Apostila2- Introdução_ao_refino_-_externo

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Cristina Neves Passos 
Maria Adélia Araújo 
Nilo Indio do Brasil 
Paulo Roberto Costa Camargo 
 
 
 
 
 
 
 
 
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1 Refino no Brasil ..........................................................................................................................1 
2 Petróleo........................................................................................................................................5 
2.1 Caracterização do petróleo............................................................................................................ 7 
2.2 Processamento primário.............................................................................................................. 13 
2.3 Logística ........................................................................................................................................ 13 
3 Esquema de refino ....................................................................................................................16 
3.1 Visão Geral da Refinaria ............................................................................................................. 16 
4 Destilação atmosférica e a vácuo .............................................................................................28 
4.1 Princípio geral da destilação ....................................................................................................... 28 
4.2 Torre ou coluna convencional de destilação .............................................................................. 33 
4.3 Destilação de petróleo .................................................................................................................. 39 
4.4 Destilação por vapor d'água (steam distillation)....................................................................... 41 
4.5 Torre de destilação a vácuo......................................................................................................... 42 
4.6 Descrição do fluxo ........................................................................................................................ 43 
4.7 Torre de destilação a vácuo......................................................................................................... 49 
4.8 Análise dos produtos .................................................................................................................... 53 
5 Craqueamento catalítico ...........................................................................................................54 
5.1 História do craqueamento ........................................................................................................... 54 
5.2 Craqueamento Térmico............................................................................................................... 54 
5.3 Descrição do fluxo na unidade .................................................................................................... 55 
5.4 Craqueamento Catalítico............................................................................................................. 61 
5.5 Conceito básico de craqueamento............................................................................................... 71 
5.6 Catalisador.................................................................................................................................... 84 
6 Processos de tratamento de derivados ......................................................................................94 
6.1 Tratamentos convencionais de derivados .................................................................................. 94 
6.2 Processo de tratamento com DEA .............................................................................................. 97 
6.3 Processo de tratamento cáustico ............................................................................................... 100 
6.4 Processo de tratamento MEROX ............................................................................................. 102 
6.5 Processo MEROX de dessulfurização ...................................................................................... 104 
7 Coqueamento Retardado.........................................................................................................108 
7.1 Coque........................................................................................................................................... 108 
7.2 Processo....................................................................................................................................... 109 
8 Hidroprocessamento ...............................................................................................................113 
8.1 Unidades de hidrotratamento ................................................................................................... 114 
 
 
 
iii
8.2 Unidades de hidroconversão ..................................................................................................... 115 
9 Geração de hidrogênio............................................................................................................117 
9.1 Introdução................................................................................................................................... 117 
9.2 Cargas Usuais para o Processo de Reforma por Vapor ......................................................... 118 
9.3 Principais Características da Carga......................................................................................... 118 
9.4 PreTratamento da Carga .......................................................................................................... 120 
9.5 Reforma a Vapor........................................................................................................................ 121 
9.6 PSA (Pressure Swing Adsorption System) ................................................................................. 126 
10 Desasfaltação a propano.....................................................................................................129 
10.1 Descrição do processo ................................................................................................................ 130 
10.2 Efeito das variáveis operacionais .............................................................................................. 132 
11 Reforma catalítica ...............................................................................................................135 
11.1 Reações........................................................................................................................................ 135 
11.2 Pré-tratamento ........................................................................................................................... 136 
12 Alquilação catalítica............................................................................................................140 
12.1 Reações........................................................................................................................................ 140 
12.2 Processo....................................................................................................................................... 141 
13 Recuperação de enxofre......................................................................................................143 
13.1 Introdução................................................................................................................................... 143 
13.2 Produção de Enxofre ................................................................................................................. 145 
13.3 Produção de enxofre a partir do Petróleo................................................................................ 146 
13.4 Meio Ambiente ........................................................................................................................... 149 
14 Lubrificantes .......................................................................................................................15114.1 Introdução................................................................................................................................... 151 
14.2 Destilação .................................................................................................................................... 151 
14.3 Desaromatização a Fufural ....................................................................................................... 153 
14.4 Desparafinação ........................................................................................................................... 159 
14.5 Hidrotratamento de óleo............................................................................................................ 165 
15 Bibliografia..........................................................................................................................168 
 
 
 
 
 
 
1 
1 REFINO NO BRASIL 
A Petróleo Brasileiro S.A – Petrobrás foi criada pela Lei 2004 em 1953 após empenho do então 
presidente Getúlio Vargas. Ao ser constituída, a nova companhia recebeu do Conselho Nacional do 
Petróleo (CNP) os campos de petróleo do Recôncavo baiano; uma refinaria em Mataripe, na Bahia, 
uma refinaria e uma fábrica de fertilizantes, ambas em fase de construção, em Cubatão (SP); a Frota 
Nacional de Petroleiros, com 22 navios, e os bens da Comissão de Industrialização do Xisto 
Betuminoso. A produção de petróleo era de 430 m3 por dia, representando 27% do consumo 
brasileiro. Vinha dos campos de Candeias, Dom João, Água Grande e Itaparica, todos na Bahia, que 
estavam em fase inicial de desenvolvimento. O parque de refino atendia a uma pequena fração do 
consumo nacional de derivados, que se situava em torno de 21 781 m3 por dia, a maior parte 
importada. 
Ao final da década de 50, a produção de petróleo já se elevava a 10 334 m3 diários, as reservas 
somavam 98 000 000 m3. 
Alguns fatos marcantes dos anos 50 foram: 
início de operação da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão, São Paulo (1955) 
início de operação do Terminal de Madre de Deus, na Bahia, que torna possível exportar para 
Cubatão o excesso de petróleo produzido no estado (1956) 
esforço para adquirir no mercado interno quantidades cada vez maiores de materiais e 
equipamentos. Em 1956, a RPBC adquiriu no país 78% de seus suprimentos 
intensificação das pesquisas geológicas e geofísicas em todas as bacias sedimentares. 
A década de 60 foi um período de muito trabalho e grandes realizações para a indústria nacional de 
petróleo. Em 1961, a Petrobrás alcançou um de seus objetivos principais: a auto-suficiência na 
produção dos principais derivados, com o início de funcionamento da Refinaria Duque de Caxias 
(REDUC) no Rio de Janeiro. Ao longo da década, outras unidades entraram em operação: as 
Refinarias Gabriel Passos (REGAP), em Betim, Minas Gerais, e Alberto Pasqualini (REFAP), em 
Canoas, Rio Grande do Sul (1968). A expansão do parque de refino mudou a estrutura das 
importações radicalmente. Enquanto na época de criação da Petrobrás cerca de 98% das compras 
externas correspondiam a derivados e só 2% a óleo cru, em 1967 o perfil das importações passava a 
ser 8% de derivados e 92% de petróleo bruto. 
Outros destaques dos anos 60 foram: 
é iniciada a exploração da plataforma continental, do Maranhão ao Espírito Santo (1961) 
a Petrobrás diversifica suas fontes de suprimento, até então restritas à Arábia Saudita e Venezuela, 
para oito países (1965) 
é inaugurada a Fábrica de Asfalto de Fortaleza, hoje conhecida como Lubrificantes e Derivados de 
Petróleo do Nordeste - Lubnor (1966) 
criado o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes), atualmente o maior centro de pesquisas 
da América Latina (1966) 
 
 
 
2
é constituída a subsidiária Petrobrás Química S.A (Petroquisa), para articular a ação dos setores 
estatal e privado na implantação da indústria petroquímica no país (1967) 
No início dos anos 70, o consumo de derivados de petróleo duplicou, impulsionado pelo 
crescimento médio anual do Produto Interno Bruto a taxas superiores a 10% ao ano. Como 
responsável pelo abastecimento nacional de óleo e derivados, a Petrobrás viu-se diante da 
necessidade de reformular sua estrutura de investimentos, para atender à demanda interna de 
derivados. Datam desse período o início de construção da Refinaria de Paulínia (REPLAN), em São 
Paulo, a modernização da RPBC e o início de construção da unidade de lubrificantes da REDUC. 
Os anos 70 também foram marcados por crises. Os países da Organização dos Países Exportadores 
de Petróleo (OPEP) elevaram substancialmente os preços internacionais, provocando os chamados 
choques do petróleo de 1973 e 1979. Com isso, o mercado tornou-se conturbado e marcado por 
incertezas não apenas quanto aos preços, como também quanto à garantia do suprimento. Como 
importante cliente das companhias estatais dos países da OPEP, a Petrobrás conseguiu manter o 
abastecimento ao mercado brasileiro, resultado de anos de bom relacionamento com aquelas 
companhias. 
Para superar as dificuldades cambiais, o Governo adotou medidas econômicas, algumas diretamente 
ligadas às atividades da Petrobrás: redução do consumo de derivados, aumento da oferta interna de 
petróleo. Datam desse o desenvolvimento de novas fontes de energia, capazes de substituir os 
derivados de petróleo. Um exemplo foi o incentivo ao uso do álcool como combustível automotivo, 
com a criação do Programa Nacional do Álcool. Passou a ser dada prioridade aos investimentos em 
exploração e produção, ocasionando aumento da produção do petróleo nacional, que passou a 
ocupar espaço cada vez maior na carga das refinarias. 
Alguns marcos dos anos 70 foram: 
começam a operar as refinarias de Paulínia (SP), ainda hoje a maior do país (1972), e Presidente 
Getúlio Vargas (REPAR), em Araucária, Paraná (1977) 
entra em operação o Complexo Petroquímico de São Paulo - I Pólo Petroquímico (1972) 
as refinarias de Capuava e Manaus são adquiridas pela Petrobrás (1974) 
pela primeira vez no Brasil, é realizada a extração de óleo de xisto, com a entrada em operação da 
Usina Protótipo do Irati, em São Mateus do Sul, Paraná (1972) 
começa a produção de petróleo na bacia de Campos, com um sistema antecipado instalado no 
campo de Enchova (1977) 
inaugurada a Central de Matérias-Primas da Copene, subsidiária da Petroquisa, em Camaçari, Bahia 
(1978) 
ao final da década, o Brasil produzia 26 314 m3 de petróleo por dia, 66% dos quais em terra e 34% 
no mar. A produção média de gás natural atingia 5 200 000 m3/d. 
Com as bruscas elevações de preços no exterior, o dispêndio de divisas do país com petróleo e 
derivados aumentou mais de dez vezes, chegando a alcançar a casa dos 10 bilhões de dólares em 
1981. Os investimentos nas atividades de exploração e produção, junto ao esforço desenvolvido na 
área de comercialização, contribuíram para reduzir a dependência energética. Ao final da década, o 
dispêndio líquido de divisas com importação de óleo e derivados caía para cerca de 3 bilhões de 
dólares. 
Na área de refino, as instalações industriais da Petrobrás foram adaptadas para atender à evolução 
do consumo de derivados. Para isso, foi implantado na década de 80 o projeto conhecido como 
 
