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Projetos de separação
Arranjos Produtivos II
Prof. Yago Veloso
Mecanismos de separação gás/líquido
• Separação inercial: ao chocar-se com uma dada
superfície, o fluido sofre mudança brusca de
velocidade e direção, fazendo o gás desprender-se do
líquido, devido à inercia que este possui;
• Força centrífuga e diferença de densidade: ao ser
impelido a um movimento giratório por um difusor, as
fases do fluido se separam, por adquirirem forças
centrifugas diferentes, em função da diferença de
densidades.
• Aglutinação das partículas: o contato em uma
superfície de gotículas de liquido dispersas no gás
facilita sua aglutinação e consequente decantação;
• Ação da gravidade e diferença de densidades: o
fluido mais pesado é decantado e, durante certo
tempo de retenção, continua liberando bolhas de gás.
Mecanismos de separação gás/líquido
Separadores
• Numa instalação de processamento primário de
fluidos o gás, por ser menos denso, é inicialmente
separado do liquido por ação da gravidade ou força
centrifuga em equipamentos denominados
separadores;
• Pode-se dizer que em um separador típico, existem 4
seções:
➢ Seção de separação primária;
➢ Seção de acumulação (ou coleta de líquido);
➢ Seção de separação secundária (ou de
decantação);
➢ Seção de aglutinação.
Separadores
Tem a função de separar
o gás do líquido.
Tem a função de separar as
bolhas de gás remanescentes no
liquido (tempo de retenção de 3
a 4 min.)
Tem a função de separar
as gotículas menores de
óleo, carreadas pelo gás
(separação por
decantação- gravidade).
Tem por finalidade a remoção de
gotículas de liquido arrastadas pela
corrente gasosa através de
extratores de névoa (demister).
Separadores
• A pressão no separador é mantida por um controlador que atua
regulando o fluxo de saída do gás na parte superior;
• O liquido separado deixa o vaso através de uma válvula de
descarga, cuja abertura ou fechamento é efetuada através de
um controlador de nível.
Separadores
• Os separadores são fabricados nas formas horizontal e vertical;
• Os separadores horizontais:
➢ Apresentam uma maior área superficial de interface entre as
fases líquido/gás e gás/líquido e devido a isso são mais
eficientes;
➢ São mais indicados para sistemas que apresentam espumas e
altas razões G/O;
➢ Apresentam como desvantagens a difícil remoção de sólidos
produzidos (os separadores apresentam uma geometria mais
propicia para a deposição de sólidos produzidos).
• Os separadores verticais:
➢ Apresentam como vantagem uma maior economia de espaço;
➢ Maior facilidade de remoção de sólidos devido a sua geometria.
Separadores
• Os separadores são ainda
classificados como bifásico e
trifásico;
• Os separadores bifásicos
promovem a separação
gás/líquido (separador de
gás);
• Separadores trifásicos
(extratores de água livre), que
adicionalmente promovem a
separação do gás.
Separador bifásico horizontal.
Separador trifásico vertical.
Separadores
Esquema de um separador trifásico horizontal.
Principais problemas operacionais
• Formação de espuma:
➢ Devido as impurezas presente na fase liquida, essas podem ser
arrastadas pela fase gasosa e gerar espumas;
➢ A formação de espumas no interior dos vasos separadores por se tratar
de uma estrutura de grande volume pode causar a diminuição da área
de escoamento do gás e aumento do arraste de liquido na saída de
gás;
➢ Se tais líquidos chegarem aos compressores, podem causar danos a esses
que são um dos equipamentos de maior custo nas facilidades de
produção;
➢ Um dos procedimentos adotados para combater a formação de espumas
e/ou evitar é aquecer os fluidos a serem separados ou utilizar
antiespumantes (silicone ou poliésteres) e instalação de pratos quebra-
espuma.
Principais problemas operacionais
• Produção de areia:
➢ Proveniente dos reservatórios, a areia que vem com o liquido causa
erosão das válvulas e obstrução 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 de elevado peso molecular que podem separa-se
do petróleo caso a temperatura de produção dos fluidos seja inferior
à temperatura inicial de aparecimento de cristais (TIAC);
➢ Os cristais de parafina são arrastadas pelo fluido até chegar aos vasos
separadores, onde devido a redução da velocidade de escoamento
acabaram depositando-se e obstruindo o equipamento.
Principais problemas operacionais
• Arraste de óleo pelo gás:
➢ Ocorre quando o nível de liquido está muito alto devido, a falha no
sistema de medição, subdimensionamento do vaso ou formação de
espuma;
• Arraste de gás pelo óleo:
➢ Ocorre quando o nível de liquido está muito baixo ou falha no
sistema de controle de nível.
• Defletor de entrada: provocam mudança brusca na
velocidade e direção do fluxo, promovendo separação
do gás e do liquido;
• Modelos mais utilizados: placa plana, calota esférica e
defletor centrífugo;
Acessórios internos do vaso separador
Defletores de impacto (placa plana e calota 
esférica).
Defletores centrífugo 
(entrada tipo ciclone).
• Pratos quebra- espuma: são placas paralelas inclinadas
instaladas nos separadores;
• Ao entrarem em contato com as placas, as bolhas de
espuma se quebram, conduzindo ao coalescimento da
parte liquida nelas contida.
