PROCESSOS PRIMÁRIOS (1)

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PROCESSAMENTO 
PRIMÁRIO DO PETRÓLEO 
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO 
 O processamento primário de petróleo consiste na
primeira etapa da fase de produção, na qual o
petróleo passa após sair do reservatório e
alcançar a superfície. Normalmente, tem se a
produção simultânea de gás, óleo e água,
juntamente com impurezas.
Conceitos Básicos
 Ação pela qual partículas líquidas em suspensão unem-se
para formar partículas maiores.
Coalescência
É a mistura entre dois líquidos imiscíveis em que um deles (a
fase dispersa) encontra-se na forma de finos glóbulos no seio do
outro líquido (a fase contínua), formando uma mistura estável.
Emulsão
São substâncias adicionadas às emulsões para aumentar a sua
estabilidade cinética tornando-as razoavelmente estáveis e
homogêneas. Um exemplo de alimento emulsionado é a
maionese, na qual a gema de ovo contém
o fosfolipídeo lecitina que estabiliza a emulsão do azeite na
água.
Agentes Emulsificantes (ou surfactantes)
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO 
 Águas oriundas de formações produtoras de
hidrocarbonetos apresentam sais, microorganismos e
gases dissolvidos, além de material em suspensão.
 Além destes constituintes, as águas produzidas contêm
sólidos provenientes das rochas (silte, argilas e areia), de
processos oxidação (sulfetos e óxidos de ferro) e de
incrustações (carbonatos de cálcio, e sulfatos de bário,
cálcio e estrôncio).
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO 
Como o interesse econômico é somente na
produção de hidrocarbonetos (óleo e gás), há
necessidade de dotar os campos (marítimos ou
terrestres) de facilidades de produção, que são
instalações destinadas a efetuar o
processamento primário dos fluidos, ou seja, a
separação gás/óleo/água
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO 
Fig. 1 – Esquema simplificado do Processamento Primário de Fluidos 
(Petróleo)
OBJETIVO DO PROCESSAMENTO PRIMÁRIO 
 promover a separação óleo/gás/água;
 -tratar ou condicionar os hidrocarbonetos para que
possam ser transferidos para as refinarias ou Unidades
de Processamento de Gás Natural (UPGNs); - tratar a
água para que seja destinada à condição ambiental e
tecnicamente mais aceitável (descarte ou
reaproveitamento).
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO 
 Após uma separação primária das correntes de fluidos
produzidos, ocorre o tratamento individual das fases gás,
óleo e água a fim de se atingir as especificações
necessárias à comercialização do óleo e gás e as
especificações ambientais para o descarte da água.
Fig. 2 – Principais especificações dos fluidos após o Processamento Primário .
TOG - teor de óleo e graxas
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO 
Separação líquido-vapor (Vasos Separadores)
➢ Os fluidos produzidos passam, inicialmente, por separadores que podem
ser bifásicos ou trifásicos, atuando em série ou paralelo.
➢ Separador bifásico ocorre a separação gás/liquido.
➢ Separador trifásico ocorre, a separação água/óleo/gás
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO 
Separação
Numa instalação de processamento primário de fluidos o gás, por ser
menos denso, é inicialmente separado do líquido por ação da
gravidade em equipamentos denominados separadores.
São quatro as seções de um
separador típico:
➢ seção de separação
primária,
➢ De acumulação (ou de
coleta de líquido),
➢ de separação secundária
(ou de decantação) e
➢ De aglutinação
Fig. 3 - Seções e dispositivos internos de um 
Separador Bifásico Horizontal 
Separador Horizontal Bifásico
Na seção primária, localizada na entrada do vaso, o fluido (líquido e
gás) choca-se com dispositivos defletores que provocam uma
mudança brusca de velocidade e direção do fluxo. ou é dirigido por
um difusor que lhe impõe um movimento giratório fazendo com que
o líquido se desloque para o fundo do vaso por ação da gravidade,
separando-so do gás.
Seção Primária
É nesta seção que a maior parte do líquido é separada,
acumulando-se no fundo do vaso, denominado de seção de
acumulação de líquido, por um tempo de retenção de 3 a 4 minutos,
suficiente para permitir a separação do gás remanescente e, em
alguns casos (nos separadores trifásicos), de grande parte da água.
