DISCIPLINA: PROCESSAMENTO DO
PETRÓLEO E DO GÁS NATURAL
Califórnia USA
EMENTA
PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL
1. Composição e Características do Óleo Cru
2. Fundamentos do Processamento Primário
3. Fundamentos da Tecnologia de Refino
3.1 Processos de Separação;
3.2 Processos de Conversão;
3.3 Processos de Tratamento;
3.4 Processos Auxiliares;
4. Fundamentos do Processamento do Gás Natural
PROVAS
1. Composição e Características do Óleo Cru
PROVA 1
2. Fundamentos do Processamento Primário
3. Fundamentos da Tecnologia de Refino
3.1 Processos de Separação;
3.2 Processos de Conversão;
PROVA 2
3.3 Processos de Tratamento;
3.4 Processos Auxiliares;
4. Fundamentos do Processamento do Gás Natural
MÉDIA= (PROVA 1 + PROVA 2 + PROVA 3)/3 > 7,0 APROVADO
< 7,0 PROVA FINAL
PROVA 3
PROVA FINAL
PROVA FINAL: será elaborada com todo o conteúdo
abordado ao longo da disciplina!!!
MÉDIA FINAL= [MEDIA DAS TRÊS PROVAS + NOTA DA PROVA FINAL]/2
MÉDIA FINAL > 5,0 APROVADO
MÉDIA FINAL < 5,0 REPROVADO
BIBLIOGRAFIA BÁSICA
1. PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO E GÁS
Nilo Indio do Brasil, Maria Adelina Santos Araújo e Elisabeth
Cristina Molina de Sousa.
Editora: LTC
2. Apostilas da Petrobrás: disponibilizadas por email.
Capítulo 1: Composição e
Características do Petróleo
Petróleo: petrus “pedra” e oleum, “óleo”.
Óleo extraído de rochas denominadas de
Rocha Reservatório.
Características Gerais do Petróleo:
• Coloração (amarelo, marrom, preto,
verde, castanho escuro);
• Viscosidade (caráter oleoso);
• Densidade.
Composição Elementar
do Petróleo
“Petróleo é constituído por uma
mistura complexa de compostos
orgânicos e inorgânicos.”
Tabela 1 - Análise Elementar do óleo cru típico (% em massa)
Hidrogênio
10 - 14
Carbono
83 - 87
Enxofre
0,05 - 6
Nitrogênio
0,1 - 2
Oxigênio
0,05 – 1,5
Metais (Fe, Ni e V)
Até 0,3
Composição Química do
Petróleo
Hidrocarbonetos
Não hidrocarbonetos
• Alifáticos;
• Aromáticos;
• C, H e Heteroátomos;
• Asfaltenos e resinas;
• Contaminantes.
Composição do Petróleo
Constituintes do Petróleo
Hidrocarbonetos
parafínicos:
parafine “pequena atividade”.
• normais: CnH2n+2
• ramificados /isoparafinas:CnH2n+2
(latim-
Constituintes do Petróleo
Propriedades de hidrocarbonetos parafínicos
Constituintes do Petróleo
Hidrocarbonetos Naftênicos
•cíclicos (naftênicos): CnH2n - disposição na
forma de anéis, com ligações simples.
Constituintes do Petróleo
Propriedades de hidrocarbonetos naftênicos
Constituintes do Petróleo
Hidrocarbonetos Olefínicos
•duplas ligações
• Elevada instabilidade.
Hidrocarbonetos aromáticos
• ligações simples e duplas que se alternam
entre os 6 átomos de carbono.
Constituintes do Petróleo
Propriedades de hidrocarbonetos aromáticos
Constituintes do Petróleo
 Petróleos contêm os mesmos HC’s, em
diferentes quantidades.
 A quantidade relativa de cada grupo de HC’s
geram características físico-químicas distintas.
 A quantidade relativa dos compostos
individuais em cada grupo é aproximadamente
da mesma ordem de grandeza.
