HANDBOOK PROCESSAMENTO PRIMÁRIO

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HANDBOOK
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DOS FLUIDOS
DOMÍNIOS QUE O ESTUDANTE DEVE TER:
· Desenhar os separadores e interpretar os cálculos;
· A procura de informação na literatura disponível deve ser significativa, especialmente sobre propriedades físicas, químicas e termodinâmicas;
· Conhecer os processos de separação e os princípios de funcionamento;
· Conhecer os componentes internos dos separadores de produção.
Objetivos:
· Saber os princípios de funcionamento e os cálculos fundamentais de separadores bifásicos e separadores trifásicos.
Conteúdo:
· Introdução às operações de produção;
· Separação bifásica petróleo-gás;
· Teoria da separação de petróleo e gás;
· Princípios de desenho, seleção e avaliação de separadores de gás e óleo;
· Separação trifásica gás-óleo-água;
· Separadores trifásicos horizontais e verticais, cálculos de dimensionamento.
Os engenheiros de produção são responsáveis por:
· Projetar e instalar as completação de poços que são capazes de produzir os volumes desejados de petróleo/gás com os métodos prescritos de produção.
· Manter as poços nas suas melhores condições que produzem ao longo da vida do campo. 
Essas duas grandes responsabilidades são classificados como engenharia de produção subsuperfície:
· Projeto, instalação, operação e manutenção de todas as instalações de produção de superfície a partir das linhas de fluxo na cabeça do poço e que termina com a entrega de petróleo e gás para o usuário final. Este é classificado como engenharia de produção da superfície, que é o tema principal desta disciplina.
Ao longo da vida produtiva de um campo de petróleo ocorre, geralmente, a produção simultânea de gás, óleo e água, juntamente com impurezas; Como o interesse econômico é apenas na produção de hidrocarbonetos, há necessidade de dotar os campos de “facilidades de produção”, que são instalações destinadas a efetuar, sob condições controladas, o “processamento primário dos fluidos”.
Portanto, o processamento primário dos fluidos abrange:
a. Separação do óleo, do gás e da água com as impurezas em suspensão;
b. Tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam ser transferidos para as refinarias;
c. Tratamento da água para reinjeção ou descarte.
Fluidos produzidos a partir de poços de petróleo e gás constituem geralmente misturas de petróleo bruto, gás natural, água e sal. 
· Estas misturas são muito difíceis de lidar. Além da dificuldade, também não é seguro e antieconômico transportar estas misturas para as refinarias e fábricas de gás de processamento.
· Existem restrições ambientais para o manuseio seguro de fluidos e eliminação de água produzida. 
Para processar os fluidos produzidos no campo, para produzir produtos que atendam as especificações estabelecidas pelo cliente e são seguros de manusear usamos:
· Central de processamento e facilidade de tratamento normalmente chamado Gas-Oil Separation Plant (GOSP): Planta de Separação de Gás e Óleo ou também chamada de planta de processamento primário.
Conforme os fluidos produzidos e a viabilidade técnico-econômica, uma planta de processamento primário pode ser simples ou complexa. As mais simples efetuam apenas a separação gás/óleo/água, enquanto as mais complexas incluem o condicionamento e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo e tratamento da água para reinjeção ou descarte. 
O objetivo do Processamento Primário de Petróleo é de separar gás, óleo, água e tratar essas correntes, de maneira a especifica-las aos padrões de envio ao terminais e refinarias (óleo e água) e de descarte (água oleosa);
Normalmente, a separação e o tratamento dessas fases é feita numa planta de processamento, por meio do uso de produtos químicos, aquecimento e vasos separadores (dispostos em estágios), em função dos mecanismos envolvidos na separação.
PLANTA DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO SIMPLES
Fluxos Produzidos
Contaminantes 
PLANTA DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO COMPLEXA
SEPARAÇÃO PRIMÁRIA DO CRUDE
Objectivo da separação:
Durante o processo de produção de petróleo é comum o aparecimento de gás e água associados. A separação dessas fases faz-se necessária, e a este processo se chama na indústria de petróleoprocessamento primário de petróleo. A separação é necessária devido ao gás apresentar relevante interesse económico para a indústria, e a água, por apresentar elevado teor de sal em sua composição e formar emulsões com viscosidades superiores à do petróleo desidratado, deve ser removida, pois afecta o dimensionamento do sistema de bombeio e transferência, compromete certas operações de processo nas refinarias, além de representar volume ocioso na transferência e tancagem do petróleo e gerar problemas de incrustação e corrosão nos oleodutos de exportação. Portanto, o objectivo do processamento primário do petróleo é o de separar gás, sob condições controladas, e o de remover água, sais e outras impurezas, suficientemente para torná-lo estável e adequado para ser transferido.
