo
majoritariamente constituída por moléculas de
carbono e hidrogênio- os hidrocarbonetos;
Teoria Biogênica
• Considera a transformação da matéria orgânica
acumulada no fundo dos mares, sob pressão das
camadas sedimentares que foram se depositando.
Teoria Abiogênica
• Considera que os hidrocarbonetos foram
depositados durante a formação do planeta, com
migração de metano (e outros) do manto para a
crosta ocorrendo complexação das moléculas.
Introdução
• Geralmente o petróleo, depois de formado não se
acumula na rocha na qual foi gerado (rocha
geradora ou matriz);
• Migração do petróleo devido a ação de pressões no
subsolo, até encontrar uma rocha porosa, que se
cercada por uma rocha impermeável (rocha selante
ou rocha capeadora), aprisiona o petróleo em seu
interior;
• É a partir da rocha reservatório que o petróleo é
extraído;
Introdução
Reservatório típico de petróleo.
Introdução
• Por conta desta configuração no reservatório e das condições
necessárias para a produção, não apenas o petróleo e gás
são produzidos, mas também água e sedimentos (areia e
outras impurezas sólidas em suspensão);
• Via de regra, nenhuma dessas fases são produzidas
separadamente;
• O gás é produzido em quantidade e composição variada e
percorre as tubulações de produção como bolhas arrastadas
no óleo;
• A água de formação pode ser levado em forma de vapor pelo
gás ou no estado liquido, produzida como água livre ou
emulsionada como gotículas dentro do óleo.
Introdução
• O petróleo pode ainda ser classificado como:
➢ Óleo cru – petróleo produzido no estado líquido;
➢ Gás natural – petróleo produzido no estado
gasoso;
➢ Óleo vivo – óleo com gás em solução;
➢ Óleo morto – óleo nas condições de superfície,
que perdeu o gás em solução.
• Comportamento de fases – estado físico de dado
hidrocarboneto como função da pressão e
temperatura a qual está submetido.
Composição do petróleo
Elemento % Peso
Carbono 84 - 87
Hidrogênio 11 - 14
Enxofre 0,06 - 8
Nitrogênio 0,02 - 1,7
Oxigênio 0,08 - 1,8
Metais até 0,14
• Os principais grupos de componentes (tipos de
hidrocarbonetos) dos óleos são os alcanos ou
parafinas, naftenos ou cicloparafinas e os
aromáticos;
• Gás: 80 a 90% em volume de Metano e Etano.
Composição do petróleo
• Alcanos ou parafínicos: fórmula geral (CnH2n+2)
Composição do petróleo
• Naftenos ou cicloparafínas: fórmula geral (CnH2n)
Composição do petróleo
• Aromáticos: Constituídos por ligações duplas e
simples, que se alternam em anéis com seis átomos
de carbono.
Possuem considerável estabilidade e pronunciado odor.
Composição do petróleo
• Outras séries:
➢ Olefinas (Alquenos ou Cicloalquenos): cadeia reta,
insaturada (ligações duplas ou triplas).
➢ Acetilenos: apresentam ligações triplas.
➢ Asfaltenos: apresentam moléculas grandes, com a
presença de hetero-átomos (S, N, O) e geralmente
encontram-se dispersos na forma coloidal no
petróleo na forma sólida (não solúveis).
Composição do petróleo
• Não hidrocarbonetos
➢ Compostos sulfurados: sulfeto de hidrogênio (H2S), disulfeto de
carbono (CS2) etc.
• Corrosão, contaminação de catalisadores, produzem SO2, SO3 na
combustão, cor e cheiro.
➢ Compostos nitrogenados: piridina, quinilinas etc.
• Aumentam a estabilidade das emulsões óleo/água, contaminação
de catalisadores, mudança de cor.
➢ Compostos oxigenados: ácidos carboxílicos, fenóis, ésteres etc.
• Responsável pela acidez e coloração (ácidos naftênicos), odor e
corrosividade.