 
 
3 
"fundo de barril". Seu objetivo era transformar os excedentes de óleo combustível em derivados 
como o diesel, a gasolina e o gás liqüefeito de petróleo (gás de cozinha), de maior valor. 
Também se destacaram nos anos 80: 
entra em operação a Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos, SP (1980) 
são instalados na bacia de Campos os Sistemas de Produção Antecipada, com tecnologia 
desenvolvida pelos técnicos da Petrobrás (1981) 
entra em operação o III Pólo Petroquímico, instalado em Triunfo, RS (1982) 
alcançada a meta-desafio de produção de 79 500 m3 diários de petróleo 
são descobertos os campos de Albacora (1984) e Marlim (1985), os primeiros campos gigantes em 
águas profundas na bacia de Camposa Petrobrás supera seu próprio recorde, produzindo petróleo a 492 metros no campo de Marimbá, na 
bacia de Campos (1988) 
é retirado totalmente o chumbo tetraetila da gasolina produzida pela Petrobrás (1989). 
Ao final dos anos 80, a Petrobrás se encontrava diante do desafio de produzir petróleo em águas 
abaixo de 500 metros, feito não conseguido então por nenhuma companhia no mundo. Num gesto 
de ousadia, decidiu desenvolver no Brasil a tecnologia necessária para produzir em águas até mil 
metros. Menos de uma década depois, a Petrobrás dispõe de tecnologia comprovada para produção 
de petróleo em águas muito profundas. O último recorde foi obtido em janeiro de 1999 no campo de 
Roncador, na bacia de Campos, produzindo a 1.853 metros de profundidade. Mas a escalada não 
pára. Ao encerrar-se a década, a empresa prepara-se para superar, mais uma vez, seus próprios 
limites. A meta, agora, são os 3 mil metros de profundidade, a serem alcançados mediante projetos 
que aliam a inovação tecnológica à redução de custos. 
Outros desafios enfrentados pelo Centro de Pesquisas da Petrobrás durante a década foram o 
aumento do fator de recuperação do petróleo das jazidas, o desenvolvimento de novas tecnologias 
para adequação do parque de refino ao perfil da demanda nacional de derivados e a formulação de 
novos produtos e aditivos que garantam o atendimento à crescente exigência da sociedade brasileira 
por combustíveis e lubrificantes de melhor qualidade. 
Em agosto de 1997, a Petrobrás passou a atuar em um novo cenário de competição instituído pela 
Lei 9.478, que regulamentou a emenda constitucional de flexibilização do monopólio estatal do 
petróleo. Com isso, abriram-se perspectivas de ampliação dos negócios e maior autonomia 
empresarial. Em 1998, a Petrobrás posicionava-se como a 14ª maior empresa de petróleo do mundo 
e a sétima maior entre as empresas de capital aberto, segundo a tradicional pesquisa sobre a 
atividade da indústria do petróleo divulgada pela publicação Petroleum Intelligence Weekly. 
Outros fatos importantes dos anos 90: 
o decreto 99.226, de abril de 1990, determina a extinção da Interbrás e da Petromisa 
assinado o Acordo Brasil-Bolívia, para importação de gás natural, com a construção de um 
gasoduto de 2.233 quilômetros (1993) 
é modificado o estatuto da Petrofertil, de forma a permitir sua atuação no segmento do gás natural 
(1996). Mais tarde, a Petrofertil tem sua razão social alterada para Petrobrás Gás S.A - Gaspetro 
(1998) 
é superada a marca de produção de um milhão de barris diários de petróleo (1997) 
 
 
 
4
é criada a Petrobrás Transporte S.A - Transpetro, com o objetivo de construir e operar dutos, 
terminais, embarcações e instalações para o transporte e armazenagem de petróleo e derivados, gás 
e granéis (1998) 
é inaugurada a primeira etapa do gasoduto Bolívia-Brasil, entre Santa Cruz de la Sierra, na Bolívia, 
e Campinas (SP). Maior obra do gênero na América Latina, o gasoduto permitiu que se ampliasse a 
participação do gás natural na matriz energética brasileira, (1999). 
 
 
 
5 
2 PETRÓLEO 
Os primeiros poços de petróleo foram escavados praticamente à mão, com ferramentas 
rudimentares, em 1700, e não passavam dos 30 metros de profundidade. No entanto, como produto 
de grande utilização, o petróleo só começou a ter importância em 1859, quando foi realmente 
perfurado o primeiro poço nos Estados Unidos, utilizando equipamentos que foram os precursores 
das atuais sondas de perfuração. 
Sua primeira aplicação em larga escala foi na iluminação das casas e das cidades, substituindo o 
óleo de baleia. Com o tempo, passou também a ser empregado nas indústrias, no lugar do carvão. 
Contudo, um acontecimento notável fez do petróleo o combustível que move o mundo: a invenção 
dos motores a gasolina, que passaram a movimentar os veículos, até então puxados por tração 
animal ou movidos a vapor. 
Condições geológicas tão especiais determinaram a distribuição do petróleo de maneira bastante 
irregular na superfície terrestre. Existem no mundo alguns pólos de petróleo, ou seja, regiões que 
reuniram características excepcionais para seu aparecimento. O maior exemplo é o Oriente Médio, 
onde estão cerca de 65% das reservas mundiais de óleo e 34% das de gás natural. É interessante 
notar que as seis maiores reservas de petróleo do mundo estão em países de pequena extensão 
territorial: Arábia Saudita, Iraque, Kuwait, Abu Dhabi, Irã e Venezuela. Isso demonstra que, como 
qualquer recurso mineral, a distribuição de jazidas de petróleo não tem relação com o tamanho do 
país ou seu grau de desenvolvimento, mas depende somente de fatores controlados pela natureza. A 
distribuição pouco uniforme do petróleo nas várias regiões do mundo determinou que existam hoje 
apenas 80 países produtores, em maior ou menor escala. A Tabela 2-1 mostra, em percentuais, os 
países que possuem as maiores reservas de petróleo (óleo + gás). 
No Brasil, grandes estados, como o Maranhão e o Pará, apesar de possuírem bacias sedimentares e 
de já terem passado por vários processos exploratórios, ainda têm pouca ou nenhuma reserva de 
petróleo. A maior parte das reservas brasileiras (cerca de 85%) está localizada no mar, na Bacia de 
Campos, em frente ao Estado do Rio de Janeiro, um dos menores do país. As reservas totais 
brasileiras somavam, ao final de 1999, 17,3 bilhões de barris de petróleo (óleo + gás), sendo 14,3 
bilhões de barris de óleo e 468,4 bilhões de metros cúbicos de gás natural (equivalentes a 3 bilhões 
de barris de óleo equivalente). As reservas provadas brasileiras somavam, no mesmo período, 9,5 
bilhões de barris de petróleo (óleo + gás), sendo 8,1 bilhões de barris de óleo e 228,7 bilhões de 
metros cúbicos de gás (equivalentes a 1,4 bilhão de barris de óleo equivalente). Mesmo depois das 
megafusões entre grandes companhias de petróleo que aconteceram nos últimos anos, as reservas 
brasileiras ainda estão em quarto lugar no ranking das maiores reservas conhecidas. O total mundial 
de reservas provadas de petróleo (óleo + gás) é de cerca de 1,2 trilhão de metros cúbicos (ou cerca 
de 7,4 trilhões de barris), dos quais 57% estão concentrados nos países árabes próximos ao Golfo 
Pérsico. 
Algumas vezes, o óleo vem à superfície espontaneamente, impelido pela pressão interna dos gases. 
Quando isso não ocorre, é preciso usar equipamentos para bombear os fluidos. O bombeio 
mecânico é feito por meio do cavalo-de-pau, um equipamento montado na cabeça do poço que 
aciona uma bomba colocada no seu interior. Com o passar do tempo, alguns estímulos externos são 
 
 
 
6
utilizados para extração do petróleo. Esses estímulos podem, por exemplo, ser injeção de gás ou de 
água, ou dos dois simultaneamente, e são denominados recuperação secundária. Dependendo do 
tipo de petróleo, da profundidade e do tipo de rocha-reservatório, pode-se ainda injetar gás 
carbônico, vapor, soda cáustica, polímeros e vários outros produtos, visando sempre aumentar a 
recuperação de petróleo. 
Tabela 2-1 – Reservas mundiais de óleo e gás. 
Reservas mundiais de óleo em (%) Reservas mundiais de gás (em %) 
Arábia Saudita 25,5 Ex-União Soviética 38,7 
Iraque 10,9 Irã 15,7 
Emirados Árabes Unidos 9,4 Qatar 5,8 
Kuwait 9,3 Emirados Árabes Unidos 4,1 
Irã 8,7 Arábia Saudita 4,0 
Venezuela 7,0 Estados Unidos 3,2 
Ex-União Soviética 6,3 Argélia 3,1 
Líbia 2,9 Venezuela 2,8 
Estados Unidos 2,8 Nigéria 2,4 
México 2,7 Iraque 2,1 
China 2,3 Malásia 1,6 
Nigéria 2,2 Indonésia 1,4 
Noruega 1,0 Canadá 1,2 
Argélia 0,9 Holanda 1,2 
Brasil 0,8 Kuwait 1,0 
Canadá 0,7 Líbia 0,9 
Resto do Mundo 6,6 Resto do Mundo 10,8 
Total no Mundo: 1,03 trilhão de m³ (ou 6,5 trilhões de barris), em 1999 
Total no Mundo: 146,4 trilhões de m³ (ou 0,92 trilhão de barris equivalentes), em 1999 
Fontes: Petrobrás e BPAMOCOALIVE Statistical Review of World Energy - June 2000 
 