	
Separação primária
O processo primário de separação do gás apresenta-se relativamente fácil, devido a grande diferença de densidade apresentada entre as fases líquida e gasosa, bastando, apenas, uma fragmentação inicial do fluido, pelo emprego de dispositivos apropriados, seguido de um baixo tempo de separação. A separação da água do petróleo apresenta-se um pouco mais complexa, pois, embora ambos sejam imiscíveis, estes ascendem à superfície sob a forma de emulsões.
Geralmente, o petróleo e a água encontram-se no fundo do poço sob a forma de duas fases separadas. Ao escoarem através das tubulações de produção, essas fases são submetidas a agitação e ao cisalhamento, e, em função da presença de emulsificantes naturais no petróleo (asfaltenos, resinas, ácidos naftênicos, dentre outras espécies químicas), de carácter lipofílico dominante, ocorre a dispersão de uma fase em outra, dando origem a emulsões do tipo água-óleo (A/O), isto é, diminutas gotas de água dispersas no petróleo recobertas por uma fina camada da fase oleosa. 
Esses agentes migram para esta interface, formando uma barreira que impede o contacto entre as gotas, estabilizando a emulsão. Adicionalmente, sabe-se que estas emulsões podem ser também estabilizadas pela presença de materiais insolúveis, finamente divididos na interface.
A separação das fases (petróleo, gás, e água) em fluxos separados em dispositivos mecânicos conhecidos como separadores de gás e óleo de duas fases (quando o fluxo produzido não contém água) ou separadores trifásicos (quando o fluxo produzido contém água).
Emulsão
O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos: hidrocarbonetos parafínicos, isoparafínicos, naftênicos e aromáticos. Além dos hidrocarbonetos mencionados, o petróleo apresenta outros constituintes em menor percentagem, compostos orgânicos contendo elementos químicos como nitrogênio, enxofre, oxigênio (chamados genericamente de compostos NSO) e metais, principalmente níquel e vanádio. 
Os compostos sulfurados são indesejáveis, pois aumentam a polaridade dos óleos contribuindo para estabilização das emulsões, são responsáveis pela corrosividade dos produtos, contaminam catalisadores, conferem cor e cheiro nos produtos finais e são tóxicos.
Emulsões são formadas na interface óleo/agua, podem ser problematicas na operacao de um separador, alem de causar problemas com o controle de nivel, o aculumo de emulsao diminui o tempo de retencao efetivo, resultando em uma reducao na efeciencia do processo. A adicao de calor ou de produtos quimicos minimiza a formacao de emulsao, porem esses procedimentos sao preferencialmente aplicados na fase de tratamento de oleo.
Assim, normalmente adiciona-se previamente determinado produto químico, desestabilizante (desemulsificante) à corrente a ser processada, capaz de competir e deslocar os emulsificantes naturais presentes na interface. Em seguida, a emulsão é aquecida, e quando necessário, é fornecido ao sistema suficiente padrão de fluxo para que haja separação de fases.
Agentedesestabilizante
(T, agente químico)
EXISTEM 3 TIPOS DE EMULSÃO:
1) Emulsão Óleo em Água (O/W): Gotas de óleo dispersas em água, BSW>60;
2) Emulsão Água em Óleo (W/O): Gotas de água dispersas no óleo, BSW<60;
3) O/W/O ou W/O/W: denominada emulsão dupla/multipla, BSW(50-60).
Usualmente, no processamento primário de petróleo são empregados vasos separadores gravitacionais trifásicos para remover grande parte da água e do gás. Estes apresentam formato cilíndrico e são projectados para trabalharem a temperaturas e pressões razoavelmente elevadas, além de promoverem, em seu interior, o padrão de fluxo desejado para a segregação gravitacional.
