_REFINO DE PETRÓLEO

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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA
ESCOLA POLITÉCNICA
Relatório Técnico:
REFINO DE PETRÓLEO
Salvador,Bahia,Brasil
Dezembro/2022
MATEUS AUGUSTO BASTOS BATISTA DA SILVA
MATRÍCULA:220118492
Relatório Técnico:
REFINO DE PETRÓLEO
Relatório Técnico da disciplina
Eng 045-Introdução a Engenharia de Petróleo
apresentado como requisito para obtenção de nota
na Universidade Federal da Bahia.
Prof(a). Dr Julio Cesar Santos Nascimento
Salvador,Bahia,Brasil
Dezembro/2022
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SUMÁRIO
1.Introdução……………………………………………………………………………….3
2. Aspectos Teóricos……………………………………………………………………….4
2.1 Processos de separação………………………………………………………………..4
Destilação atmosférica……………………………………………………………………..4
Destilação a vácuo………………………………………………………………………….5
Desasfaltação a propano…………………………………………………………………...6
Desaromatização a furfural……………………………………………………………….6
2.2. Processos de conversão………………………………………………………………..7
Craqueamento catalítico…………………………………………………………………...7
Hidrocraqueamento………………………………………………………………………..7
Alquilação catalítica………………………………………………………………………..8
Reforma catalítica………………………………………………………………………….8
2.3 Processos de tratamento………………………………………………………………...9
Hidrotratamento……………………………………………………………………………9
Tratamento cáustico………………………………………………………………………..10
Tratamento DEA…………………………………………………………………………....10
Tratamento Merox…………………………………………………………………………..11
3. Conclusões………………………………………………………………………………..11
Referência Bibliográficas…………………………………………………………………..11
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1. Introdução
O Refino de petróleo constitui a separação desta complexa mistura, via processos
físico-químicos, em frações de derivados, que são processados em unidades de separação e
conversão até os produtos finais.
Os produtos finais incluem:
● Combustíveis (gasolina, diesel, óleo combustível, GLP, QAV, querosene, coque de
petróleo, óleos residuais, etc.) – cerca de 90 % dos produtos de refino no mundo
● Produtos acabados não combustíveis (solventes, lubrificantes, graxas, asfalto, coque,
etc.).
● Intermediários da indústria química (nafta, etano, propano, butano, eteno, propeno,
butenos, butadieno, BTX – benzeno, tolueno e xileno, etc.). A composição da carga
na refinaria pode variar significativamente.
2. Aspectos Teóricos:
2.1 Processos de separação
São sempre de natureza física e têm por objetivo desdobrar o petróleo em suas frações
básicas, ou processar uma fração previamente produzida, no sentido de retirar dela um grupo
específico de compostos. Os agentes responsáveis por estas operações são físicos, por ação de
energia (sob a forma de alterações de temperatura e/ou pressão) ou de massa (na forma de
relações de solubilidade a solventes) sobre o petróleo ou suas frações. Uma importante
característica nos processos de separação é o fato dos produtos obtidos poderem, exceto em
situações de eventuais perdas ou contaminações, quando novamente misturados, reconstituir
a carga original, uma vez que a natureza das moléculas não é alterada.
Destilação atmosférica
Esta destilação é o primeiro tratamento a que o óleo é submetido após a sua extração.
Após “dessalgado”, o óleo é preaquecido em uma bateria de vários trocadores de calor,
seguida de um forno, chegando a cerca de 300-400 °C (570-750 °F). Segue, então, para a
coluna de destilação vertical à pressão atmosférica, onde grande parte da carga se vaporiza e
se fraciona em diferentes cortes, através de 30-50 estágios, cada um correspondendo a uma
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diferente temperatura de condensação. As frações leves se condensam e são coletadas no topo
da coluna, enquanto as pesadas, às vezes, nem se vaporizam e são coletadas no fundo da
coluna, de onde seguem, em princípio, para a coluna de destilação a vácuo.
Em tese, ocorrem, pelo menos, quatro retiradas laterais na coluna, conforme seções de cortes.
Cada fração retirada lateralmente é enviada a uma torre de stripping (retificação), com 4 a 10
estágios, em cujo fundo se injeta vapor. Esta corrente de vapor ainda separa componentes
mais leves daqueles mais pesados e ambos (vapor e componentes mais leves) retornam à
coluna de destilação exatamente acima da bandeja (estágio) correspondente à retirada lateral
ocorrida
Os principais produtos desta destilação são:
● Nafta, gasolina e componentes leves (temperatura de ebulição <180 °C;
hidrocarbonetos C3 -C12).
● Querosene (temperatura de ebulição: 180-240 °C; hidrocarbonetos C8 -C17).
