PROCESSO PETROQUÍMICOS PARTE 1_TEMA 1

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Prof. Me Quím. e Eng. Maurício Schmitt 
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1. Petróleo e suas características, produção e processamento; processamento primário do 
petróleo; refino: processos, principais derivados e suas aplicações; 
COMPETÊNCIAS 
Aprender: 
 Identificar os principais químicos e processos voltados a indústria do petróleo; 
 Entender o fluxo do processo de extração e refino do petróleo, as principais operações 
e controles; 
 Interpretar fluxogramas de processo. 
 
INTRODUÇÃO 
Nenhuma indústria orgânica é mais importante para a civilização técnica moderna que a 
indústria do petróleo (SHREVE, 1997). 
A vida moderna passa pela necessidade do petróleo, seja ela através de combustíveis, 
vestimenta, embalagens de alimentos, até a manutenção da saúde. 
A exploração do primeiro poço moderno de petróleo se deu no ano de 1859, perfurado por 
DRAKE em Titusville, Pennsylvania/USA (SHREVE, 1997), sendo no início uma simples destilação 
para separação dos constituintes e uso, principalmente, como combustível. Hoje o petróleo 
tornou-se matéria prima fundamental para o desenvolvimento da química fina, fruto do 
desenvolvimento de técnicas avançadas de refino, criadas por engenheiros e químicos que 
integraram numerosas operações físicas, a partir de profundo conhecimento de transferência 
de calor, mecânica dos fluídos e conversões químicas. Assim a química do petróleo, vem 
demandando profissionais das diferentes engenharias e química, os quais através de 
conhecimento técnico sobre processos físicos e químicos, transformam materiais originários 
deste em matéria prima essencial para diferentes ramos da indústria como a Petroquímica, 
Agroquímica, de Tintas, Detergentes, Farmacêutica entre outras de suma importância na vida 
moderna. 
Neste capítulo estudaremos o petróleo e suas características, produção e processamento, 
partindo do refino, apresentando os processos envolvidos, seus principais derivados e suas 
aplicações. 
 
 1.1. PETRÓLEO: CARACTERÍSTICAS, PRODUÇÃO E PROCESSAMENTO 
Petróleo ou do latim petroleum, petrus, pedra e oleum, óleo, "óleo da pedra”, é composto 
essencialmente de carbono e hidrogênio, ou seja, mistura de compostos químicos chamados de 
hidrocarbonetos. Quando a mistura contém uma maior porcentagem de moléculas pequenas, 
seu estado físico é gasoso e quando a mistura contém moléculas maiores, seu estado físico é 
líquido, nas condições normais de temperatura e pressão (THOMAS et al. 2004). Também pode 
apresentar em menores parcelas a presença de enxofre, nitrogênio, oxigênio, além de metais, 
componentes estes que tornam o petróleo menos nobre, reduzindo seu valor de mercado . 
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Óleos serão classificados pelo API (American Petroleum Institute) pela sua gravidade específica 
ou densidade relativa, onde óleos inferiores a 10°API serão muito pesados, densidade superior 
a 1000kg/m^3 e superiores a 31,1° API mais leves, densidade inferior a 870kg/m^3 (CORRÊA, 
2003; SZKLO, 2012). Fatores como idade geológica, profundidade do reservatório, tectonismo, 
salinidade e teor de enxofre afetam os graus API. Na tabela 1 a classe de correntes segundo grau 
API e exemplo da origem do petróleo. 
 
Tabela 1 – Classes de correntes segundo grau API e exemplo de origem (THOMAS et al. 2004). 
 
