Refino de Petróleo - Visão Geral

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O refino de petróleo no Mundo
Capacidade de refino, segundo regiões geográficas em 31/12/2007 (milhões de barris/dia)
Fontes: BP Statistical Review of World Energy 2008; ANP/SDP (Tabela 1.4)
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Participação de países selecionados na capacidade total efetiva de refino - 2007
Fontes: BP Statistical Review of World Energy 2008; para o Brasil, ANP/SRP (Tabela 1.4).
¹Capacidade de destilação atmosférica em barris por calendário-dia.
Capacidade total efetiva de refino¹:
87.920 mil barris/dia
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Histórico do Refino no Brasil
1ª Destilaria – Rio Grande, 1934
1ª Refinaria – Ipiranga, 1937
1ª Refinafia gde porte – RLAM, Mataripe,BA
Mercado consumidor insipiente
Produção interna baixa
- Manguinhos,1950			- RPBC, 1955 	
- RLAM, 1950			- REMAN, 1956
- RECAP, 1954			- REDUC, 1961
1950 - 1960
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Construção de novas refinarias e ampliação das refinarias existentes
Crescimento acelerado: milagre econômico
1ª Crise do Petróleo: 1973
2ª Crise do Petróleo: 1979
Criação do Pró-Álcool
Aumento das importações de petróleo
1960 - 1980
Histórico do Refino no Brasil
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Recessão econômica = menor consumo de derivados
Capacidade de refino supera as necessidades
Falta de diesel e sobra de gasolina e OC
2ª Crise do Petróleo: 1979
Crise do Pró-Álcool
Pressão dos órgãos ambientais
1980 - 1990
Histórico do Refino no Brasil
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Desestatização
Desaceleração do Pró-Álcool / Aumento do consumo de gasolina
Capacidade de refino deficitária
Grandes investimentos em E&P e Meio Ambiente
1990 - 2000
Histórico do Refino no Brasil
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Refinarias brasileiras
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Refinarias brasileiras
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Refinarias futuras
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Fontes: ANP/SRP; Ipiranga, Manguinhos e Petrobras/Abast (Tabelas 2.21 e 2.24).
Volume de petróleo refinado e capacidade de refino, segundo refinarias - 2007
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Volume de petróleo refinado por origem
(nacional e importada) 2000-2009 (m³)
Fontes: ANP/SRP; Ipiranga, Manguinhos e Petrobras/Abast 
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Lei nº 9.478 de 6 de agosto de 1997
Petróleo:
	Todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural, a exemplo do óleo cru e condensado
Refino:
	Conjunto de processos destinados a transformar o petróleo em derivados de petróleo
O petróleo
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Não existe apenas um tipo de petróleo
Suas características, juntamente com as necessidades do mercado, que vão determinar quais derivados podem ser melhor obtidos 
A refinaria irá operar de acordo com essas características
O petróleo
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O petróleo
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Cadeia produtiva do petróleo
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O petróleo - Composição
	O petróleo, no estado em que é extraído do solo, tem pouquíssimas aplicações. É uma mistura complexa de moléculas, compostas principalmente de carbono e hidrogênio – hidrocarbonetos – , além de algumas impurezas.
HIDROCARBONETOS
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O petróleo - Composição
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IMPUREZAS
Enxofre
Oxigênio
Nitrogenados
Metálicos
Impurezas inorgânicas
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Compostos sulfurados
estabilizam as emulsões (dificultam a separação da água) 
provocam corrosão 
contaminam catalisadores 
conferem cor e odor aos produtos finais 
geram poluentes (formação de SO2 e SO3 altamente tóxicos)
IMPUREZAS
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Classificações de acordo com o teor de enxofre:
ATE (alto teor de enxofre): >1,0%
BTE (baixo teor de enxofre): <1,0%
Azedos: >2,5%
Doces: <0,5%
	(faixas intermediárias poderão ser classificadas como semi-doces ou semi-azedos)
IMPUREZAS
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Compostos nitrogenados
são termicamente estáveis
estabilizam as emulsões (dificultam a separação da água) 
contaminam catalisadores 
tornam instáveis os produtos finais 
geram poluentes (formação de NO2 e NO3)
IMPUREZAS
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Compostos oxigenados: afetam a acidez, a corrosividade e o odor destas frações
Metais: podem envenenar os catalisadores
Resinas e Asfaltenos: além da elevada relação carbono/hidrogênio, trazem em suas composições os enxofre, nitrogênio e oxigênio
Impurezas Inorgânicas (oleofóbicas): águas, sais, argilas, areias e sedimentos
IMPUREZAS
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O que faz a refinaria?
Gera produtos finais a partir do petróleo recebido de campos de produção
Esses produtos comercializáveis são chamados de DERIVADOS DE PETRÓLEO
Eles são obtidos a partir de um conjunto de processamentos chamados de PROCESSOS DE REFINO
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Uma refinaria de petróleo pode destinar-se a dois objetivos básicos:
	Produção de combustíveis e matérias-primas petroquímicas (constitui a maioria dos casos);
	Produção de lubrificantes básicos e parafinas (não há refinarias deste tipo no Brasil, a produção de lubrificantes fica a cargo de conjuntos presentes nos parques de refino atuais) .
Objetivos de uma refinaria
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Esquemas de refino
	A arte de compatibilizar as características dos vários petróleos que devam ser processados numa dada refinaria afim de suprir-se de derivados em quantidade e qualidade desejada.
	Desta forma são montados arranjos de várias unidades de processamento, para que tal objetivo seja alcançado da forma mais racional e econômica possível.
	O encadeamento das várias unidades de processo dentro de uma refinaria é o que se denomina Esquema de Refino.
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Alocação de 
Petróleos
Esquemas
de Refino
Mercado
Consumidor
Matéria-Prima
disponível
Unidades
de Processo
Suprimento
de Derivados
Como funciona
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Classificação quanto:
à finalidade: 
energéticos 
não-energéticos
ao ponto de ebulição: 
leves 
médios 
pesados
Produtos da refinaria
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Combustíveis
Alguns exemplos de utilização: 
Motores de combustão interna
Turbinas geradoras de energia elétrica
Caldeiras
Iluminação
Derivados energéticos
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Nafta e gasóleos petroquímicos
Solventes
Parafinas
Lubrificantes básicos
Asfalto
Coque
Derivados não energéticos
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Gás Combustível: C1 - C2
GLP: C3 - C4
Nafta/Gasolina: C5 - C12
Derivados leves
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Difícil classificação pela faixa de comprimentos das cadeias carbônicas
Corte pela temperatura de ebulição
Médios: querosene e óleo diesel
Pesados: óleo combustível, asfalto e coque
Derivados médios e pesados
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Características dos hidrocarbonetos
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Derivados de petróleo
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	A destilação é um processo físico de separação, baseado na diferença de temperaturas de ebulição entre os compostos existentes em uma mistura líquida. 
Fonte: Elie Abadie
Destilação
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Equilíbrio líquido-vapor
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Curva de destilação
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Fonte: Alexandre S. Szklo, 2005
Faixas típicas de corte
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Maior Valor Agregado
(US$/barril)
Grau API
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P E V
Ponto de Ebulição Verdadeiro
Destilação PEV
Curva PEV
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PONTO DE EBULIÇÃO
O ponto de ebulição ou temperatura de ebulição é a temperatura em que uma substância passa do estado líquido ao estado gasoso.
O ponto de ebulição varia com a altitude e a pressão. Quanto mais baixa for a pressão menor será o ponto de ebulição e vice-versa 
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Destilação PEV
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Curva PEV
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Características de alguns petróleos
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Destilação
Desasfaltação a propano
Desaromatização a furfural
Desparafinação a MIBC
Desoleificação a MIBC
Extração de aromáticos (Recuperação de aromáticos - URA)
Adsorção de n-parafinas
Processos de Separação
Tipos de processos realizados nas refinarias
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Processos de Conversão
Tipos de processos realizados nas refinarias
Craqueamento Catalítico
Hidrocraqueamento Catalítico
Alcoilação Catalítica
Reformação Catalítica
Craqueamento Térmico
Viscorredução
Coqueamento Retardado
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Processos de Tratamento
Tipos de processos realizados nas refinarias
Dessalgação do petróleo
Tratamento Cáustico
Tratamento Merox de GLP
Tratamento Merox de naftas e querosene
Tratamento Bender
Tratamentos DEA e MEA
Hidrotratamento
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Processos Auxiliares
Tipos de processos realizados nas refinarias
Geração de hidrogênio
Recuperação de enxofre
Utilidades
Vapor
Água
Energia elétrica
Ar comprimido
Distribuição de gás e óleo combustível
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Cada refinaria é construída de acordo com o tipo de petróleo e necessidades do mercado
Um esquema de refino define o tipo e a quantidade de derivados. Por isso, alguns derivados só podem ser produzidos em determinadas refinarias
ESQUEMAS DE REFINO
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Durante a vida de uma refinaria podem ocorrer
mudanças como o tipo de petróleo processado, especificações ou demanda dos derivados por ela produzidos.
A refinaria deverá, portanto, ser passível de um certo grau de flexibilização, de forma a reajustar o funcionamento das Unidades e, assim, adequar-se às mudanças ocorridas.
ESQUEMAS DE REFINO
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A Destilação é o PRIMEIRO processo de refino e é o único que tem como entrada o petróleo.
Dificilmente adotada como configuração única em um esquema de refino
ESQUEMA 1
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A destilação não pretende obter produtos puros e diferentes entre si. Os produtos da Unidade de Destilação são frações, misturas ainda complexas de hidrocarbonetos e contaminantes, as quais são diferenciadas por suas faixas de ebulição.
DESTILAÇÃO
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FLASH
adiabático
não adiabático
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Destilação Multi-estágios
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Destilação Multi-estágios
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DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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torres de fracionamento
retificadores
fornos
trocadores de calor
tambores de acúmulo e refluxo
bombas
tubulações
instrumentos de medição e controle
EQUIPAMENTOS
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Efeitos dos contaminantes:
geram HCl que pode causar corrosão acentuada nas torres de fracionamento e linhas
depositam-se em trocadores de calor e tubos de fornos
atuam como catalisadores para a formação de coque no interior dos tubos de fornos e linhas de transferências
afetam o desempenho dos catalisadores nas unidades de conversão da refinaria
DESSALGAÇÃO
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DESSALGAÇÃO
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Estará sempre presente em uma refinaria de petróleo, uma vez que todos os outros processos, lá existentes, dependem, direta ou indiretamente, de alguma saída da Destilação.
DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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DESTILAÇÃO A VACUO
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DESTILAÇÃO A VÁCUO
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Unidades de um estágio: 
Destilação Atmosférica
Unidades de dois estágios:
Torre de Pré-Flash e Destilação Atmosférica
Destilação Atmosférica e Destilação a Vácuo
Unidades de três estágios:
Torre de Pré-Flash, Destilação Atmosférica e a Vácuo
TIPOS DE UNIDADES
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DIAGRAMA DE BLOCOS
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DESASFALTAÇÃO A PROPANO
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DESASFALTAÇÃO A PROPANO
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DIAGRAMA DE BLOCOS
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PRINCIPAIS VARIÁVEIS
Influência das Variáveis no Rendimento do Extrato
T.C.T
Rendimento
Temp.
4:1
4:1
6:1
6:1
8:1
8:1
Temperatura
Rendimento
Fonte: ABADIE, E. 2007
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DESASFALTAÇÃO A PROPANO
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CRAQUEAMENTO CATALÍTICO
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CRAQUEAMENTO CATALÍTICO
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CRAQUEAMENTO CATALÍTICO
...
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LIMITAÇÕES À CARGA
Faixa de Destilação
370 a 650 ºC
Resíduo de Carbono
deve ser inferior a 1,5% em peso
Fator de Caracterização (KUOP)
maior de 11,5 (condições de operação menos severas)
Teor de Metais 
afetam a atividade e seletividade do catalisador
Fe + V + 10 (Ni + Cu) deve ser menor que 5 ppm
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CARACTERIZAÇÃO DA CARGA
Conhecendo-se o teor de HC parafínicos, naftênicos e aromáticos é possível estimar a Conversão potencial da carga.
Os percentuais de produtos nobres gerados, de acordo com o tipo de carga são:
Parafínicos: gera 100%;
Naftênicos: gera de 80 - 100%;
Aromáticos: 0 - 30% (o restante gera coque).
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C1
Cn
Tcraq.
CRAQUEAMENTO CATALÍTICO
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CATALISADOR
Finalidade:
Promover as reações de craqueamento em temperaturas inferiores às necessárias no craqueamento térmico
Transferir o coque e o calor gerado
Acelerar as reações em condições favoráveis de P e T
P ligeiramente acima da atmosférica
T = 490-550ºC
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FORMAÇÃO DE PRODUTOS
– C – C – C – C – C – C – 
– C – C – C – 
– C – C – C
 + Calor =
+
H H H H H H
H H H H H H
H H H
H H H
H H H
H H
+
H
H
H
H
H
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CATALISADOR
Propriedades Catalíticas:
Atividade: Capacidade de converter a carga em produtos
Seletividade: Capacidade de orientar as reações para obtenção de determinado produto, pode ser alterada pela ação de contaminantes (metais pesados).
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CATALISADOR
Fonte: FCC - Fábrica Carioca de Catalisadores 
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CATALISADOR
Propriedades Físicas:
Estabilidade
Área Específica (virgem: 300-350 m2/g; equilíbrio: 170-200 m2/g) 
Diâmetro dos poros
Resistividade (0 hm/cm2)
Volume dos poros
Índice de atrito
Densidade aparente
Granulometria
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REAÇÕES
Ocorrem no riser e classificam-se em:
Primárias: são endotérmicas, rápidas e se favorecem das elevadas temperaturas do catalisador
Secundárias: são exotérmicas e se favorecem com a queda de temperatura do catalisador ao longo do riser
propeno
coque
Parafínica
PRODUTOS PRIMÁRIOS
PRODUTOS SECUNDÁRIOS
gasolina
C4 e C5
buteno
butano
propano
iso-butano
etano
metano
eteno
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REAÇÕES
Reações Primárias (endotérmicas)
Quebra de parafinas e olefinas
ex: C32H66  C16H34 + C16H32
 Parafina Parafina Olefina
ex: C30H60  C10H20 + C20H40
 Olefina Olefina Olefina
Desalquilação de aromáticos
Quebra de Naftênicos
ex: C26H52  C15H30 + C11H22
 Naftênico Olefina Olefina
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Reações Secundárias (exotérmicas)
Transferência de Hidrogênio
Naftênicos + Olefinas  Aromáticos + Parafinas
Condensação de Aromáticos e Olefinas
Isomerização de Olefinas
Olefinas  Iso-Olefinas
Ciclização de Olefinas
REAÇÕES
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PRINCIPAIS REAÇÕES
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SEÇÕES DO PROCESSO FCC
Seção de Pré-Aquecimento
Seção de Reação ou Conversão
Seção de Fracionamento
Seção de Recuperação de Gases
Seção de Tratamento
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DIAGRAMA DE BLOCOS
C3
2
Soprador
de Ar 
Regenerador 
Pré-
Aquecimento 
Reator 
 Caldeira
 de CO 
 Trat. Cáustico
 ou Merox 
 
Estocagem 
 Desbuta
nizadora
Fracionadora
 Trat. Cáustico
 ou Merox 
 Trat. com DEA
 ou MEA 
 
Butano 
 Propano 
 Despropa
nizadora
Recuperação
 de Gases 
 
Estocagem 
1
1- Catalisador regenerado
2- Catalisador gasto
CARGA
GASOLINA
ÓLEO DECANTADO - OCL
ÓLEO LEVE-LCO
GASOLINA
 + GLP
GASOLINA
GLP
GC
GC
GLP
GLP
GC + GLP
H2S PARA URE
C4
VAPOR
ÁGUA
GASOLINA
GASES DE COMBUSTÃO
ÁREA QUENTE
ÁREA FRIA
CONVERSOR
3
3- Catalisador virgem
HCs
Fonte: FCC - Fábrica Carioca de Catalisadores Módulo de Operações Unitárias de Processo. 1999 (com adaptações)
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CONVERSOR - RISER
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VARIÁVEIS OPERACIONAIS
Variáveis independentes
são aquelas que podem sofrer alterações diretamente, geralmente, através de um controlador
ex: vazão e qualidade da carga
Variáveis dependentes
são aquelas que alteram em conseqüência de uma mudança em uma variável independente
ex: relação Catalisador/óleo e tempo de contato
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Reciclo de Borra
Reciclo de Óleo Pesado
Vapor d’Água
Vapor d’Água
Gases
Nafta instável
Decantador
de Borra
Óleo Leve de Reciclo
Óleo Pesado de Reciclo
Óleo Clarificado
Fracionadora
SEÇÃO DE FRACIONAMENTO
Carga
Combinada
Gases de
Queima
Ar
Carga Fresca
Regeneração
Reator
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RECUPERAÇÃO DE GASES
Gases
Nafta
Instabilizada
Gás 
Combustível
Compressor
de Gás
LCO para a Fracionadora
LCO da Fracionadora
Vapor
Água
C3
C4
Gasolina
Tratamentos
 DEA-MEROX 
Cáultico
Tratamentos
MEROX ou
Cáultico
HCO para a Fracionadora
HCO da Fracionadora
Debutanizadora
Absorvedora
Primária
Absorvedora
Secundária
Separadora C3-C4
Deetanizadora
Tambor de
Alta Pressão
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PRODUTOS
Gás Combustível
Composto de H2, C1, C2= e C2
O FCC é o principal gerador de GC
Gás rico em H2S (necessita tratamentos)
Eventualmente pode-se recuperar etileno
Vai para a unidade de Tratamento DEA
Queimado em fornos e caldeiras na própria refinaria
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PRODUTOS
Gás Liquefeito - GLP
Composto de C3=, C3, C4= e C4
Vai para a unidade de Tratamento DEA (remoção de H2S)
Em seguida para a unidade de Tratamento Cáustico (remoção de mercaptans)
Utilizações petroquímicas:
C3= obtenção de fibras acrílicas e polipropileno
C4= obtenção de butadieno p/ resinas SBR e ABS
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PRODUTOS
Nafta de Craqueamento (Gasolina)
Rica em aromáticos, isoparafinas e olefinas
Alto Índice de Octanagem (81-83 MON)
Alto teor de enxofre (H2S e Mercaptans)
Requer Tratamento Cáustico
Alto teor de olefinas (formação de gomas)
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PRODUTOS
Óleo Leve de Reciclo (Diesel FCC)
Produto de faixa de ebulição semelhante ao diesel
Rico em aromáticos, bi e trinucleados e olefinas
Baixo Índice Diesel (21-31) 
Alto teor de olefinas, enxofre e nitrogênio
Alta instabilidade química
Não pode ser incorporado integralmente ao “Poll” de diesel da refinaria, caso não seja hidrotratado
Utilizado para acerto de viscosidade de OCs
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PRODUTOS
Óleo Pesado de Reciclo (HCO)
Semelhante ao OC de baixa viscosidade
Rico em anéis aromáticos polinucleados (3 a 5)
Hoje é usado apenas como refluxo circulante
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PRODUTOS
Óleo Decantado (Clarificado)
Riquíssimo em aromáticos polinucleados
Alta relação carbono/hidrogênio
Utilizado como diluente do resíduo de vácuo
Matéria-Prima para Negro de Fumo (carga para borracha)
Matéria-Prima para Coque de Petróleo
Pode conter teores razoáveis de catalisador
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PRODUTOS
Coque (não é um produto comercial)
Cadeias polímeras de altos pesos moleculares
Polianéis aromáticos condensados
Altíssimo teor de carbono (>90%)
Totalmente queimado no regenerador
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RENDIMENTOS
TÍPICOS:
OBJETIVO:
CARGA:
TIPO DE 
PROCESSO:
PRODUTOS:
INVESTIMENTO:
Quebrar catalíticamente com hidrogênio moléculas de gasóleos 
e resíduos para obtenção de frações mais leves
Gasóleo de Vácuo e Resíduos
Conversão Química
Gás Comubstível, GLP, Nafta Hidrocraqueada, Querosene e Óleo Diesel
Variável
US$ 350 – 450 milhões
HIDROCRAQUEAMENTO CATALÍTICO
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HIDROCRAQUEAMENTO
CATALÍTICO
(HCC)
CARGA
HIDROGÊNIO
Gás Combustível
Gás Liquefeito
Nafta PTQ
Óleo Diesel
e Querosene
HIDROCRAQUEAMENTO CATALÍTICO
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*
HIDROCRAQUEAMENTO CATALÍTICO
FORNO
REATOR
PRIMÁRIO
CARGA
COMPRESSOR
DE H2
H2
GLP e Nafta
Nafta Pesada
Querosene
Diesel
FRACIONADORA
Gás Combustível
TAMBOR DE
BAIXA PRESSÃO
TAMBOR 
DE ALTA 
PRESSÃO
COMPRESSOR
DE H2
H2
REATOR
SECUNDÁRIO
TAMBOR 
DE ALTA 
PRESSÃO
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PROCESSOS TÉRMICOS
Frações pesadas do petróleo são 
convertidas em produtos mais 
leves, por ação conjugada de T e P
São Processos de Conversão
Exemplos:
 Craqueamento Térmico
 Viscorredução
 Coqueamento Retardado
*
*
NOÇÕES
A velocidade de reação corresponde à freqüência com que se sucedem os choques, ao número de coques e à energia necessária para que a reação ocorra.
