Parte 2 - Processamento Primário

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2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 Ao longo da vida produtiva de um campo de 
petróleo ocorre, geralmente, a produção simultânea 
de gás, óleo e água, juntamente com impurezas. 
 
 Nenhuma fase é produzida separadamente. 
 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
Gás 
 Percorre as tubulações/equipamentos de produção 
como bolhas arrastadas no óleo; 
 Produzido em quantidade e composição variada; 
 Pode ser encontrado dissolvido na água livre. 
 
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Primário do Petróleo 
Óleo 
 Arrastados como névoa 
(gotículas de óleo) pelo 
gás. 
 Óleo livre - Arrastados 
pela água livre (gotículas 
dispersas). 
 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
Óleo 
 Emulsão 2 - gotículas 
de óleo emulsificadas na 
água. 
 
 Emulsão 1- gotículas 
de água emulsificadas no 
óleo. 
Emulsão (A/O) 
Emulsão (O/A) 1F 1F 2F 
1F 
1F 
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Primário do Petróleo 
Óleo 
 Emulsão O/A – Óleo 
em água – 1 fase. 
 
 Emulsão A/O- Água 
em óleo – 1 fase. 
Agentes Emulsificantes 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
Água 
No estado líquido apresenta-se como: 
 Água livre – fácil de separar - decantação 
 Arrastada pelo gás na forma vapor (V); 
 Gotículas dissolvidas no óleo – não removida –  
teor – 0,02% v/v. 
 Mistura 1 e Mistura 2– gotículas de água/óleo 
emulsificadas no óleo/água – tratamento especiais. 
 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
Tipos de Emulsão: 
 Água-em-Óleo – A/O; 
 Óleo-em-Água – O/A. 
2.1 Conceitos Fundamentais - Emulsão 
 Mistura de dois líquidos imiscíveis, dispersos um 
no outros, sob forma de gotículas. 
Estabilizadas por ação de 
agentes emulsificantes!!! 
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Primário do Petróleo 
Tensão Superficial: as moléculas são atraídas umas 
pelas outras por meio de forças (Van der Waals e 
eletrostáticas) que estão em equilíbrio. 
Forças Resultantes: ausência de moléculas na 
superfície  força resultante perpendicular. 
Superfície do líquido: tende a contrair-se devido a 
ação desta força. 
Forças não balanceadas na superfície! 
2.1 Conceitos Fundamentais - Emulsão 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
Tensão Interfacial: tensão existente entre dois 
líquidos. 
Forças atração que atuam nas moléculas: não estão 
balanceadas. 
Consequência: desenvolvimento de uma tensão 
interfacial. 
Quando dois líquidos imiscíveis são postos em 
contato cria-se uma interface. 
2.1 Conceitos Fundamentais - Emulsão 
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Primário do Petróleo 
De acordo com a dimensão das gotículas a água 
apresenta-se na fase óleo como: 
 
• livre - diâmetro da gota superior a 1000 m; 
• dispersão grosseira – diâmetro entre 100 e 1000 
m; 
• Emulsão pouco resistente ao tratamento - 
diâmetro da gota entre 20 e 100 m; 
• Emulsão resistente ao tratamento - diâmetro da 
gota entre 0,5 e 20 m. 
2.1.1 Conceitos Fundamentais – Emulsões A/O 
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 Origem da água produzida: 
 Água de formação– proveniente do próprio 
reservatório; 
 Água de injeção – L ou V – água do mar 
(offshore). 
2.2 Geração de Emulsões de Petróleo 
É possível produzir apenas petróleo? 
 Campo Novo:  teor de água. 
 Campo Maduro:  teor de água 
 (BS&W) 
 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 Forte agitação – elevação; 
 Escoamento regime turbulento 
– operações com gás lift. 
 Intenso cisalhamento – 
passagem dos fluidos através 
de bombas e/ou válvulas. 
2.2 Geração de Emulsões de Petróleo 
 Favorecem a formação da Emulsão A/O e O/A! 
 Operações de Produção do óleo 
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Formação de Emulsão: 
 Processo – não espontâneo; 
 Fornecer Energia – sistema 
A/O e O/A; 
 Energia - equipamentos do 
processo de produção. 
2.2 Geração de Emulsões de Petróleo 
Grau (facilidade/dificuldades) formar de emulsão 
estável - propriedades FQ – constituição do óleo. 
 