Freqüentemente é produzido também o gás natural. O gás é a porção do petróleo que se encontra na 
natureza nafase gasosa. Pode ocorrer isoladamente ou associado ao óleo, gerando subprodutos com 
diferentes características, segundo o aproveitamento de seus componentes. 
Durante muito tempo, atividades de perfuração voltadas exclusivamente para encontrar o petróleo 
contribuíram para que o gás natural fosse visto como produto inferior, uma espécie de primo pobre 
do petróleo. Porém, na década de 70, ele passou a ser usado como combustível alternativo, 
substituindo derivados, numa tendência estimulada pelas crises internacionais que aumentaram 
muito os preços do óleo cru nos mercados mundiais. 
Hoje, o gás é considerado um combustível nobre, por causa das muitas vantagens decorrentes de 
sua utilização, sejam econômicas, ambientais e de processo sobre outros combustíveis. Entre essas 
vantagens, podem ser citadas: a redução das emissões, a possibilidade de substituir qualquer fonte 
 
 
 
7 
de energia convencional e o fato de ser um produto acabado (já está praticamente pronto para a 
utilização, quando extraído), não necessitando de estoques e permitindo redução de custos. Na 
indústria, o emprego do gás representa redução de despesas com manutenção de equipamentos, 
porque a queima completa do gás não deixa resíduos nos fornos e caldeiras. Há, também, 
comprovada melhoria de rendimento dos equipamentos em relação ao óleo combustível, sem falar 
na diminuição dos gastos com transporte, porque o gás é entregue diretamente através de dutos, a 
partir das fontes de produção. 
Uma aplicação do gás que vem sendo incentivada é como combustível automotivo. É o Gás Natural 
Veicular (GNV), utilizado em frotas de ônibus urbanos e táxis, que permite a redução à metade da 
emissão de gases poluentes. Além disso, é um combustível mais barato e aumenta a vida útil dos 
veículos. 
Outro uso para o gás natural que está sendo muito estimulado pelo governo é em usinas 
termelétricas. Atualmente, a Petrobrás participa, associada à iniciativa privada, de 23 projetos de 
construção de termelétricas, de norte a sul do Brasil, que deverão entrar em operação entre 2001 e 
2004. Desses projetos, 12 são de usinas produtoras apenas de energia elétrica. Os outros serão 
destinados à cogeração, ou seja, vão produzir energia elétrica e vapor, utilizado no processo, 
principalmente nas refinarias. 
Este empreendimento vai garantir a geração de 930 MW de energia elétrica para a região 
amazônica, utilizando cinco milhões de metros cúbicos/dia de gás natural produzidos nos campos 
de Urucu e Juruá, no Alto Amazonas. O gás será transferido até Coari, no rio Solimões, através de 
um gasoduto de 280 quilômetros e outro, com 420 quilômetros de extensão será construído para 
levar o gás até Manaus. Também faz parte do projeto um gasoduto de cerca de 500 quilômetros de 
extensão de Urucu para Porto Velho (RO), para transportar o gás natural que será consumido nas 
usinas termelétricas da região. 
O gasoduto Bolívia-Brasil é um empreendimento de US$ 2 bilhões, que consolida o processo de 
integração energética da América Latina. O gasoduto atravessa os estados do Mato Grosso do Sul, 
São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul e vai fornecer, até 2003, cerca de 30 milhões 
de metros cúbicos de gás natural. Com isso, a participação desse combustível na matriz energética 
nacional aumentará de 2,8% para 12%. 
O empreendimento é o primeiro modelo empresarial de parceria da Petrobrás com participação de 
empresas privadas internacionais, de países como a Austrália, México e Reino Unido, entre outros. 
Para sua construção e operação foram criadas três empresas ligadas a Gaspetro (subsidiária da 
Petrobrás): Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), que opera o trecho no nosso 
país; Petrobrás Gasoduto Bolívia-Brasil S. A. (Petrogasbol), responsável pela construção em 
território boliviano; e a Gás Transboliviano (GTB), para operar o trecho na Bolívia. 
Dos 430 m3/d de petróleo produzidos quando foi criada, a Petrobrás chega ao final do ano 2000 com 
produção de cerca de um milhão e 300 mil barris por dia de óleo e 39 milhões de metros cúbicos 
diários de gás natural. Aproximadamente 61% desse total vêm do mar e são produzidos através de 
uma centena de plataformas, fixas e flutuantes. Em terra, os estados produtores são Amazonas, 
Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia e Espírito Santo. No mar, a Petrobrás extrai 
petróleo no litoral dos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito 
Santo, Rio de Janeiro, São Paulo e Paraná. 
2.1 Caracterização do petróleo 
O petróleo é uma matéria-prima essencial à vida moderna, sendo o componente básico de mais de 
6 000 produtos. Gasolina, querosene de aviação (QAV), gás de cozinha (GLP), diesel, solventes, 
 
 
 
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lubrificantes, borrachas, plásticos, tecidos sintéticos, tintas, e até mesmo energia elétrica são 
exemplos de produtos oriundos do petróleo. O petróleo é responsável ainda por cerca de 34% da 
energia utilizada no Brasil e por 45% de toda a energia nos Estados Unidos. 
De uma maneira geral o petróleo (também chamado óleo cru) é uma mistura complexa de 
hidrocarbonetos, contaminantes orgânicos e impurezas inorgânicas tais como: água, sais e 
sedimentos. Os hidrocarbonetos são substâncias compostas somente por átomos de carbono (C) e de 
hidrogênio (H), formando diversos tipos de moléculas. As diferenças entre as propriedades físicas e 
químicas destes hidrocarbonetos são muito grandes, resultando em uma diversidade de 
características do petróleo. Uma propriedade que é bastante utilizada tanto na separação quanto na 
caracterização dos petróleos é o ponto de ebulição, isto é, a temperatura em que a substância 
química passa para estado vapor. Os constituintes do petróleo, a temperatura ambiente, são gases, 
líquidos ou sólidos. 
Apesar de assemelhar-se a um produto líquido, na verdade o petróleo é uma emulsão constituída por 
componentes no estado líquido, no qual estão dispersos componentes gasosos e sólidos. Esses 
componentes podem ser separados utilizando-se a propriedade de que seus pontos de ebulição são 
diferentes e assim, por aquecimento, alguns componentes vaporizam-se antes que outros. 
Os hidrocarbonetos são classificados como parafínicos, naftênicos, aromáticos e olefínicos (e suas 
combinações) de acordo com as formas de ligação dos seus átomos de carbono (Figura 2-1). 
C CH
H
H H
H
H
C
H
H
H
H C CH
H
H H
H
C
H
H
H
C CH
H
H H
HC
H
H
CH H
H
metano
CH4
propano
C3H8
etano
C2H6
C CH
H
H H
H
C
H
H
C
H
H
H
n-butano
C4H10
C CH
H
H H
H
C
H
H
C
H
H
C
H
H
H
n-pentano
C5H12
isobutano
C4H10
C CH
H
H H
C
H
H
CH H
H
HC
H
H
isopentano
C5H12
PARAFÍNICOS
C CH
H
H H
H
H
C
H
H
H
H C CH
H
H H
H
C
H
H
H
C CH
H
H H
HC
H
H
CH H
H
metano
CH4
propano
C3H8
etano
C2H6
C CH
H
H H
H
C
H
H
C
H
H
H
n-butano
C4H10
C CH
H
H H
H
C
H
H
C
H
H
C
H
H
H
n-pentano
C5H12
isobutano
C4H10
C CH
H
H H
C
H
H
CH H
H
HC
H
H
isopentano
C5H12
PARAFÍNICOS
C
CH
H
H
H
H
C
C
CC
H
C
CH
H
H
H
H
C
C
CC
H
C
H
C
C
C
H
benzeno
C6H6
naftaleno
C10H8
AROMÁTICOS
C
C
H
H
H
H
H
C
CC
H
ciclopentano
C5H10
C
C
H
H
H
H
H
C
C
CC
H ciclohexano
C6H12
H
H
H
H H
H
HH
H
H
NAFTÊNICOS
(OU CICLOALCANOS)
 
Figura 2-1 – Exemplos de hidrocarbonetos 
Há no petróleo todas essas substâncias em proporções que variam de acordo com a região onde é 
extraído. Os compostos olefínicos são encontrados em muito pequena quantidade devido a sua alta 
reatividade, porém durante o processamento do petróleo esses compostos são gerados, fazendo parte 
dos derivados. Há ainda uma quantidade de gases e sólidos dissolvidos ou dispersos na mistura 
líquida. O gás é composto principalmente por metano, etano e propano. Os sólidos são os 
hidrocarbonetos que contém acima de 18 átomos de carbono além das resinas e asfaltenos que se 
decompõem antes de vaporizar. 
 