➢ Compostos metálicos: sais orgânicos dissolvidos na água emulsionada e
compostos organometálicos complexos (ferro, zinco, cobre,
molibdênio, cobalto e arsênio)
• Contaminação de catalisadores.
Composição do petróleo
• Classificação do petróleo segundo sua composição
• Óleo classificado como “leve” (d < 0,85)
• Baixa viscosidade
• Encontrado no Nordeste Brasileiro
Classe parafínica (75% ou mais de parafinas)
• Teor de resinas e asfaltenos entre 5 e 15%
• Apresentam densidade e viscosidade maiores do que os parafínicos
• Típico produzido na Bacia de Campos - RJ
Classe parafínico-naftênica (50-70% parafinas, > 20% de 
naftênicos) 
• Pequeno número de óleo nesta classe
• Originado pela alteração bioquímica de óleos parafínicos e parafínico-
naftenicos
• Alguns óleos da América do Sul, da Rússia e do Mar do Norte
Classe naftênica (> 70% de naftênicos)
Composição do petróleo
• Classificação do petróleo segundo sua composição
• Óleos “pesados” (10 a 30 % de asfaltenos e resinas)
• Teor de enxofre acima de 1%
• Oriente médio, África Central, Venezuela, Califórnia e Mediterrâneo
Classe aromática-intermediária (> 50% 
hidrocarbonetos aromáticos)
• Originado da biodegradação com remoção de parafinas
• São derivados dos óleo parafínicos e parafínico-naftênicos e podem 
conter mais de 25% de resinas e asfaltenos
• Alguns óleos da África Ocidental
Classe aromática-naftênica (>35% naftênicos)
• Oriundos de um processo de biodegradação avançada
• Compreende óleos pesados e viscosos
• Típicos do Canadá, Venezuela e Sul da França
Classe aromático-asfáltico (> 35% de asfaltenos e 
resinas)
Composição do petróleo
• Classificação do petróleo (°API)
O grau API é uma outra forma de expressar a densidade do petróleo,
através de uma escala arbitrária instituída pelo API (American
Petroleum Institute);
O °API é inversamente proporcional à densidade do óleo, ou seja,
quanto mais fino o óleo (menor densidade), maior é o °API;
➢ °API > 31,1 → óleo leve ou de base parafínica;
➢ 31,1 < °API > 19 → óleo médio ou de base naftênica com 25 a 30%
de HC’s aromáticos;
➢ 19 < °API > 14 → óleo pesado ou de base aromática;
➢ °API < 14 → óleo extra-pesado.
°𝐴𝑃𝐼 =
141,5
𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑑𝑜 ó𝑙𝑒𝑜
− 131,5
Composição do Gás natural típico 
HIDROCARBONETOS FRAÇÃO MOLAR (%)
Metano 70 - 98
Etano 1 - 10
Propano traços - 5
Butano traços - 2
Pentano traços - 1
Hexano traços - 0,5
NÃO HIDROCARBONETOS
Nitrogênio traços - 15
Dióxido de Carbono traços - 1
Hélio traços - 5
Gás Sulfídrico traços
Emulsões
• A água livre é relativamente fácil de ser separado do óleo,
por um processo simples de decantação;
• A água emulsionada, requer tratamentos especiais para sua
remoção;
• Emulsão é uma mistura de dois líquidos imiscíveis, sendo um
dos quais disperso no outro sob a forma de gotículas, que
mantém-se estabilizada pela ação de agentes emulsificantes;
➢ Água em óleo (A/O): fase interna é aquosa e a fase
externa é oleosa;
➢ Óleo em água (O/A): fase interna é oleosa e a fase
externa é aquosa;
➢ Óleo em água em óleo (O/A/O);
➢ Água em óleo em água (A/O/A);
Emulsões
A geração de emulsões de petróleo
• A água é um dos contaminantes mais indesejados que são
produzidos junto com o óleo;
• Causa grande dificuldade em ser removida, quer devido à
quantidade ou à forma (emulsionada) em que pode estar presente;
• Origem da água emulsionada:
➢ Próprio reservatório (água da formação);
➢ Através de processo de recuperação secundária (injeção de
água ou vapor).