Constituintes do Petróleo
Constituintes do Petróleo
Constituintes do Petróleo
Constituintes do Petróleo
Compostos Sulfurados: (concentração de 0,65% em peso)
Compostos indesejáveis → Aumentam a estabilidade óleoágua, provocam corrosão, contaminam catalisadores e
determinam cor e cheiro aos produtos finais.
 Produzem SOx → Restrição ambiental.
 Teor de enxofre acima de 2,5% → petróleo azedo.
 Teor de enxofre abaixo de 0,5%→ petróleo doce.
 Faixa intermediária → óleos semi-doce”.
 presentes nas frações mais pesadas de petróleo.
Constituintes do Petróleo
Constituintes do Petróleo
Compostos Nitrogenados: (Concentração média de 0,17 %
em peso).
Compostos indesejáveis → Aumentam a capacidade do óleo
reter água em emulsão, tornam instáveis os produtos de
refino, contaminam catalisadores.
Concentrados nas frações mais pesadas do petróleo
Constituintes do Petróleo
Constituintes do Petróleo
Compostos Oxigenados:
 Concentração: medida através do índice TAN (Total Acid
Number).
 Óleos ácidos TAN > 1. Óleos não ácidos TAN < 1.
Compostos indesejáveis → Aumentam
corrosividade e o odor do petróleo.
a
acidez,
 Concentrados nas frações mais pesadas do petróleo
a
Constituintes do Petróleo
Compostos Organometálicos:
1- Sais orgânicos metálicos dissolvidos na água emulsionada ao
petróleo.
2- Compostos complexos concentrados nas frações mais
pesadas do petróleo.
Porfirina
Compostos indesejáveis → Contaminação de catalisadores
(Co, Hg, Cr, Na, Ni e Va)
 Catalisa a formação de ácido sulfúrico em meio aquoso.
Atacam os tubos de exaustão de queimadores.
Constituintes do Petróleo
Constituintes do Petróleo
Resinas (dissolvidas no cru) e Asfaltenos (dispersos
na forma coloidal):
• Incluem moléculas grandes.
• Alta relação C/H, com presença de enxofre, oxigênio e
nitrogênio.
Impurezas oleofóbicas
• Água, sais (brometos, iodetos, sulfetos, cloretos);
• Argilas, areia e sedimentos;
•Água de formação (gotículas de fluidos aquosos, salinos, qua
acompanham o cru nas suas jazidas).
Capítulo 2: Qualificação do Petróleo
AVALIAÇÃO DO PETRÓLEO
Características Físicas
Composição
Frações
transporte/armazenamento
HC’s, heteroátomos e contaminante
nafta, querosene, gasóleos e resíduos
Capítulo 2: Qualificação do Petróleo
Intrínsecos do Petróleo:
• quanto ao transporte e armazenamento:
acidez, escoamento e estabilidade.
• quanto ao processamento:
refino.
Qualitativos:
Teor de saturados =  diesel e QAV.
Quantitativos:
rendimento
dos
derivados  as unidades da refinaria.
Capítulo 2: Caracterização Física
• Densidade: potencial de frações de alto
valor agregado.
141,5
° =
- 131,5

SG = densidade relativa (15,6 oC)
Densidade (API)
Classificação
° > 40
40 > ° > 33
33 > ° > 27
27 > ° > 19
19 > ° > 15
 < 15
Extraleve

é


á
Capítulo 2: Caracterização Física
Capítulo 2: Caracterização Física
• Pressão de vapor Reid (PVR): presença de
frações leves. Método ASTM D323.
Capítulo 2: Caracterização Física
• Ponto de fluidez: menor T na qual a amostra
fluirá (aromaticidade e parafinidade).
Método ASTM D5950.
Capítulo 2: Caracterização Física
• Viscosidade: resistência ao escoamento.
Método ASTM D445.