 
O Brasil apresenta 53 correntes predominantes, do pesado Fazenda Belém (12,7°API) ao leve 
Urucu (48,5°API). A densidade média do óleo cru é de 25,1°API, ou seja, apresenta-se com um 
óleo intermediário tendendo a pesado (SZKLO, 2012). 
Assim o petróleo é caracterizado como produto da decomposição de matéria orgânica 
armazenada em sedimentos de rochas geradoras, formado nos mais distintos lugares, de 
produção “in natura”, que se desloca no subsolo, migrando através de aquíferos e ficando 
aprisionado em reservatórios. Sua origem é especialmente, de plânctons, que se decompõem 
por ação das bactérias em ambientes com baixo teor de oxigênio. Seu acumulo será em camadas 
do subsolo chamadas de bacias sedimentares, no assoalho oceânico, no fundo dos mares ou de 
lagos, sob condições específicas de pressão. Ao longo dos anos, esses depósitos sofrem diversas 
modificações até se transformarem no que corresponde à substância oleosa, o petróleo 
(BRASILESCOLA, 2020). 
O petróleo portanto será encontrado nas rochas chamadas reservatórios, assim chamadas pois, 
apresentam porosidade e interconectividade, característica que lhe conferem permeabilidade, 
sendo sua composição de arenito e calcarenitos, classificadas como rochas sedimentares, mas 
também podendo estar em reservatórios naturalmente fraturados de folhelhos e alguns 
carbonatos. 
Atendida as condições de geração, migração e reservatório, existe a necessidade natural de 
haver uma barreira promovida por uma rocha selante, caracterizada por baixa permeabilidade, 
como os folhelhos e os evaporitos (sal). A figura 1 apresenta a relação espacial entre rochas 
geradoras, reservatórios e selantes. 
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Figura 1 – relação espacial entre rochas geradoras, reservatórios e selantes (THOMAS et al. 
2004) 
Uma vez estando o petróleo no subsolo, sua produção ou extração se dá por diferentes técnicas, 
sendo a escolha dependente da complexidade do acesso ao reservatório. Porém, antes desta 
etapa de grande investimento, será necessário o prognóstico feito por geólogos e geofísicos que, 
através de métodos geológicos, identificam a bacia sedimentar nas condições ideais para o 
acumulo de petróleo e as principais situações observadas que favoreçam as chances de sucesso 
na exploração. Com o estudo, baseado em técnicas geológicas, será indicado o ponto, em solo 
ou mar, para o processo de perfuração. No Brasil os poços de petróleo explorados a partir de 
2006 na reserva chamada de pré-sal vem ocorrendo off-shore, ou seja, no mar. 
Antes da efetiva produção, primeiro ocorrerá a perfuração, realizada através de uma sonda, 
onde a rocha é perfurada por uma broca existente na extremidade de uma coluna de perfuração, 
a qual consiste basicamente de comandos (tubos de parede espessas) e tubos de perfuração 
(tubos de paredes finas) (THOMAS et al. 2004). Os fragmentos da rocha são removidos 
continuamente através de um fluído de perfuração ou lama. O fluído é injetado por bombas 
para o interior da coluna de perfuração através da cabeça de injeção, ou swivel, e retorna à 
superfície através do espaço anular formado pelas paredes do poço e a coluna. Ao atingir 
determinada profundidade, a coluna de perfuração é retirada do poço e uma coluna de 
revestimento de aço , de diâmetro inferior ao da broca, é descida no poço. O anular entre os 
tubos do revestimento e as paredes do poço é cimentado com a finalidade de isolar as rochas 
atravessadas, permitindo então o avanço da perfuração com segurança. Após a operação de 
cimentação, a coluna de perfuração é novamente descida no poço, tendo na sua extremidade 
uma nova broca de diâmetro menor do que a do revestimento para o prosseguimento da 
perfuração (THOMAS et al. 2004). Partindo desta sequência de informações, percebe-se que o 
processo de perfuração envolve diversas fases e diferentes diâmetros de brocas. Na figura 2 
vista de diferentes acessos e pontos de perfuração para produção de petróleo. 
 