Separador Horizontal Bifásico
Na seção secundária, as gotículas maiores de óleo, oriundas da fase
gasosa, são separadas por decantação.
Seção Secundárias
As gotículas de líquido arrastadas pela corrente gasosa e que ainda
não se separaram são, na seção de aglutinação (localizada
geralmente próxima a saída do gás), removidas do fluxo gasoso
através de meios porosos que por possuirem grande área de contato
facilitam a coalescência e decantação das gotas.
Separador Horizontal Bifásico
Na seção secundária, as gotículas maiores de óleo, oriundas da fase
gasosa, são separadas por decantação.
Seção Secundárias
As gotículas de líquido arrastadas pela corrente gasosa e que ainda
não se separaram são, na seção de aglutinação (localizada
geralmente próxima a saída do gás), removidas do fluxo gasoso
através de meios porosos que por possuirem grande área de contato
facilitam a coalescência e decantação das gotas.
A pressão no separador é mantida por um controlador que atua
regulando o fluxo de saída do gás na parte superior. O líquido
separado deixa o vaso através de uma válvula de descarga, cuja
abertura ou fechamento é efetuado através de um controlador de
nível.
Separador Vertical Trifásico
Fig.4 - Separador trifásico vertical 
Separador Vertical Trifásico
Fig.5 - Sistema com Separação Trifásica e Tratamento de Óleo
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. 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.
Separadores - Características
• Os separadores horizontais são normalmente mais eficientes, sendo utilizados
principalmente em sistemas que apresentem espumas e altas razões gás/óleo.
• As principais desvantagens destes separadores, por outro lado, são a dificuldade
de remoção dos sólidos produzidos (os verticais têm uma geometria que permite a
deposição localizada no fundo do vaso facilitando sua remoção) e a menor
capacidade de absorver grandes variações de fluxo (golfadas).
SEPARAÇÃO LÍQUIDO-VAPOR
 Partes do Separador de Óleo
Seção de separação primária: o fluido choca-se com defletores ou é
dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório, fazendo
com que o líquido se precipite para o fundo do vaso. Nesta seção, a maior
parte do líquido é separada, removendo rapidamente as gotículas de maior
diâmetro do líquido. Assim, evita-se o retorno do líquido para a fase
gasosa.
Seção de coleta de líquido: nesta seção ocorre a separação das bolhas
gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária. Para
que seja efetiva, o líquido deve permanecer retido durante um
determinado tempo (3-4 min).
SEPARAÇÃO LÍQUIDO-VAPOR
 Partes do Separador de Óleo
Seção de separação secundária: as gotículas menores de líquido
carreadas pelo gás após a separação primária são separadas nesta
seção. O mecanismo é idêntico ao da seção de acumulação, sendo
bastante influenciado turbulência do gás.
Seção aglutinadora: as gotículas de líquido arrastadas pela
corrente de gás, não separadas nas seções anteriores, são
aglutinadas em meios porosos e recuperadas.
Problemas Operacionais nos Vasos 
Separadores
a) Formação de Espuma
Formação de espuma ocorre devido às características físico-químicas do
óleo, das impurezas presentes e da queda de pressão imposta à mistura
gás-líquido no escoamento e na entrada do separador.
Controle de formação de espumas nas plataformas da Petrobras- Os separadores operam aquecidos e dispõem de dispositivos internos para a
separação das gotas arrastadas (demister) - 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.
Problemas Operacionais nos Vasos 
Separadores
b) Obstrução por parafinas:
As placas coalescedoras na seção líquida e os extratores de névoa na seção
gasosa são particularmente susceptíveis a estas obstruções.
são hidrocarbonetos saturados de elevado peso molecular que
podem separarse do petróleo caso a temperatura de produção
dos fluidos seja inferior à temperatura de aparecimento de cristais
(TIAC).
Problemas Operacionais nos Vasos 
Separadores
Quando a parafina é um problema real ou potencial, extratores
alternativos devem ser considerados e bocas de visitas de orifícios
devem ser providenciados para permitir a entrada de vapor ou
solvente de limpeza dos elementos internos do separador
Qual a solução que você como engenheiro
recomendava?