Capítulo 2: Caracterização Física
• Ponto de Congelamento: QAV (T em
elevadas altitudes em aviões a jato).
Método ASTM D4790 ou ASTM D16.
• Ponto de anilina:  teor de aromáticos 
miscibilidade a anilina. Método ASTM D611.
• Ponto de fulgor: T produz vapores sobre o
líquido  ignição espontânea (faísca).
Método ASTM D1711, D09 e D1695.
Capítulo 2: Caracterização Física
• Octanagem (IAD): tendência de detonação
por compressão de gasolina em motores de
ignição por centelha. Método ASTM D2700.
Número de Octano Motor (MON): desempenho
motor a 900 rpm.
Número de Octano Teórico (RON) : desempenho
do motor a  veloc. (600 rpm)
 + 
 =

Capítulo 2: Caracterização Física
• Número de Cetano: capacidade de
detonação instantânea. Método ASTM
D976.
• Ponto de Fuligem: qualidade de queima do
querosene e QAV. Altura máxima (mm) de
um chama sem fumaça. Método ASTM
D1322.
Capítulo 2: Caracterização Química
• Saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos
(SARA): cromatografia. Método ASTM
D6560.
Capítulo 2: Caracterização Química
• Teores de enxofre e de nitrogênio: grau de
refino necessário para processamento.
Método ASTM D4294 e D4629.
Capítulo 2: Caracterização Química
Capítulo 2: Caracterização Química
• Índice de Acidez Total (IAT): Quant. De KOH
neutralizar ácidos presentes. Método ASTM
D664.
• Teores de água e sais (BS&W): teor de água
emulsionada.
Basic Sediments and Water (BS&W) <
1,0%
Capítulo 2: Caracterização Química
• Índice de Acidez Total (IAT): Quant. De KOH
neutralizar ácidos presentes. Método ASTM
D664.
Capítulo 2: Qualificação do Petróleo
pela Volatilidade - PVE
• Ponto de Ebulição Verdadeiro (PVE):
separação e fracionamento do óleo cru.
ASTM D2892 atmosférico até 220 oC.
ASTM D2892 a vácuo até 220 oC.
Capítulo 2: Qualificação do Petróleo
pela Volatilidade - PVE
Capítulo 2: Qualificação do Petróleo
pela Volatilidade - PVE
Capítulo 2: Qualificação do Petróleo
pela Volatilidade - PVE
Capítulo 2: Qualificação do Petróleo
pela Volatilidade - PVE
Qualificação do Petróleo
Fundamentos do Processamento
Primário do Petróleo
Produção de Petróleo
 Via de regra, nenhuma fase é produzida
separadamente.
 Ao longo da vida produtiva de um campo de
petróleo ocorre, geralmente, a produção simultânea
de gás, óleo e água, juntamente com impurezas.
Produção de Petróleo
 Água de formação: pode ser arrastada pelo gás na
forma de vapor. É removida por decantação.
 Água emulsionada: requer tratamentos especiais
para sua remoção.
Emulsão: mistura de dois
líquidos
imiscíveis,
dispersos um no outro sob
forma
de
gotículas,
estabilizadas por ação de
agentes emulsificantes.
Produção de Petróleo
Impactos da Água Produzida
A separação da água produzida com o petróleo é
fundamental, devido a presença de sais dissolvidos
tais como:
cloretos;
Sulfatos;
carbonatos de sódio, bário, magnésio.
Incrustações: depósitos inorgânicos (incrustações)
formadas nas instalações de produção, transporte e
refino.
Impactos da Água Produzida
Incrustações: causam entupimento e bloqueio das
linhas e equipamentos.
• Incrustação de carbonato de cálcio, gerado da
decomposição de bicarbonato solúvel;
• Incrustações de sulfato de bário, de cálcio e
estrôncio, formadas a partir do contato da água de
formação (rica em Ba, Ca) com água do mar injetada
para manter a pressão do reservatório (rica em
sulfato).