EMULSÕE E SUAS DECANTAÇÕES COM TEMPO
Vasos Separadores	
 Vaso separador é um dispositivo ou recipiente pressurizado destinado a separar os fluidos dos reservatórios em componentes líquidos e gasosos de acordo com a sua densidade. Os fluidos produzidos passam, inicialmente por separadores que podem ser bifásicos ou trifásicos, actuando em série ou em paralelo. 
Mecanismos principais para separar líquido do gás
Para separar o liquido do gas, existem mecanismos principais, a saber:
a) Acção da gravidade e diferença de densidades;
b) Decantação do fluido mais pesado;
c) Separação inércias;
d) Mudanças bruscas de velocidade e de direcção de fluxo permitindo ao gás desprender-se da fase líquido devido a inércia que esta fase possui;
e) Aglutinação das partículas;
f) Contacto das gotículas de óleo dispersas sobre uma superfície, o que facilita suacoalescência, aglutinação e consequente decantação;
Factores que influenciam na separação do fluido
	Entre os factores preponderantes que influenciam na separação do fluido (crude), temos a destacar o seguinte:
· Densidade
· Tamanho de gota
· Velocidade de Gas na corrente
· Gravidade
As variáveis que ajudam na separação dos fluidos
Na separação dos fluidos, existem variáveis que favorecem a mesma operação, tais como:
· Temperatura dos fluidos;
· Volume;
· Pressão;
· Densidade dos componentes.
Classificação dos separadores
 Os separadores são classificados pela forma de orientação dos recipientes e o número de fluidos a serem separados. 
Os três modos que podem ser classificados:
· Quanto a configuração geometrica;
· De acordo com o número de fases;
· De acordo com a função:
· Quanto a pressão de trabalho;
a) Os separadores quanto a configuração podem ser:
· Separadores verticais,
· Separadores horizontais
· Separadores esféricos
b) Os separadores quanto ao número de fases podem ser:
· Separadores bifásicos
· Separadores trifásicos
c) Quanto a função os separadores podem ser:
· Separadores de produção
· Separador de água livre
· Separadores atmosféricos (surge tank)
· Depuradores (gas scrubber)
· Slug catcher (remoção de golfadas de condensados em gasoduto)
d) Quanto a pressão de trabalho os separadores podem ser:
· Separadores de baixa pressão 
· Separadores de média pressão
· Separadores de alta pressão.
Na tabela 1.1 apresenta-se as principais especificações exigidas para as correntes gás, óleo e água produzida (para descarte), após o processamento primário realizado no E&P.
No separador bifásico ocorre a separação gás/líquido, enquanto que no separador trifásico ocorre, também, a separação óleo/água; 
 Separador gravitacional trifásico
A separação trifásica é a separação do gás, do óleo e de água livre. Devido á diferença de densidade entre o óleo e a água, e ao tempo de retenção do fluido na secção de acumulação de líquido, aparecerão:
· Uma camâda de água no fundo do vaso (água livre)
· Uma camâda sobre ela de emulsão agua-óleo
· Uma camâda de óleo sobre esta última
Para separar e remover esta água livre decantada são utilizados separadores trifásicos (também chamados de extratores de água livre),idênticos aosseparadores bifásicos, com apenas alguns dispositivos a mais para esta finalidade.
Funcionamento
O equipamento possui uma placa deflectora na entrada que é responsável pela fragmentação das fases, o que facilita a saída de gás e aumenta a dispersão das fases. A pós o choque, o óleo e a água caem na câmara de separação e ocorre, parcialmente, a separação gravitacional entre os fluidos. Dependendo do tipo de óleo, pode ocorrer a formação de espuma, geradora da dispersão de líquidos na fase gasosa.
O controlo de nível de interface da câmara actua sobre a vazão de saída da fase aquosa. A parte oleosa verte para câmara de óleo onde o nível é controlado manipulando-se a vazão de saída da fase oleosa. O controle de pressão actua sob a abertura da válvula de controle, o que faz com que a vazão de saída de gás se altere continuamente.
Para melhorar a eficiência da separação são utilizados vários dispositivos internos. Os extractores de névoa retiram o líquido carregado pelo gás. Na saída de gás existe ainda outro dispositivo com a mesma função. As placas paralelas da câmara efectuam separação do líquido/líquido. No vaso de separação difásica, a fases líquidas são compostas de água mais óleo o que dispensa a saída de água existente no separador trifásico. O controle também se torna mais simples, pois só são necessários os controles de nível no vaso e da pressão de separação.