Acessórios internos do vaso separador
Pratos quebra-espuma.
• Placas quebra- ondas: em vasos horizontais longos às
vezes é necessário a instalação de placas verticais,
para evitar a propagação de ondas causadas pelas
golfadas de líquido, permitindo maior eficiência no
controle desses níveis;
• Nas plataformas marítimas flutuantes, tais placas
reduzem o efeito do balanço de mar sobre o nível de
líquido dos vasos.
Acessórios internos do vaso separador
Pratos quebra-espuma.
• Quebra-vórtice: são instaladas no bocal de saída de
líquido, no fundo do vaso, com a finalidade de
interromper o desenvolvimento do vórtice, quando a
válvula de saída é aberta;
• O vórtice pode succionar algum gás e arrastá-lo com o
liquido de saída, ou mesmo arrastar óleo pela saída de
água.
Acessórios internos do vaso separador
Quebra- vórtice: (a) tubo perfurado, (b) plataforma e (c) 
cruzeta.
• Extrator de névoa (demister): dispositivo instalado na
saída do gás na parte superior do vaso, composto de
um meio poroso, cuja finalidade é aglutinar as
gotículas de líquido arrastadas pelo gás e serem
recuperadas por gravidade;
• Tipos mais comuns: almofadas de telas de arame (wire-
mash), aletas e placas cilíndricas.
Acessórios internos do vaso separador
Extratores de névoa: (a) telas de arame, (b) aletas e (c) placas cilíndricas.
• Jatos espalhadores de areia (sander jet): são
instalados nos vasos sistemas de jatos de água para
espalhar a areia;
• A água (geralmente a produzida), é bombeado por uma
tubulação que se ramifica dentro do vaso, carreando a
areia pelos drenos.
Acessórios internos do vaso separador
Sander jet (jatos espalhadores de areia).
Sistemas de separação
• Os separadores gravitacionais, podem ser distribuídos
em série e em paralelo pela planta de
processamento;
• A distribuição em série destina-se à separação em
estágios decrescentes de pressão de operação, o
ultimo tanque desse estágio opera à Pressão atm
(surg tank ou tanque acumulador);
• A distribuição em paralelo tem a finalidade de
distribuir as vazões e combinar poços de
características parecidas.
Sistemas de separação
• Os sistemas de separação de fluidos de produção
podem ser subdivididos em quatro tipos:
➢ Sem separação de fluidos;
➢ Com separação bifásica;
➢ Com separaçãotrifásica;
➢ Com separação trifásica e tratamento de óleo.
Sem separação de fluidos 
• A planta de processo visa somente executar testes e
avaliação da produção dos poços;
• O fluxo multifásico segue por um oleoduto até uma
planta central onde ocorrerá o processamento.
Sem separação de fluidos 
• Teste de produção: o separador de teste é um vaso
de separação trifásica que tem por finalidade realizar
testes de produção periódicos em cada poço
produtor;
• Procedimento para a realização do teste de
produção:
➢ O poço a ser testado é separado dos demais no
manifold de produção e direcionado para o
separador de teste;
➢ As vazões de óleo, gás e água do poço são
medidas em períodos de teste, que costumam ser
de 12 ou 24 horas.
Com separação bifásica 
• A planta do processo é bastante simples consistindo
em: coletores de produção, separador teste,
separador bifásico, tanque acumulador (surge tank) e
sistema de transferência e medição de produção;
• A água produzida é transferida junto com o óleo.
Com separação trifásica 
• A planta do processo 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
e sistema para tratamento e aproveitamento do gás;
Com separação trifásica e tratamento 
do óleo 
• Similar ao sistema de separação trifásica, apenas com
a adição de um tratador eletrostático (com o objetivo
de reduzir o teor de água emulsionada no óleo);
Separação em estágios
• Quando a pressão dos poços é suficientemente alta,
pode ser conveniente fazer a separação por estágios,
isto é, com separadores em série trabalhando a
pressões sucessivamente menores;
• A finalidade da separação por estágios é obter uma
recuperação final de liquido máxima e dar uma
estabilidade maior ao líquido separado (menos
tendência a evaporar-se) – estabilização do óleo;
Separação em estágios
• As pressões de trabalho dos separadores podem
variar, afim de otimizar a produção de óleo e gás
produzido;
• As pressões mais comuns são:
➢ 8 kgf/cm² - alta pressão;
➢ 3 kgf/cm² - média pressão;
➢ Próxima a atm – baixa pressão (surge tank).
• Depois de separadas as fases óleo, gás e água seguem
para o tratamento individualizado afim de enquadrar
tais produtos as especificações de venda ou consumo.
Separação atmosférica
• Ocorre no último estágio de separação e tem por
finalidade armazenar e estabilizar o óleo para
bombeamento;
• O vaso responsável por fazer esse tipo de separação é
o surge tank e tem por finalidade fazer emergir ou
evaporar os últimos componentes leves contidos no
petróleo;
• Quanto mais estabilizado o óleo, menor será a
tendência de existir evaporação de compostos e
maior será a eficiência do bombeamento, evitando
cavitações nas bombas causadas pelo gás liberado.