 
 
9 
De uma maneira geral, todosos derivados também será ainda uma mistura que conterá compostos 
de todas essas classes. A quantidade de cada determinada classe de hidrocarbonetos será requerida 
em várias proporções de acordo com as características que se deseja para o produto final enfocando 
a sua aplicação (Tabela 2-2). 
Algumas propriedades físicas gerais (que não leva em conta a sua composição) são utilizadas para 
identificação dos petróleos, tais como densidade relativa e viscosidade. Na comercialização, em 
geral, os petróleos que contém uma maior quantidade de compostos mais leves (menor número de 
carbono) são os mais valorizados porque produzirão em maior quantidade derivados mais rentáveis 
comercialmente. O American Petroleum Institute - API resolveu classificar os petróleos de uma 
maneira que não deixasse dúvidas quanto ao teor de elementos leves, e para tal adotou o grau API: 
5,1315,141
6,15/6,15
o −=
d
API , 
onde d15,6/15,6 é a densidade do produto a 15,6ºC em relação a água também a 15,6ºC. 
Tabela 2-2 – Propriedades da família de hidrocarbonetos nos produtos finais. 
FAMÍLIA PRODUTO CARACTERÍSTICA 
PARAFÍNICOS 
QAV 
Diesel 
Lubrificantes Parafinas 
Gasolina 
Combustão limpa 
Facilidade ignição 
Constância da viscosidade 
Facilidade cristalização 
NAFTÊNICOS 
Nafta Petroquímica 
Gasolina 
QAV 
Diesel 
Lubrificantes 
Compromisso entre a qualidade e a 
quantidade do derivado 
AROMÁTICOS 
Gasolina 
Solventes 
Asfalto 
Coque 
Ótima resistência à detonação 
Solubilização de substâncias 
Agregados moleculares 
Elevado conteúdo de carbono 
 
Quanto maior o grau API do óleo, menor é a sua densidade relativa, o que eqüivale a dizer que o 
óleo é mais leve, portanto mais rico em voláteis (partes leves), ou seja, tem maior valor comercial 
(Tabela 2-3). 
Tabela 2-3 - Classificação do petróleo em relação ao ºAPI 
Densidade (ºAPI) Classificação 
40 ou maior Extra leve 
33 - 40 Leve 
27 - 33 Médio 
19 - 27 Pesado 
15 - 19 Extra pesado 
15 ou menor Asfáltico 
 
De acordo com as características geológicas do local de onde é extraído, o petróleo bruto pode 
variar quanto à sua composição química e ao seu aspecto. Há aqueles que possuem alto teor de 
enxofre, outros apresentam grandes concentrações de gás sulfídrico, por exemplo. Quanto ao 
aspecto, há petróleos pesados e viscosos, e outros leves e voláteis, segundo o número de átomos de 
 
 
 
10
carbono existentes em sua composição. Da mesma forma, o petróleo pode ter uma ampla gama de 
cores, desde o amarelo claro, semelhante à gasolina, chegando ao verde, ao marrom e ao preto. Com 
tão grande variedade de tipos de matéria-prima, a tarefa inicial no processo de refino é conhecer 
exatamente o petróleo a ser processado, por meio de análises de laboratório. 
Os principais contaminantes do petróleos são os compostos que contém enxofre, nitrogênio, metais 
e oxigênio (Figura 2-2). Petróleos ácidos ou acres são os que possuem composto de enxofre em alta 
percentagem, tendo cheiro peculiar; já os tipos doces contam com baixo teor de enxofre. 
Normalmente classificam-se como petróleos ácidos aqueles que contêm gás sulfídrico em 
concentração acima de 380 mililitros por 100 litros, sendo perigosamente tóxicos. Já os óleos doces 
não contêm gás sulfídrico. 
 
 
Figura 2-2 – Principais contaminantes do petróleo 
Esses contaminantes trazem uma série de inconvenientes tanto durante o seu processamento quanto 
na sua utilização final. A presença desses compostos prejudica o rendimento dos produtos finais, 
envenena catalisadores, provoca corrosão dos materiais e aumenta a poluição (Tabela 2-4). 
Tabela 2-4 – Problemas que os contaminantes trazem ao processamento e aos produtos finais 
Substâncias orgânicas com: Problemas 
Enxofre 
Corrosão 
toxidez 
poluição 
Nitrogênio Instabilidade térmica 
Oxigênio Acidez, corrosividade 
Metais Agressão a materiais 
 
A Figura 2-3 mostra um resumo dos constituintes do petróleo e a sua classificação. O petróleo dessa 
forma é composto por hidrocarbonetos alifáticos (ligações simples carbono-carbono) e aromáticos 
(ligações duplas alternadas em cadeias fechadas). As olefinas (hidrocarbonetos de cadeias abertas 
com ligações duplas) são compostos instáveis e praticamente não são encontrados no petróleo, 
porém durante o processamento, são gerados e fazem parte da constituição dos derivados. Além 
disso, há os não hidrocarbonetos que são os contaminantes do petróleo. 
Outra forma de caracterizar o petróleo seria quantificar os compostos de acordo com a faixa de 
temperatura em que esses entram em ebulição. Utilizando-se um processo físico (destilação), 
podem-se separar os componentes do petróleo. Embora existam nos laboratórios equipamentos 
sofisticados com alto grau de fracionamento (separação) os produtos da destilação, também 
 
 
 
11 
conhecidos como cortes ou frações do petróleo, são ainda misturas complexas de hidrocarbonetos e 
contaminantes. 
 
 ALIFÁTICOS 
HIDROCARBONETOS 
(C,H) 
 RESINAS 
 ASFALTENOS 
 CONTAMINANTES 
ORGÂNICOS 
NÃO 
HIDROCARBONETOS 
(C, H, S, N, O, METAIS) 
 OLEFINAS 
(TRAÇOS) 
 AROMÁTICOS 
 CADEIAS 
RETAS 
(N-) 
CADEIAS 
 
 CÍCLICAS 
CADEIAS 
 RAMIFICADAS 
(ISO) 
 POLINUCLEARES MONONUCLEARES 
 
Figura 2-3 – Constituintes do petróleo. 
Em laboratório, para avaliar o petróleo e seus derivados, executa-se um ensaio conhecido como 
Ponto de Ebulição Verdadeiro (PEV) que é regulamentado pela ASTM por meio da norma D-2892 
(Figura 2-4). Nesse ensaio adiciona-se uma amostra do petróleo ou derivado no interior de um balão 
e eleva-se a temperatura em patamares. Assim os componentes com os menores pontos de ebulição 
vaporizam-se e percorrem a coluna onde ocorre o fracionamento. No topo, os vapores entram em 
contato com uma serpentina na qual circula um fluido refrigerante condensando-se. O líquido 
formado retorna à coluna em refluxo. Existe ainda uma válvula solenóide que se mantém fechada, 
abrindo-se por alguns instantes. Quando essa válvula abre, recolhe-se o líquido condensado da 
serpentina. A relação entre o tempo de fechamento e o da abertura é geralmente 4:1. 
O líquido é recolhido até que se atinja 3% do volume inicial da amostra, quando então é anotada a 
temperatura do topo. Dessa forma, pode-se construir um gráfico de porcentagem volumétrica 
recolhida versus temperatura do vapor. Esse gráfico é utilizado para prever-se o rendimento do 
petróleo para os principais derivados. Esse ensaio possui um alto grau de fracionamento sendo, no 
entanto, caro e demorado. Dessa forma procura-se realizar outros ensaios mais baratos e mais 
rápidos e por correlações matemáticas obter a curva PEV. 
Exemplos de curvas PEV são apresentados na Figura 2-5. Pode-se observar que à medida que se 
aumenta a temperatura aumenta a quantidade da fração recolhida. O gráfico mostra também um 
exemplo de previsão de rendimento para uma faixa de temperatura compreendida entre T2 e T1 
hipotéticos. Para essa faixa, nota-se que a quantidade recolhida para o petróleo A é menor do que a 
do petróleo B. 
Assim, a curva PEV pode ser utilizada para determinar a quantidade dos produtos dada a faixa de 
ebulição. Para cada derivado especifica-se uma faixa de temperatura na qual os componentes 
estariam compreendidos. Essa faixa é definida a partir de critérios estatísticos e de qualidade dos 
derivados e é conhecida como temperatura de corte. Por exemplo na Figura 2-5 as temperaturas de 
corte são T1 e T2. 
 
 
 
12
SOLENÓIDE
ÁGUA
SAÍDA
VÁLVULA
SAÍDA
BOMBA DE VÁCUO
TERMOPAR
REGULAGEM DO 
AQUECIMENTO
AQ
U
EC
IM
EN
TO
 D
E
C
O
M
PE
N
SA
Ç
ÃO
SOLENÓIDE
ÁGUA
SAÍDA
VÁLVULA
SAÍDA
BOMBA DE VÁCUO
SAÍDA
BOMBA DE VÁCUO
TERMOPAR
REGULAGEM DO 
AQUECIMENTO
REGULAGEM DO 
AQUECIMENTO
AQ
U
EC
IM
EN
TO
 D
E
C
O
M
PE
N
SA
Ç
ÃO
 
Figura 2-4 – Destilação PEV. 
Petróleo A
Petróleo B
T1
T2
R1 R2
Quantidade recolhida (%)
0 100
Te
m
pe
ra
tu
ra
Petróleo A
Petróleo B
T1
T2
R1 R2
Quantidade recolhida (%)
0 100
Te
m
pe
ra
tura
 
Figura 2-5 – Curva PEV para dois petróleos hipotéticos 
Um exemplo típico de temperaturas de corte para os derivados pode ser: 
Nafta - C5 - 150ºC 
Querosene - 150ºC - 230ºC 
Gasóleo atmosférico - 230ºC - 400ºC 
Gasóleo de vácuo - 400ºC - 570ºC 
Resíduo de vácuo - 570ºC ou maior 
 
 
 
13 
2.2 Processamento primário 
O petróleo produzido nos campos segue para separadores trifásicos (Figura 2-6) onde é retirado o 
gás natural e a água livre. Durante o processo de produção, parte da água do reservatório se mistura 
com o óleo na forma de gotículas dispersas gerando uma emulsão água-óleo. O separador trifásico 
não consegue remover essas gotículas de água que estão na forma coloidal. Assim, é realizada uma 
etapa, a desidratação, para retirar o máximo da água emulsionada do óleo. A desidratação é 
realizada em vasos nos quais é aplicada uma tensão elétrica. As gotículas de água se coalescem e 
são separadas do óleo por decantação. 
Um outra forma de separar as gotículas de água dispersas no meio oleoso, é a injeção de substâncias 
químicas chamadas desemulsificantes para ajudar a romper a emulsão. 
Já o gás natural é submetido a um processo no qual são retiradas partículas líquidas, que vão gerar o 
gás liqüefeito de petróleo (GLP) ou gás de cozinha. Depois de processado, o gás é entregue para 
consumo industrial, inclusive na petroquímica. Parte desse gás é reinjetado nos poços, para 
estimular a produção de petróleo. 
O processamento primário permite então que o óleo atenda as especificações exigidas pelas 
refinarias: 
um mínimo de componentes leves, quantidades de sais abaixo de 300 mg/L de óleo, quantidade de 
água e sedimentos abaixo de 1% (do volume de óleo). Essa quantidade é conhecida como BS&W 
(Basic Sediments and Water). 
A redução de água é importante também para reduzir o volume total de óleo a ser transportado para 
as refinarias. 
 