Componentes de um separador trifásico
Deflector – consiste em um dispositivo que é instalado na entrada do separador cuja finalidade é direccionar a velocidade e o sentido do fluido	
1.6.1. Extractor de névoa – É um equipamento localizado no local de saída de gás do separador cuja finalidade é remover gotículas de óleo carreadas pela fase gasosa efluente.
Secção de separação primária
Nesta secção o fluido choca-se com deflectores ou é dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório. É nesta secção que a maior parte do líquido é separado, removendo rapidamente as golfadas e as gotículas de maior diâmetro do líquido.
Secção de separação secundária
Na referida secção separam – se as gotículas menores de liquido carreadas pelo gás após a separação primária;
Secção de acumulação de líquido
Neste caso ocorre a separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do líquido após a separação primária. Para que seja efectiva, o liquido deve permanecer retido durante um certo tempo;
Secção aglutinadora
Nesta fase as gotículas de líquido arrastadas pela corrente de gás, são aglutinadas em meios porosos e recuperadas. Para retenção de pequenas gotículas de liquido na parte superior dos vasos, são utilizados extractores de névoa.
Separador gravitacional bifásico
Modo de funcionamento
O fluido entra no separador e choca-se com o deflectores de entrada que provoca uma mudança brusca de velocidade e direcção do fluido. A força de gravidade causa separação das gotículas mais pesadas que deixam a corrente de gás e se acumulam no fundo do vaso onde o líquido é ciletado. Essa Secção de colecta assegura um tempo de retenção apropriado, necessário para que o gás se desprenda do líquido e vá para o espaço superior do separador.
O gás separado flui sob os deflectores de entrada e seu através da secção de submarina. À medida que o gás flui, pequenas gostas de líquido que ficaram na fase gasosa cai por acção da gravidade na interface gás/liquido.
Algumas gostas têm diâmetro tão pequenos que não são facilmente separadas nessa secção de Decantação.
No separador bifásico ocorre a separação gás/líquido, enquanto que no separador trifásico ocorre, também, a separação óleo/água; 
Entretanto, antes de deixar o vaso, o gás passa através de uma secção de aglutinação e Coalescência composta por aletas de metal, almofadas de Tela de arame ou placas poucos espaçadas que extraem a nevoa presente no líquido
Separador do fundo (separador submarino)
Separadores de fundo para óleo e gás são equipamentos utilizados para segregar e separar as fases em um escoamento bifásico. Sua aplicação é fundamental sempre que a co-existência das fases no escoamento implicar na operação inadequada de equipamentos ou incrementar processos indesejáveis, como a perda de carga ou a oscilação de variáveis operacionais(vazão, pressão, temperatura, etc) no sistema de transporte de fluidos. 
Exemplos característicos, actuais, e de suma importância para o país, neste momento em que a produção de petróleo resulta em grande parte de reservas submarinas, é a ocorrência de escoamentos de gás e óleo em tubulações de completação e produção de petróleo, ou na sucção de bombas centrífugas submersas. Quando se produz um campo de petróleo, haverá sempre a ocorrência de escoamento bifásico (ou mesmo multifásico, com a presença de água e partículas sólidas) no poço e na tubulação de transporte da mistura entre a cabeça do poço e as facilidades de produção. 
O gás, ou está naturalmente livre no reservatório e será produzido com o óleo, ou resultará da mudança de fase das fracções mais leves do óleo, quando este perde pressão ao escoar para a superfície. Se a ocorrência simultânea de gás e óleo na tubulação, por um lado, diminui a energia hidrostática da coluna bifásica que se estabelece entre o reservatório e a superfície, por outro aumenta a energia dissipada no escoamento, induz oscilações de pressão e vazão neste escoamento e impede a instalação, entre o reservatório e a superfície, de equipamentos operacionalmente sensíveis à presença de gás misturado na corrente de óleo.
Separador vertical: separador com tecnologia similar ao horizontal, com exceção de que o tanque é posicionado na vertical, o que o torna favorável para separação líquido-gás. 
