Aula - SISTEMA DE PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL E ÓLEO

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SISTEMA DE PROCESSAMENTO 
DE GÁS NATURAL E ÓLEO
Curso Técnico em Petróleo e Gás
Turmas: 2º módulo/subsequente (60 h)
Prof. Esp. Thiago Ramos
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EMENTA
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Formação do Petróleo:
• Decomposição de material vegetal e
animal (temperatura e pressão
controladas);
• Rocha matriz (geradora) x Rocha
Reservatório x Rocha selante
(capeadora);
• Composição do reservatório: gás,
petróleo, água e contaminantes (CO²,
enxofre, metais etc);
• Imiscibilidade entre as partes.
Reservatório típico de Petróleo
INTRODUÇÃO
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Por conta desta configuração do reservatório e das condições de operação, são produzidos
além do petróleo e gás:
• Água;
• Sedimentos;
• Material de corrosão e incrustação;
• Contaminantes como por exemplo: CO2 (dióxido de carbono) e H2S (sulfeto de
hidrogênio).
INTRODUÇÃO
OBS: nenhuma das fases é produzida isoladamente.
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Uma emulsão é a mistura de dois líquidos imiscíveis, sendo um dos quais disperso
no outro, sob a forma de gotículas, que mantém-se estabilizada pela ação de agentes
emulsificantes.
Há, de um modo geral emulsões do tipo óleo-em-água (O/A), onde a água é a fase
externa; e emulsões do tipo água-em-óleo (A/O), onde o óleo é a fase externa.
INTRODUÇÃO
Emulsão tipo A/O no microscopiaTipos de Emulsão
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Dentre os contaminantes mais indesejáveis, sem dúvida, é a água que causa
maiores dificuldades para ser removida, quer devido à quantidade ou à forma
(emulsionada) em que pode estar presente na fase líquida.
Esta água presente nos fluidos produzidos pode ter duas origens. Ou é proveniente
do próprio reservatório (água de formação) ou foi introduzida no sistema produtor em
consequência da utilização de processos de recuperação secundária (poços injetores), tais
como injeção de água ou vapor.
No início da produção de um reservatório, o teor de água no petróleo produzido
tende a ser zero. Porém, com a continuidade da produção, este teor tende a aumentar,
sendo comum ultrapassar 50%. A água produzida pode se aproximar de 100% à medida
que o poço chega ao fim de sua vida produtiva.
INTRODUÇÃO
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Quando a produção de petróleo é acompanhada de elevados teores de água, diz-se
que o Campo é Maduro, sendo este teor avaliado pelo ensaio de BSW (Basic Water and
Sediment) que determina também o teor de sedimentos.
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Necessidades de separação da água produzida:
• Não possui valor econômico;
• Apresenta sais (como os cloretos sulfatos e carbonatos de sódio, cálcio, bário e
magnésio, dentre outras espécies químicas) que podem provocar a corrosão e a
formação de depósitos inorgânicos nas instalações de produção, transporte e refino.
• As emulsões de petróleo do tipo A/O apresentam viscosidade muito superior a do
petróleo desidratado, afetando portanto as operações de elevação e escoamento em
função do aumento das perdas de carga;
• Formação de hidrato, que poderá bloquear total ou parcialmente as linhas de produção.
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O Hidrato de Gás é uma estrutura cristalina formada a partir do contado da água com
frações leves do petróleo (metano, etano e propano), a baixas temperaturas e em elevadas
pressões.
OBS: 1 m³ de Hidrato = 163 m³ de CH4
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Tendo em vista a necessidade de tratamento das misturas produzidas na extração
do petróleo e gás foi desenvolvida três formas distintas e complementares de
processamento de petróleo e gás:
• O PROCESSAMENTO PRIMÁRIO;
• O REFINO;
• UPGN;
INTRODUÇÃO
OBS: a UPGN será abordada no componente Sistema de Produção de Gás Natural.
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PARTE I - Processamento Primário
SISTEMA DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL 
E ÓLEO
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As correntes de fluidos de diferentes poços que chegam através dos manifolds de
produção até a superfície, em terra ou nas plataformas, não se encontram ainda adequadas
à utilização ou exportação.