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2.3 Formação de emulsões 
 Existir dois líquidos imiscíveis em contato; 
 Agitação; 
 Presença de um agente emulsificante. 
Agentes emulsificantes presentes no óleo: 
• asfaltenos 
• resinas 
• fenóis 
• ácidos orgânicos 
• sais metálicos 
• sedimentos 
• produtos de 
corrosão 
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Primário do Petróleo 
2.3 Formação de emulsões 
 Emulsificantes  adsorvem 
na superfície da gota, 
formando uma película; 
Adsorção dos 
emulsificantes na 
interface da gota. 
 As gotas ficam isoladas 
fisicamente e eletricamente. 
 Película (filme interfacial) 
reveste e protege a gota; 
Por que as 
gotas estão 
isoladas? 
1. Repulsão 
elétrica 
2. Impedimento 
estérico 
 A parte apolar dos 
emulsificantes impedem a 
aproximação entre gotas. 
 grupos polares dos 
emulsificantes interagem com a 
água - camada elétrica - repulsão 
entre as gotas. 
(1) 
(2) 
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2.4 Tipos e Grau de Rigidez da Película 
Da natureza da película; 
Tipos: Rígida ou elástica 
•  teor de asfaltenos, resinas e ácidos naftênicos 
estabilidade da película. óleo pesado. 
• sais, sólidos finamente divididos, produtos de 
corrosão – migram pra interface, enrijecem o filme 
interfacial -  coalescência das gotas. 
Grau de Rigidez da película depende da: 
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2.4.1 Grau de Rigidez da Película 
• a presença de cátions (cálcio e magnésio) – 
tendem a provocar compactação das películas de 
agentes emulsificantes. 
• a compactação –  rigidez – dificultando a 
drenagem do filme interfacial -  estabilidade da 
película. 
Da quantidade de moléculas adsorvidas; 
Do grau de empacotamento das moléculas: 
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 Das mudanças de pH – instáveis a pH igual a 10,5 
pH Tipo de Emulsão Estabilidade 
3,0 Água-Óleo Alta 
6,0 Água-Óleo Alta 
10,0 Água-Óleo Baixa 
10,5 Nenhuma Instável 
11,0 Óleo-Água Baixa 
13,0 Óleo-Água Baixa 
2.4.1 Grau de Rigidez da Película 
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Primário do Petróleo 
2.5. Fatores que afetam a Estabilidade das 
Emulsões 
 natureza do petróleo; 
 quantidade de emulsificantes presente; 
 envelhecimento da emulsão; 
 presença de sólidos; 
 tamanho de gotas geradas; 
 viscosidade do petróleo; 
 volume da fase dispersa. 
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Primário do Petróleo 
2.6 Fatores que afetam a Estabilidade das 
Emulsões 
• envelhecimento da emulsão –  tempo de geração 
da emulsão  quantidade de emulsificantes 
depositados na interface  estabilidade da emulsão  
rigidez da película. 
 
 
 
• o tamanho das gotas –  tamanho  velocidade de 
sedimentação. 
 
Sedimentação – separação das fases por ação de um 
campo, por exemplo gravidade. 
 
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Primário do Petróleo 
• o volume da fase dispersa – aumento da população, 
aumenta a probabilidade de colisão e coalescência. 
 
• viscosidade do petróleo –  viscosidade  a taxa de 
cisalhamento p/ gerar gotas menores  a taxa 
difusão dos emulsificantes para interface  
estabilidade da emulsão. 
 
  densidade do Óleo –  facilidade de manter as 
 gotas em suspensão  choques  coalescência. 
2.6 Fatores que afetam a Estabilidade das 
Emulsões 
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Separar água do petróleo – fundamental - não possui 
valor econômico! 
 