Problemas Operacionais nos Vasos 
Separadores
d) Arraste de Óleo pelo Gás
➢ O arraste de óleo pela corrente de gás ocorre quando o nível
do 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 esta operando com produção superior ao do projeto.
➢ O arraste de gás pelo líquido pode ser um indicativo de
nível muito baixo de líquido ou falha no sistema de
controle de nível
Problemas Operacionais nos Vasos 
Separadores
d) Areia e sedimentos
A areia e os sedimentos que eventualmente chegam com o líquido no
separador causa a erosão nas válvulas, obstrução nos elementos
internos do vaso e redução do tempo de residência do líquido devido ao
acúmulo no fundo do separador.
e) Emulsões
Formadas na interface óleo/água, podem ser problemáticas na
operação de um separador, além de causar problemas com o
controle de nível, o acumulo de emulsão diminui o tempo de
retenção efetivo, resultando em uma redução na eficiência do
processo.
Tratamento
d) Areia e sedimentos
A areia e os sedimentos que eventualmente chegam com o líquido no
separador causa a erosão nas válvulas, obstrução nos elementos
internos do vaso e redução do tempo de residência do líquido devido ao
acúmulo no fundo do separador.
e) Emulsões
Formadas na interface óleo/água, podem ser problemáticas na
operação de um separador, além de causar problemas com o
controle de nível, o acumulo de emulsão diminui o tempo de
retenção efetivo, resultando em uma redução na eficiência do
processo.
Tratamento do óleo
A quantidade de água associada varia em função de uma série de
fatores:
➢ Características do reservatório onde os fluidos são produzidos;
➢ Idade dos poços produtores (em geral, a quantidade de água
produzida, que apresenta maior mobilidade que o óleo, aumenta
com o passar do tempo);
➢ Método de recuperação utilizado (Injeção de água, vapor, e etc).
As emulsões são instáveis termodinamicamente e, portanto não se
formam espontaneamente, sendo necessário fornecer energia para
formá-las através de agitação, de homogeneizadores, ou de processos
de spray. Com o tempo, as emulsões tendem a retornar para o estado
estável de óleo separado da água.
A estabilidade de uma emulsão depende essencialmente de 
três fenômenos: 
1. sedimentação,
2. Floculação
3. Quebra da emulsão (devido a coalescência das gotículas dispersas).
Tratamento do óleo
Cremação e sedimentação são fenômenos resultantes de uma
diferença de densidade entre as duas fases e consiste na
migração de uma das substâncias para o topo da emulsão, na
cremação, ou para o fundo, na sedimentação.
As colisões entre as gotas podem resultar em floculação,
quando os glóbulos se agregam, sem o rompimento do filme
interfacial que os separa.
Por fim, a coalescência resulta da agregação dos glóbulos
com o rompimento do filme interfacial, resultando em glóbulos
maiores.
Tratamento do óleo
Para aumentar a estabilidade cinética das emulsões tornando-
as razoavelmente estáveis, um terceiro componente, o
agente emulsificante.
Os materiais mais eficientes como agentes emulsificantes são os
tensoativos. Esses materiais formam um filme adsorvido ao redor
das gotas dispersas e ajudam a prevenir a floculação e a
coalescência.
Tratamento do óleo
Fatores que favorecem a estabilidade de emulsões
É um efeito físico que ocorre na interface entre duas fases químicas.
Ela faz com que a camada superficial de um líquido venha a se
comportar como uma membrana elástica. Esta propriedade é
causada pelas forças de coesão entre moléculas semelhantes.
Introdução
1. Tensão superficial baixa 
Enquanto as moléculas situadas no
interior de um líquido são atraídas em
todas as direções pelas moléculas
vizinhas, as moléculas da superfície do
líquido sofrem apenas atrações laterais e
internas.
Diagrama de forças de coesão no 
interior e na superfície de um líquido.