Figura 2-6 - Separador trifásico retirando a água livre e o gás associado ao óleo. 
2.3 Logística 
O petróleo é armazenado e posteriormente enviado para as refinarias por navios tanques ou por 
oleodutos. A Petrobrás possui extensa rede de dutos que interligam campos petrolíferos, terminais 
marítimos e terrestres, bases de distribuição, fábricas e aeroportos. A malha de transporte é formada 
por cerca de 15 300 quilômetros de dutos, 53 terminais (dez marítimos, três fluviais, 29 terrestres e 
11 terminais em portos de terceiros) e um sistema de armazenamento com capacidade para 
415 000 000 m3 de produtos. O sistema de transporte se completa com a frota de 114 navios-
 
 
 
14
tanques, dos quais 64 são próprios, representando uma capacidade total de transporte de sete 
milhões de toneladas de porte bruto. 
É um sistema integrado que faz a movimentação dos produtos de petróleo dos campos de produção 
para as refinarias, quando se trata do petróleo produzido aqui, ou a transferência do petróleo 
importado descarregado nos terminais marítimos para as unidades de refino. Depois de processados 
nas refinarias, os derivados passam também pela rede de transporte em direção aos centros 
consumidores e aos terminais marítimos, onde são embarcados para distribuição em todo o país. 
O gás natural é transferido dos campos de produção para as plantas de gasolina natural, onde, 
depois de processado para a retirada das frações pesadas, é enviado aos grandes consumidores 
industriais e à rede de distribuição domiciliar. 
Os dutos são classificados em oleodutos (transporte de líquidos) e gasodutos (transporte de gases) e 
em terrestres (construídos em terra) ou submarinos (construídos no fundo do mar). Os oleodutos 
que transportam derivados e álcool são também chamados de polidutos. Outras modalidades de 
transporte, como rodoviário e ferroviário, são ocasionalmente empregadas para a transferência de 
petróleo e derivados. 
Os dutos são o meio mais seguro e econômico para transportar grandes volumes de petróleo, 
derivados e gás natural a grandes distâncias. Além disso, o sistema permite a retirada de circulação 
de centenas de caminhões, economizando combustível e reduzindo o tráfego de veículos pesados 
nas estradas. 
Abaixo é apresentada uma lista das refinarias da Petrobrás: 
Refinaria Landulpho Alves - (RLAM) - Mataripe, Bahia 
Refinaria Presidente Bernardes - (RPBC) - Cubatão, São Paulo 
Refinaria Duque de Caxias - (REDUC) - Campos Elíseos, Rio de Janeiro 
Refinaria Gabriel Passos - (REGAP) - Betim, Minas Gerais 
Refinaria Alberto Pasqualini - (REFAP) - Canoas, Rio Grande do Sul 
Refinaria de Paulínia - (REPLAN) - Paulínia, São Paulo 
Refinaria de Manaus - (REMAN) - Manaus, Amazonas 
Refinaria de Capuava - (RECAP) - Mauá, São Paulo 
Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR) - Araucária, Paraná 
Refinaria Henrique Lage - (REVAP) - São José dos Campos, São Paulo 
Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste - (Lubnor) - Fortaleza, Ceará 
Além das refinarias localizadas no Brasil, a Petrobrás também possui duas refinarias na Bolívia, 
adquiridas em 1999 (Refinarias Guilhermo Elder Bell e Gualberto Villarroel). As unidades 
industriais da Petrobrás se completam com duas fábricas de fertilizantes nitrogenados (FAFEN), 
localizadas em Laranjeiras, Sergipe, e em Camaçari, Bahia. Recentemente também foi adquirida a 
Peres Companc, o maior grupo privado da América do Sul, incorporando mais duas refinarias na 
Argentina e na Bolívia, várias unidades petroquímicas e campos de produção espalhados na 
América Latina. 
Operam ainda no Brasil as refinarias Ipiranga, no Rio Grande do Sul, e Manguinhos, no Rio de 
Janeiro, ambas pertencentes a grupos privados. 
 
 
 
15 
Em suas instalações de refino, a Petrobrás tem capacidade para produzir cerca de 1 milhão e 800 
mil barris de derivados por dia, atendendo à demanda interna e gerando excedentes que são 
exportados. A participação do petróleo produzido no Brasil na carga das refinarias é de cerca de 
70%; o restante representa petróleo importado para complementar o consumo brasileiro de 
derivados, que é de cerca de 1,69 milhão de barris por dia. Entre os principais fornecedores de 
petróleo ao Brasil estão a Nigéria, a Arábia Saudita, a Argentina e a Venezuela. 
O refino pode também ser utilizado como fonte geradora de divisas para o país. Assim, é possível 
orientá-lo para atingir o mercado externo, acertando-se o abastecimento interno com as exportações 
e importações de petróleo ou derivados. Nos últimos anos, as operações de refino no Brasil têm sido 
orientadas para o aumento da produção de derivados médios (querosene e óleo diesel). Em suas 
refinarias, a Petrobrás produz mais de 80 diferentes produtos. 
 
 
 
 
16
3 ESQUEMA DE REFINO 
3.1 Visão Geral da Refinaria 
Na refinaria, o petróleo é recolhido aos tanques de armazenamento após ser transportado por via 
marítima ou terrestre e depois de ter percorrido, às vezes, milhares de quilômetros. Assim, muitas 
vezes, acentuada variação de viscosidade ou maior ou menor teor de parafínicos (que possuem uma 
grande facilidade de cristalização) pode acarretar distúrbios no funcionamento dessas unidades e 
mesmo posterior paralisação. 
O refino do petróleo constitui-se da série de etapas operacionais para obtenção de produtos 
determinados. Refinar petróleo é, portanto, separar as frações desejadas, processá-las e 
industrializá-las, transformando-as em produtos vendáveis. 
Em tese é possível obter de qualquer petróleo todos os derivados, no entanto a quantidade de 
unidades operacionais impediria tal proposição devido à inviabilidade econômica da refinaria. Há 
petróleos que necessitam poucas etapas operacionais para obtenção dos derivados na qualidade 
requerida devido às características intrínsecas do petróleo e conseqüentemente são mais valiosos. 
Há outros, no entanto, outros que necessitam de várias etapas operacionais e por isso são mais 
caros. 
Dessa forma, uma vez que não existe apenas um tipo de petróleo, as características dos diferentes 
tipos de petróleo, como também as necessidades do mercado,vão determinar quais derivados e em 
que quantidades podem ser obtidos e, daí, como uma refinaria deve operar. Assim, nem todos os 
derivados podem ser obtidos na qualidade requerida direta e economicamente a partir de qualquer 
petróleo e também por isso as refinarias não são sempre iguais. Dessa forma, nem todos os 
derivados são gerados de uma só vez em um mesmo local na refinaria. 
Quase sempre, eles são obtidos após a seqüência de vários processos que transformam um ou mais 
fluidos (gás ou líquido), que servem de entradas do processo, em outros fluidos, chamados saídas do 
processo. Os fluidos em uma refinaria, sejam entrada ou saída de algum processo, são conhecidos 
com correntes (Figura 3-1). 
Nas refinarias, o petróleo é submetido a diversos processos (também chamados unidades de refino) 
que são um conjunto de equipamentos responsáveis por uma etapa do refino. Alguns derivados são 
produzidos na saída da primeira unidade enquanto outros só após o processamento de várias 
unidades. Assim toda unidade realiza algum processamento sobre uma ou mais entradas gerando 
uma ou mais saídas. 
Cada refinaria é construída de acordo com o tipo de petróleo e necessidades do mercado. Assim, as 
refinarias são constituídas de conjunto (arranjo) próprio das unidades de modo a compatibilizar o 
tipo de petróleo e a necessidade dos derivados. Esse arranjo é chamado de Esquema de Refino 
(Figura 3-2). 
Um esquema de refino define e limita o tipo e a quantidade de derivados. Por isso, alguns derivados 
só podem ser produzidos em determinadas refinarias. Além disso, as quantidades dos derivados 
produzidos em determinada refinaria variam de acordo com o tipo de petróleo processado. Os 
 
 
 
17 
petróleos mais leves geram maior quantidade de GLP e naftas. Já os petróleos pesados resultam em 
maiores volumes de óleos combustíveis e asfaltos. Há também os derivados médios, como o óleo 
diesel e o querosene. 
GÁS
PETRÓLEO
PRODUTOS
INTERMEDIÁRIOS
PRODUTOS
QUÍMICOS
Entrada ou Carga Saída
PRODUTOS FINAIS
ou ACABADOS
PRODUTOS
INTERMEDIÁRIOS
SUBPRODUTOS
Unidade
de
Processo
GÁS
PETRÓLEO
PRODUTOS
INTERMEDIÁRIOS
PRODUTOS
QUÍMICOS
Entrada ou Carga Saída
PRODUTOS FINAIS
ou ACABADOS
PRODUTOS
INTERMEDIÁRIOS
SUBPRODUTOS
Unidade
de
Processo
Unidade
de
Processo
 
Figura 3-1 – Entradas e saídas de unidades de processos. 
 