Separadores do tipo Caisson/VASPS: são separadores verticais de grande comprimento instalados no leito marinho em poços denominados dummywells. Ambos combinam separação gravitacional e ciclônica e possuem uma bomba que se encarrega do transporte dos líquidos separados. Suas configurações são ilustradas a seguir: 
 a)
b)
 
Separadores compactos: separadores compactos compõem o mais recente foco de pesquisa para separação submarina. Embora os separadores supracitados tenham diversos campos de aplicação, os separadores compactos mostram-se mais promissores para aplicação em águas profundas e ultraprofundas, como por exemplo o separador ciclônico em linha. Para separação gás-líquido, já existem três aplicações desta tecnologia disponíveis: degaseificador, para remoção de gás de sistemas majoritariamente líquidos; deliquidificador, para remoção de líquido em sistemas principalmente gasosos; e um separador de fases, para separação grosseira gás-líquido. Segue ilustração desta tecnologia: 
 
 
Figura 14 - À esquerda: separador de fases; no meio: deliquidificador;
 à direita: degaseificador 
A separação submarina atualmente apresenta um vasto campo de aplicações. 
Ela é utilizada, por exemplo, em campos maduros cuja produção de água excede a de óleo e torna economicamente inviável a continuidade da recuperação. Campos com elevado teor de gases também são candidatos à separação, pois o escoamento de gás e líquidos combinados pode bloquear os dutos devido à formação de hidrato. 
Outras aplicações de separadores submarinos são em reservatórios com baixa pressão, em reservatórios onde há elevado número e grandes distâncias de tie-backs, assim como em campos com lâminas d’água profundas e ultraprofundas. 
As vantagens dessa tecnologia são: 
· Redução da pressão em oposição à pressão do reservatório, aumentando assim a taxa de produção e a recuperação final do campo. 
· Extensão do platô de produção. 
· Possibilidade de tie-backs de longa distância em reservatórios cuja recuperação não é suficiente para justificar unidade de produção própria. 
· Possibilidade de explotação de reservatórios pouco pressurizados, com baixas permeabilidades ou com propriedades de fluidos pobres. 
· Possibilidade de emprego de bombas monofásicas que têm maior eficiência do que as multifásicas. 
· Mitigação da possibilidade de fluxo em golfadas. 
· Facilitação do emprego de gas-lift. Quando bombas multifásicas do tipo helicoaxial são empregadas nos campos de bombeio multifásico, o uso de gas-lift não é recomendável devido à elevada fração de gás bombeada. 
· Diminuição do espaço ocupado e do peso dos equipamentos empregados em superfície. 
 
Como desvantagem aparece a necessidade de instalação de mais de um riser devido à separação dos efluentes do poço em duas ou três fases.
Separador Atmosferico
 Último estágio de separação, normalmente somente bifásico (gás/óleo) que visa à estabilização da corrente de óleo com remoção do gás residual e actua também como pulmão das bombas de transferência de óleo.Pode ser também chamado de segundo estágio de separação  (se não existir estágio intermediário) ou terceiro estágio de separação  (se existir estágio intermediário). 
TRATAMENTO DA ÁGUA
Tipicamente, a água proveniente dos separadores e tratadores de óleo é enviada para um vaso desgaseificador, seguindo daí para um separador água/óleo e finalmente para um tubo de despejo (produção offshore). Todo o óleo recuperado nas várias etapas é recolhido em um tanque recuperador de óleo, retornando ao processo.
-A função do vaso desgaseificador é remover traços de gás ainda presentes no líquido. Geralmente é um separador trifásico de baixa pressão. Os gases separados são encaminhados para um dispositivo de queima.
TRATAMENTO DE ÁGUA – HIDROCICLONES
Os hidrociclones (deoilings) são equipamentos para a separação líquido-líquido desenvolvidos, especificamente, para a separação óleo-água, que nos casos de sistemas de produção, são instalados, usualmente, após os separadores de produção trifásicos ou, em alguns casos, após os tratadores eletrostáticos.
TEORIA DE FUNCIONAMENTO:
A água produzida entra no liner através de entradas tangenciais onde a energia
potencial da água é transformada em energia centrífuga. Esta força centrífuga direciona o fluido mais denso (água) para as paredes do liner e o fluido menos denso (óleo) para o
centro do corpo do liner. A manutenção da pressão da corrente de rejeito, por onde sai
o óleo recuperado, sempre abaixo da pressão de saída de água garante o direcionamento
do cone de óleo no sentido oposto ao da saída da água.