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Figura 2 – Diferentes acessos e pontos de perfuração para produção de petróleo(THOMAS et 
al. 2004). 
Uma vez finalizado o poço, inicia-se a produção através de mecanismos de extração, tais como 
de gás em solução, de capa de gás, influxo de água, combinado ou segregação gravitacional, no 
qual consistem diferentes técnicas para retirada do petróleo da rocha reservatório. 
A produção consiste da necessidadede outro material preencher o espaço poroso ocupado pelo 
óleo. Esta ocorrerá devido a dois efeitos principais: descompressão (caudada pela expansão do 
fluído contido no reservatório e contração do volume poroso) ou deslocamento de um fluído 
por outro fluído (exemplo a invasão da zona de óleo por um aquífero) (THOMAS et al. 2004). 
Ao longo da vida produtiva de um poço de petróleo ocorre, geralmente, a produção simultânea 
de gás, óleo e água, juntamente com impurezas(THOMAS et al. 2004). Como o principal 
interesse é a produção de hidrocarbonetos (gás e óleo), haverá a necessidade de o campo 
(marítimo ou terrestre) adotar instalações de produção, chamadas de processamento primário: 
- separação do óleo, gás e água com as impurezas em suspensão; 
- tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam ser transferidos para 
as refinarias; 
- e o tratamento da água para reinjeção ou descarte. 
Dependendo do tipo de fluídos produzidos e da viabilidade técnico-econômica, uma planta de 
processamento primário pode ser simples ou complexa (THOMAS et al. 2004). A mais simples 
efetua 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 sistema começa na cabeça do poço, que é equipado com uma válvula para controle da vazão, 
de acordo com as recomendações da engenharia de reservatórios. Nesta válvula é onde ocorre 
a maior perda de carga localizada entre o reservatório e o primeiro separador. Quando dois ou 
mais poços produzem para uma mesma unidade, é necessário o uso de um manifold de 
produção para combinar as vazões e pressões dos diversos poços para a entrada da planta de 
processamento primário (THOMAS et al. 2004). Na figura 3 o fluxograma do processamento 
primário de fluídos, onde óleo e LGN devem ser enviados as refinarias. 
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Figura 3 - fluxograma do processamento primário de fluídos (THOMAS et al. 2004). 
 
1.2. HIDROCARBONETOS 
Como já mencionado, o petróleo é basicamente hidrocarbonetos, que são compostos formados 
por estruturas classificadas como saturadas, insaturadas ou aromáticas. 
Os hidrocarbonetos saturados serão denominados alcanos ou parafínicos, do latim parafine 
“pequena atividade”, ou inertes. Os átomos de carbonos estão ligados por ligações simples e ao 
maior número possível de átomos de hidrogênio, constituindo cadeias lineares, ramificadas ou 
cíclicas, interligadas ou não. 
Já os hidrocarbonetos insaturados, também denominados olefinas, apresentam pelo menos 
uma dupla ou tripla ligação entre carbonos, enquanto os aromáticos, também chamados arenos, 
apresentam pelo menos um anel de benzeno na sua estrutura (THOMAS et al. 2004). 
A tabela 2 apresenta as principais características das famílias dos principais hidrocarbonetos 
normalmente encontrados no petróleo (THOMAS et al. 2004). 
Tabela 2 – características dos hidrocarbonetos (THOMAS et al. 2004). 
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Assim a composição química típica do petróleo será em torno de 14% de parafinas normais, 16% 
de parafinas ramificadas, 30% de parafinas cíclicas (naftênicas), 30% de aromáticos e 10% de 
resinas e asfaltenos (moléculas grandes, com alta relação de carbono/hidrogênio, estruturas 
básica constituída de 3 a 10 ou mais anéis, geralmente aromáticos, e presença de enxofre, 
oxigênio e nitrogênio – de 6,9 a 7,3%). 
 