Fatores que favorecem a estabilidade de emulsões
a estabilidade das emulsões é favorecida pela proteção mecânica
dada pelo filme adsorvido ao redor da gota. A elasticidade do filme
também é importante para permitir a recuperação após distúrbios
locais
Introdução
1. Tensão superficial baixa 
A estabilidade das emulsões é favorecida pela proteção
mecânica dada pelo filme adsorvido ao redor da gota.
2. Filme interfacial mecanicamente forte e elástico
Fatores que favorecem a estabilidade de emulsões
Introdução
3. Repulsão das duplas camadas elétricas
A repulsão entre as partículas diminui os choques evitando a
floculação.
Quando agentes emulsificantes iônicos são usados, a repulsão da
dupla camada elétrica lateral pode prevenir a formação de filmes
compactos. O efeito de expansão dos filmes pode ser minimizado
usando uma mistura de um filme iônico com um não-iônico e/ou
aumentando a concentração eletrolítica na fase aquosa;
https://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Eletrol%C3%ADtica&action=edit&redlink=1
Fatores que favorecem a estabilidade de emulsões
Introdução
4. Volume pequeno da fase dispersa
Favorece a formação de gotículas pequenas
5. Gotículas pequenas
Gotas grandes são menos estáveis devido a sua menor razão de
área/volume, que aumentam a tendência da gota crescer.
6. Viscosidade alta
Diminui as colisões retardando a floculação e sedimentação.
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
Os separadores gravitacionais trifásicos removem a água livre, porém não
conseguem retirar do óleo efluente a água emulsionada, que necessita ser
removida para atender às especificações de exportação..
Especificações 
- teor máximo 1% em volume
- teor de sais dissolvidos na água em no máximo 570 mg/L de sais no 
óleo. 
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
MECANISMOS DE ESTABILIZAÇÃO DE EMULSÕES .
Emulsões do tipo A/O. 
Uma emulsão é formada quando dois líquidos imiscíveis sofrem uma
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. No caso das emulsões de petróleo, a fase dispersa é a
água e a fase contínua, o petróleo.
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
Condições de Estabilidade para Emulsão:
➢ Existência de dois líquidos imiscíveis em contato;
➢ Agitação para misturá-los intimamente;
➢ Existência de agentes emulsificantes.
Noa1: Os agentes emulsificantes são espécies químicas presentes no
petróleo que apresentam ação surfactante ou tensoativa em função
de sua estrutura molecular.
Nota2: Estes compostos apresentam em suas moléculas regiões
polares e apolares que lhes conferem um caráter anfifílico (hidrofílico
e lipofílico), isto é dupla afinidade, tanto pela água como pelo óleo.
Nota2: quando as gotas de água são geradas, esses
emulsificantes migram e alojam-se na superfície destas gotas,
criando uma barreira (película ou filme interfacial), que impede o
contato entre as gotas, e portanto sua coalescência.
TRATAMENTODE PETRÓLEO 
Condições de Estabilidade para Emulsão:
Fig. 6 – Representação de uma gota de
água de uma emulsão do tipo A/O.
A figura 6 mostra,
esquematicamente, uma gota
de água de uma emulsão de
petróleo do tipo A/O. Observe-se
que a gota apresenta moléculas
de emulsificantes adsorvidas em
sua superfície, dando origem a
um filme interfacial que a reveste
e protege.
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
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.
Dois mecanismos de Estabilização
Dependendo da natureza química dos compostos emulsificantes
presentes na interface dois mecanismos de estabilização.
Fig. 7 – Repulsão elétrica entre 
duas gotas de água.
Fig. 8 – Impedimento estérico entre 
duas gotas de água. 
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
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.
Dois mecanismos de Estabilização
Dependendo da natureza química dos compostos emulsificantes
presentes na interface dois mecanismos de estabilização.
Fig. 7 – Repulsão elétrica entre 
duas gotas de água.
Fig. 8 – Impedimento estérico entre 
duas gotas de água. 
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
FATORES QUE AFETAM A ESTABILIDADE DAS EMULSÕES
• natureza do petróleo;
• envelhecimento da emulsão
• presença de sólidos
• tamanho das gotas geradas
• volume de fase dispersa . 
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
FATORES QUE AFETAM A ESTABILIDADE DAS EMULSÕES
• natureza do petróleo;
• envelhecimento da emulsão
• presença de sólidos
• tamanho das gotas geradas
• volume de fase dispersa . 