A freqüência de colisão depende de:
proximidade das moléculas: concentração e pressão;
tamanho das moléculas;
como se movimentam: peso e temperatura.
Outros fatores:
geometria da molécula;
energia fornecida ao meio reacional;
a orientação dos choques.
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CRAQUEAMENTO TÉRMICO
Gases
Gasolina
VA
Óleo Leve
Carga
Óleo Combustível Residual
FORNO
CÂMARA
DE REAÇÃO
CÂMARA DE
EXPANSÃO
T~550ºC
RAT
Gasóleos
*
*
VISCORREDUÇÃO
Gases
Gasolina
VA
Gasóleo 
p/FCC
FORNO
T~480ºC
Resíduo de
Viscorredução
(quench)
*
*
RENDIMENTOS
TÍPICOS:
OBJETIVO:
CARGA:
TIPO DE 
PROCESSO:
PRODUTOS:
INVESTIMENTO:
Craquear termicamente RV para a obtenção de frações mais 
leves e coque
RV, RASF, OD
Conversão Química
Gás Comubstível, GLP, Nafta de Coque, GOL de Coque, GOP
de Coque e Coque de Petróleo
GC: 6% GLP: 4% Nafta: 10% GOLK: 30% GOPK: 17%, 
Coque: 33%
US$ 100 – 200 milhões
COQUEAMENTO RETARDADO
*
*
COQUEAMENTO
RETARDADO
CARGA
Gás Ácido
Gás Combustível
GLP
Nafta K
Diesel K
Gasóleo K
Coque Verde
COQUEAMENTO RETARDADO
*
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CARGAS E PRODUTOS
GC
GLP
Nafta Leve
Nafta Pesada
GOL
GOM
GOP
Coque
FCC
Destilação
a Vácuo
Coqueamento Retardado
Desasfaltação
a Propano
Fonte: II Congresso Brasileiro de P&D em Petróleo e Gás
Óleo
Decantado
RASF
RV
*
*
Aumento da conversão dos petróleos pesados brasileiros. Marlim gera 60% de RAT;
Consome o resíduo que geraria OC, cuja demanda tem decaído;
Aumento da margem de refino – elevadíssima rentabilidade
Aumento da produção de diesel
Menor investimento inicial comparado a outros processos concorrentes
Tecnologia consolidada
IMPORTÂNCIA DO PROCESSO
*
*
UNIDADE DE COQUEAMENTO
Tempo: 
1,2 a 3s
T~490ºC
T~438-466ºC
*
*
FORNO DE COQUEAMENTO
Fornece a energia necessária para promover as reações de craqueamento térmico (endotérmicas);
É um forno-reator com parte das reações ocorrendo em seu interior:
conversão na saída do forno de ~25-30%
efluente do forno parcialmente vaporizado
Acima de 400 ºC a taxa de craqueamento dobra para cada aumento de 10 ºC. 
Acima de 427 ºC o tempo de residência deve ser de no máximo 1s, para minimizar a o coqueamento do forno
*
*
As condições operacionais de P e T variam:
Temperatura no topo do tambor é resultante:
 da temperatura de saída do forno
 do calor consumido pelas reações de craqueamento térmico
 do isolamento térmico da linha de transferência e do tambor
Pressão no topo do tambor é resultante:
 da pressão no vaso de topo da fracionadora
 da perda de carga na fracionadora e no seu circuito de topo
 da perda de carga na linha de transferência tambor-fracionadora
TAMBORES DE COQUEAMENTO
*
*
Características importantes:
Presença de 3 fases no interior do tambor:
 líquida: precursora do coque
 vapor: produtos do craqueamento
 espuma: resultante da aeração da fase líquida
Necessidade de adição de antiespumante para minimizar o arraste de finos de coque.
Medição do nível de coque no tambor por sensores radioativos (Co 60 – emissor de raios gama)
TAMBORES DE COQUEAMENTO
*
*
	Em função da formação de um produto sólido (coque), surge a necessidade de tirar de operação o tambor que está recebendo a carga:
os tambores de coque operam em batelada;
são necessárias diversas etapas para a remoção do coque de dentro do tambor;
o tempo requerido para o seu enchimento é usualmente denominado “ciclo do tambor de coque”.
CICLO DO TAMBOR DE COQUE
*
*
Fonte: Petrobras – VII Encontro Técnico de Coqueamento Retardado 2005.
TAMBOR DE COQUE
80% do 
Tambor
*
*
Fonte: Petrobras – VII Encontro Técnico de Coqueamento Retardado 2005.
DESCOQUEIFICAÇÃO
*
*
TIPOS DE COQUE VERDE
Classificados pela natureza química das cargas de origem:
Shot coke: cargas ricas em asfaltenos (>13%m/m). Formadas por RV ou RASF que apresentam altos teores de enxofre e metais. A olho nu, o material apresenta forma esférica de várias dimensões.
Coque esponja: formado por RV que ainda contém resinas e médios teores de enxofre, asfaltenos e metais. A olho nu, o material apresenta pequenos poros e paredes espessas.
Coque esponja grau anodo: formado a partir de RV que apresente menor grau de impurezas do asfaltenos, enxofre, resinas e heteroátomos. Camadas mais alinhadas e poros em forma de elipse.
Coque agulha: produzido a partir de cargas formadas por óleos decantados ricos em HCs aromáticos. Baixa presença de asfaltenos, resinas e metais.
*
UTILIZAÇÃO DO COQUE VERDE
*
COQUE
Coque verde
Anodos de coque
Coque siderúrgico
Coque calcinado
*
*
COQUES ESPECIAIS
Seleção de Carga
cargas com caráter fortemente aromático
baixo teor de enxofre e metais
baixo teor de asfaltenos
baixa viscosidade
Condições operacionais
alta razão de reciclo (60% a 100%)
alta pressão (3,4 a 6 atm) e temperatura
alto tempo de residência e longos ciclos
Projeto
tambor de maior espessura
forno para condições severas
coque mais duro, requer sistema de descoqueamento mais potente
tambor de menor diâmetro (<24 ft)
manuseio elaborado e cuidadoso para minimizar o finos
Por que, então, não produzimos somente coques especiais?
*
*
REFORMA CATALÍTICA
RENDIMENTOS
TÍPICOS:
OBJETIVO:
CARGA:
TIPO DE 
PROCESSO:
PRODUTOS:
INVESTIMENTO:
Aromatizar cataliticamente moléculas de naftas parafínicas, vi-
sando melhorar o seu IO (gasolina) ou a produção de aromáticos
puros
Nafta DD ou Nafta K hidrotratada
Conversão Química
Hidrogênio, GC, GLP e Nafta aromática (reformado)
H2: 4% GC: 5% GLP: 9% Nafta: 82%
US$ 30 – 180 milhões
*
*
REFORMA CATALÍTICA
REFORMAÇÃO
CATALÍTICA
CARGA
Hidrogênio
Gás Ácido
Gás Combustível
Gás Liquefeito
Nafta Reformada
*
*
DIAGRAMA DE BLOCOS
Pré-aquecimento
da carga
Forno de 
Pré-aquecimento
Reator 
de HDT
Flash em baixa
T e alta P
Retificação
1º Forno
1º Reator de
Reforma
2º Forno
2º Reator de
Reforma
3º Forno 
3º Reator de
Reforma
4º Forno
4º Reator de
Reforma
Resfriamento
Flash em baixa
T e alta P
Debutanizadora
Compressor
de Reciclo
CARGA
H2
Gás
Ácido
H2
GC
Nafta Reformada
GLP
*
*
CARACTERÍSTICAS DA CARGA
Faixa de destilação para produção de um reformado para gasolina com alto IO
60ºC a 200ºC
Faixa de destilação para
produção de um reformado para a obtenção de aromáticos
Benzeno			 	 65ºC a 88ºC
Benzeno + Tolueno	 	 65ºC a 110ºC
Benzeno + Tolueno + Xilenos	 65ºC a 150ºC
*
*
SEÇÃO PRÉ-TRATAMENTO
REATOR DE 
PRÉ-TRATAMENTO
FORNO
TORRE DE 
RETIFICAÇÃO
Nafta pré-tratada para a
 seção de reformação
Gás rico
em H2
Gás rico
em H2
Gás Ácido
Água
NAFTA
*
*
SEÇÃO PRÉ-TRATAMENTO
Proteger o catalisador de reforma de impurezas presentes na carga tais como enxofre, nitrogênio, oxigênio, metais e olefinas.
O catalisador de pré-tratamento (óxidos de cobalto e molibdênio em suporte de alumina) é mais barato.