• Inicio da produção de um campo o teor de água no petróleo
produzido é próximo de zero;
• Podendo chegar a quase 100% no fim da vida produtiva de um
poço.
A geração de emulsões de petróleo
• Quando a produção de petróleo é acompanhada de elevados
teores de água, diz-se que o campo é maduro;
• O teor de água é avaliado pelo ensaio de BS&W (Basic
Sediment and Water) que determina também o teor de
sedimentos;
• No reservatório as fases água e óleo encontram-se separadas,
em função da forte agitação e cisalhamento durante o
processo de elevação, podem-se formar as emulsões.
Histórico e previsão de produção e injeção de água na Bacia de Campos.
A geração de emulsões de petróleo
• As emulsões de petróleo do tipo A/O apresentam viscosidade
muito superior a do petróleo desidratado, afetando portanto
as operações de elevação e escoamento;
• Viscosidades elevadas aumentam as perdas de carga, que
podem levar à perda de produção e à perda de eficiência do
sistema de bombeio e transferência;
A geração de emulsões de petróleo
Efeito da temperatura na viscosidade em 
um mesmo óleo sob diferentes teores de 
água.
Efeito do teor de água na viscosidade em 
diferentes tipos de emulsões.
A geração de emulsões de petróleo
• A elevada viscosidade das emulsões podem:
➢ Dificultar a separação da água e do óleo (requer
aquecimento da mistura e utilização de
desemulsificantes);
➢ Provoca o aparecimento de espumas (necessidade de
utilização de antiespumantes).
• Quanto menor o tamanho das gotas presentes na emulsão
mais estável ela se torna;
• A estabilidade das emulsões devem ser levadas em conta
para se determinar o processo a qual a emulsão deve ser
submetida e o dimensionamento dos equipamentos de
separação (emulsões mais estáveis necessitam de tempos
de permanência em um separador maiores);
A geração de emulsões de petróleo
Distribuição do tamanho de gotas em uma emulsão de 
petróleo.
Mecanismos de estabilização de 
emulsões
• A emulsão é formada quando dois líquidos
imiscíveis sofrem forte agitação e por consequência
são levados a um íntimo contato, ocorrendo a
dispersão de um deles, sob a forma de gotículas, no
outro líquido;
• Para que uma emulsão seja considerada estável,
devem-se ser satisfeitas 3 condições:
➢ Existência de 2 líquidos imiscíveis em contato;
➢ Agitação para misturá-los intimamente;
➢ Existência de agentes emulsificantes.
Mecanismos de estabilização de 
emulsões
• Sem a existência de agentes emulsificantes, a dispersão apesar
de formada tenderá à separação das fases;
• Agentes emulsificantes são:
➢ Espécies químicas presentes no petróleo que apresentam
ação surfactante ou tensoativa;
➢ Possuem moléculas com regiões polares e apolares,
conferindo-lhes caráter anfifílico (hidrofílico e lipofílico);
• Quando as gotas são geradas, os emulsificantes naturais
migram para a superfície das gotas e impedem o contato entre
elas, e portanto a coalescência.
Representação de uma gota de água de uma emulsão do 
tipo A/O.
Mecanismos de estabilização de 
emulsões
Mecanismos de estabilização de 
emulsões
• Principais agentes emulsificantes naturais
encontrados nas frações mais pesadas do petróleo:
➢ Resinas;
➢ Ácidos naftênicos;
➢ Asfaltenos.
• Podem ser observados dois tipos de mecanismos de
estabilização, esses dependem da natureza química
dos compostos emulsificantes:
➢ Repulsão elétrica;
➢ Impedimento estérico.