Impactos da Água Produzida
Hidratos: estrutura cristalina formada a partir da
água e das frações leves de petróleo (metano, etano
e propano), a baixas T e elevadas P.
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.
Processamento Primário do
Petróleo
 Como o interesse econômico é produzir apenas
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 (PPF)”.
Portanto, o PPF abrange:
a. Separação do óleo, do gás e da água com as
impurezas em suspensão.
b. Tratamento ou condicionamento dos HC’s
c. Tratamento da água para reinjeção ou descarte.
Processamento Primário do
Petróleo
 Dependendo da viabilidade técnico-econômica,
uma planta de PPF pode ser:
• Simples:
efetuam
gás/óleo/água;
apenas
a
separação
• Complexas: incluem o condicionamento e
compressão do gás, tratamento e estabilização do
óleo e tratamento da água de descarte ou reinjeção.
Processamento Primário do
Petróleo
Processamento Primário do
Petróleo
 Normalmente, a separação e o tratamento dessas
fases é feita numa planta de processamento, por
meio do uso de:
• Produtos químicos;
•Aquecimento;
• Vasos separadores: dispostos em estágios, em
função dos mecanismos envolvidos na separação.
Processamento Primário do
Petróleo
 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.
Especificações dos Fluidos após
Processamento Primário do
Petróleo
PPF - Vasos Separadores
 Os fluidos produzidos passam, inicialmente por
separadores que podem ser bifásicos ou trifásicos,
atuando em série ou paralelo.
Separador bifásico: separação gás/líquido;
Separador trifásico: separação óleo/água.
PPF - Vasos Separadores
Fabricados na forma vertical ou horizontal;
 mecanismos principais para separar gás/líquido:
• Ação da gravidade e diferença de densidades decantação do fluido mais pesado;
• Separação inercial - mudanças bruscas de velocidade
e de direção do fluxo, permitindo ao gás desprenderse da fase líquido, devido a inércia que esta fase
possui;
PPF - Vasos Separadores
mecanismos principais para separar gás/líquido:
•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.
PPF - Vasos Separadores
Um separador típico é dotado de vários dispositivos
internos que aumentam a eficiência de separação:
• Defletores de entrada: muda a velocidade e
direção do fluido bruscamente;
• Quebradores de espuma e de onda;
• Extrator de névoa: retenção de pequenas
gotículas de líquido
• Demister: retenção de pequenas gotículas de
líquido
PPF – Extratores de névoa
Para fins didáticos, pode-se separá-lo em 4 seções
distintas:
PPF - Vasos Separadores
• Seção de separação primária – fluido (líquido e
gás) choca-se com os defletores que provocam
mudança brusca de velocidade, fazendo o líquido se
deslocar para o fundo do vaso, por gravidade;
PPF - Vasos Separadores
• Seção de separação secundária – onde se separam
as gotículas maiores de óleo, carregadas pelo gás
após a separação primária, por decantação;
PPF - Vasos Separadores
• Seção aglutinadora – as gotículas menores de líquido
são removidas do gás em meio porosos (áreas de
contato que facilitam a coalescência e decantação).
PPF - Vasos Separadores
• 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);
Sistemas de Separação
• Sem separação de fluido – visa executar teste e
avaliação da produção do poço;
Escoamento do fluido– se dá em fluxo multifásico
pelo oleoduto até a planta onde ocorrerá o
processamento.
Sistemas de Separação
• Com separação bifásica - consiste de coletores de
produção, separador de teste, separadores
bifásicos, tanque acumulador (surge tank) e sistema
de transferência .
Sistemas de Separação
• Com separação trifásica – possui permutadores de
calor (petróleo x água quente), separadores de
teste, separador trifásico, sistema de tratamento de
água oleosa, medição e transferência de óleo;
Sistemas de Separação
• Com separação trifásica e tratamento de óleo –
similar ao terceiro, possuindo adicionalmente um
tratador eletrostático (tratamento do óleo).