● Gasóleo leve (temperatura de ebulição 240-300 °C; hidrocarbonetos C8 -C25)
● . Gasóleo pesado (temperatura de ebulição 300-360 °C; hidrocarbonetos C20-C25).
● Resíduo de fundo (temperatura de ebulição >360 °C; hidrocarbonetos acima de
C22).
● Gás de refinaria (metano e etano): mistura de hidrocarbonetos leves e alguns
contaminantes, obtido no topo da coluna. Tipicamente, este gás pode ser empregado
como fonte de energia na refinaria, mas, dependendo do teor de contaminantes (como
H2 S e NH3 ), pode ser necessário tratamento
Destilação a vácuo
A destilação a vácuo do resíduo atmosférico é uma operação complementar à destilação
primária, possibilitando dela extrair destilados pesados, que sofrerão transformações
posteriores ou servirão de base para óleos lubrificantes. O resíduo do vácuo que contém a
maior parte das impurezas do petróleo bruto (metais, sais, sedimentos, enxofre, nitrogênio,
asfaltenos...) é utilizado para a fabricação de betume, produção de combustíveis pesados ou
como carga.
Na pressão atmosférica, estas frações entram em ebulição somente a temperaturas acima de
400 o C, mas tais correntes não podem ser aquecidas a esta temperatura, porque a maioria dos
seus componentes, nestas condições, se degrada. Temperaturas elevadas também afetam a
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resistência dos equipamentos e levam à coqueificação de hidrocarbonetos, formando
depósitos de coque nos equipamentos da unidade de destilação, fenômeno indesejado.
O vácuo, assim, é simplesmente uma forma complementar de reduzir os pontos de ebulição
das frações pesadas e permitir a separação a temperaturas menores, sem decomposição de
hidrocarbonetos e formação de coque, pois quanto menor a pressão menor também será a
temperatura de ebulição de um determinado componente.
O vácuo na torre é mantido através de injetores de vapor e bombas de vácuo, além de
condensadores barométricos. Não obstante, como estes últimos geram grande quantidade de
água, vêm deixando de ser empregados, sendo substituídos por condensadores de superfície.
Este vácuo pode ser “seco” ou “úmido”, isto é, pode-se valer ainda da injeção de vapor
superaquecido na base da coluna, reduzindo a pressão parcial dos hidrocarbonetos, o que
também facilita a sua separação. A temperatura no fundo da torre também é mantida
tipicamente a 355 ° C, para minimizar um coqueamento indesejado.
Desasfaltação a propano
Este processo tem por objetivo extrair, por ação de um solvente (propano líquido em alta
pressão), um gasóleo, que seria impossível obter por meio da destilação.
Como subproduto de extração, obtém-se o resíduo asfáltico, que, conforme o tipo de resíduo
de vácuo processado e a severidade operacional, pode ser enquadrado como asfalto ou como
óleo combustível ultra viscoso.
O óleo desasfaltado, principal produto do processo, pode ter dois destinos, de acordo com o
objetivo do esquema de refino. Caso este seja a obtenção de combustíveis, o óleo
desasfaltado deverá incorporar-se ao gasóleo pesado (GOP) e ambos seguirão para a unidade
de craqueamento catalítico, para sua conversão em nafta e GLP.
Se o objetivo for a produção de lubrificantes, então o óleo desasfaltado irá gerar, em função
de sua viscosidade, o óleo básico “Brightstock” ou o óleo de cilindro. Em ambos os casos,
estes lubrificantes inacabados irão passar por outros processos para melhoria de qualidade.
Desaromatização a furfural.
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Processo típico da produção de lubrificantes, a desaromatização a furfural, como o próprio
nome sugere, consiste na extração de compostos aromáticos polinucleados de altas massas
molares por meio de um solvente específico, nocaso o furfural.
Um óleo lubrificante pode trabalhar em condições de alta e baixa temperatura, esperando se
dele um comportamento o mais uniforme possível em relação à viscosidade. Sabe-se que os
compostos causadores das maiores flutuações de viscosidade são justamente os aromáticos.
Assim sendo, quando os aromáticos são retirados de um corte lubrificante, assegura-se uma
menor variação da viscosidade com a temperatura. A propriedade que mede o inverso da
variação da viscosidade com a variação da temperatura é chamada de índice de viscosidade
(IV). Quanto maior o IV, menor a variação da viscosidade com a temperatura.
A desaromatização a furfural tem, então, por objetivo aumentar o índice de viscosidade de
óleos lubrificantes. O subproduto desse processo é o extrato aromático, um óleo pesado e
viscoso, que pode ser utilizado como óleo extensor de borracha sintética, ou pode ser
adicionado ao “pool” de óleo combustível da refinaria. O produto principal, o óleo
desaromatizado, é estocado para seu posterior processamento, na unidade de desparafinação a
Metil-Isobutil-Cetona (MIBC).