Vantagens:
• Pequeno tamanho e baixo peso se comparado a um separador de placas água-óleo, dimensionado para a mesma capacidade.
• Tempo de residência de poucos segundos;
• Ideal para FPSO’s e SS’s por não sofrerem influência provocada pelo balanço desses sistemas;
• Pode ser instalado na posição horizontal ou vertical;
• Não apresenta partes móveis;
• Necessita de pouca manutenção;
• Necessita de pouco acompanhamento operacional;
• Tolera flutuação na vazão.
Desvantagens:
• Só remove uma parte do óleo emulsionado fazendo com que o Sistema de Tratamento de Água, onde foram instalados, não se consiga atingir os valores exigidos pela legislação (< 20 mg/L), somente com a sua utilização;
• Facilita a deposição de sais incrustantes nas paredes dos liners. Nos sistemas com potencial de geração de sais incrustantes, a injeção de produtos anti-incrustantes devem ser aumentadas para prevenir contra a incrustação.
TRATAMENTO DE ÁGUA – FLOTADORES
Processo de separação por flotação:
O processo de flotação de emulsões está baseado na ocorrência de contato entre as bolhas de gás e as gotas de óleo, como as fases gás e óleo são menos densas do que a água, ambas tenderão a ascender naturalmente. Contudo, como a densidade do gás é muito menor do que a densidade do óleo, é de se esperar que as bolhas ascendem com uma velocidade maior do que as gotas de óleo. Esta diferença possibilita a ocorrência do contato (choque) bolha-gota. Em muitos casos, o movimento da água ao redor das bolhas pode afastar as gotas, reduzindo assim a possibilidade do contato bolhagota.
Principais processos de flotação :
• Flotação por gás induzido (FGI)
• Flotação por gás dissolvido (FGD)
• Eletroflotação
Comparação entre o processo de flotação a gás dissolvido e a gás induzido:
- O tamanho das bolhas de gás geradas, no processo de flotação a gás dissolvido, são normalmente, bem menores que no processo a gás induzido;
- O processo de flotação a gás dissolvido tem um maior custo de instalação
e operação que o processoa gás induzido;
- A flotação a gás dissolvido é, normalmente, mais eficiente;
- A energia interna e a turbulência gerada na célula de flotação a gás
induzido é bem maior que na célula de flotação a gás dissolvido.
Tratamento de água – tubo de despejo
-O tubo de despejo apresenta câmaras de decantação e anteparos de retenção para promover tempo extra de residência para separar qualquer óleo remanescente proveniente dos hidrociclones. A água oleosa recuperada é enviada ao tanque recuperador, enquanto que o restante é descartada para o meio ambiente;
TRATAMENTO DO ÓLEO (emulsão)
No processo de produção de petróleo um dos contaminantes mais indesejados é a água. A quantidade de água produzida associada aos hidrocarbonetos varia em função de uma série de fatores, tais como:
• Características do reservatório;
• Idade dos poços produtores (normalmente a qtde de água produzida, que apresenta maior mobilidade que o óleo, aumenta com o passar do tempo);
• Métodos de recuperação utilizados (injeção de água, vapor); A presença de água associada ao petróleo provoca uma série de problemas nas etapas de produção, transporte e refino. Na produção e transporte os maiores inconvenientes estão ligados
a:
• Necessidade de superdimensionamento de instalações de coleta, armazenamento e transferência (bombas, linhas, tanques, etc);
• Maior consumo de energia;
• Segurança operacional (problemas de corrosão e/ou incrustação). A eliminação da água, portanto:
• Proporciona um tempo de operação mais longo das diversas unidades e equipamentos;
• Reduz o tempo/custo de manutenção e consumo de produtos químicos;
• Propícia operações de produção, transporte e refino dentro dos padrões de segurança e qualidade, com menores custos. Durante o percurso do reservatório até a superfície, o óleo e a água formam emulsões que apresentam maior ou menor estabilidade em função principalmente do regime de fluxo e da presença de agentes emulsificantes que impedem a coalescência das gotículas de água;
- Grande parte da água que vem associada ao petróleo é facilmente separada por simples decantação (água livre) nos separadores. Para remover o restante da água, que permanece emulsionada, há necessidade de se utilizar processos físicos e químicos que aumentem a velocidade de coalescência;
TRATAMENTO DO ÓLEO – EMULSÕES
As emulsões são mistura de dois líquidos imiscíveis formada de uma fase dispersa e uma contínua, separadas por uma película estável, constituída de agentes emulsificantes;
Microscopia de uma emulsão
do tipo água-em-óleo
O aparecimento de emulsões estáveis de petróleo do tipo água-em-óleo e a natureza do petróleo são os fatores críticos para o uso dessa tecnologia, pois:
• tem-se que adicionar produto químico (desemulsificante) para quebrar a emulsão;
• tem-se aquecer o petróleo para aumentar a velocidade de quebra da emulsão e a velocidade de separação da água do óleo;
• tem-se que promover tempo de separação para que óleo e água segreguem-se em diferentes fases. Este tempo de separação é oferecido no interior dos vasos separadores
(gravitacional e eletrostático).