 Enquadrar o óleo nos padrões para Refino.
Separador Vertical x Horizontal
• Separador Horizontal – mais eficientes na
separação gás/líquido, uma vez que oferecem maior
área de interface que permite maior decantação das
gotículas presentes na fase gasosa, além de
favorecer desprendimento de gás da fase líquida.
• Separador Vertical – requer menor área para
instalação e tem geometria que facilita a remoção da
areia depositada no fundo. Desvantagem para uso
offshore (manuseio por causa da altura)
Problemas Operacionais
• Espuma – causada por impurezas.
problemas que pode gerar:
reduz a área de escoamento do gás;
aumenta o arraste de líquido na saída do gás.
• Parafina (HC’s de elevado peso molecular)- podem
cristalizar-se e obstruir as linhas de transferência e
equipamentos.
Depositam-se nas placas coalescedoras e
extratores de névoas.
Deve-se operar a T superior à TIAC
(temperatura de aparecimento de cristais)
Problemas Operacionais
• Areia
problemas que causam:
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
•Arraste de óleo pelo gás – Ocorre quando o nível
de líquido está muito elevado, há formação de
espuma ou a saída de líquido está obstruída.
Processamento do Gás Natural
Gás Natural
“mistura de hidrocarbonetos gasosos
composição abrange do metano ao hexano”.
• mais leve que o ar;
• não tem cheiro;
• sua
combustão
fornece 8000 a 10000
kcal/m3.
cuja
Processamento do Gás Natural
Impurezas presentes no Gás Natural
• inertes (N2): não apresenta reatividade
• gases ácidos: formam soluções ácidas em contato
com a água (gás carbônico, compostos de enxofre)
• vapor d’água: causam corrosão, hidratos e deixam
o gás fora das especificações.
Processamento do Gás Natural
Gás Associado
Gás Não-Associado
Cadeia Produtiva do Gás Natural
Condicionamento do Gás Natural
É o conjunto de processo aos quais o gás é
submetido de modo a remover ou reduzir teores de
contaminantes para atender as especificações do
mercado, segurança, transporte ou processamento
posterior.
• dessulfurização:
sulfurados.
remoção
de
• adoçamento: remoção de gases ácidos
• desidratação: remoção de água.
compostos
Condicionamento do Gás Natural
Plantas de Processamento Primário do fluido.
Condicionamento do Gás Natural
Remoção de gotículas de HC’s no gás (demister,
filtro coalescedor).
Condicionamento do Gás Natural
Remoção de componentes ácidos.
Condicionamento do Gás Natural
Adoçamento
Neutralização do H2S:
Neutralização do CO2:
Condicionamento do Gás Natural
Aumentar a P (200 kgf/cm2) do gás natural.
Condicionamento do Gás Natural
Evitar a formação de meio corrosivo e impedir a
formação de hidratos.
Condicionamento do Gás Natural
Pode ser realizado por processos de absorção ou
adsorção.
Solução de TEG (trietilenoglicol 98,5%)
Condicionamento do Gás Natural
A remoção de água através do processo de adsorção
é realizada pelo uso de materiais que apresentam
afinidade pela água, tais como a alumina, a sílica-gel e
as peneiras moleculares.
 O adsorvente saturado é regenerado por ação do
calor.
Processamento do Gás Natural
Separar as frações leves (metano e etano) das
pesadas, que apresentam maior valor comercial.
Processamento do Gás Natural
Refrigeração simples: condensação dos HC’s mais
pesados pela redução da temperatura.
Absorção refrigerada: o gás é submetido ao contato
com um fluido auxiliar (óleo de absorção), sob alta
pressão e baixa temperatura.
Processamento do Gás Natural
Turbo-expansão: diminuição da T do gás, através da
sua expansão numa turbina, provocando a
condensação dos HC’s mais pesados.