1.3. REFINO: PROCESSOS, PRINCIPAIS DERIVADOS E SUAS APLICAÇÕES 
O óleo e gás oriundos do processamento primário agora estão prontos para serem processados 
como petróleo. 
Por ser um mistura de muitos componentes, é praticamente impossível separá-lo em 
substâncias puras ou misturas de composição conhecida, o que implica que suas propriedades 
não podem ser conhecidas de maneira exata, sendo algumas de suas características 
determinadas como valores médios da mistura, enquanto outras são obtidas somente através 
de correlações matemáticas (SZKLO, 2012). 
Contudo as frações derivadas de petróleo serão produtos do processamento do óleo cru, obtidas 
basicamente em três tipos de processos: 
- destilação atmosférica, onde grupos de frações são separadas por diferença de ponto de 
ebulição (ou pressão de vapor), numa coluna de destilação; 
- destilação à vácuo do resíduo, onde é extraído no resíduo de fundo da coluna atmosférica mais 
frações leves. O resíduo de destilação à vácuo é utilizado para produção de asfalto ou 
complementação da produção de óleo combustível; 
- craqueamento térmico ou catalítico, onde é possível transformar frações pesadas do óleo em 
frações mais leves, ajustando o perfil da produção com as necessidades de mercado 
consumidor. 
A qualidade e característica do petróleo determina a faixa de extração de cada componente 
principal, embora os processos adicionais como o craqueamento permitam uma pequena 
variação do ajuste. 
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Em função da grande variação de composição química, cada óleo terá uma curva típica de 
destilação, ou seja, não há uma temperatura de ebulição específica para um determinado 
petróleo, mas sim uma faixa de temperatura, de acordo com seus componentes (SZKLO, 2012). 
Isto significa que compostos hidrocarbonetos maiores, ou de maior peso molecular, dentro de 
uma mesma classe de hidrocarbonetos, tem maior temperatura de ebulição ou são menos 
voláteis (SZKLO, 2012). Assim as principais frações produzidas, em ordem crescente de 
densidade e ponto de ebulição são as seguintes: 
- Gás residual 
- Gás Liquefeito de Petróleo 
- Nafta petroquímica 
- Gasolina 
- Querosene 
- Óleo Diesel 
- Óleo Combustível 
- Lubrificantes 
- Óleos residuais 
- Asfaltos 
Então, por exemplo, a gasolina é composta por uma série de compostos químicos, que entram 
em ebulição a diferentes temperaturas, Esta característica é medida em termos de fração 
percentual do material que entra em ebulição (ou se destila) a uma data temperatura. Neste 
caso, T50 é a temperatura em que 50% da gasolina evapora, nas condições da sua destilação. 
Analogamente, o perfil de destilação pode ser descrito em termos de percentual do produto que 
evapora a uma dada temperatura. Por exemplo, E200 e E300 são volumes percentuais de 
produto que se evaporam a 200°F e 300°F, respectivamente (SZKLO, 2012). A figura 4 apresenta 
um exemplo de curva de destilação de petróleo. 
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Figura 4 - exemplo de curva de destilação de petróleo (SZKLO, 2012). 
A frações obtidas do refino do petróleo apresentarão o número de carbonos crescente na 
composição de suas cadeias. A fração gás residual, de 1 a 2 carbonos sendo utilizada como gás 
combustível; o GLP (Gás Liquefeito do Petróleo), com 3 a 4 carbonos é para uso como 
combustível doméstico e industrial; o nafta, principal matéria prima para indústria 
petroquímica, terá entre 5 e 11 carbonos; a gasolina combustível e solvente apresenta entre 5 
e 10 carbonos; o querosene um combustível com 11 e 12 carbonos; o gasóleo leve para uso 
como Diesel e combustível de fornos apresenta na faixa de 13 a 17 carbonos. Gasóleo pesado 
será combustível para uso industrial, além de matéria prima para lubrificantes com número de 
carbonos de 18 a 25; os óleos lubrificantes apresentarão estruturas com cadeias carbonicas de 
25 a 38 carbonos; óleo combustível industrial, mais pesado, apresentará mais de 28 carbonos; 
e, por fim os “resíduos” ,com mais de 38 carbonos sendo aplicados como impermeabilizantes, 
asfalto e piche. 
Em resumo, os produtos obtidos em uma refinaria é: 1.produto acabado combustíveis; 
2.produto acabado não combustíveis; e 3.intermediáriosda indústria química. 
A composição da carga de óleo/gás na refinaria pode variar significativamente, assim refinarias 
de petróleo são sistemas complexos com múltiplas operações que dependem tanto das 
propriedades do insumo (ou do mix de insumos) quanto dos produtos desejados. Por esta razão, 
“não existem duas refinarias iguais no mundo” (SZKLO, 2012). 
Frente a especificidade do assunto tratado, será o químico e o engenheiro responsáveis pelo 
pleno conhecimento sobre os processos de refino, sejam eles voltados a separação, conversão, 
tratamento ou processos auxiliares. 
 