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
FATORES QUE AFETAM A ESTABILIDADE DAS EMULSÕES
A) Natureza do petróleo
✓ A estabilidade de uma emulsão de petróleo do tipo A/O
depende muito da natureza e da quantidade de emulsificantes
naturais existentes no petróleo.
✓ Quanto maior for a quantidade de emulsificantes naturais
existentes no petróleo, mais estável será a emulsão, pois maiores
quantidades desses emulsificantes irão concentrar-se na
superfície das gotas de água e mais difícil será sua remoção da
interface.
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
FATORES QUE AFETAM A ESTABILIDADE DAS EMULSÕES
B) Envelhecimento da Emulsão
✓ O envelhecimento da emulsão também é outro fator
determinante da estabilidade da emulsão.
✓ Se a emulsão, ao ser gerada, não for logo desestabilizada, mais
emulsificantes naturais irão depositar-se na interface e mais
estável será a emulsão e tanto maior será a rigidez do filme
interfacial.
✓ Normalmente, os petróleos mais pesados, com menor valor de
densidade API, apresentam maior quantidade de emulsificantes
naturais em sua composição.
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
FATORES QUE AFETAM A ESTABILIDADE DAS EMULSÕES
c) Tamanho das gotas de água
✓ Quanto menor o tamanho das gotas de água geradas, menor
será sua velocidade de sedimentação. O tamanho das gotas de
água geradas está diretamente relacionado com a intensidade
de cisalhamento a qual a emulsão foi submetida.
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
FATORES QUE AFETAM A ESTABILIDADE DAS EMULSÕES
D) Volume da fase dispersa
✓ A 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 conseguinte, pode haver a diminuição da estabilidade da
emulsão com o aumento do teor de água.
TRATAMENTO DE PETRÓLEO 
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.
Tratamento do óleo
Mecanismos de desestabilização da emulsão:
➢ Floculação. 
➢ Coalescência.
➢ Sedimentação. 
Floculação
É a aglomeração das gotas em
agregados (fig. 12) quando a emulsão
é posta em repouso. É um processo
reversível, mas é importante para a
desestabilização das emulsões, pois
permite que as gotas aproximem-se,
predispondo-as à coalescência.
Fig. 9 – Floculação das gotas de água
Tratamento do óleo
Mecanismos de desestabilização da emulsão:
▪ Coalescência.
▪ Durante a etapa de coalescência, ocorre a ruptura do filme
interfacial e a fusão das gotas em outra de maior tamanho e peso.
▪ O surgimento de gotas de maior tamanho favorece a
sedimentação. Esta etapa é a mais crítica para o processo de
separação de fases, pois requer que os mecanismos de
estabilização da emulsão tenham sido vencidos, o que só ocorre
na presença de produtos desemulsificantes.
Tratamento do óleo
Métodos de desestabilização da emulsão:
Diferentes métodos de desestabilização das emulsões de petróleo do tipo 
A/O são empregados para promover a quebra das emulsões em campo.
➢ Adição de desemulsificante.
➢ Aquecimento.
➢ Aumento do teor de água.
➢ Uso de campo elétrico.
➢ Uso de campo centrífugo.
Tratamento do óleo
a) Adição de 
desemulsificante
O desemulsificante é um produto químico que
desloca os emulsificantes naturais da superfície
das gotas, permitindo a coalescência das gotas.
1) Inicialmente, o desemulsificante
chega à interface e desloca os
emulsificantes naturais,
desestabilizando a emulsão.
2) Em seguida, ocorre a
coalescência das gotas em gotas
de maior tamanho e peso.
3) Finalmente, ocorre a
sedimentação das gotas de água,
separando as fases água e
petróleo, por segregação
gravitacional.
Tratamento do óleo
b) AQUECIMENTO 
O aquecimento da emulsão é acompanhada da diminuição da
viscosidade para aumentar a velocidade de sedimentação das gotas.