Como o interesse econômico é somente na produção de hidrocarbonetos (óleo e
gás), há necessidade de dotar os campos (marítimos ou terrestres) de facilidades de
produção, que são instalações destinadas a efetuar o processamento primário dos fluidos.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO
Vídeo
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O processamento primário da produção tem
como finalidades:
• Promover a separação óleo/gás/água;
• O Tratamento ou condicionamento dos
hidrocarbonetos para que possam ser
transferidos para as refinarias ou Unidades
de Processamento de Gás Natural (UPGN’s);
• O Tratamento da água para que seja
destinada à condição ambiental e
tecnicamente mais aceitável (descarte ou
reaproveitamento).
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Um sistema de produção poderá ter uma planta de processamento bem simples ou
mais complexa, tendo em vista que cada fase tem suas especificação/exigências
necessárias para aprovação dos órgãos fiscalizadores/normalizadores (ANP, IBAMA etc).
• As plantas simplificadas efetuam apenas a separação gás/óleo/água;
• As plantas completas incluem tratamento e estabilização do óleo, condicionamento
e compressão do gás, tratamento da água oleosa, além do tratamento de água para
injeção no reservatório e descarte.
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Após uma separação primária das correntes de fluidos produzidos, ocorre o
tratamento individual das fases gás, óleo e água a fim de se atingir as especificações
necessárias à comercialização do óleo e gás e as especificações ambientais para o descarte
da água. Por exemplo:
• O ÓLEO – não pode conter excessivas quantidades de água e sedimentos (BSW) e sais
dissolvidos na água. Valores típicos máximos são 0,5 - 1% de BSW e 285 mg/L à 570
mg/l de sal no óleo (valores de referência de consumo interno e exportação).
• O GÁS NATURAL – não pode conter quantidades excessivas de CO2 e H2S, não
deve conter vapor de água (formação de hidratos) e exige uma pressão máxima de 3 a 5
libras por milhão de pé cúbico (lb/Mscf), porém a Petrobras exige o máximo de 2
libras/PSI.
• ÁGUA PRODUZIDA – limita-se o TOG (Teor de Óleos e Graxas) nos descartes em
plataformas, de 10 a 40 mg/l (internacional) e a temperatura máxima de 40ºC.
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32.776.887/0001-09Especificações conforme ANP:
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Numa instalação de processamento primário de fluidos, o gás por ser menos denso
é inicialmente separado do líquido por ação da gravidade em equipamentos denominados
separadores.
Para fins didáticos, pode-se dizer que esses separadores têm quatro seções: seção
de separação primária, de acumulação (ou de coleta de líquido), de separação secundária
(ou de decantação) e de aglutinação.
Em cada seção do separador de produção são instalados vários dispositivos
internos para aumentar a eficiência do equipamento, como: defletores (entrada, horizontal
e vertical), quebradores de espuma e ondas), placas estabilizadoras, eliminador de vórtice
e extrator de névoa ou demister.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Separação
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Seções de um Separador Horizontal
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FUNÇÕES DAS SEÇÕES:
• Seção Primária - localizada na entrada do vaso, permite a separação líquido-gás
através da variação da velocidade e direção do fluxo. É nesta seção que a maior parte
do líquido é separada, acumulando-se no fundo do vaso, denominado de seção de
acumulação de líquido
• Seção Secundária – logo a frente da seção primária, é onde ocorre a separação das
gotículas maiores de óleo, oriundas da fase gasosa e são separadas por decantação
(densidade). Além de organizar o fluxo de gás vindo da seção primária (turbulento).
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FUNÇÕES DAS SEÇÕES:
• Seção de Acúmulo de Líquidos – está localizada na parte inferior do separador, onde
os líquidos das outras três seções se acumulam antes de saírem do recipiente. Os
fluidos são separados pela diferença em suas densidade, porém, este líquido terá bolhas
de gás misturado e que terão de ser removidas através de um tempo necessário para
elas chegarem até a superfície, esse tempo pode variar de 1 a 4 minutos, chamado de
tempo de retenção (tempo de descanso).