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1.4. SEPARAÇÃO 
Envolvem operações Topping onde o petróleo cru é separado em diferentes grupos e/ou frações 
de hidrocarbonetos. A unidade topping mais comum é a destilação, mas a desasfaltação a 
solvente também é um processo de separação do óleo cru em diferentes matérias primas a 
serem convertidas na unidades downstream da refinaria. 
A seguir o detalhamento dos principais processos de separação: 
Destilação atmosférica: o petróleo tratado, “dessalgado”, é preaquecido em uma bateria de 
trocadores de calor, seguida de um forno, chegando a cerca de 300 a 400°C (570-750°F), é levado 
a uma coluna de destilação vertical a pressão atmosférica, onde grande parte da carga (oleosa) 
se vaporiza e fraciona em diferentes cortes, através de 30-50 estágios, cada um correspondendo 
a uma diferente temperatura de condensação (SZKLO, 2012). As frações leves serão gases, nafta, 
gasolina, querosene, gasóleos, óleo lubrificante, já as frações pesadas, resíduo de fundo, 
coletadas no fundo da coluna seguem, em princípio, para destilação a vácuo. 
Muitas frações leves obtidas nesta operação podem ser tratadas (blending) como produto 
acabado, sendo enviadas a unidades a jusante do refino. Este produtos líquidos da destilação 
atmosférica também são conhecidos como straight-run liquids (ex. straight-run gasoline) ou 
simplesmente produtos de destilação direta (DD) (SZKLO, 2012). 
Destilação a vácuo: as frações pesadas da unidade de destilação fracionada, bottoms ou topped 
crude, após aquecidas a cerca de 400°C e parcialmente vaporizada (30 -70% em massa), 
normalmente seguem para unidade à vácuo, operando a pressão reduzida de 0,2 a 0,7 PSIA 
(unidade de pressão absoluta, INSTITUTODEENGENHARIA, 2020) ou 40 a 100mbar. 
O vácuo permite que a temperatura no fundo da torre seja em torno de 355°C, o que minimiza 
o coqueamentos e impede a degradação da fração pesada, ambos fenômenos indesejáveis. O 
produto gasóleo leve de vácuo segue para hidrotratamento, o gasóleo pesado de vácuo para 
hidrotratamento, hidrocraqueamento ou para craqueamento catalítico, já o terceiro para 
unidade de viscorredução, de coqueamentos, de gasificação, de produção de betume ou para o 
pool de escuros da refinaria (óleo combustível, por exemplo) (SZKLO, 2012). 
Dentro da produção de lubrificantes destacam-se os processos de desasfaltação a propano, 
Extração de aromáticos e Desparafinação a solvente (DEWAX). 
Também classificados como processos de separação a estabilização de naftas, desaromatização 
a furfural, desoleificação a solvente e adsorção de N-parafinas. 
 