Além da influência sobre a viscosiddade, o aquecimento também: 
• aumenta a difusibilidade do desemulsificante no meio,
facilitando a chegada do desemulsificante na superfície das
gotas;
• aumenta a taxa de colisão entres as gotas, pelo aumento do
movimento browniano;
• facilita a drenagem do filme intersticial;
• diminui a rigidez do filme interfacial, facilitando a ruptura do
filme e a coalescência das gotas;
Tratamento do óleo
c) AUMENTO DO TEOR DE ÁGUA
▪ À medida que aumenta o teor de água na emulsão, aumenta a
população de gotas de água.
▪ Esse aumento é acompanhado de maior proximidade e do aumento
de do tamanho das gotas.
▪ Com o aumento da população de gotas na emulsão, o sistema
disperso torna-se mais instável, pois aumenta a probabilidade de
colisão entre as gotas, condição essencial para o processo de
coalescência.
Tratamento do óleo
d) USO DE CAMPO ELÉTRICO
Quando uma gota de água é submetida a um campo elétrico intenso,
ocorre a formação de um dipolo induzido (figura 10). A polarização da
gota faz com que ocorra seu alongamento, na direção do campo
elétrico.
Fig. 11 – Formação de dipolo induzido. 
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 de sentidos contrários
que se atraem.
Tratamento do óleo
d) USO DE CAMO ELÉTRICO (continuação)
Fig. 12 – Atração elétrica entre as gotas de água. 
Essa atração gerada faz com
que se aumente a taxa de
colisão e de coalescência
entre as gotas.
Desta maneira, o filme interfacial fica submetido a vibrações
longitudinais, que causam a dessorção de parte dos
emulsificantes naturais, favorecendo a coalescência das gotas.
Tratamento do óleo
A eliminação do teor de água assegura:
➢ Um tempo de operação mais longo das diversas
unidades de equipamentos;
➢ Redução do tempo/custo de manutenção e o
consumo de produtos químicos (exemplo:
amônia, para neutralizar o ácido clorídrico
gerado nas torres, inibidores de corrosão e
incrustação);
➢ Operações de produção, transporte e refino
dentro dos padrões de segurança e qualidade,
com os menores custos.
Tratamento do óleo
TratadoresEletrostático
Existem dois tipos de tratadores eletrostáticos:
• Baixa Velocidade
• Alta Velocidade
Tratadores Eletrostático
Tratador de baixa velocidade
❑ A carga é introduzida pela parte inferior do vaso cilíndrico horizontal e
distribuída ao longo do seu comprimento. Desta forma, a emulsão sofre
uma pré-lavagem pela camada de água, podendo remover-se sais e
outras partículas sólidas presentes na emulsão, além de promover-se
alguma coalescência das maiores gotículas de água.
❑ Por diferença de densidade a emulsão, já com teores menores
de água vai subindo em direção ao campo elétrico, sofrendo
sucessivas reduções no seu conteúdo de água a medida que o
campo elétrico vai se intensificando desde o nível da interface
água-óleo até os eletrodos.
❑ Quando a emulsão alcança o campo elétrico principal, entre os
dois eletrodos, onde o gradiente de tensão é mais elevado,
ocorre a eliminação das gotas de menor diâmetro,
completando-se o processo
Tratadores Eletrostático
Tratador de baixa velocidade
Fig. 12 – Configuração de um tratador eletrostático de baixa
velocidade e dos eletrodos.
Tratadores Eletrostático
Tratador de alta velocidade
❑ A carga é diretamente introduzida na região entre os eletrodos,
favorecendo a coalescência mais rápida das gotas de água, quer
pela maior população de gotas na região entre eletrodos, quer pela
captura das gotas menores pelas maiores.
Fig. 13 – Configuração de um tratador eletrostático de alta
velocidade e dos eletrodos.
Tratadores Eletrostático
Tratador de baixa velocidade
❑ A carga é introduzida pela parte inferior do vaso cilíndrico horizontal e
distribuída ao longo do seu comprimento. Desta forma, a emulsão sofre
uma pré-lavagem pela camada de água, podendo remover-se sais e
outras partículas sólidas presentes na emulsão, além de promover-se
alguma coalescência das maiores gotículas de água.