 
 
Impactos da água nas instalações - linhas e 
equipamentos de Produção, transporte e refino: 
 
 Corrosão: presença de sais inorgânicos 
dissolvidos – cloretosde sódio, potássio, 
cálcio e magnésio. 
 
2.7 Impactos da Água Produzida 
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Primário do Petróleo 
2.7 Impactos da Água Produzida 
 
• Destilação do Petróleo – podem hidrolisar-se com 
a água e formar ácido clorídrico – atacar o topo 
das torres de destilação; 
 
 Problemas gerados pela presença de cloretos: 
 
 
• Resíduo de Vácuo – podem acumular-se no RV, 
carga usada na produção de óleo combustível – 
cloreto de sódio no óleo produz resíduos de 
queima, capazes de atacar as caldeiras e os fornos. 
 
 Refino 
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 Incrustações 
2.7 Impactos da Água Produzida 
• Incrustações de carbonato de cálcio – geradas pela 
decomposição de bicarbonato solúvel; 
 
 
• Incrustações de sulfato de bário, de cálcio e 
estrôncio – formadas pelo contato da água de 
formação (rica em Ba, Ca) com água do mar injetada 
(rica em sulfato). 
 Problemas gerados pela presença de sulfatos e 
carbonatos: 
 
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Primário do Petróleo 
2.7 Impactos da Água Produzida 
Problemas operacionais 
gerados pelas incrustações 
- causam entupimento 
parcial e/ou bloqueio total 
das linhas e equipamentos. 
 Custo operacional – diminuem a eficiência e o 
tempo de serviço dos equipamentos e linhas. 
 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2.7 Impactos da Água Produzida 
 
Impactos da água na elevação e escoamento – 
formação de emulsão A/O: 
 
 Aumento da viscosidade: superior ao do 
petróleo desidratado. 
 
 Aumento na perda de carga – perda de 
produção e perda de eficiência do sistema de 
bombeio e transferência. 
 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2.7 Impactos da Água Produzida 
 
Impactos da desestabilização da emulsão durante a 
elevação e escoamento – quebra da emulsão A/O: 
 
 Aparecimento água livre – aumento do teor de 
sais - aumento da taxa de corrosão dos dutos e 
das linhas de produção – usar um material 
resistente ou usar inibidor de corrosão. 
 
 Aparecimento água livre - incrustações – 
interior da coluna de produção – injetar anti-
incrustante. 
 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2.7 Impactos da Água Produzida 
 
Impactos da desestabilização da emulsão durante a 
elevação e escoamento – quebra da emulsão A/O: 
 
 Aparecimento da água livre - Formação de 
hidratos – bloqueamento total ou parcial das 
linhas de produção. 
Hidratos – composto sólido, parecido com um 
cristal, com aparência de neve. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2.7 Impactos da Água Produzida 
 
 
 Hidratos – resultam da combinação de HC’s 
leves (metano, etano, propano, butano) com 
água livre. 
 
 Composição típica do Hidrato: 
• 10 % HC’s leves e/ou gases ácidos (CO2 e H2S) 
• 90 % água livre. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
Hidratos: estrutura cristalina formada a partir da 
água e das frações leves de petróleo (metano, etano 
e propano) é favorecida a baixas T e elevadas P. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 As correntes de diferentes poços que chegam à 
superfície, em terra ou nas plataformas, não se 
encontram adequadas a utilização ou exportação. 
 Interesse econômico  produzir apenas 
hidrocarbonetos. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
Assim, o PPF tem como Função: 
a. Separar o óleo, o gás e a água, bem como as 
impurezas em suspensão. 
b. Tratar ou condicionar os HC’s (gasosos e líquidos) 
c. Tratar a água para reinjeção ou descarte. 
 