1.5. CONVERSÃO 
Também chamado de operações downstream na refinaria, na qual implica alteração da 
estrutura molecular dos hidrocarbonetos. Também chamada técnicas de fundo de barril, porque 
convertem resíduos atmosféricos (topped crude) e, principalmente resíduos de vácuo. 
Envolvem operações de craqueamento ou fracionamento/quebra, térmico ou catalítico de 
hidrocarbonetos, no qual moléculas grandes (pesadas) de hidrocarbonetos são quebrados em 
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moléculas menores. Esta operação pode ser atingida pelo aporte de calor e/ou uso de 
catalisadores. As operações de craqueamento incluem os coqueamentos retardado, flexi e 
fluido, a viscorredução, o craqueamento catalítico, o hidrocraqueamento catalítico e o 
termocraqueamento. 
Também classificado como operação de conversão onde há a combinação de hidrocarbonetos, 
duas ou mais moléculas de hidrocarbonetos formam uma molécula maior, por exemplo, 
convertendo um combustível (ou produto) gasoso em um combustível (ou produto) líquido. As 
operações de combinação incluem as unidades de alquilação e polimerização, que combinam 
moléculas pequenas para produzir componentes da gasolina de alta octanagem (como os 
alquilados). 
Já o rearranjo de hidrocarbonetos, também um operação de conversão, altera a estrutura 
original da molécula, produzindo uma nova molécula com diferentes propriedades físico-
químicas, mas o mesmo número de átomos de carbono, ocorrendo nas unidades de reforma 
catalítica e na de isomerização. 
A seguir o detalhamento dos principais processos de conversão: 
Viscorredução visa a redução da viscosidade de derivados pesados e ao aumento da quantidade 
de gasóleo destinado à produção de gasolina, particularmente (SZKLO, 2012). 
Já o Craqueamento térmico é mais severo do que a viscorredução, pois utiliza temperaturas 
mais elevadas (SZKLO, 2012). Neste processo gasóleo pesado e resíduo de vácuo são aquecidos 
a 540°C e introduzidos em um reator, mantido a cerca de 140 PSIG (unidade de pressão 
manométrica, INSTITUTODEENGENHARIA, 2020). 
Coqueamento retardado é um processo térmico não catalítico, onde a carga, geralmente 
resíduos de vácuo, é aquecida em um forno, sendo conduzida a uma câmara de coqueamentos, 
onde se acumula o coque, e os compostos mais voláteis seguem para uma torre fracionadora. 
O processo gera gasóleo, nafta de coqueamentos, gases combustíveis e o coque de petróleo, 
que é essencialmente carbono sólido com teores variáveis de impurezas, ficando no fundo uma 
mistura de frações pesadas de carga com reciclo de coqueamento (SZKLO, 2012). Para que o 
coque não se forme no forno, mas sim na câmara de coqueamentos, é injetado vapor d’água no 
forno, ou seja, o coqueamentos é “retardado” para os tambores de coque. A qualidade do coque 
produzida depende basicamente da carga da refinaria. O coque verde de petróleo produzido nas 
refinarias brasileiras tem reduzido teor de enxofre, elevado teor de carbono fixo, baixo teor de 
cinzas e de compostos voláteis (SZKLO, 2012). 
Craqueamento catalítico em leito fluidizado ou FCC (Fluid Catalytic Cracking) utiliza calor, 
pressão e catalisadores, como agentes no fracionamento da mistura de hidrocarbonetos, sendo 
similar ao termocraqueamento, salvo no fato de que as reações ocorrem em condições menos 
rigorosas, sendo mais seletivas, em função do catalisador (ou mistura de catalisadores, 
normalmente zeólitos (ou sílica-aluminio cristalina) e sílica-alumina amorfa), que é aplicado em 
torno de 15% em massa, sendo este um material fino, granular e que ,periodicamente, deve ser 
regenerado (SZKLO, 2012). 
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A carga do FCC normalmente é constituída de gasóleos leves e pesados da unidade de destilação 
(atmosférica ou a vácuo), no entanto, quanto mais parafínica for, mais fácil será seu 
craqueamento, porque dificilmente o catalisador quebra os anéis aromáticos (SZKLO, 2012). 
O catalisador empregado (15% em massa) consiste na mistura de sílica-alumina sintérica 
cristalina (zeólitos) em suporte de sílica-alumina sintérica amorfa 
Em comparação com outros processos, o FCC otimiza a produção de gasolina de alta qualidade 
e frações C3 e C4, olefinas, que podem seguir para unidades de alquilação ou centrais 
petroquímicas. 
Existem 3 seções nas unidade de FCC, o reator regenerador, a torre fracionadora e a planta de 
gases insaturados (hidrocarbonetos leves insaturados ou olefinas). A carga é pré-aquecida a 250-