Figura 3-2 – Exemplos de esquemas de refino. 
Durante a vida de uma refinaria pode mudar o tipo de petróleo que ela recebe, como também podem 
mudar as especificações (qualidade) ou a demanda (quantidade) dos derivados por ela produzidos. 
Assim toda refinaria tem um certo grau de flexibilidade. Isto é, a capacidade de reprogramação 
dinâmica na operação do seu esquema de refino, que permite reajustar o funcionamento das 
unidades para se adequar às mudanças no tipo de óleo e nas necessidades do mercado e ambientais. 
Obviamente o grau de flexibilidade da refinaria depende principalmente do seu esquema de refino. 
Mesmo diferentes, nos esquemas de refino e no grau de flexibilidade, todas as refinarias da 
Petrobrás têm pelo menos algumas unidades (processos) em comum: destilação, craqueamento 
catalítico e tratamentos. Isso se deve às características do mercado brasileiro muito dependente da 
gasolina e do GLP cujas correntes de saída do processo de craqueamento catalítico vão formar. Os 
tratamentos são necessários para adequar os produtos às exigências da legislação ambiental. A 
destilação foi o primeiro processo de beneficiamento do petróleo. A sua finalidade era retira do 
petróleo uma fração que pudesse substituir o óleo de baleia na iluminação pública e doméstica. A 
queima diretamente do petróleo gerava uma quantidade muito grande de fuligem e gases tóxicos. 
Tentou-se, dessa forma, extrair do petróleo uma fração (querosene) que quando queimada não 
gerasse componentes tóxicos e menos fuligem. 
Atualmente a destilação é um processo quase que obrigatório nas refinarias. É o único processo que 
tem como carga o óleo cru. Dependendo do tipo de petróleo, a unidade de destilação gera produtos 
finais e outros (intermediários) que servirão como cargas ou serão misturados com produtos de 
outros processos em tanques ou em linhas (isto é, em dutos). Assim, todos os processos na refinaria 
dependem, direta ou indiretamente, de alguma saída da destilação. Por isso, essa unidade está 
 
 
 
18
sempre presente numa refinaria de petróleo. A destilação se realiza em torres de dimensões 
variadas, que possuem, ao longo da coluna principal, uma série de pratos ou um recheio em várias 
alturas, e pode haver várias retiradas laterais. O petróleo é preaquecido em fornos e introduzido na 
região inferior da torre. Como a parte de baixo da torre é mais quente, os hidrocarbonetos gasosos 
tendem a subir e se condensar ao passarem pelos pratos ou recheio. Nessa etapa, são recolhidos 
como derivados da primeira destilação, principalmente, gás, GLP, nafta e querosene. Essas frações, 
retiradas nas várias alturas da coluna, ainda necessitam de novos processamentos e tratamentos, 
para se transformarem em produtos ou servirem de carga para outros derivados mais nobres. 
As frações mais pesadas do petróleo, que não foram separadas na primeira destilação, descem para 
o fundo da torre e vão constituir o resíduo ou a carga para uma segunda destilação, onde recebem 
mais calor, agora sob vácuo. O sistema é mais complexo, mas segue o mesmo processo dos pratos 
que recolhem as frações menos pesadas, praticamente o óleo diesel e o óleo combustível. Na parte 
de baixo, é recolhido novo resíduo, que será usado para produção de asfalto ou como óleo 
combustível pesado (Figura 3-3). 
 
Figura 3-3 – Saídas da unidade de destilação. 
O outro processo presente em todas as refinarias consiste no craqueamento, que pode ser térmico ou 
catalítico. O princípio desses processos é o mesmo: baseia-se na quebra de moléculas longas e 
pesadas dos hidrocarbonetos, transformando-as em moléculas menores e mais leves. No 
craqueamento térmico, exigem-se pressões e temperaturas altíssimas para a quebra das moléculas, 
enquanto no catalítico o processo é realizado com a utilização de um produto chamado catalisador, 
substância que favorece a reação química, sem entrar como componente do produto. O processo 
utiliza como carga uma fração que é retirada da destilação a vácuo (gasóleo leve e pesado de 
vácuo). A carga e os produtos do processo de craqueamento catalítico são apresentados na Figura 
3-4. 
Ainda existem vários outros processos os quais podem estar presentes em refinarias. A Tabela 3-1 
mostra uma classificação de alguns processos que podem ser encontrados nas refinarias. 
 
 
 
19 
 
Figura 3-4 – Saídas do processo de craqueamento catalítico. 
Os processos físicos são aqueles que não modificam as substâncias presentes na carga, ou seja não 
há reação química. São processos de separação física. Os processo de conversão por sua vez, ocorre 
reação química modificando as substâncias presentes originalmente, ou seja, não é possível 
reconstituir novamente a carga misturando-se os produtos. Os processos de acabamentos são 
aqueles que visam melhorar uma propriedade do derivado ou retirar algum contaminante. Os 
processos auxiliares são aqueles que dão suporte ao funcionamento das unidades de processos ou 
abastecem com algum tipo de composto químico. 
Tabela 3-1 – Classificação dos processos existentes na refinaria. 
Físicos Conversão Química Tratamento Auxiliares 
Destilação do 
Petróleo 
Desasfaltação 
Desaromatização 
Desparafinação 
Desoleificação 
Extração de 
aromáticos 
Adsorção 
Craqueamento 
Hidrocraqueament
o Catalítico 
Reformação 
Alquilação 
Catalítica 
Viscorredução 
Coqueamento 
Retardado 
Dessalgação* 
Cáustico 
Cáustico 
Regenerativo 
Tratamento Bender
Tratamento 
DEA/MEA 
Hidrotratamento 
Geração de 
Hidrogênio 
Tratamento de 
água 
Geração de Vapor 
e de Energia 
Tratamento de 
Efluentes 
Recuperação de 
enxofre 
 
Processos Físicos 
Dentre os processosfísicos pode-se citar a destilação de petróleo que, como já foi citado, utiliza a 
diferença de temperatura de ebulição para separar frações do petróleo. Mas quando não é possível 
se aquecer para que a substância passe para o estado vapor, seja por exemplo por causa da 
degradação térmica, podem-se utilizar processos de extração por solventes. Esses processos 
 
* Embora a dessalgação não seja um processo de acabamento, considerou-se que é um tratamento do 
petróleo que visa melhorar suas propriedades para ser adequadamente processado. 
 
 
 
20
utilizam a propriedade da diferença de solubilização das substâncias em determinados solventes. A 
Tabela 3-2 mostra os solventes de cada um desses processos e seus respectivos objetivos. 
Há ainda outros processos que visam obter produtos especiais como no caso da adsorção de n-
parafinas. Nesse caso, o processo trata-se de uma filtração por peneiras moleculares da corrente da 
faixa do querosene para retirar as n-parafinas diminuindo o ponto de congelamento do querosene e 
ao mesmo tempo obtendo as n-parafinas que podem ser utilizadas nas petroquímicas para 
detergentes biodegradáveis. 
Tabela 3-2 – Processo de extração por solvente. 
PROCESSO SOLVENTE OBJETIVO 
Desasfaltação Propano 
Retirar do resíduo de vácuo os asfaltenos e resinas e 
gerar um óleo para servir como carga do 
craqueamento catalítico, ou produzir um óleo 
ultraviscoso 
Extração de 
aromáticos 
Tetraetilenoglicol (TEG); 
n-metilpirrolidona (NMP) e 
monoetilenoglicol (MEG); 
Sulfolane 
Extrair da nafta proviniente da reforma catalítca 
uma corrente rica em benzeno, tolueno e xileno. 
Desaromatização Furfural 
Extrair dos óleos básicos uma corrente rica em 
aromáticos de modo a aumentar o índice de 
viscosidade do óleo tratado. 
Desparafinação 
Desoleificação Metil-isobutil cetona (MIBC)
Os processos são os mesmos, mudam-se apenas as 
condições. A desparafinação visa retirar uma 
corrente rica em parafinas de modo a diminuir o 
ponto de congelamento do óleo. Já a desoleificação, 
visa retirar os traços de óleo da parafina. 
 
Processos de Conversão 
Esses processos transformam as substâncias químicas presentes na carga em outras. Desde que se 
descobriu que a molécula de hidrocarboneto quebra-se por efeito da temperatura, vários processos 
têm sido utilizados nas refinarias para produzir frações mais leves. 
Geralmente utilizam-se frações mais pesadas, como gasóleo de vácuo, para servirem como carga, 
uma vez que o valor agregado dessas frações é relativamente baixo. As moléculas com uma cadeia 
de hidrocarbonetos grande rompem-se gerando outras mais leves, na faixa do GLP, nafta e óleo 
diesel de valor agregado maior. 
O craqueamento térmico foi um dos primeiros processos para gerar mais leves, no entanto gerava 
muito gás combustível e havia vários problemas operacionais relativos à formação de coque. O 
craqueamento catalítico, por sua vez, gerava uma quantidade menor de gás, consumia o coque 
formado e, além disso, gerava produtos de melhor qualidade em relação ao craqueamento térmico. 
Há ainda um outro processo de craqueamento térmico brando chamado viscorredução. O seu 
objetivo é quebrar parcialmente as moléculas de um óleo pesado. Os produtos leves formados não 
são retirados ficam no meio reacional. A presença desses componentes mais leves no óleo abaixa a 
viscosidade da mistura resultante. 
Um outro processo de craqueamento térmico, o coqueamento retardado, tem chamado atenção 
recentemente. O coqueamento utiliza como carga o resíduo de vácuo que de outra forma serviria 
como óleo combustível, e gera mais frações leves e intermediárias (GLP, nafta e diesel) além do 
 
 
 