O hidrogênio necessário para o hidrotratamento é obtido da reação de reforma
Temperatura = 260ºC a 340ºC
Pressão = 2000 kPa a 3500 kPa
*
*
REAÇÕES - EXOTÉRMICAS
com compostos sulfurados (mercaptans)
R-SH + H2  R-H + H2S
com compostos nitrogenados
R-NH2 + H2  RH + NH3
com compostos oxigenados
R-OH + H2  RH + H2O
com halogenados
R-Cl + H2  RH + HCl
*
*
SEÇÃO DE REFORMA
REATOR 1
REATOR 2
REATOR 3
REATOR 4
FORNO 1
FORNO 2
FORNO 3
FORNO 4
TAMBOR 
DE FLASH
COMPRESSOR DE HIDROGÊNIO
Nafta 
Pré-Tratada
Reformado para
Estabilização
H2 para o
Pré-Tratamento
*
*
REAÇÕES DA REFORMA
As reações de desidrogenação são altamente endotérmicas
Reações viabilizadas por:
catalisador (platina+metal nobre: Rênio/Germânio)
temperatura (470ºC a 530ºC)
pressão (10-40 kgf/cm2)
Função do catalisador
reduzir a energia de ativação
direcionar as reações
*
*
REAÇÕES DA REFORMA
Desidrogenação
ciclohexano  benzeno + H2
Isomerização
nC7  iC7
metil ciclopentano  ciclohexano
Ciclização
iC7  metil ciclohexano + H2
*
*
REAÇÕES DA REFORMA
Desalquilação
Tolueno  Benzeno + CH4
iC7  nC7
Hidrocraqueamento
nC8 + H2  nC5 + nC3
Reações de coqueamento
Favorecidas pela presença de olefinas, diolefinas e policíclicos e pela diminuição da pressão parcial de H2.
*
*
REAÇÕES DA REFORMA
NAFTÊNICOS
PARAFÍNICOS
ISOPARAFÍNICOS
AROMÁTICOS
PARAFÍNICOS
LEVES
PARAFÍNICOS
LEVES
AROMÁTICOS
LEVES
*
*
PERFIS DE TEMPERATURA
*
*
CARACTERÍSTICAS DA SEÇÃO
A presença de fornos intercalando-se entre os reatores prende-se à necessidade de repor-se os níveis de temperaturas indispensáveis à reação e, conseqüentemente, à obtenção da conversão desejada.
As reações passam a altas pressões parciais de hidrogênio para se evitar a formação de coque, que se deposita no catalisador desativando-o.
Conforme a carga vai passando pelos reatores, as taxas das reações decrescem, os reatores tornam-se mais largos e a carga térmica fornecida no reaquecimento é menor.
*
*
SEÇÃO DE ESTABILIZAÇÃO
ESTABILIZADORA
Reformado
não estabilizado
Efluente dos 
Readores
Gás Combustível
GLP
Reformado
*
*
TIPOS DE PROCESSO
Semi-Regenerativo: O processo é realizado em leito fixo a altas pressões parciais de H2. A relação H2/carga gira em torno de 3. A regeneração do catalisador é realizada de 6 a 24 meses, por meio de queima do coque com ar quente. Processo existente na REDUC e RPBC.
Contínuo: Remoção e regeneração do catalisador durante a operação normal. Opera-se em baixa pressão parcial de H2.
Cíclico: Tambores operando em paralelo. Enquanto um está operando, o outro está sendo regenerado.
*
*
EXTRAÇÃO DE AROMÁTICOS
*
*
EXTRAÇÃO DE AROMÁTICOS
UNIDADE DE
RECUPERAÇÃO
DE AROMÁTICOS
Nafta de
Reforma
Rafinado não 
aromático
Benzeno
Tolueno
Xilenos
Aromáticos Pesados
*
*
ALQUILAÇÃO CATALÍTICA
RENDIMENTOS
TÍPICOS:
OBJETIVO:
CARGA:
TIPO DE 
PROCESSO:
PRODUTOS:
INVESTIMENTO:
Transformar moléculas de GLP em moléculas parafínicas rami-
Ficadas de nafta (alto IO)
Isobutano (GLP DD) e GLP de craqueamento
Conversão Química
Propano, n-Butano, Nafta Alquilada
C3: 5% C4: 8% Alquilado Leve: 82% Alquilado Pesado: 5%
US$ 30 – 60 milhões
*
*
ALQUILAÇÃO
CATALÍTICA
Isobutano
Propano
Butano
Alquilado Leve
Alquilado Pesado
GLP craq
ALQUILAÇÃO CATALÍTICA
*
*
ALQUILAÇÃO CATALÍTICA
Desidratadores
Olefinas
Isobutano
Água
REATOR
HCs
Vapor
Condensado
Tambor de
Decantação
DEISOBU
TANIZADORA
Gasolina de
Alquilação
DEPROPA
NIZADORA
Propano (GLP)
iC4
Óleos Ácidos
TORRE DE
RETIFICAÇÃO
DO ÁCIDO
*
*
VARIÁVEIS OPERACIONAIS
Relação isobutano/olefinas
de 5 a 25
Temperatura de reação
HF: 27ºC – 38ºC
H2SO4: 5ºC – 10ºC
Tempo de reação
Pressão de trabalho
HF: 14 kg/cm2
H2SO4: 1 a 3 kg/cm2
*
*
TRATAMENTO DE DERIVADOS
Objetivo: eliminar os efeitos indesejáveis dos contaminantes presentes nos derivados.
Classes:
Processos de adoçamento: transformam compostos agressivos de enxofre e outros menos prejudiciais;
Processos de dessulfurização: os compostos de enxofre são removidos dos produtos.
*
*
TRATAMENTO DE DERIVADOS
Processos Convencionais:
Tratamento Bender
Lavagem Cáustica
Tratamento Merox
Tratamento com DEA
Hidrotratamento
*
*
Reações na superfície do catalisador:
2 RSH + ½ O2  RSSR + H2O
2 RSH + S + NaOH  RSSR + Na2S + H2O
BENDER - adoçamento
PbS
PbS
*
*
LAVAGEM CÁUSTICA - dessulfurização
Reações:
2 NaOH + H2S  Na2S + 2 H2O
NaOH + RSH  NaSR + H2O
NaOH + RCOOH  RCOONa + H2O
*
*
MEROX – Adoçamento e dessulfurização
Ar
Para GLP:
Para Nafta de
Craqueamento:
Nafta Tratada
(estocagem)
GLP Tratado
Ar e
Gases
Dissulfetos
GLP
Vapor
Soda
Regenerada
Bomba de Circulação de Soda
Vaso de Decantação
Torre de Lavagem Cáustica
Torre de Extração
Tambor Decantador de Soda
Torre Oxidadora Regeneradora
Misturador
Ar
Nafta p/ tratamento
Ar
*
*
MEROX – Adoçamento e dessufurização
Reação na torre de extração
NaOH + RSH  RSNa + H2O
Reação na torre de extração (Regeneradora)
4RSNa + 2H2O + 2O2  4NaOH + 2RSSR 
Reações na torre de lavagem cáustica
2 NaOH + H2S  Na2S + 2 H2O
NaOH + RSH  NaSR + H2O
NaOH + RCOOH  RCOONa + H2O
*
*
TRATAMENTO COM DEA - dessulfurização
*
*
Reação do H2S com a DEA nas torres de extração e absorção.
NH(C2H5)2 + H2S  [NH2(C2H5)2]+ + HS-
TRATAMENTO COM DEA - dessulfurização
Reação do complexo DEA/H2S na torre regeneradora.
NH(C2H5)2 + H2S  [NH2(C2H5)2]+ + HS-
*
*
HIDROTRATAMENTO
*
*
HIDROTRATAMENTO
HIDROTRATAMENTO
DIESEL ATM
Gás Ácido
Gás Combustível
Gás Liquefeito
Nafta Leve
Diesel Tratado
DIESEL FCC
DIESEL K (coque)
H2
*
*
HIDROTRATAMENTO
Aspectos ambientais:
Necessidade de reduzir-se, cada vez mais, os teores de enxofre dos derivados
Aspectos econômicos:
Novas tecnologias permitiram a produção de hidrogênio a preços razoavelmente baixos
*
*
REAÇÕES
Dessulfirização
RSH + H2		RH + H2S
RSR + 2 H2		2 RH + H2S
RSSR + 3 H2		2 RH + 2 H2S
Mercaptans
Sulfetos
Dissulfetos
Compostos Cíclicos
HC
CH
S
HC
CH
+ 4 H2		C4H10 + H2S
*
*
REAÇÕES
Denitrificação
Compostos Cíclicos
HC
CH
N
H
HC
CH
+ 4 H2		C4H10 + NH3
Piridina e Derivados
HC
CH
N
HC
CH
+ 5 H2		C5H12 + NH3
CH
*
*
REAÇÕES
Desoxigenação
Fenol e Derivados
Dehalogenação
 + H2 		 + H2O
HC
CH
C
HC
CH
CH
OH
RCl + H2		RH + HCl
*
*
Hidrotratamento de Diesel
Carga
(Diesel)
Águas Ácidas
Reator
Compressor
DEA (pobre em H2S)
DEA (rica em H2S)
H2
Águas Ácidas
Vapor
GC
GC
Nafta
Instabilizada
Diesel
Tratado
U-DEA
RETIFICADORA
ABSORVEDORA
FRACIONADORA
H2 + H2S
*
*
Produção de lubrificantes
Óleos lubrificantes são frações compreendidas na faixa do gasóleo em condições rigorosas de refinação e sujeitas a tratamento específico de modo a melhorar a qualidade do produto final;
Devido a infinidade de lubrificantes acabados e a impossibilidade das refinarias em fabricar cada tipo específico, óleos lubrificantes básicos, que combinados e aditivados, atendem ampla gama de aplicações;
Conforme o cru refinado os óleos básicos podem apresentar características parafínicas ou naftênicas.
*
*
Lubrificantes de origem naftênica 
Óleos lubrificantes de origem naftênica possuem como principais características:
Baixo ponto de fluidez;
Baixos índices de viscosidade;
Elevado poder de solvência.
Aplicação
Formulação de óleos de lavágem (flushing);
Óleos para compressores frigoríficos;
Óleos para lubrificação em baixas temperaturas.