Expansão de Joule-Thomson: expansão do gás
numa válvula, provocando a redução da pressão, e
conseqüentemente, diminuição da Temperatura.
Processamento do Gás Natural
Frações mais pesadas: dão origem ao “gás liquefeito
do petróleo” (propano e butano), conhecido como
gás de cozinha.
Gás natural processado: antes de ser processado é
denominado “gás úmido”. Após o tratamento, o
conhecido como gás residual, ou seja, gás seco (não
possui hidrocarbonetos condensáveis).
Tratamento do Óleo
No processo de produção de petróleo um dos
contaminantes mais indesejáveis é a ÁGUA.
A quantidade de água produzida associada varia em
função de uma série de fatores.
• Característica do reservatório;
• Idade do poço produtor (a quantidade de água aumenta
com o tempo);
• Método de recuperação utilizado (injeção de água, vapor)
Tratamento do Óleo
A presença de água provoca uma série de problemas
nas etapas de produção e transporte.
• necessidade de super dimensionamento de
instalações de coleta, armazenamento e
transferência (bombas, linhas e tanques);
• maior consumo de energia;
• segurança operacional (problemas de corrosãoincrustação)
Tratamento do Óleo
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;
• propicia operações de produção, transporte e
refino dentro dos padrões de segurança e
qualidade, com menores custos.
Tratamento do Óleo
Emulsões A/O
A fase dispersa é a água e a fase contínua é o óleo
cru (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.
Tratamento do Óleo
Estabilidade das Emulsões A/O
Três condições devem ser satisfeitas:
• existência de líquidos imiscíveis em contato;
• agitação para misturá-los intimamente;
•Existência de agentes emulsificantes – impedem o
contato entre as gotas, e portanto, a coalescência.
Tratamento do Óleo
Fatores que afetam a estabilidade das Emulsões A/O
• a natureza
emulsificantes
Asfaltenos);
do petróleo – quantidade de
naturais presentes (resinas e
• o envelhecimento da emulsão – tempo que a
emulsão levou para ser desestabilizada;
• a presença de sólidos – torna mais firme o filme
interfacial, dificultando a coalescência.
Tratamento do Óleo
Fatores que afetam a estabilidade das Emulsões A/O
• o tamanho das gotas – quanto menor, menor a
velocidade de sedimentação.
• o volume da fase dispersa – aumento da população,
aumenta a probabilidade de colisão e coalescência.
Tratamento do Óleo
Métodos de Desestabilização das Emulsões A/O
• Adição de desemulsificante –
1º : produto químico desloca os
emulsificantes naturais .
2º : coalescência das gotas.
3º : sedimentação das gotas, por
segregação gravitacional .
Tratamento do Óleo
Métodos de Desestabilização das Emulsões A/O
• Aquecimento
É acompanhado pela diminuição da viscosidade do
meio, aumentando a velocidade de sedimentação das
gotas.
• Aumento do teor de água
À medida que aumenta o teor de água, aumenta-se a
população de gotas. Isso gera proximidade,
resultando na segregação.
Tratamento do Óleo
Métodos de Desestabilização das Emulsões A/O
• Uso de campo elétrico
Uma gota submetida a um
campo elétrico forma um dipolo
induzido.
As gotas alinham-se na direção
do campo, ocorrendo a
formação de dipolos induzidos
de sentidos contrários.
Tratamento do Óleo
Métodos de Desestabilização das Emulsões A/O
• Tratador Eletrostático
Tratamento do Óleo
Métodos de Desestabilização das Emulsões A/O
Tratamento do Óleo
Métodos de Desestabilização das Emulsões A/O
• Tratador Eletrostático
Tratamento do Óleo
Métodos de Desestabilização das Emulsões A/O
• Tratador Eletrostático
Tratamento da Água
Tratamento da Água
Tratamento da Água
Tratamento da Água