21 
próprio coque que pode ser comercializado. Esse processo é interessante nos dias atuais porque 
diminui a quantidade de óleo combustível na refinaria e gera produtos mais valiosos, uma vez que 
há um excedente de resíduos em função de cargas mais pesadas (que estão sendo processadas na 
maior parte). 
Uma forma de evitar a formação de coque no craqueamento térmico e ao mesmo tempo melhorar a 
qualidade dos produtos em relação aos outros tipos de craqueamento é utilizar o 
hidrocraqueamento. Esse processo realiza a ruptura das moléculas na presença de hidrogênio. Dessa 
forma, as ligações carbono-carbono que são desfeitas são saturadas com hidrogênio. 
Além dos processos de craqueamento há outros processos também catalíticos: alquilação catalítica e 
reforma catalítica. O primeiro processo utiliza como carga GLP da destilação e GLP do 
craqueamento para produzir uma corrente rica em hidrocarbonetos de cadeia aberta mas com várias 
ramificações. A finalidade desse processo é gerar uma corrente que será o principal constituinte da 
gasolina premium/pódium/aviação, além da gasolina da fórmula um. 
A reforma catalítica utiliza como carga a nafta direta da destilação, rica em parafínicos e os 
transforma em aromáticos. A finalidade da corrente de saída, rica em aromáticos, pode ser a 
gasolina (aumentar a octanagem) ou fracionar seus componentes visando à obtenção de benzeno, 
tolueno e xileno (BTX) e vendê-los à indústria petroquímica. 
Processos de Tratamento 
Os processos de tratamento visam retirar os contaminantes ou melhorar alguma propriedade dos 
derivados. O principal contaminante é o enxofre que provoca poluição, corrosão, acidez, odor entre 
outros. O uso da soda cáustica é o tratamento mais comum para esse fim, também chamado de 
tratamento convencional de derivados. Esses tratamentos podem ser de dois tipos: dessulfurização e 
adoçamento. No primeiro os compostos de enxofre (mercaptans) são retirados do derivado enquanto 
que no segundo esses compostos são transformados em outros menos agressivos (dissulfetos) mas 
ainda permanecendo com o derivado. 
O tratamento com soda cáustica pode ser realizado com uma lavagem simples na qual o os 
compostos de enxofre reagem com NaOH formando mercaptídeos de sódio que para os compostos 
mais leves ficam dissolvidos na solução aquosa, separando-se do óleo. Esse tipo de processo é 
utilizado apenas para derivados leves e quando a quantidade de enxofre é pequena. 
Quando a quantidade de compostos sulfurados é significativa, torna-se viável utilizar processos 
regenerativos tais como tratamento com DEA/MEA e MEROX (mercaptans oxidation). 
O tratamento com dietanolamina (DEA) ou monoetanolamina (MEA) é utilizado para remover das 
frações leves (gás combustível e GLP) o ácido sulfídrico (H2S). A corrente de hidrocarbonetos é 
misturada com uma corrente aquosa de DEA/MEA. O H2S é absorvido pela corrente de DEA/MEA 
em torre absorvedora (caso o produto seja gás) ou extratora (caso o produto seja líquido). Depois, a 
corrente de DEA/MEA é regenerada em outra torre voltando ao processo. Dessa forma não há 
consumo de reagentes nesse processo. 
O tratamento MEROX é semelhante à lavagem cáustica, no entanto, a soda cáustica é regenerada. 
Dessa forma, reduz-se o custo operacional porque o consumo de reagentes é menor. Esse processo 
pode ser de dessulfurização ou adoçamento dependendo da solubilidade dos compostos de enxofre 
(mercaptídeos de sódio) na solução aquosa. Caso esses produtos sejam solúveis na solução aquosa, 
a sua retirada da solução oleosa é realizada por decantação, mas quando o processo utiliza correntes 
mais pesadas de hidrocarbonetos esses compostos de enxofre são mais solúveis na solução oleosa 
não permitindo, assim sua separação. 
 
 
 
22
O hidrotratamento é um processo de acabamento que utiliza o hidrogênio para remover os 
contaminantes (enxofre, nitrogênio e oxigênio) além de saturar as olefinas, estabilizando o 
derivado. Os produtos desse processo são um gás ácido e uma água amoniacal que são removidos 
da solução oleosa. Dessa forma, esse tipo de processo atende bem ao tratamento de frações mais 
pesadas porque consegue remover seus contaminantes. 
Processos Auxiliares 
Os processos auxiliares são aqueles que dão suporte ao funcionamento dos demais processosde 
produção de derivados. Vários processos utilizam vapor, por isso é necessária sempre a instalação 
de uma caldeira para gerar vapor e energia. Além disso, em função das restrições ambientais, os 
efluentes necessitam de tratamento antes do descarte. Outros processos, como hidrotratamento, 
necessitam de hidrogênio que podem ser fornecidos por uma unidade de geração de hidrogênio. 
A instalação de processos que lidem também com o gás ácido (H2S) que é produzido em várias 
unidades é importante para diminuir a quantidade de poluentes emitida para atmosfera. 
Tipos de esquemas de refino 
As refinarias são projetadas para produzirem diversos derivados, mas há dois grupos de derivados 
que orientam o projeto dos esquemas de refino: 
• combustíveis e petroquímicos 
• lubrificantes e parafina 
Todas as refinarias da Petrobrás possuem unidades de processo para cumprir o objetivo de 
produzirem combustíveis porque esses derivados representam a maior demanda do mercado 
brasileiro (cerca de 80%). 
As refinarias REDUC e RLAM, além da LUBNOR, possuem unidades que as capacitam produzir 
frações, conhecidas como óleos básicos, que são enviadas às distribuidoras para em formulações 
constituírem os óleos lubrificantes. Além disso, as refinarias REDUC e RLAM possuem mais 
algumas unidades que permitem produzir parafina. 
A Figura 3-5 mostra uma refinaria hipotética composta apenas por uma unidade de destilação 
atmosférica. A destilação atmosférica, também chamada de destilação direta, promove apenas a 
separação dos compostos já existentes no petróleo. Modernamente, tornou-se muito difícil de ser 
adotada como configuração única, pois não apresenta nenhuma flexibilidade tanto para mudanças 
eventuais no perfil de produção (a única possibilidade é a troca de petróleo) quanto para 
atendimento de requisitos mais restritivos de qualidade de produtos (o que pode não ser resolvido 
apenas por seleção de crus). Além disso, a destilação direta não consegue produzir gasolina em 
função da qualidade da nafta (baixa octanagem), ou seja, dificilmente conseguiria compatibilizar a 
demanda dos derivados com a quantidade produzida nesse esquema. 
 
 
 
23 
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
1,0%
11,0%
59,0%
29,0%
Petróleo
100%100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
1,0%
11,0%
59,0%
29,0%
Petróleo
 
Figura 3-5 – Esquema de refino composto por uma unidade de destilação. 
A Figura 3-6 apresenta uma configuração mais avançada. À separação primária inicial do esquema 
anterior acrescenta-se uma destilação a vácuo para produzir cortes de gasóleos que alimentam um 
processo de craqueamento catalítico fluido (FCC). Esses gasóleos possuem baixo valor agregado e 
normalmente são adicionados ao óleo combustível. O FCC consegue produzir duas correntes 
nobres: o GLP e a gasolina, sendo esta de qualidade intrínseca (octanagem) superior à obtida na 
destilação direta. Trata-se de um esquema de refino bem mais flexível, embora, modernamente, 
possa, também, apresentar dificuldades para enquadramento de produtos em especificações mais 
rigorosas. A qualidade do óleo produzido no FCC impede a sua adição ao querosene, sendo 
portanto incorporado ao óleo combustível. 
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
7,5%
11,0%
37,4%
GÁS 1,9%
GASOLINA
28,6%
17,1%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO FCC
1,0%
6,5%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
5,6% 5,9%
31,1% 37,0%
0,4%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
7,5%
11,0%
37,4%
GÁS 1,9%
GASOLINA
28,6%
17,1%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO FCC
1,0%
6,5%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
5,6% 5,9%
31,1% 37,0%
0,4%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
 
Figura 3-6 – Esquema de refino composto por destilação atmosférica e vácuo e FCC. 
 
 
 
24
 
A Figura 3-7 mostra um esquema de produção ainda mais flexível e rentável, por incorporar ao 
anterior o processo de coqueamento retardado que transforma uma fração de menor valor (resíduo 
de vácuo) em produtos mais nobres (GLP, gasolina, nafta e óleo diesel), embora, na presente 
configuração, a nafta e o óleo diesel não estejam sendo ofertados, por necessitarem de tratamento 
dadas suas características de instabilidade. A fração geradora de óleo diesel está incorporada à carga 
do FCC. Com a introdução do processo de coqueamento, há a produção de coque que pode ser 
comercializado aumentando a rentabilidade da refinaria. 
Finalmente a Figura 3-8 mostra o esquema de produção que é o mais flexível e moderno de todos 
por incorporar à configuração anterior o processo de hidrotratamento de frações médias geradas no 
coqueamento, possibilitando o aumento da oferta de óleo diesel de boa qualidade. Esse esquema 
permite um maior equilíbrio na oferta de gasolina e de óleo diesel de uma refinaria, pois desloca 
parte da carga que ia do coqueamento para o FCC (processo produtor de gasolina) e a envia para o 
hidrotratamento, gerando, então, mais óleo diesel e menos gasolina que as configurações anteriores. 
Esse esquema de refino é adequado principalmente para processamento de petróleos pesados, isto é, 
aqueles que produziriam uma grande quantidade de resíduo que de outra forma seriam incorporados 
ao óleo combustível. 
3,0%
29,0%
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
9,8%
11,0%
26,7%
GÁS
GASOLINA 21,7%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO
1,0%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
6,6% 6,9%
13,2%
12,3%
COQUE
0,8% 1,1%
FCC
2,2% 7,7%
4,7%1,5%
4,6%
1,1% 7,7%
COQUEAMENTO
1,5%
20,2%
4,7%
39,6%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
3,0%
29,0%
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
9,8%
11,0%
26,7%
GÁS
GASOLINA 21,7%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO
1,0%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
6,6% 6,9%
13,2%
12,3%
COQUE
0,8% 1,1%
FCC
2,2% 7,7%
4,7%1,5%
4,6%
1,1% 7,7%
COQUEAMENTO
1,5%
20,2%
4,7%
39,6%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
 
Figura 3-7 - Esquema de refino composto por destilação, FCC e coqueamento. 
Ao mesmo tempo em que os petróleos mais pesados fornecem um rendimento maior de resíduos, é 
necessário diminuir-se a quantidade de óleo combustível produzido nas refinarias. Essa imposição 
deve-se à existência das restrições ambientais cada vez mais rigorosas, além do fato que a 
rentabilidade do óleo combustível tem caído recentemente. Assim, é necessária a introdução de 
 
 
 
25 
processos que consigam transformar o resíduo em produtos nobres na qualidade exigida pela 
recente legislação. Esses processos são conhecidos como “fundo de barril”. 
2,8%
39,3%
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
8,9%
11,0%
19,4%
GÁS
GASOLINA 19,4%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO
1,0%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
5,8%
6,1%
13,2%
12,3%
COQUE
0,8% 1,1%
FCC
2,0% 6,8%
4,7%1,5%
4,6%
1,1% 6,8%
COQUEAMENTO
1,5%
17,9%
4,7%
35,0%
HIDROTRATAMENTO
10,3%
0,4%
5,7%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
2,8%
39,3%
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
8,9%
11,0%
19,4%
GÁS
GASOLINA 19,4%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO
1,0%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
5,8%
6,1%
13,2%
12,3%
COQUE
0,8% 1,1%
FCC
2,0% 6,8%
4,7%1,5%
4,6%
1,1% 6,8%
COQUEAMENTO
1,5%
17,9%
4,7%
35,0%
HIDROTRATAMENTO
10,3%
0,4%
5,7%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
 