A desaromatização de lubrificantes era realizada, no passado, usando-se o fenol como
solvente. Com o advento da utilização do furfural, o processo que usava fenol entrou em
obsolescência.
2.2. Processos de conversão:
Os processos de conversão são sempre de natureza química e visam transformar uma fração
em outra(s), ou alterar profundamente a constituição molecular de uma dada fração, de forma
a melhorar sua qualidade, valorizandoa. Isto pode ser conseguido através de reações de
quebra, reagrupamento ou reestruturação molecular.
Craqueamento catalítico
O processo de craqueamento catalítico, conhecido também como FCC (“Fluid catalytic
cracking”), a carga, (gasóleo proveniente da destilação a vácuo, e que seria utilizado como
óleo combustível) entra em contato com um catalisador a uma temperatura elevada,
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ocorrendo a ruptura (“cracking”) das cadeias moleculares, dando origem a uma mistura de
hidrocarbonetos que são posteriormente fracionados.
Este processo tem como finalidade principal a produção de GLP e/ou nafta. Paralelamente,
são formados produtos mais pesados que a nafta, além de um resíduo de alto teor de carbono,
chamado coque, que se deposita na superfície do catalisador.
Para que a ação catalítica não seja prejudicada, torna-se necessária a remoção do coque
formado, o que é feito por combustão, retirando-se o catalisador do vaso onde ocorrem as
reações (Reator) e enviando-o a outro vaso (Regenerador), onde se processa a queima. O
catalisador regenerado retorna, então, ao reator, ficando assim estabelecida uma contínua
circulação, que se torna possível devido à diferença de pressão entre o regenerador e o reator.
A queima do coque fornece a energia para o processo de craqueamento
Hidrocraqueamento
O hidrocraqueamento é o processo por excelência para a produção de querosene e diesel de
alta qualidade .
A carga provém de destilados de vácuo leve e/ou pesado de destilação primária ou destilados
de vácuo pesado de processos de conversão.
Este processo, de grande flexibilidade, permite alcançar o máximo desempenho nos produtos
requeridos e também com uma grande seletividade.
Numa etapa sem reciclo líquido, a conversão pode ser otimizada entre 60 e 90%. O resíduo
altamente parafínico é utilizado para a produção de óleos base com alto índice de viscosidade
na faixa de 150N a 350N, ou como carga para steam cracking, obtendo rendimentos de
etileno e propeno equivalentes aos das naftas parafínicas, ou como carga adicional para
craqueamento catalítico.
Alquilação catalítica
Este processo é usado na produção de gasolina com alta octanagem, a partir do isobutano e
olefinas formadas principalmente no FCC e/ou no coqueamento retardado (há refinarias que
usam também frações de isobutano de reforma catalítica ou da destilação atmosférica).
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A alquilação produz componentes da gasolina de alto valor agregado (baixo nível de
contaminantes, como olefinas e aromáticos, e alto índice de octanagem, tipicamente 92-96
RON,42 além de baixa pressão de vapor Reid) .
Consiste na combinação de olefinas leves (C3 -C5 ) com isoparafinas, via catálise ácida
(ácido sulfúrico, H2SO4 , ácido fluorídrico, HF). Os produtos são alcanos, inclusive propano
e butano líquidos. Quando a concentração de ácidos se torna menor do que 88 %, o ácido
deve ser removido (parcialmente) e substituído por ácido mais concentrado. No caso do uso
do HF, o mesmo é reciclado para o processo. Assim, requer-se projeto especial de engenharia
e treinamento de operação, para prevenção de acidentes com HF.
Reforma catalítica
Processo chave no esquema de fabricação da gasolina, a reforma catalítica visa aumentar a
octanagem das frações leves do petróleo com alto teor de parafina e nafteno (C7-C8-C9),
transformando-as em aromáticas.
O processo de reforma opera com regeneração contínua do catalisador, em baixa pressão (de
2 a 5 bar) e alta temperatura (510-530 °C).
Além disso, a reforma produz subprodutos importantes: hidrogênio, GLP e uma pequena
quantidade de gases.
Antes da reforma, a carga passa por um hidrotratamento para eliminar as impurezas (S, N,
olefinas, metais...) que seriam venenosas para o catalisador.
. 2.3 Processos de tratamento:
Os processos de tratamento têm por finalidade principal eliminar as impurezas que, estando
presentes nas frações, possam comprometer suas qualidades finais; garantindo, assim,
estabilidade química ao produto acabado. Dentre as impurezas, os compostos de enxofre e
nitrogênio, por exemplo, conferem às frações propriedades indesejáveis, tais como,
corrosividade, acidez, odor desagradável, formação de compostos poluentes, alteração de cor,
etc.