 Dotar os campos  facilidades de produção  
instalações destinadas a efetuar, sob condições 
controladas, o “Processamento Primário dos Fluidos 
(PPF)”. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 Dependendo da viabilidade técnico-econômica, 
uma planta de PPF pode ser: 
 
• Simples: efetuam apenas a separação gás/óleo 
(emulsão)/água (água livre); 
 
• Complexas: incluem o condicionamento e 
compressão do gás, tratamento e estabilização do 
óleo e tratamento da água de descarte ou reinjeção. 
 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 Normalmente, a separação e o tratamento dessas 
fases é feita na planta de processamento, por meio 
do uso de: 
 
• Produtos químicos; 
 
• Aquecimento; 
 
• Vasos separadores: dispostos em estágios, em 
função dos mecanismos envolvidos na separação. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Separador bifásico: 
Separação gás-líquido 
 
 
 Quanto à finalidade: 
2.8 Classificação dos Vasos Separadores 
 Quanto ao tipo: 
• Vertical; 
• Horizontal. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• trifásico: separação gás -
emulsão – água livre 
 
 Quanto à finalidade: 
2.8 Classificação dos Vasos Separadores 
 Quanto ao tipo: 
• Vertical; 
• Horizontal. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 Os fluidos produzidos passam por separadores 
bifásicos ou trifásicos, atuando em série ou paralelo. 
• Taxas de fluxo: mínima e máxima de gás e líquido; 
• Temperatura e Pressão: operação do separador; 
• Propriedades: viscosidade,  e corrosividade; 
• No de fases a manejar: separador bifásico ou trifásico; 
• Presença de impurezas: areia, parafinas; 
• Tendência de formar espumas. 
Fatores a serem considerados no Projeto 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Ação da gravidade e diferença de densidades - 
decantação do fluido mais pesado; 
2.9 Principais Mecanismos de Separação 
Usados na separação gás/líquido: 
• Separação inercial - mudanças bruscas de velocidade 
e de direção do fluxo, permitindo ao gás desprender-se 
da fase líquido, devido a inércia que esta fase possui; 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 
•Aglutinação das partículas - contato das gotículas de 
óleo dispersas sobre uma superfície o que facilita a 
coalescência, aglutinação e decantação; 
 
 
•Força centrífuga - aproveita as diferenças de 
densidade do líquido e do gás. 
Usados na separação gás/líquido: 
2.9 Principais Mecanismos de Separação 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2.10 Esquema típico de um vasos separador 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Defletores de entrada: muda a velocidade e direção do 
fluido bruscamente; 
2.11 Dispositivos internos de um vaso 
separador 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Quebradores de espuma 
2.11 Dispositivos internos de um vaso 
separador 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Quebradores de onda: utilizados em plataformas 
devido a movimentação natural delas. 
 