OBS: assim como as bolhas de gás tendem a subir, as gotículas de água tendem a descer 
devido as diferenças de densidade.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Separação
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FUNÇÕES DAS SEÇÕES:
• Seção de Aglutinação – localizada geralmente próxima a saída do gás, que tem a
função de remover gotículas menores de líquido arrastadas pela corrente gasosa e que
ainda não se separaram na seção secundária. São removidas do fluxo gasoso através de
meios porosos que por possuírem grande área de contato facilitam a coalescência e
decantação das gotas. Utilizam-se vários tipos de extratores de névoa (demister), tais
como, aletas de metal, almofadas de tela de arame, placas pouco espaçadas, por
exemplo.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Separação
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Separador Horizontal Separador Vertical
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Separação
TIPOS DE SEPARADORES:
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TIPOS DE SEPARADORES:
Por apresentarem uma maior área superficial de interface permitindo uma melhor
separação líquido/gás e gás/líquido, os separadores horizontais são normalmente mais
eficientes, sendo utilizados principalmente em sistemas que apresentem espumas e altas
razões gás/óleo.
As principais desvantagens destes separadores, por outro lado, são a dificuldade
de remoção dos sólidos produzidos (os verticais têm uma geometria que permite a
deposição localizada no fundo do vaso facilitando sua remoção) e a menor capacidade de
absorver grandes variações de fluxo (golfadas). Sendo que o vertical tem mais facilidade
de ser instalado em pequenas unidades de processamento, por ser mais compacto.
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TIPOS DE SEPARADORES:
Os separadores podem ainda ser do tipo
BIFÁSICO, quando promovem a separação
gás/líquido (separadores de gás), ou TRIFÁSICO,
que separa gás/óleo/água. Os trifásicos apresentam
uma maior seção de decantação de líquido que
possibilita uma separação melhor do óleo/água.
Além do QUADRIFÁSICO, que adicionalmente
remove a areia.
Bi
Tri
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO - Separação
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1. DEFLETORES DE ENTRADA
É necessária uma mudança na direção da
corrente de entrada de um separador, como
parte do processo de separação primária.
Desta forma, rapidamente se dispersa a
energia da corrente de entrada , ao mesmo
tempo em que se remove gotículas de líquidos
presentes no gás.
• Prato defletor: Para fluxo de fluidos
com baixo valor de GOR/RGO
• Disco defletor: Utilizado na maioria
das situações.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO –
Componentes Internos do Separador
Bocal de entrada no 
separador vertical 
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2. PALHETAS ESTABILIZADORAS
A turbulência na corrente de gás no interior do separador pode ser reduzida se nele forem
incorporadas palhetas estabilizadoras. São incluídas na construção do separador para que o
organize o fluxo gasoso e decante gotículas maiores de líquidos nas paredes das palhetas.
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Componentes Internos do Separador
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3. DEFLETOR HORIZONTAL
Estes componentes são chapas achatadas e perfuradas, colocadas no separador
mesmo por cima da seção de acumulação de liquido. Ajudam a suportar outros
elementos do separador, decantar as gotas de líquidos para a seção de acúmulo e
evita ondulações nos líquidos que possam causar o seu retorno para a corrente de
gás.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO –
Componentes Internos do Separador
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4. EXTRATOR DE NEBLINA/NÉVOA
As gotículas menores presentes na corrente gasosa não costumam ser separadas pela
separação secundária, continuando a existir sob a forma de neblina. Para que o gás tenha o
mínimo de liquido possível quando sai de um separador, é necessário que o gás passe por
um sistema de extração de neblina no recipiente (filtro de malha de aço).
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO –
Componentes Internos do Separador
Choque das gotas no arame
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5. ELIMINADORES DE VÓRTICES
No momento em que grandes volumes de líquidos são esvaziados por uma saída no fundo
do recipiente que os contém, pode-se formar um vórtice (redemoinhos).
No separador, esse vórtice poderia arrastar consigo o gás ou óleo misturado a água,
anulando a função do separador.