*
*
Lubrificantes de origem parafínica 
Óleos lubrificantes de origem parafínica possuem como principais
características:
Alto ponto de fluidez;
Alto índice de viscosidade;
Baixo poder de solvência.
Aplicação (condições severas de temperatura e pressão)
Formulação de óleos para motores a combustão;
Sistemas hidráulicos;
Engrenagens, etc.
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Produção de lubrificantes
Devido ao grande consumo de óleos lubrificantes pela indústria automotiva a estrutura de refino brasileira está basicamente voltada a produção de básicos parafínicos.
Conforme o cru refinado os óleos básicos podem apresentar características parafínicas ou naftênicas.
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Produção de lubrificantes
Os processos envolvidos na produção são:
Destilação atmosfêrica;
Destilação a vácuo;
Desasfaltação;
Desaromatização;
Desparafinação;
Hidroacabamento.
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*
Produção de lubrificantes
(Destilação atmosférica)
Principais diferenças da produção de combustíveis
A carga de cru utilizada deve ser mais constante, de modo que se atenda sempre a mesma qualidade para os óleos básicos produzidos.
Normalmente opera-se a planta com apenas um tipo de cru.
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DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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*
Produção de lubrificantes
(Destilação a vácuo)
Principais diferenças da produção de combustíveis
A unidade trabalha com duas tores de destilação em pressões mais baixas;
Fraciona-se o resíduo atmosférico em quatro cortes destilados e um produto de fundo.
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*
Produção de lubrificantes
(Destilação a vácuo)
A seção de vácuo é dividida em duas partes:
Primária – De onde se obtém gasóleo leve (diesel) e os éleos Spindle, Neutro Leve, Neutro Médio e parte do Neutro Pesado;
Secundária – Para onde é encaminhado o resíduo de fundo da torre primária e de onde se obtém o restante do Neutro Pesado e o resíduo de fundo secundário.
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SSU - Segundos Saybolt Universal
Produção de lubrificantes
(Destilação a vácuo)
Os cortes produzidos nas duas torres devem estar dentro das faixas de viscosidade abaixo.
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Produção de lubrificantes
(Desasfaltação a propano)
Neste processo são recuperadas as frações de lubrificantes mais pesadas e viscosas (Bright-Stock e Cylinder-Stock.
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*
Influência das Variáveis no Rendimento do Extrato
Fonte: ABADIE, E. 2007
T.C.T – Temperatura Crítica de Tratamento
X:Y – Relação Propano:óleo
Produção de lubrificantes
(Desasfaltação a propano)
*
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Produção de lubrificantes
(Desasfaltação a propano)
*
*
Os extratos produzidos devem estar dentro das faixas de viscosidade abaixo.
SSU - Segundos Saybolt Universal
Produção de lubrificantes
(Desasfaltação a propano)
Vale lembrar que para a produção destes óleos o Slop Cut não deve ser retirado na torre de destilação a vácuo.
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*
Produção de lubrificantes
(Desaromatização a furfural)
Tem por objetivo a extração de aromáticos nos óleos básicos a fim de aumentar o índice de viscosidade;
O índice de viscosidade traduz o quão a viscosidade do óleo se mantém estável à variações de temperatura;
Compostos aromáticos possuem baixo índice de viscosidade.
*
*
Produção de lubrificantes
(Desaromatização a furfural)
*
*
Produção de lubrificantes
(Desaromatização a furfural)
*
*
Produção de lubrificantes
(Desaromatização a furfural)
A temperatura de extração é função do tipo de óleo que está sendo tratado. Quanto mais denso o óleo mais alta a temperatura ideal de extração
Temperatura de extração: 50 a 150 °C
Relação solvente/óleo: 1,6 para Spindle a 4,6 para Cylinder-Stock.
Rendimento de óleo desaromatizado:
	Normalmente de 80% a 60% conforme a carga.
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O furfural forma uma mistura azeotrópica com a água e necessita de um tratamento especial para sua recuperação.
Produção de lubrificantes
(Desaromatização a furfural)
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Produção de lubrificantes
(Desparafinação a Mek-tolueno)
Tem por objetivo a extração das n-parafinas pois estas acarretam dificuldade no escoamento dos lubrificantes a baixas temperaturas.
As n-parafinas tem alto índice de viscosidade.
O solvente ideal deve diluir todo o óleo, ao mesmo tempo que precipitaria toda a parafina.
*
*
Produção de lubrificantes
(Desparafinação a Mek-tolueno)
O benzeno e o tolueno dissolvem bem o óleo, no entanto também dissolve boa parte das parafinas o que tornaria inconveniente o seu uso (“solvente”).
As acetonas e cetonas superiores provocam bastante precipitação de tolueno, no entanto, não diluem o óleo muito bem (“anti-solvente”).
Uma mistura balanceada do solvente com o anti-solvente pode proporcionar o resultado desejado.
*
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Produção de lubrificantes
(Desparafinação a Mek-tolueno)
A Meti-Etil-Cetona e o tolueno são os dois compostos que melhor se adaptam ao processo sendo os solventes consagrados para este uso atualmente.
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Produção de lubrificantes
(Hidroacabamento)
Tem por objetivo a remoção de compostos que atribuam ao lubrificante instabilidade química e física.
A presença de compostos de nitrogênio, enxofre e oxigênio, bem como duplas ligações, causa uma rápida deterioração do óleo, com conseqüente alteração de suas propriedades. Além disto, compostos de enxofre tornam o óleo corrosivo.
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Produção de lubrificantes
(Hidroacabamento)
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*
O fim de todo o processo de refino é a produção de derivados, os quais devem atender a especificações que visão suas aplicações.
Uma especificação compreende um conjunto de características que determina a qualidade do derivado, afim de atender a um determinado nível de desempenho ou performance, em conformidade com a aplicação desejada. 
Qualidade dos derivados e sua relação com a produção
*
*
Qualidade dos derivados e sua relação com a produção
Cada um dos processo aos quais as correntes de hidrocarbonetos são submetidas ao longo da refinaria determina as características do derivado produzido.
As características dos combustíveis são determinadas por métodos de ensaio publicados por organismos normalizadores tais como: ABNT, ISO, ASTM, etc.
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Qualidade dos derivados e sua relação com a produção
Combustíveis
GLP
Gasolina
Gasolina de aviação
Diesel
Querosene de aviação
Óleo combustível
Não combustíveis
Lubrificantes óleos básicos
Lubrificantes rerefinados
Asfaltos CAP
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Outra variável de grande importância no processo é a relação solvente/carga ou relação propano/óleo. Esta é uma variável de extrema importância quando o processo visa à obtenção de lubrificantes básicos, onde a viscosidade e o resíduo de carbono devem ser rigidamente controlados. O efeito da relação propano/óleo parece depender bastante da temperatura de operação. Parece existir uma temperatura crítica de tratamento, própria de cada carga, acima da qual um aumento na relação propano/óleo implica num aumento no rendimento, e abaixo da qual o rendimento decresce com o aumento da relação propano/óleo. 
Independentemente da temperatura de tratamento, um aumento da relação propano/óleo aumenta sempre a seletividade da extração, produzindo um gasóleo de melhor qualidade. A relação propano/óleo costuma variar normalmente entre 4:1 e 8:1 (volume). Para a produção de cortes de lubrificantes a densidade da carga é de vital importância. Um resíduo de vácuo de densidade muito alta produzirá um óleo muito viscoso, enquanto que um resíduo de vácuo um pouco menos denso produzirá um óleo de viscosidade mais baixa. Dessa maneira, quando o objetivo é a produção de BRIGHT-STOCK (151 a 182 SSU a 210 ºF), a carga deve ter um ºAPI entre 9,0 e 11,0; para a produção de CYLINDER-STOCK (300 a 330 SSU a 210 ºF), o resíduo de vácuo deve ter um ºAPI entre 6,0 e 8,0.
Seção de Recuperação de Solvente do Extrato: A fase extrato, constituída de óleo desasfaltado e propano, que deixa o topo das torres extratoras é enviada à seção de recuperação de solvente do extrato. O sistema de recuperação é feito por torres de “flashes” onde o propano é progressivamente vaporizado. A mistura óleo desasfaltado/solvente, após aquecimento é enviada para um conjunto de duas torres de vaporização em série, que operam a alta e média pressão respectivamente. Nestas torres, através de vaporização parcial, o propano é separado do óleo, condensado e enviado a tambores acumuladores, enquanto o óleo desasfaltado (produto de
fundo da torre de média pressão), após aquecimento em um forno, segue para a torre de retificação, onde é removido o propano residual. O produto de fundo, óleo desasfaltado isento de solvente, segue para armazenamento, para que posteriormente seja enviado às unidades de tratamentos de lubrificantes ou à unidade de craqueamento catalítico. 
*
Seção de Reação ou Conversão (Conversor):
O gasóleo proveniente da destilação a vácuo, após penetrar na unidade, é aquecido com produtos quentes que saem e é encaminhado à base do “RISER”. Neste ponto, recebe uma grande quantidade de catalisador à alta temperatura ( 700 ºC), o que provoca a instantânea vaporização do gasóleo, fluidizando o catalisador. O “RISER” é uma tubulação vertical de grande diâmetro, por onde sobe a mistura de catalisador e vapores de hidrocarbonetos. É onde ocorre a maior parte das reações de craqueamento. No “REATOR”, colocado imediatamente acima do RISER, completam-se as reações do craqueamento. Ele propicia um espaço para a separação inicial do catalisador, pois diminui a velocidade dos vapores em ascensão.
Partículas finas de catalisador que sobem junto com a corrente gasosa (vapores de hidrocarbonetos, gases inertes e vapor d’água) são retidas pelos CICLONES no topo do reator, e devolvidas ao leito do catalisador. O efluente gasoso do reator, constituido de hidrocarbonetos craqueados e não craqueados, gases inertes e vapor d’água) é enviado à seção de fracionamento. Os vapores de óleo tendem a saturar os poros do catalisador e, portanto, ele deve ser retificado com vapor d’água antes de ir ao regenerador. Esta operação se passa no “STRIPPER” ou “RETIFICADOR”.