Figura 3-8 - Esquema de refino composto por destilação, FCC, coqueamento e hidrotratamento. 
Os processos “fundos de barril” reduzem a produção de resíduos (óleo combustível e asfalto) 
transformando-os em frações mais leves de maior valor comercial, além de conferir flexibilidade e 
rentabilidade ao refino. 
Os principais processos são: 
• destilação a vácuo 
• desasfaltação a propano 
• craqueamento catalítico 
• coqueamento retardado 
• hidrocraqueamento 
Esses processos têm uma importância muito grande para a Petrobrás na medida que as refinarias 
não eram capacitadas com muitos desses processos. A razão é histórica. As refinarias foramconstruídas, na maior parte, nas décadas de 50 e 60. A última refinaria que iniciou suas operações 
foi a REVAP em 1980. O petróleo que as refinarias processavam era oriundo principalmente do 
mundo árabe. Esse petróleo era leve. Com as duas crises do petróleo na década de 70 e 80 o Brasil 
foi forçado a investir na busca de petróleo em território nacional. O petróleo que foi encontrado, na 
sua maior parte, foi um petróleo pesado que produzia uma grande quantidade de resíduos. Por isso a 
Petrobrás tem se esforçado para equipar as refinarias com esse tipo de processo de modo a trazer 
 
 
 
26
mais flexibilidade para a suas refinarias. Além disso, contribuiu para esse quadro o aumento do 
rigor da legislação com relação aos compostos sulfurados, principalmente para o óleo diesel. 
A Figura 3-9 mostra um esquema de refino orientado para a produção de combustíveis e 
aromáticos. Trata-se de uma refinaria bastante flexível porque possui vários processos “fundo de 
barril” além de processos que a capacitam produzir produtos petroquímicos, benzeno, tolueno e 
xileno (BTX) e gasolina de alta octanagem graças ao processo de alquilação catalítica. 
CARGA
PETRÓLEO
C3
ALQUILAÇÃO
CATALÍTICA
(UGAV)
FRACIONAMENTO
GLP
C4
C3 C4
GLP
GASOLINA
DE AVIAÇÃO
GASOLINA
AUTOMOTIVA
D
ES
TI
LA
Ç
Ã
O
 A
TM
O
SF
ÉR
IC
A
PRÉ-FRAC.
DE NAFTA
(PREFRA)
EXTRAÇÃO
DE
AROMÁTICOS
(URA)
BENZENO
TOLUENO
XILENO
NAFTA
PETROQUÍMICA
QAV / QI
ÓLEO DIESEL
DESTILAÇÃO
À VÁCUO GÁS ÁCIDO P/ URE
GÁS NATURAL
CO2
RESÍDUO
AROMÁTICO
ASFALTO
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
COQUE VERDE
GÁS COMB. HIDROTRAT.
DE DIESEL
INSTÁVEL
(U-HDT)
REFORMA
CATALÍTICA
(URC)
COQUEAMENTO
RETARDADO
FRACIONA.
DE
AROMÁTICOS
(URA)
CRAQUEAM.
CATALÍTICO
(U-FCC)
GERAÇÃO
DE
HIDROGÊNIO
H2
GÁS COMB.
 
Figura 3-9 – Esquema de refino orientado para a produção de combustíveis e aromáticos. 
A Figura 3-10 mostra um esquema de refino voltado para a produção de óleos básicos para 
lubrificantes e parafinas. Observa-se que nessa rota encontram-se apenas processos físicos (exceto o 
hidroacabamento), ou seja não há uma mudança significativa nas substâncias químicas presentes na 
carga. Isso leva a refinaria a ter que operar com uma faixa estreita de petróleos para produzir 
lubrificantes de qualidade. 
Os lubrificantes possuem um valor agregado bem maior se comparado com o valor dos 
combustíveis, mas por outro lado, o mercado é pequeno (cerca de 1% do mercado). O parque 
presente na REDUC e na RLAM, além da unidade da LUBNOR são suficientes para abastecer o 
mercado brasileiro. 
 
 
 
27 
CARGA
PETRÓLEO
GLP
GASOLINA
SOLVENTES
NAFTAS
QAV / QI
ÓLEO DIESEL
GÁS
NATURAL
H2
SPINDLE
CILINDRO I
NEUTRO LEVE
NEUTRO MÉDIO
NEUTRO PESADO
EXTRATO AROM.
ASFALTO
ÓLEO COMBUSTÍVEL
ULTRA VISCOSO
CO2
PARAF. SP
PARAFINA MOLE
PARAF. NL
PARAF. NM
PARAF. NP
PARAF. CS-I
GÁS ÁCIDO
D
ES
TI
LA
Ç
Ã
O
A
TM
O
SF
ÉR
IC
A
D
ES
TI
LA
Ç
Ã
O
À
 V
Á
C
U
O
GERAÇÃO
DE
HIDROGÊNIO
BRIGHT STOCK
DESASFALTAÇÃO
A
PROPANO
CILINDRO IID
ES
A
R
O
M
A
TI
ZA
Ç
Ã
O
A
 F
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R
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PARAF. BS
PARAF. CS-II
H
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A
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M
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PA
R
A
FI
N
A
S
D
ES
O
LE
IF
IC
A
Ç
Ã
O
A
 M
IB
C
 
Figura 3-10 – Esquema de refino orientado para a produção de lubrificantes e parafina. 
 
 
 
 
 
28
4 DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA E A VÁCUO 
4.1 Princípio geral da destilação 
A destilação é um processo de separação dos componentes de uma mistura de líquidos miscíveis, 
baseado na diferença dos pontos de ebulição dos seus componentes individuais. A destilação é um 
processo tão importante para uma refinaria de petróleo que é usado na quase totalidade dos 
processos de refino por que passa o petróleo e os seus derivados. 
Para entender o processo, é necessário definir alguns conceitos importantes: 
volatilidade: refere-se a capacidade de uma substância de passar para o estado de vapor. Diz-se que 
uma substância é mais volátil do que outra quando ela tem maior tendência para passar ao estado de 
vapor. Em geral, na química orgânica, quanto menor for o tamanho da cadeia de uma molécula, 
maior será a sua volatilidade. Assim, por exemplo, o metano é mais volátil que o etano, que por sua 
vez é mais volátil que o propano. 
pressão de vapor: de acordo com a teoria cinética, as moléculas da superfície livre de um líquido 
possuem a tendência de passar para o estado de vapor, devido ao desequilíbrio de forças que atuam 
sobre estas moléculas, comparadas com as moléculas que estão no interior da massa líquida. A 
pressão de vapor de um líquido varia com a temperatura e é tanto maior quanto mais alta for esta 
temperatura. 
Para uma dada pressão, existe uma temperatura na qual um dado líquido começa a ebulição. Esta 
temperatura será tanto maior quanto maior for a pressão e vice-versa. E nos casos em que há vários 
componentes na mistura, o vapor em equilíbrio com um líquido sempre será mais rico no 
componente mais volátil do que o líquido.É justamente nessa diferença nas composições do líquido 
e do vapor para uma mistura de vários componentes em equilíbrio em que se baseia a destilação. 
Uma mistura líquida em ebulição torna-se mais rica no componente menos volátil à medida que o 
mais volátil tende a escapar do líquido com mais facilidade. Por outro lado, um vapor em processo 
de condensação, torna-se também mais rico no componente mais volátil, uma vez que o menos 
volátil tende a condensar preferencialmente. Isso é o que acontece no processo industrial de 
destilação, como será visto adiante. 
A Figura 4-1 mostra um diagrama de equilíbrio líquido-vapor de uma mistura benzeno e tolueno 
que se comporta como uma mistura próxima da idealidade. Observa-se que uma mistura 60% em 
benzeno a uma temperatura de 82ºC está completamente líquida (ponto a), mas se aquecer essa 
mistura até 89ºC surge a primeira gota de vapor (ponto b) em equilíbrio com o restante do líquido – 
nesse ponto mistura é conhecida como líquido saturado. A composição do vapor nesse ponto é 
denotada pelo ponto (ponto c) enquanto que a do líquido está praticamente em (ponto b). A 
concentração dessa primeira dessa primeira gota de vapor que surgiu é mais concentrada no 
componente mais volátil (benzeno). 
À medida que a mistura se aquece, aumenta-se a quantidade de vapor tornando-se mais rico em 
tolueno. Por exemplo, no ponto (d), à temperatura de aproximadamente 92ºC, existe um líquido de 
composição em (e) em equilíbrio com um vapor de composição em (f). Fornecendo-se mais calor, 
 
 
 
29 
atingi-se o ponto (g), no qual há apenas uma gota de líquido em equilíbrio com o resto de vapor, 
essa mistura é conhecida como vapor saturado. Aquecendo-se ainda mais, a mistura torna-se 
completamente vapor na composição original da mistura. 
70
75
80
85
90
95
100
105
110
115
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
1,00
Fração Molar do Benzeno
Te
m
pe
ra
tu
ra
 ºC
Líquido Sub-Resfriado
Vapor Superaquecido
L+V
p = 101 325 Pa
d fe
Curva de 
Ponto de Orvalho
Curva de 
Ponto de Bolha
g
h
a
c
b
i
70
75
80
85
90
95
100
105
110
115
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
1,00
Fração Molar do Benzeno
Te
m
pe
ra
tu
ra
 ºC
Líquido Sub-Resfriado
Vapor Superaquecido
L+V
p = 101 325 Pa
ddd ffee
Curva de 
Ponto de Orvalho
Curva de 
Ponto de Bolha
gg
hh
aa
cc
bb
ii
 
Figura 4-1 – Diagrama de equilíbrio líquido-vapor de uma mistura benzeno e tolueno. 
Assim, pode-se observar que nesse processo o vapor atinge a máxima concentração no produto mais 
volátil (ponto c) quando a sua quantidade é mínima. Da mesma forma, o líquido atinge a máxima 
concentração no produto menos volátil (ponto i) quando a sua quantidade é mínima. 
Uma outra característica importante é que a diferença entre