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Componentes Internos do Separador
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6. ELIMINADOR DE ONDAS
São placas perfuradas ou planas, localizadas entre a interface gás/líquido e a interface
óleo/água,perpendicular ao fluxo, de modo que evite a propagação de ondas, a qual é
causadora de uma nova emulsão indesejada, a partir de golfadas do líquido produzido.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO –
Componentes Internos do Separador
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7. Defletor Vertical (Weir)
São placas/chapas verticais colocados na parte do separador onde ocorre a acumulação de
líquido. Num separador de três fases, separam a área de acumulação de petróleo bruto da
área de acumulação de água. Também podem ser utilizados para isolar uma parte da zona
de acumulação de petróleo bruto no separador, provocando uma área calma para os
aparelhos de controle de nível possam funcionar.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO –
Componentes Internos do Separador
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PROCESSAMENTO PRIMÁRIO –
Componentes Internos do Separador
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Todos os separadores têm uma série de
ligações à sua estrutura exterior.
Algumas destas ligações são
simplesmente tubos de entrada e saída
de fluidos. Outras ligações permitem a
instalação de equipamento usando para
monitorizar/controlar as operações ou
para garantir condições de operações
seguras.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO –
Componentes Externos do Separador
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• MANÔMETRO
O manômetro, num separador, é o aparelho mais
utilizado para medir a pressão. É um dispositivo
mecânico que incorpora um tubo de Bourdon
(espiral, tipo C ou helicoidal).
• VISOR DE NÍVEL
Os visores de nível possibilitam uma indicação
visual contínua do nível a que se encontra o líquido
no recipiente.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO –
Componentes Externos do Separador
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Os sistemas de separação dos fluidos de produção podem ser subdivididos em quatro tipos
principais:
• Sem separação de fluidos;
• Com separação bifásica;
• Com separação trifásica;
• Com separação trifásica e tratamento de óleo.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Sistemas de Separação
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1. SEM SEPARAÇÃO DE FLUIDOS
No primeiro tipo a planta de processo visa
executar somente teste e avaliação da
produção dos poços (quantitativo e
qualitativamente). O escoamento do
fluido produzido é efetuado em fluxo
multifásico pelo oleoduto até uma planta
central onde ocorrerá o processamento.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Sistemas de Separação
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2. COM SEPARAÇÃO BIFÁSICA
No segundo tipo – a planta de processo é
bastante simples, consistindo de coletores de
produção (header), separador de teste,
separadores bifásicos de produção, tanque
acumulador (surge tank) e sistema de
transferência e medição da produção, além
das facilidades para aproveitamento do gás
associado e utilidades (água, ar comprimido
e energia elétrica).
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Sistemas de Separação
OBS: Neste tipo não há descarte de água
produzida, que é transferida junto com o óleo.
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3. COM SEPARAÇÃO TRIFÁSICA
No terceiro tipo a planta de processo já apresenta uma maior complexidade, possuindo
permutadores de calor (petróleo x água quente), separadores de teste, separador trifásico,
sistema de tratamento de água oleosa (hidrociclones), medição e transferência de óleo por
oleoduto, surge tank (separação atmosférica), instalações para tratamento e aproveitamento
do gás além do sistema de utilidades em geral.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Sistemas de Separação
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PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Sistemas de Separação
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4. COM SEPARAÇÃO TRIFÁSICA E TRATAMENTO DE ÓLEO
Similar ao terceiro tipo, a planta possui adicionalmente tratador eletrostático e dessalgador
(para tratamento de óleo), que tem como objetivo reduzir o teor de água emulsionada, a
fim de enquadrar o óleo, nos padrões de qualidade estabelecidos para o refino.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Sistemas de Separação
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Hidrociclone
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Apesar da separação de fluidos ser um processo relativamente simples, alguns
problemas podem causar dificuldades durante a separação gás/líquido e óleo/água.
1. FORMAÇÃO DE ESPUMA – O gás, de menor densidade tende a separar-se com
facilidade, porém a presença de impurezas presentes no líquido poderão possibilitar o
maior arraste de gotas, gerando as espumas. A presença de espuma no interior de um
vaso separador, aumenta o arraste de líquido na saída de gás, pode gerar danos em
compressores e devido ao volume pode ocasionar uma parada automática (shut down),
devido os sensores detectarem uma falsa medição de nível.