2.11 Dispositivos internos de um vaso 
separador 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 
• Extrator de névoa: retenção de pequenas gotículas de 
líquido 
Malha 
Cilindros 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 
Modelos comerciais de Extratores e Névoa 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Seção de separação primária – fluido (líquido e 
gás)  choque com o defletor  mudança brusca 
de velocidade  líquido fundo  gravidade; 
2.12 Seções de um vaso separador 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Seção de separação primária – compreende a 
entrada do fluido no separador: 
1. Permite absorver a qta de movimento do fluido; 
2. Favorece uma separação inicial – mudança 
abrupta de direção da corrente; 
3. Permite que a força centrífuga, originada pela 
entrada tangencial do fluido no vaso, remova 
volumes consideráveis de líquidos. 
2.12 Seções de um vaso separador 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Seção de separação secundária – onde se separam 
as gotículas maiores de óleo, carregadas pelo gás 
após a separação primária, por decantação; 
2. Fundamentos do ProcessamentoPrimário do Petróleo 
• Seção de separação secundária – forças 
gravitacionais tem uma influência fundamental: 
1. Gotas de líquidos são separadas ao máximo do 
gás; 
2. Separação é favorecida pela ação da gravidade; 
3. Corrente gasosa se desloca para a parte superior 
do vaso; 
4. A velocidade do gás é reduzida. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Seção aglutinadora – as gotículas menores de líquido 
são removidas do gás em meio porosos (áreas de 
contato que facilitam a coalescência e decantação). 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Seção de aglutinação 
1. Remoção de minúsculas partículas de líquido 
que ainda possam estar contidas no gás; 
2. Utiliza-se força centrífuga e choque; 
3. As gotas de líquido que se separam tendem a se 
acumular no fundo dos extratores. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Seção de acumulação de líquido - maior parte do 
líquido acumula-se no fundo do vaso, por um tempo 
de retenção de 3 a 4 min, suficiente para separação do 
gás remanescente ou água (trifásicos); 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
• Seção de acúmulo de líquido 
1. Requer tempo mínimo de permanência (tempo 
de residência) para favorecer a máxima 
separação; 
2. Requer um volume mínimo de alimentação 
(fluxo intermitente); 
3. Requer controladores de nível, para manejar os 
volumes de líquido obtidos durante a separação. 
Obs: durante a vida do poço a produção de água 
aumenta. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 
• Separação bifásica - coletores de produção, 
separador de teste, separadores bifásicos, tanque 
acumulador (surge tank) e sistema de transferência . 
2.13 Outros dispositivos 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 
• Separação trifásica – permutadores de calor 
(petróleo x água quente), separadores de teste, 
separador trifásico, sistema de tratamento de água 
oleosa, medição e transferência de óleo; 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 
• Separação trifásica com tratamento de óleo – 
similar ao terceiro, possuindo adicionalmente um 
tratador eletrostático (tratamento do óleo). 
  Enquadrar o óleo nos padrões para Refino. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 
• Separador Horizontal 
1. Mais eficientes na separação de grandes volumes de 
gás/líquido; 
2. Disponibiliza maior área de interface, permitindo 
maior decantação das gotículas presentes no gás; 
3. Manejo de partículas sólidas é menos complexo; 
4. Manejo de óleo espumoso é facilitado; 
5. Controle de nível é crítico. 
2.14 Vantagens e Desvantagens dos 
Separadores Verticais e Horizontais 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 
• Separador vertical 
1. Devido a altura, o controle de nível é facilitado; 
2. Requer menor área de instalação; 
3. Manejo para limpeza é dificultado, devido altura. 
2.14 Vantagens e Desvantagens dos 
Separadores Verticais e Horizontais 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
 
• Espumas – causada pela presença de impurezas. 
 
Problemas que podem gerar: 
 
1. Reduz a área de escoamento do gás; 
 
2. Aumenta o arraste de líquido na saída do gás; 
 
3. A presença de líquidos arrastados  provocam 
danos aos compressores. 
2.15 Problemas Operacionais dos Separadores 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2.15 Problemas Operacionais dos Separadores 
• Parafina (HC’s de elevado peso molecular) -
podem cristalizar-se e obstruir as linhas de 
transferência e equipamentos. 
 
Problemas que podem gerar: 
1. Depositam-se nas placas coalescedoras e 
extratores de névoas. 
 
Deve-se operar a T superior à TIAC (temperatura de 
aparecimento de cristais) 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2.15 Problemas Operacionais dos Separadores 
 
• Areia 
 Problemas que podem causar: 
 
1. A presença de areia pode obstruir internos, 
acumular no fundo, causar erosão e/ou 
interrupção de válvulas. 
 
• Emulsões – causam problemas ao controle de nível 
de líquido, o que leva a uma redução na eficiência de 
separação. 
2. Fundamentos do Processamento 
Primário do Petróleo 
2.15 Problemas Operacionais dos Separadores 
 
•Arraste de óleo pelo gás – Ocorre quando o nível 
de líquido está muito elevado, quando há formação 
de espuma ou quando a saída de líquido está 
obstruída. 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
3.1 Tratamento das fases (Especificações da 
ANP) 
•Gás natural : 3-5 libras por milhão de pé cúbico de 
vapor d’água; 
 
•Óleo: não pode conter quantidades excessivas de 
água e sedimentos (BS&W) e sais dissolvidos. 
 