Repulsão elétrica
• Formação de camada elétrica superficial que causa repulsão
entre as gotas e impede o contato entre elas;
Repulsão elétrica entre duas gotas de água.
Impedimento estérico
• Parte apolar das moléculas dos emulsificantes naturais
adsorvidos que impede a aproximação e o contato entra as
gotas;
• Ex: compostos asfaltênicos (criando uma barreira física –
película ou filme interfacial).
Impedimento estérico entre duas gotas de água.
Fatores que afetam a estabilidade das 
emulsões
• Está diretamente ligado a quantidade e o tipo de emulsificantes naturais
presentes no petróleo;
• Quanto maior for a quantidade de emulsificantes naturais existentes,
mais estável será a emulsão.
Natureza do petróleo
• Se a emulsão ao ser gerada, não for logo desestabilizada, mais
emulsificantes naturais irão depositar-se na interface tornado o filme
interfacial mais rígido e a emulsão mais estável.
Envelhecimento da emulsão
• A presença de sólidos finos na interface também torna o filme interfacial 
mais rígido.
Presença de sólidos 
Fatores que afetam a estabilidade das 
emulsões
• Quanto menor o tamanho das gotas de água geradas, menor será a
velocidade de sedimentação;
• Maiores intensidades de cisalhamento geram menores tamanhos de
gotas de água emulsionadas.
Tamanho das gotas de água
• À medida que se aumenta o teor de água na emulsão, aumenta a
população de gotas de água existentes na emulsão, aumentando-se a
probabilidade de colisão e a coalescência entre elas. Por
consequência pode haver diminuição da estabilidade das emulsões;
• Petróleo com °API inferiores a 30, formam emulsões bastante
estáveis e apresentam aparecimento de água livre com teores de
água > 70% em volume.
Volume da fase dispersa
Mecanismos de desestabilização de 
emulsões
• Os mecanismos são classificados de acordo com seu
acontecimento cronológico;
• Floculação: aglomeração das gotas em agregados quando a
emulsão é posta em pouso (processo reversível);
Floculação das gotas de água.
Mecanismos de desestabilização de 
emulsões
• Coalescência: ocorre efetivamente a ruptura do filme
interfacial e a fusão das gotas em outra de maior tamanho e
peso
Fenômeno de coalescência.
Mecanismos de desestabilização de 
emulsões
• Sedimentação: ocorre a separação das fases (A/O) por ação de
um campo. Ex: gravitacional.
𝑣𝑔 =
𝜌𝑎 − 𝜌𝑜 . 𝑑𝑔²
18. 𝜂𝑜
𝑔
vg : velocidade de sedimentação da gota;
ρo: massa específica do óleo;
ρa: massa específica da água;
ηo: viscosidade absoluta do óleo;
dg: diâmetro da gota;
g: aceleração da gravidade.
Mecanismos de desestabilização de emulsões.
Separação do
óleo/água devido a
diferença de
densidade (processo
irreversível).
Separação do
óleo/água devido a
diferença de
densidade (processo
reversível).
Gotículas bastante
próximas umas das
outras, mas ainda
mantém sua
integridade.
As gotículas se fundem, formando
agregadosmaiores, que podem se
manter disperso, decantar ou flutuar.
Mecanismos de desestabilização de emulsões
Métodos de desestabilização de 
emulsões
• Adição de desemulsificantes:
➢ São produtos químicos que tem a função de deslocar os
emulsificantes naturais da superfície da gota;
➢ Atualmente os mais utilizados são constituídos de copolímeros
em bloco de óxido de dileno e de propileno com diferentes
relações molares.
Métodos de desestabilização de 
emulsões
• Aquecimento:
➢ É acompanhado pela diminuição da viscosidade do meio, além
de aumentar a difusibilidade do desemulsificante no meio,
facilitando sua chegada até a superfície da gota;
➢ Aumenta a taxa de colisão entre as gotas devido ao aumento
do movimento browniano (movimento aleatório das partículas
em um fluido);
➢ Diminui a rigidez do filme interfacial, facilitando a ruptura do
filme e a coalescência das gotas.