No “REGENERADOR”, o coque que se depositou na superfície do catalisador é queimado com ar , gerando uma grande quantidade de calor que, devido a circulação do catalisador, é a maior fonte de calor para a carga, suprindo não só a energia necessária às reações do craqueamento, como também o calor necessário para o aquecimento e vaporização da carga. O ar para a combustão do coque é fornecido por um soprador de ar (BLOWER) e é injetado no regenerador através de um distribuidor (PIPE-GRID), localizado na base do regenerador. O catalisador é fluidizado, no regenerador, pela corrente de ar e gases de combustão. Esses gases passam pelo leito de catalisador fluidizado (FASE DENSA), e atinge uma zona onde ocorre a separação sólido-gás (FASE DILUÍDA).
*
Seção de Reação ou Conversão (Conversor):
O gasóleo proveniente da destilação a vácuo, após penetrar na unidade, é aquecido com produtos quentes que saem e é encaminhado à base do “RISER”. Neste ponto, recebe uma grande quantidade de catalisador à alta temperatura ( 700 ºC), o que provoca a instantânea vaporização do gasóleo, fluidizando o catalisador. O “RISER” é uma tubulação vertical de grande diâmetro, por onde sobe a mistura de catalisador e vapores de hidrocarbonetos. É onde ocorre a maior parte das reações de craqueamento. No “REATOR”, colocado imediatamente acima do RISER, completam-se as reações do craqueamento. Ele propicia um espaço para a separação inicial do catalisador, pois diminui a velocidade dos vapores em ascensão.
Partículas finas de catalisador que sobem junto com a corrente gasosa (vapores de hidrocarbonetos, gases inertes e vapor d’água) são retidas pelos CICLONES no topo do reator, e devolvidas ao leito do catalisador. O efluente gasoso do reator, constituido de hidrocarbonetos craqueados e não craqueados, gases inertes e vapor d’água) é enviado à seção de fracionamento. Os vapores de óleo tendem a saturar os poros do catalisador e, portanto, ele deve ser retificado com vapor d’água antes de ir ao regenerador. Esta operação se passa no “STRIPPER” ou “RETIFICADOR”.
No “REGENERADOR”, o coque que se depositou na superfície do catalisador é queimado com ar , gerando uma grande quantidade de calor que, devido a circulação do catalisador, é a maior fonte de calor para a carga, suprindo não só a energia necessária às reações do craqueamento, como também o calor necessário para o aquecimento e vaporização da carga. O ar para a combustão do coque é fornecido por um soprador de ar (BLOWER) e é injetado no regenerador através de um distribuidor (PIPE-GRID), localizado na base do regenerador. O catalisador é fluidizado, no regenerador, pela corrente de ar e gases de combustão. Esses gases passam pelo leito de catalisador fluidizado (FASE DENSA), e atinge uma zona onde ocorre a separação sólido-gás (FASE DILUÍDA).
*
*
Partículas finas de catalisador, arrastadas pela corrente gasosa são recuperadas pelo conjunto de ciclones de dois estágios. Os gases de combustão, inertes e finos de catalisador não recuperados deixam o segundo estágio dos ciclones e alcançam a câmara plena do topo do regenerador, que também serve como ponto de sustentação dos ciclones.
A composição volumétrica destes gases é aproximadamente a seguinte: 80% de N2, 10% de CO e 10% de CO2. É possível transformar o CO em CO2, liberando-se mais energia, que é aproveitada para a geração de vapor d’água de alta pressão. Este processo é realizado na CALDEIRA DE CO. Os gases de combustão provenientes do regenerador caminham para a câmara de orifício (ou câmara de expansão), onde a pressão é reduzida ao nível necessário à operação da caldeira de CO. Antes de chegar à câmara de expansão, os gases passam por duas “SLIDE VALVES”, que se abrem ou fecham sob a ação do controlador do diferencial de pressão entre o reator e o regenerador.
Um aquecedor de ar, que é parte integrante da linha de injeção de ar para o distribuidor, é usado durante a partida para aquecer o conversor, e fornecer o calor necessário para elevar a temperatura do leito do regenerador ao ponto em que possa iniciar a combustão do coque.
Regeneração do Catalisador: O controle de maior importância na unidade de FCC, é a regeneração do catalisador gasto, sendo considerado mesmo como o coração do processo. Em condições normais de operação, uma certa quantidade de coque (0,2 a 0,3% peso) fica retido no catalisador, após a regeneração. Quando a taxa de queima do coque é igual ao produzido no reator, a percentagem em peso de carbono no catalisador regenerado torna-se constante. Diz-se então que o conversor está em balanço de carbono. As reações que se desenvolvem durante a combustão do coque são as seguintes:
H2 + ½ O2  H2O + 68.317,4 cal
C + ½ O2  CO + 26.415,7 cal
CO + ½ O2  CO2 + 67.636,1 cal
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Seção de Fracionamento:
Os gases de craqueamento, efluentes do reator, são enviados à seção de fracionamento, onde os produtos são separados pelas suas faixas de ebulição, em uma torre de destilação. O produto de topo contém as frações mais leves produzidas (nafta de craqueamento, GLP e GC), que após serem resfriadas, são coletadas no tambor de acúmulo. Nesse tambor coexistem 3 fases: uma fase gasosa, constituída de hidrocarbonetos de 1, 2, 3 e 4 átomos de carbono e impurezas (H2S, CH3SH, etc); uma fase líquida, composta de nafta contendo uma razoável quantidade de GLP dissolvido, conhecida como gasolina não estabilizada; a terceira fase é constituída de água, proveniente das injeções de vapor que são feitas no reator. As duas correntes de hidrocarbonetos são encaminhadas à seção de recuperação de gases para uma posterior separação.
Como produtos laterais da fracionadora temos os óleos de reciclo (leve e pesado). Esses dois cortes são constituídos de moléculas médias e pesadas que foram parcialmente craqueadas. Parte dessas correntes eram retiradas da unidade e o restante era reciclada ao encontro da carga, para que houvesse uma nova oportunidade das moléculas serem craqueadas. Atualmente, por razões econômicas, todo óleo pesado é reciclado, enquanto que para o óleo leve isto só é feito eventualmente. O produto de fundo da fracionadora é constituído de frações pesadas residuais de craqueamento e de partículas de catalisador que foram arrastadas pela corrente gasosa que deixou o reator. Este resíduo é enviado à um vaso de decantação, onde pelo topo sai o óleo decantado ou clarificado, isento de partículas sólidas.
No vaso decantador, além do óleo clarificado, obtém-se uma lama de óleo e catalisador, que é totalmente reciclada ao reator. Este reciclo oleoso, que contém os finos de catalisador que não foram retidos pelos ciclones, é conhecido como Borra. A mistura de gasóleo de vácuo (carga fresca) e reciclos (LCO, HCO e Borra), que é a carga que efetivamente penetra no riser, é conhecida com carga combinada. 
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Seção de Recuperação de Gases: O gás proveniente do tambor de acúmulo da fracionadora, é succionado por um compressor, e tem sua pressão bastante elevada. Em seguida passa por resfriadores e vai à um tambor de acúmulo de alta pressão. Devido à compressão e ao resfriamento, os hidrocarbonetos mais pesados da corrente gasosa (C3 e C4) se liquefazem, e os mais leves (C1 e C2) permanecem no gás. Essa corrente vai ter ao fundo da torre absorvedora primária, onde, pelo topo, é injetada gasolina não estabilizada. Caso haja na corrente gasosa algum C3 ou C4, estes serão absorvidos pela gasolina. O GC do topo da aborvedora primária pode arrastar consigo um pouco de gasolina de absorção. Com o intuito de se recuperar algum hidrocarboneto arrastado, o gás combustível vai à absorvedora secundária. Nessa torre o fluido absorvedor é o refluxo circulante frio de óleo leve de reciclo, que, após a absorção, retorna à torre fracionadora. O GC, depois desta operação, vai à seção de tratamento (DEA), onde o H2S é retirado da mistura.
A gasolina não estabilizada que deixou o fundo da absorvedora primária, junta-se com a descarga do compressor, é resfriada e vai ao tambor de acúmulo de alta pressão. É possível que, no contato com os gases do compressor, algum hidrocarboneto leve (C1 e C2) seja também absorvido. Para que estes compostos sejam eliminados, a gasolina que deixa o fundo do tambor de alta pressão, vai à torre retificadora, onde recebe um ligeiro aquecimento. Os gases leves são vaporizados, e, pelo fundo desta torre sai gasolina em condições de ser enviada à debutanização. A operação de debutanização é semelhante à estabilização, porém em condições mais severas. Pelo fundo da debutanizadora sai gasolina estabilizada, pronta para ser submetida aos tratamentos de redução de enxofre. No topo saem vapores de GLP. O GLP contém razoável concentração de compostos de enxofre, sendo por isso enviado à seção de tratamento. Após o tratamento, dependendo do interesse da refinaria e do mercado local, o GLP pode ser decomposto, numa torre separadora, em duas correntes: C3 (propano e propeno), produto de topo e C4 (butanos e butenos) produto de fundo. Normalmente esta operação é feita quando há petroquímicas próximas interessadas em uma das correntes.
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É composto de H2, C1, C2 e C2=. Antes de sair da unidade, esta mistura gasosa é tratada com DEA (Di-Etanol-Amina), que remove o H2S, que é utilizado como matéria-prima na fabricação de enxofre.
O FCC é o principal produtor de gás combustível em uma refinaria, gás este que é normalmente consumido em fornos e caldeiras das diversas unidades.
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A unidade de craqueamento catalítico também é a principal responsável pela geração de GLP. O gás liquefeito pode ser decomposto em duas correntes (C3 e C4) para utilização específica nas indústrias petroquímicas. Na REDUC, a corrente de C4 é enviada à PETROFLEX, para a produção de butadieno, que é matéria-prima para a obtenção de borracha sintética SBR. Na RLAM, o propeno (C3=) da corrente de C3 é utilizado para a produção de fibras acrílicas e polipropileno.
Nos EUA, a corrente de gás liquefeito é utilizada no processo de alcoilação, para a produção de gasolina de alta octanagem (IO  100).