Procedimentos: aquecer o fluido e adicionar antiespumante na corrente (silicone).
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Principais Problemas
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2. PRODUÇÃO DE AREIA – proveniente dos reservatórios, a areia que vem com o
líquido causa desgaste das válvulas e obstrução dos equipamentos internos,
acumulando-se no fundo do separador de onde é removida pelos drenos.
Procedimentos: utilização de telas/filtros de proteção (gravel packing) na coluna de
produção.
3. FORMAÇÃO DE PARAFINAS - São hidrocarbonetos saturados de elevado peso
molecular (cadeia grande) que podem separar-se do petróleo caso a temperatura de
produção reduza abaixo da TIAC (Temperatura Inicial de Aparecimento dos Cristais), o
que pode gerar depósitos e entupimentos dos equipamento e das linhas de transferência.
Procedimentos: aquecimento do fluido acima da TIAC.
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4. ARRASTE – o arraste de líquido pelo gás ocorre quando o nível de líquido está muito
alto, dano em algum componente interno do separador, há formação de espuma,
alguma saída de líquido está obstruída, o equipamento está subdimensionado para uma
grande volume de produção. Já o arraste de gás pelo líquido pode ser um indicativo de
nível muito baixo de líquido devido uma falha no sistema de controle de nível. Sendo
assim o arraste além de gerar uma redução na qualidade das fases, podem danificar
equipamentos (compressores, bombas etc.).
Procedimentos: controle do processo e manutenção dos equipamentos.
5. EMULSÃO – gerada pela agitação dos fluidos e presença de emulsificantes naturais
(resinas, os ácidos naftênicos e, principalmente, os asfaltenos) no óleo. Podendo causar
problemas na eficiência dos separadores e baixar qualidade do óleo (BSW).
Procedimentos: adição de desemulsificantes, aquecimento do óleo e utilização de
tratadores eletrostáticos.
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O tratamento das emulsões água/óleo (A/O) nas industrias do petróleo é um dos
problemas do processamento encontrados tanto em sistemas de produção como em
refinarias.
Os separadores gravitacionais trifásicos removem a água livre, porém não
conseguem retirar do óleo efluente a água emulsionada, que necessita ser removida para
atender às especificações de exportação.
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A remoção de água e sais no petróleo se torna necessária pelos seguintes motivos:
• Aumenta os problemas de corrosão.
• Incrustação em oleodutos, tanques e equipamentos de processo.
• Perda de produção.
• Altos custos de manutenção.
• Transporte de grandes volumes de água.
• Aumento do custo de projeto de oleodutos e bombas de transferência.
• Grandes volumes de água ocupando espaços em oleodutos, tanques de navios e
tanques de estocagem.
• Problemas nas baterias de aquecimento, fornos e torres de destilação atmosférica.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Tratamento do Óleo
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A composição e a concentração dos sais dissolvidos na água de formação variam
enormemente de campo para campo. No entanto, os sais mais comumente encontrados são
os sais de sódio, magnésio e cálcio, especialmente sob a forma de cloretos (CL) e em
menor intensidade como sulfatos (SO42-).
Os Cloretos são os principais elementos causadores de corrosão que constituem a
água de formação. O seu efeito corrosivo está associado a sua dissociação quando em
solução aquosa e submetidos a altas temperaturas, formando compostos oxidantes que,
quando condensados e absorvidos na fase aquosa, promovendo rápida corrosão nos
equipamentos, tubulações e torres das refinarias.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Tratamento do Óleo
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PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Tratamento do Óleo
DEPÓSITOS CORROSÃO 
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Uma emulsão é formada quando dois líquidos imiscíveis sofrem uma forte
agitação e por consequência são levados a um íntimo contato, ocorrendo a dispersão de um
deles, sob a forma de gotículas, no outro líquido. No caso das emulsões de petróleo, a fase
dispersa é a água e a fase contínua, o petróleo e vice-versa. Para que uma emulsão seja
considerada estável é preciso: dois líquidos imiscíveis, agitação e agentes emulsificantes.