Hidrotratamento
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Estes processos são empregados na remoção de impurezas dos derivados de petróleo, como
compostos sulfurados, oxigenados (ácidos naftênicos, por exemplo), nitrogenados,
organometálicos, que podem desativar catalisadores em unidades FCC, HCC, reforma
catalítica, etc. Localizam-se, portanto, a montante destas unidades. O hidrotratamento (HDT)
ainda aumenta a qualidade das frações, convertendo olefinas e diolefinas em parafinas, o que
reduz a formação de gomas nos combustíveis.
O grau de severidade do processo de HDT determina o resultado final da unidade. Aliás,
pode até mesmo afetar a capacidade de conversão da refinaria, embora a unidade de HDT não
seja por ser uma unidade de conversão propriamente dita. Isto ocorre, porque, ao remover
impurezas como enxofre, o HDT leva determinados produtos intermediários, como gasóleos,
a faixas de especificação definidas para produtos finais, como o diesel.
• O HDT brando é empregado para remoção de enxofre e olefinas.
• O HDT mais severo remove adicionalmente compostos nitrogenados, maiores teores de
compostos sulfurados,
Tratamento cáustico
O tratamento cáustico consiste numa lavagem da fração de petróleo por uma solução aquosa
de NaOH (soda cáustica) ou de KOH (potassa cáustica). O objetivo deste tratamento é a
eliminação de compostos ácidos de enxofre, tais como o H2S e mercaptanas de baixas massas
molares (R-SH). Compostos sulfurados diferentes dos mencionados anteriormente não podem
ser removidos por este tratamento. O processo consegue remover também, porém em menor
escala, cianetos e fenóis, compostos que normalmente estão presentes na nafta de
craqueamento.
Em função das limitações do tratamento cáustico, é utilizado somente para frações muito
leves, tais como o gás combustível, o GLP e naftas. Em casos excepcionais, pode ser
empregado para o tratamento de querosene, porém com baixa eficiência na remoção de
impurezas.
Pode ser encontrado em seções de tratamento em unidades de destilação, craqueamento e
alquilação. Uma das desvantagens do processo é o elevado consumo de soda ou potassa
cáustica e a geração de grandes volumes de resíduo (soda ou potassa gasta).
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Tratamento DEA
O tratamento DEA (dietanoamina) é um processoespecífico para remoção do H2S de
frações gasosas do petróleo, ou seja, do gás natural, do gás combustível e do gás liquefeito.
Remove também o dióxido de carbono (CO2), que eventualmente possa estar presente na
corrente gasosa.
A grande vantagem deste tratamento consiste na capacidade de regenerar a DEA que
removeu o H2S e/ou o CO2, produzindo uma corrente de gás ácido, bastante rica em enxofre.
A recuperação de enxofre é feita por meio de uma unidade denominada URE (Unidade de
Recuperação de Enxofre).
Da mesma maneira que os processos anteriores, o tratamento DEA opera também em
condições brandas de pressões e temperaturas. No ponto de maior temperatura, esta não
ultrapassa 135ºC. É um tratamento obrigatório em unidades de craqueamento catalítico, onde
são encontradas correntes gasosas cujas concentrações de H2S são extremamente altas. Em
correntes gasosas, desprovidas de sulfeto de carbolina (SCO), a DEA pode ser substituída
com vantagens pela MEA (Mono-Etanol-Amina), entretanto este não é o caso de correntes
provenientes do craqueamento.
Tratamento Merox
Este tratamento consiste na remoção de mercaptanas de frações de hidrocarbonetos C4 e C3 .
O produto, a ser tratado, é submetido à lavagem cáustica para remoção dos ácidos naftênicos
e ácido sulfídrico, onde são removidas as mercaptanas.
A solução cáustica é enviada para a regeneração, onde os sais de sódio são oxidados a
dissulfetos, que são descartados, sendo a soda, finalmente, reciclada. Neste processo, usa-se o
catalisador ftalocianina de cobalto.
3. Conclusões
Este trabalho foi uma possibilidade muito importante de adquirir um novo conhecimento
sobre os processos de refino de petróleo.Pois sabendo que processos como estes são usados
dentro da indústria sobretudo para fazer o processamento do óleo é possível planejar a
processo de forma a produzir e prever os produtos finais do
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refino(gasolina,querosene,diesel,nafta,etc…)pretendidos para se manter a eficiência e evitar
eventuais perdas aumentando assim o lucros.
Referência Bibliográficas
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● PETROBRAS (Brasil). Curso. CURSO DE FORMAÇÃO DE OPERADORES DE
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