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Possui um alto teor de olefinas, isoparafinas e aromáticos que lhes conferem um alto índice de octana ( 80), o que permite uma redução no consumo de CTE (Chumbo Tetraetila) ou Álcool Etílico Anidro. Devido ao alto teor de olefinas, ela apresenta uma maior tendência à formação de goma, o que é indesejável. 
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Os gasóleos são oriudos das moléculas não convertidas da carga original da unidade (gasóleo de vácuo). Possuem um teor razoável de cadeias aromáticas de alto peso molecular, devido à impossibilidade do catalisador em romper os anéis benzênicos. São separados em três frações, conforme as suas faixas de destilação.
A fração mais leve é conhecida como Óleo Leve de Reciclo ou “Light Cycle Oil” (LCO). Sua faixa de destilação é compatível com a do óleo diesel e a ele é adicionado, desde que o seu teor de enxofre o permita. Quando isto não ocorre, o LCO é utilizado para o acerto da viscosidade de óleos combustíveis. Nos primórdios das unidades de FCC, esta fração, bem como a que estudaremos a seguir, eram recicladas, em parte, para o reator, afim de aumentar-se o rendimento dos produtos nobres. Atualmente, por razões econômicas, o LCO raramente é recilcado.
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A fração intermediária é conhecida como Óleo Pesado de Reciclo ou “Heavy Cycle Oil” (HCO). Sua faixa de destilação enquadra-se como um óleo combustível de baixa viscosidade, e parte dele era antigamente adicionado a esse óleo. Em unidades modernas, o HCO não mais é retirado da unidade, sendo toda a sua vazão reciclada ao conversor. Assim, uma nova oportunidade é fornecida às suas moléculas, de craquearem.
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Finalmente, a fração mais pesada, residual, é conhecida como “Óleo Clarificado” ou “Óleo Decantado” (CLO). O seu nome provém do modo que dele são eliminadas as partículas de catalisador que, sendo arrastadas pelos gases efluentes do reator, alojam-se, preferencialmente, nas frações mais pesadas. O óleo clarificado, devido à sua alta concentração de núcleos aromáticos policondensados, pode ser utilizado como matéria-prima para obtenção de negro de fumo (carga para borracha) ou coque de petróleo (produção de eletrodos de grafite). Quando o CLO não é usado para as finalidades acima descritas, ele é adicionado à corrente de óleo combustível.
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São cadeias polímeras de altos pesos moleculares e elevadas percentagens de carbono que se depositam na superfície do catalisador, abaixando a sua eficiência. Para que a atividade do mesmo seja restabelecida, o coque é queimado no regenerador, e da sua combustão, é gerado todo o calor necessário ao processo.
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Seção de Reação ou Conversão (Conversor):
O gasóleo proveniente da destilação a vácuo, após penetrar na unidade, é aquecido com produtos quentes que saem e é encaminhado à base do “RISER”. Neste ponto, recebe uma grande quantidade de catalisador à alta temperatura ( 700 ºC), o que provoca a instantânea vaporização do gasóleo, fluidizando o catalisador. O “RISER” é uma tubulação vertical de grande diâmetro, por onde sobe a mistura de catalisador e vapores de hidrocarbonetos. É onde ocorre a maior parte das reações de craqueamento. No “REATOR”, colocado imediatamente acima do RISER, completam-se as reações do craqueamento. Ele propicia um espaço para a separação inicial do catalisador, pois diminui a velocidade dos vapores em ascensão.
Partículas finas de catalisador que sobem junto com a corrente gasosa (vapores de hidrocarbonetos, gases inertes e vapor d’água) são retidas pelos CICLONES no topo do reator, e devolvidas ao leito do catalisador. O efluente gasoso do reator, constituido de hidrocarbonetos craqueados e não craqueados, gases inertes e vapor d’água) é enviado à seção de fracionamento. Os vapores de óleo tendem a saturar os poros do catalisador e, portanto, ele deve ser retificado com vapor d’água antes de ir ao regenerador. Esta operação se passa no “STRIPPER” ou “RETIFICADOR”.
No “REGENERADOR”, o coque que se depositou na superfície do catalisador é queimado com ar , gerando uma grande quantidade de calor que, devido a circulação do catalisador, é a maior fonte de calor para a carga, suprindo não só a energia necessária às reações do craqueamento, como também o calor necessário para o aquecimento e vaporização da carga. O ar para a combustão do coque é fornecido por um soprador de ar (BLOWER) e é injetado no regenerador através de um distribuidor (PIPE-GRID), localizado na base do regenerador. O catalisador é fluidizado, no regenerador, pela
corrente de ar e gases de combustão. Esses gases passam pelo leito de catalisador fluidizado (FASE DENSA), e atinge uma zona onde ocorre a separação sólido-gás (FASE DILUÍDA).
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Seção de Reação ou Conversão (Conversor):
O gasóleo proveniente da destilação a vácuo, após penetrar na unidade, é aquecido com produtos quentes que saem e é encaminhado à base do “RISER”. Neste ponto, recebe uma grande quantidade de catalisador à alta temperatura ( 700 ºC), o que provoca a instantânea vaporização do gasóleo, fluidizando o catalisador. O “RISER” é uma tubulação vertical de grande diâmetro, por onde sobe a mistura de catalisador e vapores de hidrocarbonetos. É onde ocorre a maior parte das reações de craqueamento. No “REATOR”, colocado imediatamente acima do RISER, completam-se as reações do craqueamento. Ele propicia um espaço para a separação inicial do catalisador, pois diminui a velocidade dos vapores em ascensão.
Partículas finas de catalisador que sobem junto com a corrente gasosa (vapores de hidrocarbonetos, gases inertes e vapor d’água) são retidas pelos CICLONES no topo do reator, e devolvidas ao leito do catalisador. O efluente gasoso do reator, constituido de hidrocarbonetos craqueados e não craqueados, gases inertes e vapor d’água) é enviado à seção de fracionamento. Os vapores de óleo tendem a saturar os poros do catalisador e, portanto, ele deve ser retificado com vapor d’água antes de ir ao regenerador. Esta operação se passa no “STRIPPER” ou “RETIFICADOR”.
No “REGENERADOR”, o coque que se depositou na superfície do catalisador é queimado com ar , gerando uma grande quantidade de calor que, devido a circulação do catalisador, é a maior fonte de calor para a carga, suprindo não só a energia necessária às reações do craqueamento, como também o calor necessário para o aquecimento e vaporização da carga. O ar para a combustão do coque é fornecido por um soprador de ar (BLOWER) e é injetado no regenerador através de um distribuidor (PIPE-GRID), localizado na base do regenerador. O catalisador é fluidizado, no regenerador, pela corrente de ar e gases de combustão. Esses gases passam pelo leito de catalisador fluidizado (FASE DENSA), e atinge uma zona onde ocorre a separação sólido-gás (FASE DILUÍDA).
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Os derivados de petróleo, tal como são produzidos, nem sempre estão enquadrados nas especificações requeridas. Se faz necessário, muitas vezes, um processo de tratamento para especificar o produto, principalmente quanto ao teor de enxofre. A finalidade dos diversos processos de tratamento é eliminar os efeitos indesejáveis destes compostos, presentes em todos os derivados. A rigor, podemos dividir os processos de tratamento em duas classes:
processos de adoçamento: transformam compostos agressivos de enxofre (S, H2S, RSH) em outros menos prejudiciais (RSSR – dissulfetos), sem os retirar, contudo, dos produtos. O teor de enxofre total permanece constante. Os processos mais conhecidos são “Tratamento Doctor” para gasolina (processo já obsoleto) e “Tratamento Bender”, utilizado principalmente para querosene de jato (QAV-1);
processos de dessulfurização: nestes processos, os compostos de enxofre são efetivamente removidos dos produtos. Entre eles encontramos os seguintes: Lavagem Cáustica (para remoção de H2S e mercaptans), Tratamento com DEA (remoção de H2S e CO2) e a Dessulfurização Catalítica (destrói e remove todos os compostos de enxofre). O processo de Tratamento Merox, bastante utilizado ultimamente. Pode ser aplicado como processo de dessulfurização (removendo mercaptans) ou como “adoçamento” (transformando mercaptans em dissulfetos). Vamos estudar, à seguir, cada um destes processos, à exceção do Tratamento DOCTOR (em desuso) e da Dessulfurização Catalítica, que será estudada mais tarde, nos processos de produção de lubrificantes e parafinas.
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Os derivados de petróleo, tal como são produzidos, nem sempre estão enquadrados nas especificações requeridas. Se faz necessário, muitas vezes, um processo de tratamento para especificar o produto, principalmente quanto ao teor de enxofre. A finalidade dos diversos processos de tratamento é eliminar os efeitos indesejáveis destes compostos, presentes em todos os derivados. A rigor, podemos dividir os processos de tratamento em duas classes:
processos de adoçamento: transformam compostos agressivos de enxofre (S, H2S, RSH) em outros menos prejudiciais (RSSR – dissulfetos), sem os retirar, contudo, dos produtos. O teor de enxofre total permanece constante. Os processos mais conhecidos são “Tratamento Doctor” para gasolina (processo já obsoleto) e “Tratamento Bender”, utilizado principalmente para querosene de jato (QAV-1);
processos de dessulfurização: nestes processos, os compostos de enxofre são efetivamente removidos dos produtos. Entre eles encontramos os seguintes: Lavagem Cáustica (para remoção de H2S e mercaptans), Tratamento com DEA (remoção de H2S e CO2) e a Dessulfurização Catalítica (destrói e remove todos os compostos de enxofre). O processo de Tratamento Merox, bastante utilizado ultimamente. Pode ser aplicado como processo de dessulfurização (removendo mercaptans) ou como “adoçamento” (transformando mercaptans em dissulfetos). Vamos estudar, à seguir, cada um destes processos, à exceção do Tratamento DOCTOR (em desuso) e da Dessulfurização Catalítica, que será estudada mais tarde, nos processos de produção de lubrificantes e parafinas.
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O Tratamento Bender é um processo de adoçamento, aplicável às frações intermediárias do petróleo (nafta, querosene e óleo diesel). Consiste basicamente na oxidação catalítica, em leito fixo, dos mercaptans a dissulfetos, em meio alcalino, usando-se como agentes oxidantes ar e enxofre elementar. O catalisador usado no processo é a base de óxido de chumbo, sendo convertido na própria unidade à sulfeto de chumbo, através de tratamento com solução aquosa de sulfeto de sódio.