O tratamento termoquímico consiste na quebra de emulsão por meio de aquecimento, geralmente na faixa de 45 a 60 oC, em equipamentos conhecidos como tanques de lavagem e tratadores e que são bastante usados em campos de petróleo terrestres;
-A aplicação de um campo elétrico de alta voltagem a uma emulsão faz com que as gotículas de água dispersas no óleo adquiram uma forma elíptica alinhadas na direção do campo, com pólos induzidos de sinais contrários, que criam uma força de atração provocando a coalescência. Este é o princípio dos tratadores eletrostáticos, que são frequentemente encontrados nos sistemas marítimos de produção;
TRATADOR ELETROSTÁTICO 
Princípio: Separação de um líquido condutor disperso em um meio pouco condutor;
As gotas de água se polarizam e tendem a passar da forma esférica para a forma
elíptica;
TRATAMENTO DO ÓLEO (emulsão)
No processo de produção de petróleo um dos contaminantes mais indesejados é a água. A quantidade de água produzida associada aos hidrocarbonetos varia em função de uma série de fatores, tais como:
• Características do reservatório;
• Idade dos poços produtores (normalmente a qtde de água produzida, que apresenta maior mobilidade que o óleo, aumenta com o passar do tempo);
• Métodos de recuperação utilizados (injeção de água, vapor); A presença de água associada ao petróleo provoca uma série de problemas nas etapas de produção, transporte e refino. Na produção e transporte os maiores inconvenientes estão ligados
a:
• Necessidade de superdimensionamento de instalações de coleta, armazenamento e transferência (bombas, linhas, tanques, etc);
• Maior consumo de energia;
• Segurança operacional (problemas de corrosão e/ou incrustação). A eliminação da água, portanto:
• Proporciona um tempo de operação mais longo das diversas unidades e equipamentos;
• Reduz o tempo/custo de manutenção e consumo de produtos químicos;
• Propícia operações de produção, transporte e refino dentro dos padrões de segurança e qualidade, com menores custos. Durante o percurso do reservatório até a superfície, o óleo e a água formam emulsões que apresentam maior ou menor estabilidade em função principalmente do regime de fluxo e da presença de agentes emulsificantes que impedem a coalescência das gotículas de água;
- Grande parte da água que vem associada ao petróleo é facilmente separada por simples decantação (água livre) nos separadores. Para remover o restante da água, que permanece emulsionada, há necessidade de se utilizar processos físicos e químicos que aumentem a velocidade de coalescência;
TRATAMENTO DO ÓLEO – EMULSÕES
As emulsões são mistura de dois líquidos imiscíveis formada de uma fase dispersa e uma contínua, separadas por uma película estável, constituída de agentes emulsificantes;
Microscopia de uma emulsão
do tipo água-em-óleo
O aparecimento de emulsões estáveis de petróleo do tipo água-em-óleo e a natureza do petróleo são os fatores críticos para o uso dessa tecnologia, pois:
• tem-se que adicionar produto químico (desemulsificante) para quebrar a emulsão;
• tem-se aquecer o petróleo para aumentar a velocidade de quebra da emulsão e a velocidade de separação da água do óleo;
• tem-se que promover tempo de separação para que óleo e água segreguem-se em diferentes fases. Este tempo de separação é oferecido no interior dos vasos separadores
(gravitacional e eletrostático).