•Água produzida deve possuir valor limite de óleo 
disperso (TOG - teor de óleos e graxas) para ser 
descartada. 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
3.2 Especificações após PPF 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
• Floculação – aglomeração das gotas em 
agregados, quando a emulsão é posta em 
repouso. Permite coalescência. 
3.3 Mecanismos de Desestabilização das 
Emulsões 
• Coalescência – ocorre a ruptura do filme interfacial 
e a fusão das gotas em outra de maior tamanho e 
peso. Favorece a sedimentação. 
 Etapa mais crítica! 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
• Coalescência – requer que os mecanismos de 
estabilização da emulsão sejam vencidos. 
Só ocorre na presença de um agente desemulsificante! 
3.3 Mecanismos de Desestabilização das 
Emulsões 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
• Sedimentação – separação por ação de um campo 
gravitacional. 
𝑽𝒈 =
𝝆𝒂 − 𝝆𝒐 . 𝒅𝒈
𝟐
𝟏𝟖𝒐
. 𝒈 
Vg = velocidade de sedimentação da gota, cm/s; 
separação por ação de um campo gravitacional. 
o = massa específica do óleo, g/cm
3; 
a = massa específica da água, g/cm
3; 
o = viscosidade absoluta do óleo, g/cm.s 
dg = diâmetro da gota, cm; 
g = aceleração da gravidade, cm/s2. 
3.3 Mecanismos de Desestabilização das 
Emulsões 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
• Conclusões: 
𝑽𝒈 =
𝝆𝒂 − 𝝆𝒐 . 𝒅𝒈
𝟐
𝟏𝟖𝒐
. 𝒈 
1.  diferença entre as massas específicas  
velocidade de sedimentação  óleo pesado (mais 
denso)  dificuldade de separar por segregação. 
2.  viscosidade do óleo  Vg 
3.  diâmetro da gota  Vg  evitar cisalhamento 
intenso 
4.  intensidade do campo gravitacional  Vg 
 
3.3 Mecanismos de Desestabilização das 
Emulsões 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
3.3 Mecanismos de Desestabilização das 
Emulsões 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
3.4 Métodos de Desestabilização de Emulsões 
 Adição de desemulsificante 
1ª etapa – o produto químico 
desloca os emulsificantes 
naturais. 
2ª etapa - ocorre a coalescência 
das gotas. 
3ª etapa - ocorre a sedimentação 
das gotas, separando água e óleo 
por segregação gravitacional . 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
1. Diminui a viscosidade; 
2. Promove a expansão da água – favorece o 
rompimento da película ou redução da sua 
resistência. 
3. Aumenta o movimento das moléculas; 
4. Acentua a diferença de densidades entre as 
partículas de água e óleo. 
3.4 Métodos de Desestabilização de Emulsões 
 Aquecimento 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
À medida que aumenta o teor de água, aumenta-se a 
população de gotas. 
 
 Isso gera proximidade, resultando na 
segregação. 
3.4 Métodos de Desestabilização de Emulsões 
 Aumento do teor de água 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
Qdo uma gota é submetida a 
um campo elétrico forma-se um 
dipolo induzido. 
As gotas alinham-se na direção 
do campo, ocorrendo a 
formação de dipolos induzidos 
de sentidos contrários. 
 Uso de Campo Elétrico 
3.4 Métodos de Desestabilização de Emulsões 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
 Tratador Eletrostático 
3.4 Métodos de Desestabilizaçãode Emulsões 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
 Tratador Eletrostático 
3.4 Métodos de Desestabilização de Emulsões 
3. Sistemas de Tratamento e 
Dessalgação do óleo 
 Tratador Eletrostático 
3.4 Métodos de Desestabilização de Emulsões