❑ Por diferença de densidade a emulsão, já com teores menores
de água vai subindo em direção ao campo elétrico, sofrendo
sucessivas reduções no seu conteúdo de água a medida que o
campo elétrico vai se intensificando desde o nível da interface
água-óleo até os eletrodos.
❑ Quando a emulsão alcança o campo elétrico principal, entre os
dois eletrodos, onde o gradiente de tensão é mais elevado,
ocorre a eliminação das gotas de menor diâmetro,
completando-se o processo
TRATAMENTO DE 
GÁS; REMOÇÃO DE 
GASES ÁCIDOS
Tratamento de Gás Natural 
 O uso de GN tem crescido muito nos últimos anos no Brasil, como
opção energética e matéria-prima química em função da
excelente combinação de propriedades: preço e garantia de
reservas apreciáveis no país.
 Remoção ou redução do teor dos contaminantes para 
atender as especificações do mercado (CO2 e H2S);
 Segurança;
 Transporte ou processamento posterior.
Tratamento de Gás Natural 
 Os processos unitários mais comumente utilizados no
condicionamento de gás natural são:
 - Separação de óleo e gás ;
 - Depuração de gás;
 - Filtração de gás ;
 - Dessulfurização;
 - Desidratação;
 - Compressão;
 - Injeção de inibidor de hidrato.
Tratamento de Gás Natural 
 Desenvolvimento do processo
 Primeiro ocorre a etapa de separação a corrente gasosa entra na
etapa de depuração e filtração, que tem como finalidade a
remoção de gotículas de óleo de pequeno tamanho. O gás
depurado e filtrado se dirige ao módulo de dessulfurização de
gás, quando necessário.
 O gás natural dessulfurizado é comprimido e segue para o módulo
de desidratação de gás.
Tratamento de Gás Natural 
 Desenvolvimento do processo
 Os principais compostos a serem removidos pelas etapas de
condicionamento do gás natural ou reduzidos a determinados
teores estabelecidos por normas ou padrões são:
- Água;
- Compostos sulfurados (H2S, CS2, COS, etc);
− Dióxido de carbono (CO2);
- Sólidos (areia, óxidos de ferro, produtos de corrosão);
- Líquidos (condensado de gás, produtos químicos). 
Tratamento de Gás Natural 
Fig. 13 - Etapas do condicionamento do gás natural 
Tratamento de Gás Natural 
 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.
Sistema de compressão
➢ é composto por compressores principal e auxiliar, sendo o objetivo
deste último elevar a pressão para envio ao compressor principal.
➢ O sistema de compressão principal é constituído, por sua vez, de 2 ou 3
estágios de compressão que são intercalados com resfriadores inter-
estágios e vasos depuradores.
➢ A cada estágio de compressão no qual gradualmente eleva-se a
pressão ao nível desejado, é necessário resfriar o gás, gerando-se, por
consequência, frações de condensáveis que, por sua vez devem ser
removidos do sistema nos vasos depuradores.
Tratamento de Gás Natural 
Sistema de compressão
Fig.14 - Sistema de compressão principal em três estágios, com resfriadores e vasos 
depuradores. 
Desidratação do Gás
Natural 
As principais razões para remoção da água do gás
natural são:
 Impedir a formação de Hidratos – Obstruções.
 A água pode condensar na tubulação, gerando um
meio corrosivo.
 Eficiência nos dutos de transporte.
Tratamento de Gás Natural 
 DESIDRATAÇÃO
O objetivo principal da operação de desidratação do gás natural é
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 de provocar corrosão nos
equipamentos e tubulações.
Objetivo principal da operação de desidratação do gás natural
É 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 de provocar corrosão
nos equipamentos e tubulações.
Nota: O processo de absorção com absorventes líquidos é o
mais comum, principalmente em sistemas offshore pois a
logística do manuseio de líquidos é mais fácil
Tratamento de Gás Natural 
 DESIDRATAÇÃO
➢ 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).
Tratamento de Gás Natural 
 DESIDRATAÇÃO - Processo de desidratação de Gás
Natural
Internamente a torre contactora é
constituída por um leito recheado, por
exemplo, com recheio tipo sela intalox de
aço inox, ou recheio estruturado, também
de aço inox, cuja finalidade é aumentar a
eficiência de contato entre as fases gás e
glicol.