425°C, em seguida o fluído segue para contato com o catalisador aquecido a 700°C. Para 
aumentar a vaporização eo craqueamento subsequente, a carga é atomizada com vapor d’água. 
O craqueamento ocorre a 500-540°C e 1,5-2,0bar. Quase todas as reações ocorrem no riser, ou 
seja, quando a carga entra no catalisador e ascende dentro do reator vertical, estando no topo 
do reator, as reações estão completas. O catalisador fluidizado e os produtos da reação são 
separados no reator, onde no topo do riser, as partículas mais finas do catalisador são separadas 
mecanicamente através de ciclones (SZKLO, 2012). 
Hidrocraqueamento catalítico (HCC) normalmente utiliza um reator em que o craqueamento 
ocorre a pressões elevadas (34 a 196kgf/cm^2 ou 33 a 190atm) na presença de hidrogênio a 
temperaturas de 280-475°C. Este é um dos processos mais versáteis na refinaria, capaz de 
converter a faixa que vai de gasóleo a resíduos em produtos leves (SZKLO, 2012). 
Reforma catalítica utiliza reações catalíticas (catalisador à base de platina e rênio/germânio) 
para processar cargas com baixo teor de octanas (da coluna de destilação atmosférica), isto é, 
naftas (ex. nafta pesada da unidade HDT), convertendo-as em gasolina de alta octanagem, gás 
de refinaria, GLP, isobutano, n-butano e hidrogênio. As reações se processam normalmente a 
470-530°C e 10-40kgf/cm^2. 
Isomerização catalítica é empregada para o rearranjo molecular sem adição ou remoção de 
átomos da molécula original, onde normalmente parafinas (butano ou pentano da destilação 
atmosférica) são convertidas em isoparafinas (produção de gasolina de alta qualidade). Esta 
reação ocorre a 100-200°C na presença de catalisadores (Pt e um material de base, ex. cloretos), 
com atmosfera rica em hidrogênio, que visa minimizar o depósito de coque (SZKLO, 2012). 
Alquilação catalítica é utilizada para produção de gasolina de alta octanagem, a partir do 
isobutano e olefinas formadas principalmente no FCC e/ou coqueamentos retardado, com 
catálise ácida (ácido sulfúrico ou ácido fluorídrico), resultando em alcanos, inclusive propano e 
butano líquidos (SZKLO, 2012). 
Polimerização catalítica é usualmente empregada na conversão de propeno e buteno (ex. 
frações de GLP) em gasolina de alta octanagem, sendo muito similar a alquilação, porém de 
menor custo. Esta acontece à alta pressão, na presença de ácido fosfórico como catalisador em 
base de sílica. Sua carga deve ser lavada com soda cáustica, objetivando eliminar mercaptanas 
e solução de amina para retirada de ácido sulfúrico. 
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1.6. TRATAMENTO 
Nesta operação tratamento os derivados de petróleo serão processados para remoção de 
enxofre, nitrogênio, metais pesados e outras impurezas. Também classificada como tratamento 
está o blending ou mistura para formular produto, etapa final do processo de refino de onde 
sairá o produto final da refinaria. 
As principais unidades de tratamento serão: 
Dessalgação eletrostática: o óleo cru e os resíduos pesados possuem variadas quantidades de 
compostos inorgânicos, como sais solúveis, areia, sedimentos, óxido ferroso, etc. Para o 
tratamento o óleo cru, este é misturado com água, cerca de 3 a 10% em volume de óleo, e 
desemulsificantes, modificando o caráter oleofílico da emulsão água-óleo, o que favorece a 
separação. Por fim, emprega-se campo elétrico ao petróleo, pela diferença de potencial elétrico 
de 15 a 35kV), que polariza as gotículas de emulsão formando dipolo, sendo estas aglutinadas 
por atração eletrostática, formando gotas grandes que decantam. A eficiência da separação 
depende do pH, da densidade e da viscosidade do óleo (SZKLO, 2012). Esta etapa visa a obtenção 
de um óleo com teor de umidade menor que 0,3% e teor de sedimentos menor que 0,015%. 
Hidrotratamento (HDT) são empregados na remoção de impurezas dos derivados de petróleo, 
como compostos sulfurados, oxigenados (ex. ácidos naftênicos), nitrogenados, 
organometálicos, os quais podem desativar catalisadores em unidades FCC, HCC, reforma 
catalítica, etc. O tratamento é através da injeção das cargas em leito fixo de catalisadores, 
contendo óxidos de cobalto e molibdênio ou níquel e tungstênio em suporte de alumina, 
operando sob alta pressão e adição de hidrogênio (SZKLO, 2012). 
Também fazer parte dos tratamentos ocorridos em uma refinaria o tratamento cáustico, 
tratamento Merox, tratamento Bender e tratamento DEA/MEA. 
 