Descrição do processo: Inicialmente a carga é aquecida e misturada com soda cáustica. A corrente resultante passa por uma válvula misturadora, onde o turbilhonamento provoca o íntimo contato entre a carga e a soda, formando uma emulsão. Para facilitar a quebra da emulsão, esta é introduzida num precipitador eletrostático, onde um campo elétrico da ordem de 20.000 V favorece a separação entre a fase cáustica e a fase hidrocarboneto. A solução cáustica acumula-se no fundo do vaso, enquanto que, pelo topo, sai a carga. Esta lavagem cáustica inicial é feita para que sejam removidos compostos ácidos, tais como fenóis, ácidos naftênicos e H2S, que poderiam interferir no processo de adoçamento. Após a lavagem cáustica, a carga é dividida em duas correntes. A de menor vazão é introduzida na parte superior de um vazo conhecido como torre absorvedora de enxofre, onde existe internamente um recheio deste elemento. Ao atravessar o vaso, a carga absorve o enxofre necessário às reações, reunindo-se em seguida à corrente principal. 
Regulando o teor de enxofre absorvido, a carga recebe uma injeção de ar comprimido, penetrando no fundo do reator Bender. No seu interior existe um leito fixo de catalisador (PbS), que promove as reações. Próximo ao topo do reator é injetada soda cáustica, de modo a alcalinizar o meio reacional. O efluente do reator sai pelo topo deste e recebe uma injeção de água de processo, para que seja removida do produto a soda cáustica e alguma impureza arrastada. A mistura resultante, depois de submetida à um turbilhonamento, vai ao vaso de lavagem com água. Este vaso é um precipitador eletrostático idêntico ao de lavagem cáustica, e aí se processa a separação entre a fase aquosa e o produto. Finalmente, o produto lavado é resfriado e segue para a estocagem.
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A lavagem cáustica é usada para a remoção de mercaptans e H2S, eliminando também outros compostos ácidos que possam estar presentes no derivado a ser tratado. É um processo utilizado para frações leves, cujas densidades sejam bem menores que a da solução cáustica, tais como são o GLP e a gasolina. Por razões econômicas (consumo de soda), o tratamento cáustico só é empregado quando
o teor de enxofre no derivado não é muito elevado. Utiliza-se uma solução aquosa, contendo de 15 a 20% de NaOH, que circula continuamente, até que uma concentração mínima (1 a 2%) seja atingida, ocasião esta em que a solução exausta é descartada e substituída por solução concentrada (20%). Conforme o teor de enxofre no derivado, podem ser usado um, dois ou três estágios de lavagem cáustica. Pode ser também utilizado um estágio final de lavagem aquosa, de modo a evitar-se um possível arraste de soda pelo produto.
Os sais formados nas reações são solúveis na solução de soda, sendo retirados da fase hidrocarbonetos.
Descrição do Processo: A carga inicialmente recebe uma injeção de soda cáustica, e passa numa válvula misturadora, onde a perda de carga provoca um turbilhonamento, favorecendo o íntimo contato da soda com os compostos de enxofre. Carga e solução cáustica, após misturadas, separam-se em um vaso decantador, devido à diferença de densidade entre as fases. A fração de petróleo sai pelo topo do vaso enquanto a solução cáustica sai pelo fundo. Dependendo da procedência da carga, a lavagem cáustica pode ser repetida outras vezes. Quando a vazão de produto tratado é muito alta e existe a possibilidade de arraste de soda, coloca-se um tambor de lavagem com água, eliminando-se o arraste.
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É um processo de tratamento aplicável a frações leves (GLP e nafta) e intermediárias (querosene e diesel). Baseia-se na extração cáustica de mercaptans presentes nos derivados, com sua posterior oxidação a dissulfetos, ao mesmo tempo em que a solução cáustica é regenerada. O processo pode ser realizado em duas formas: catalisador em leito fixo ou catalisador em solução. O primeiro é aplicado quando a carga é mais pesada (quesosene e diesel), não sendo retirados os dissulfetos do derivado, (processo de adoçamento). No processo do catalisador em solução, aplicáveis à frações leves, a extração e a oxidação ocorrem em etapas diferentes, retirando-se os dissulfetos do derivado. O teor de enxofre é sensivelmente reduzido, ( processo de dessulfurização).
Descrição do Processo: O produto a ser tratado sofre em princípio uma lavagem cáustica, para a eliminação de H2S e compostos ácidos, que poderiam formar com a soda compostos estáveis na seção de extração. Nesta primeira etapa, o produto atravessa um vaso no qual existe uma solução cáustica. Devido ao tempo de contato ser relativamente curto, os mercaptans não chegam a ser absorvidos. Em seguida a carga vai à torre extratora, onde ocorre a remoção dos mercaptans. Isto é feito devido à presença do catalisador em solução e ao maior tempo de contato. A carga penetra pelo fundo da torre, em escoamento contracorrente com a solução cáustica com catalisador. No contato entre as duas fases, os mercaptans são retirados segundo a reação: RSH + NaOH  RSNa + H2O. Pelo topo sai o produto tratado, que passa por um vaso decantador, onde se dá a retenção de alguma quantidade de soda porventura arrastada. O derivado é então enviado à estocagem para posterior comercialização. A solução de soda cáustica com catalisador, que sai pelo fundo da torre extratora, reune-se com a corrente recuperada no tambor de decantação, é aquecida e bombeada para a torre de oxidação, onde ocorre a regeneração da soda. Na torre de regeneração tem lugar a oxidação dos mercaptídeos de sódio: 4 NaSH + 2 H2O + O2  4 NaOH + 2 RSSR. Em seguida à regeneração, a mistura da soda, ar e dissulfetos para a um vaso, onde a soda e os dissulfetos são separados por decantação. O excesso de ar sai pelo topo e pelo fundo a soda cáustica regenerada é recolhida e bombeada para a torre extratora.
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O tratamento com DEA tem por objetivo a remoção de H2S do gás combustível e do GLP, colocando-os dentro das especificações relacionadas à corrosividade e ao teor de enxofre. O processo baseia-se no fato da solução de etano-aminas (mono, di e tri), à temperaturas próximas da ambiente, combinarem-se com H2S e/ou CO2, formando produtos estáveis. Os produtos formados, quando sujeitos à aquecimento, são decompostos, regenerando a solução original e liberando o H2S e/ou CO2. Estes produtos podem ser encaminhados à uma unidade de recuperação de enxofre, produzindo este elemento à partir de H2S. 
Descrição do Processo: O GLP ácido, proveniente do fracionamento, penetra próximo ao fundo da torre de extração, enquanto que, pelo topo, é injetada a solução de DEA. Devido à diferença de densidades, estabelece-se um escoamento contracorrente dentro da torre. Para facilitar o contato entre os líquidos, a torre possui recheios, possibilitando a absorção do H2S presente no GLP pela DEA. O GLP tratado sai pelo topo da torre, seguindo para o Tratamento Merox, enquanto a solução de DEA rica (em H2S) deixa o fundo da extratora e é bombeada para a torre de regeneração. De modo semelhante ao exposto, o gás combustível pode ser tratado em uma torre absorvedora. A DEA rica, vinda das torre de absorção/extração, é submetida a um aquecimento, indo ter por fim à torre regeneradora, onde o H2O é liberado. O calor necessário à esta reação é cedido por um refervedor localizado próximo ao fundo da regeneradora, onde vapor d’água de média pressão é condensado. Pelo fundo da torre sai a DEA regenerada, que, depois de resfriada, retorna ao processo. Pelo topo, sai o gás ácido com um elevado teor de H2S. Depois de ter removido alguma quantidade de DEA eventualmente arrastada, o gás ácido é endereçado à unidade de enxofre, ou é queimado no flare.
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Outra variável de grande importância no processo é a relação solvente/carga ou relação propano/óleo. Esta é uma variável de extrema importância quando o processo visa à obtenção de lubrificantes básicos, onde a viscosidade e o resíduo de carbono devem ser rigidamente controlados. O efeito da relação propano/óleo parece depender bastante da temperatura de operação. Parece existir uma temperatura crítica de tratamento, própria de cada carga, acima da qual um aumento na relação propano/óleo implica num aumento no rendimento, e abaixo da qual o rendimento decresce com o aumento da relação propano/óleo. 
Independentemente da temperatura de tratamento, um aumento da relação propano/óleo aumenta sempre a seletividade da extração, produzindo um gasóleo de melhor qualidade. A relação propano/óleo costuma variar normalmente entre 4:1 e 8:1 (volume). Para a produção de cortes de lubrificantes a densidade da carga é de vital importância. Um resíduo de vácuo de densidade muito alta produzirá um óleo muito viscoso, enquanto que um resíduo de vácuo um pouco menos denso produzirá um óleo de viscosidade mais baixa. Dessa maneira, quando o objetivo é a produção de BRIGHT-STOCK (151 a 182 SSU a 210 ºF), a carga deve ter um ºAPI entre 9,0 e 11,0; para a produção de CYLINDER-STOCK (300 a 330 SSU a 210 ºF), o resíduo de vácuo deve ter um ºAPI entre 6,0 e 8,0.
Seção de Recuperação de Solvente do Extrato: A fase extrato, constituída de óleo desasfaltado e propano, que deixa o topo das torres extratoras é enviada à seção de recuperação de solvente do extrato. O sistema de recuperação é feito por torres de “flashes” onde o propano é progressivamente vaporizado. A mistura óleo desasfaltado/solvente, após aquecimento é enviada para um conjunto de duas torres de vaporização em série, que operam a alta e média pressão respectivamente. Nestas torres, através de vaporização parcial, o propano é separado do óleo, condensado e enviado a tambores acumuladores, enquanto o óleo desasfaltado (produto de fundo da torre de média pressão), após aquecimento em um forno, segue para a torre de retificação, onde é removido o propano residual. O produto de fundo, óleo desasfaltado isento de solvente, segue para armazenamento, para que posteriormente seja enviado às unidades de tratamentos de lubrificantes ou à unidade de craqueamento catalítico.