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 DESIDRATAÇÃO - Processo de desidratação de Gás
Natural
✓ O processo de absorção ocorre numa torre contactora (ou
absorvedora), onde há o contato íntimo entre a fase gasosa (gás
natural) e a fase líquida (a solução de glicol).
✓ O gás úmido comprimido entra na seção inferior da unidade de
desidratação com alto teor de umidade e ponto de orvalho superior
a 30 ºC.
✓ Após atravessar um eliminador de névoa, o gás sobe pela torre
contactora encontrando a solução de glicol em contracorrente e o
líquido, constituído basicamente de água e de hidrocarbonetos
pesados é coletado no fundo.
✓ A solução de glicol, que escoa em contracorrente com o gás deve
ser altamente pura (no caso do TEG - 98,5%), isenta de água e é
denominada glicol pobre
Tratamento de Gás Natural 
 DESIDRATAÇÃO - Processo de desidratação de Gás
Natural
✓ Após o contato com o gás, do qual remove sua umidade, passa a
constituir a corrente de glicol rico que se acumula no fundo da torre
donde é encaminhada à etapa de regeneração.
✓ No topo da absorvedora, acima do leito recheado existe um
eliminador de névoa que tem comofinalidade remover partículas
líquidas de glicol arrastadas pela corrente de gás.
✓ O gás que sai pelo topo da torre, agora chamado de gás seco, possui
um teor de umidade em torno de 150 ppm em volume e ponto de
orvalho em torno de 5 ºC, sendo então distribuído aos diversos pontos
de consumo, após passar por um vaso depurador para reter partículas
líquidas de glicol eventualmente arrastadas.
Tratamento de Gás Natural 
 DESIDRATAÇÃO - Processo de desidratação de Gás
Natural
✓ Por outro lado, o glicol rico que escoa para o sistema de
regeneração, sofre, ao sair da torre contactora, uma brusca redução
da pressão na válvula controladora de nível, atingindo a pressão de
trabalho do vaso de expansão.
✓ À baixa pressão, e após passar por filtros para a remoção de
contaminantes sólidos e líquidos arrastados, a corrente de glicol rica é
aquecida a temperatura tal que não ocorra a decomposição do
produto (no caso do TEG a 204oC) mas que libere o máximo do vapor
dágua que é conduzido através do vent para atmosfera.
GASES ÁCIDOS 
 Gás ácido é o gás natural ou qualquer outra corrente
de gás, como o gás de síntese ou correntes em
refinarias, contendo compostos de enxofre, como o
sulfeto de hidrogênio(H2S), ou ainda dióxido de
carbono(CO2) que necessitam ser removidos para sua
utilização na geração de energia ou em outros
processos.
 Qualquer gás que contenha ácido sulfúrico em
quantidades significativas é denominado um gás
azedo.
TRATAMENTO 
 O tratamento desses gases ácidos é realizado utilizando-
se aminas, o processo de remoção desses gases é
também conhecido como adoçamento do gás.
 No processo de adoçamento utiliza-se um grupo de
processos que usam soluções aquosas de várias
alquilaminas.
 É um processamento unitário muito comumente usado
em refinarias, e é também usado em plantas
petroquímicas , plantas de processamento de gás
natural e outras industrias.
Remoção de gases ácidos 
 O processo de remoção destes gases ácidos é designado
adoçamento e consiste basicamente na absorção com produtos
líquidos ou absorção com materiais sólidos.
 Enquanto no processo de desidrtação os álccois (glicóis) são
empregados, no adoçamento utilizam-se as aminas,
principalmente as monoetanolaminas – MEA ou dietanolaminas –
DEA.
 As peneiras moleculares e membranas (permeação em polímeros)
também são utilizadas, alternativamente.
 A tecnologia está baseada na reação química de uma
base (alcanolamina) com um ácido (CO2 e H2S) e é
reversível, o que permite que o solvente também seja
regenerado por meio de aquecimento.
Remoção de gases ácidos 
 A reação química de remoção de CO2
Remoção de gases ácidos 
Unidade de remoção de gases ácidos - H2S ou CO2