4. PROCESSOS AUXILIARES 
Geração de hidrogênio é essencial para atender o consumo de hidrogênio em processos como 
HCC e HDT. Sua produção baseia-se na reforma a vapor de frações leves ou de gás natural, e/ou 
oxidação parcial (gaseificação) de frações pesadas de hidrocarbonetos (SZKLO, 2012). 
Também dentro dos processos auxiliares enquadra-se a recuperação de enxofre e setor de 
utilidades, como a produção de água desmineralizada, vapor d’água e energia, além do 
tratamento dos resíduos gasosos, líquidos e sólidos. 
 
 
 
INDICAÇÃO DE FILME 
Prof. Me Quím. e Eng. Maurício Schmitt 
mauricio.schmitt@ulbra.br 
 
 
 
Horizonte Profundo - Desastre no Golfo | Heróis da vida real: Neste FILME, os atores Mark 
Wahlberg e Kate Hudson vivem a tragédia apresentada no filme ‘Horizonte Profundo – Desastre 
no Golfo’. Retrata uma explosão que aconteceu na plataforma de petróleo Deepwater Horizon, 
em 2010, no Golfo do México 
 
REFERENCIAL BIBLIOGRÁFICO 
CORRÊA, Oton L.S. – Petróleo: noções sobre exploração, perfuração, produção e microbiologia 
– Rio de Janeiro: Interciência, 2003. 
THOMAS, J.E. et al. – Fundamentos de engenharia de petróleo – Rio de Janeiro: Interciência, 
PETROBRAS, 2004. 
BRASILESCOLA https://brasilescola.uol.com.br/geografia/petroleo.htm - Acessado em 
03/07/2020 às 15:04 
SZKLO, A.S. et al. - Fundamentos do refino de petróleo tecnologia e economia – 3° ed. Atual e 
ampl. – Rio de Janeiro: Interciência, 2012. 
INSTITUTODEENGENHARIA https://www.institutodeengenharia.org.br/site/2018/08/07/o-que-
e-psig-e-psia/ - Acessado em 05/07/2020 às 14:37