O tratamento termoquímico consiste na quebra de emulsão por meio de aquecimento, geralmente na faixa de 45 a 60 oC, em equipamentos conhecidos como tanques de lavagem e tratadores e que são bastante usados em campos de petróleo terrestres;
-A aplicação de um campo elétrico de alta voltagem a uma emulsão faz com que as gotículas de água dispersas no óleo adquiram uma forma elíptica alinhadas na direção do campo, com pólos induzidos de sinais contrários, que criam uma força de atração provocando a coalescência. Este é o princípio dos tratadores eletrostáticos, que são frequentemente encontrados nos sistemas marítimos de produção;
TRATADOR ELETROSTÁTICO 
Princípio: Separação de um líquido condutor disperso em um meio pouco condutor;
As gotas de água se polarizam e tendem a passar da forma esférica para a forma
elíptica;
O Processamento Primário tem como objectivo atingir as especificações exigidas pelo refino:
	Propriedades
	Especificação de exportação
	Fases do tratamento
	TVP
	O,96 Kpa at 60 oC
	Estabilização do óleo
	BS & W
	0,5 % Vol
	Desidratação do óleo
	Quantidade de Sais
	60 mg/ l
	Dessalinização do óleo
PERMUTADORES DE CALOR
DIAGRAMA DE FLUXO DE UM PROCESSO (PFD)
DIAGRAMA DE INSTRUMENTAÇÃO DE UM PROCESSO (P&ID)
ACTIVIDADES
1. O que são facilidades de produção?
2. O que entendes por planta de processamento primário?
3. Quais são as responsabilidades de um Eng. de produção?
4. Como está classificado o processamento primário? Aborde cada uma!
5. O que entendes por separação primária?
6. Qual é o objectivo da separação?
7. Oque entendes por emulsão?
8. Quais são os contaminantes do óleo?
9. Como podemos quebrar as emulsões?
10. O que são vasos separadores?
11. Quais são os principais mecanismos para a separação do líquido do gás?
12. Quais são os factores que influenciam a separação dos fluídos? 
13. Que variáveis ajudam na separação dos fluídos?
14. Como estão classificados os separadores?
15. Diga quais são as especificidades requeridas para as correntes de gás, óleo e água, após o processamento primário?
16. Explique cada classificação dos separadores?
17. Cite as secções que compõem um separador. Aborde cada uma delas?
18. Cite e conceitue os componentes de um separador.
19. Explique o princípio de funcionamento de um separador?
20. Aborde sobre o separador submarino.
HANDBOOK SEPARAÇÃO PRIMÁRIA DE FLUÍDOS | AYRTON NÓBREGA
 
CONTAMINANTE ELEMENTO 
QUÍMICO 
PRESENTE 
PREJUÍZO 
Compostos Orgânicos 
Sulfurados 
Enxofre (S) Corrosão, Toxidez, Poluição 
Compostos Orgânicos 
Nitrogenados 
Nitrogênio (N) 
Contaminação de 
catalisadores, Alteração da 
coloração de produtos finais. 
Compostos Orgânicos 
Oxigenados 
Oxigênio (O) 
Acidez, Corrosividade, 
formação de gomas, odor. 
Compostos Orgânicos 
Metálicos 
Metais 
(principalmente Ni e 
V) 
Agressão a materiais, 
Contaminação de 
catalisadores. 
	CONTAMINANTE
	ELEMENTO QUÍMICO PRESENTE
	PREJUÍZO
	Compostos Orgânicos Sulfurados
	Enxofre (S)
	Corrosão, Toxidez, Poluição
	Compostos Orgânicos Nitrogenados
	Nitrogênio (N)
	Contaminação de catalisadores, Alteração da coloração de produtos finais.
	Compostos Orgânicos Oxigenados
	Oxigênio (O)
	Acidez, Corrosividade, formação de gomas, odor.
	Compostos Orgânicos Metálicos
	Metais (principalmente Ni e V)
	Agressão a materiais, Contaminação de catalisadores.
Do 
poço
Gás
Saída 
de 
óleo
Óleo
Água
Saída 
de 
água
Do 
poço
Gás
Saída 
de 
óleo
Óleo
Água
Saída 
de 
água
Gás
Saída 
de 
óleo
Óleo
Água
Saída 
de 
água