Métodos de desestabilização de 
emulsões
• Aumento do teor de água:
➢ A medida que aumenta o teor de água na emulsão, aumenta a população de
gotas de água e esse aumento é acompanhado de maior proximidade e do
aumento do tamanho de gotas.
• Campo elétrico:
➢ Quando uma gota é submetida a um campo elétrico intenso, ocorre a
formação de um dipolo induzido (deformação da nuvem de elétrons);
➢ Quando várias gotas se encontram vizinhas umas as outras, as gotas
alinham-se na direção do campo elétrico e ocorre a formação de dipolos
induzidos contrários que se atraem;
➢ Essa atração gerada faz com que se aumente a taxa de colisão entre as
gotas.
Métodos de desestabilização de 
emulsões
Métodos de desestabilização de 
emulsões
• Campo centrífugo:
➢ As centrífugas são equipamentos providos de um rotor capaz
de girar com velocidade elevadas, dando origem a um campo
centrífugo que permite separar boa parte da água do petróleo;
Impactos da água produzida
• A separação da água produzida do óleo faz-se necessário,
pois a água produzida não possui valor econômico;
• A água produzida possui grande quantidade de sais que
podem causar problemas operacionais nas unidades de
produção, como:
➢ A corrosão;
➢ A incrustação de sais (carbonato de cálcio, sulfato de
bário, de cálcio e de estrôncio) devido ao contato da
água de formação e água do mar;
➢ A formação de depósitos inorgânicos (hidratos);
• Os hidratos são estruturas cristalinas formada a partir da
água e das frações mais leves do petróleo (metano, etano e
propano) a baixas temperaturas e em elevadas pressões;
Impactos da água produzida
Formação de hidratos em linha de produção.
Impactos da água produzida
• No transporte, a água produzida pode onerar os custos nesse
processo se esta não for removida, pois será computada
como petróleo.
• A presença de água nas operações de refino podem:
➢ Durante a destilação haver formação de depósitos
inorgânicos, após evaporação da água (formação de
ácido clorídrico que podem atacar o topo das torres de
destilação);
➢ Com a evaporação da água podem se formar cloretos de
sódio no óleo combustível capazes de agredir caldeiras e
fornos;
➢ Diminuição da atividade dos catalisadores devido ao
envenenamento pelos depósitos inorgânicos.
Processamento primário
• O processamento primário tem por finalidade:
➢ Promover a separação óleo/gás/água;
➢ Tratar ou condicionar os hidrocarbonetos para que
possam ser transferidos para refinarias e UPGN;
➢ Tratar a água para que seja destinada à condição
ambiental e tecnicamente mais aceitável (descarte ou
reaproveitamento).
• As instalações destinas a realizar esse processamento
primário, ou seja, a separação gás/óleo/água é chamada de
facilidades de produção.
• De acordo com os estudos de reservatório e de viabilidade
técnica-econômica, um sistema de produção poderá ter uma
planta de processamento bem simples ou mais complexo.
Processamento primário
Esquema simplificado do Processamento Primário de Fluidos.
Processamento primário
Esquema simplificado do Processamento Primário de Fluidos.
Tratamento individual das fases
Especificações 
necessárias
Gás Natural
Teor de água
ANP – 3 a 5 libras/ MM ft³ (lb/Mscf)
BR - máximo 2 libras/MM ft³
Teor de H2S
Máx. 10 a 15 ppm
Teor de CO2
ANP- Máx. 3% mol.
BR – 2% vol.
Óleo
BS&W
Máx. de 1% vol. (Refino)
Máx. 0,5% vol. (Exportação)
Teor de sais (NaCl)
Máx. 570 mg/L (Refino) 
Máx. 285 mg/L (exportação)
Água
TOG (Teor de óleo e graxas)
Max. 20 mg/L (ppm)
Temperatura
Máx. de 40°C