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Quando as gotas de água são geradas, esses emulsificantes migram e alojam-se na
superfície destas gotas, criando uma barreira (película ou filme interfacial), que impede o
contato entre as gotas, e portanto sua coalescência.
A rigidez do filme/estabilidade irá depender da natureza e da quantidade de
moléculas de emulsificantes (resinas, os ácidos naftênicos e, principalmente, os asfaltenos)
adsorvidos na superfície das gotas, do grau de empacotamento dessas moléculas, presença
de sólidos (sais), tamanho da gota gerada e volume da fase dispersa.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Tratamento do Óleo
Grau de empacotamento
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PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Tratamento do Óleo
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Os Mecanismos de Desestabilização de emulsões são aqueles que dizem a respeito
à quebra da emulsão . Eles são classificados de acordo com seu acontecimento cronológico
e consistem na floculação, coalescência e sedimentação.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Tratamento do Óleo
• FLOCULAÇÃO: A aglomeração das gotas em agregados quando a emulsão é posta
em repouso.
• COALESCÊNCIA: ruptura do filme interfacial e a fusão das gotas em outra de maior
tamanho e peso, o que favorece a próxima etapa.
• SEDIMENTAÇÃO: etapa onde ocorre as gostas tendem a descer para o fundo do
reservatório devido o seu peso.
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PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Tratamento do Óleo
Coalescência
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MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
Usualmente, no processamento primário do petróleo são empregados tanques de
lavagem, vasos separadores gravitacionais trifásicos, tratadores termoquímicos e tratadores
eletrostáticos para remover grande parte da água associada à produção de petróleo. Estes
equipamentos de separação são capazes de promover a segregação das fases água e óleo.
Os vasos separadores gravitacionais trifásicos e tanques de lavagem utilizam
conjuntamente três processos: tratamento químico, coalescência e sedimentação.
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MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
1. Adição de Desemulsificantes – o desemulsificante é um produto químico que desloca
os emulsificantes naturais da superfície das gotas, permitindo a coalescência das gotas
(desestabilização). Deve ser injetado a montante do sistema de tratamento para que num
fluxo turbulento, para que a ação do produto seja mais efetiva
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MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
2. Aquecimento - o aquecimento da emulsão é acompanhada da diminuição da
viscosidade do meio que é fundamental, conforme a equação de Stokes para aumentar a
velocidade de sedimentação das gotas.
Além da influência sobre a viscosiddade, o aquecimento também:
• Aumenta a difusibilidade do desemulsificante no meio, facilitando a chegada do
desemulsificante na superfície das gotas;
• Aumenta a taxa de colisão entres as gotas, pelo aumento do movimento das moléculas;
• Diminui a rigidez do filme interfacial, facilitando a ruptura do filme e a coalescência
das gotas;
• Facilita a drenagem do filme intersticial;
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Processamento Primário:
Tratamento de Petróleo
Aquecimento
Viscosidade em função da Temperatura para diferentes °API
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MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
2. Aquecimento (Permutador Casco e Tubo)
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MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
2. Aquecimento (Permutador Tipo Placa)
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MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
3. Aumento do Teor de Água - À medida que aumenta o teor de água na emulsão,aumenta a população de gotas de água. Esse aumento é acompanhado de maior
proximidade e do aumento do tamanho das gotas. Com o aumento da população de
gotas na emulsão, o sistema disperso torna-se mais instável, pois aumenta a
probabilidade de colisão entre as gotas, condição essencial para o processo de
coalescência.
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MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
4. Uso de Campo Elétrico - Quando uma gota de água é submetida a um campo elétrico
intenso (15.000 a 50.000 V), ocorre a formação de um dipolo induzido. A polarização
da gota faz com que ocorra seu alongamento, na direção do campo elétrico. Essa
atração gerada faz com que se aumente a taxa de colisão e de coalescência entre as
gotas.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Tratamento do Óleo
OBS: Se a gota de água for submetida à uma intensidade de campo elétrico muito elevado, poderá haver o
alongamento demasiado das gotas, ocasionando sua ruptura e a formação de gotas de menores tamanhos.
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MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
4. Uso de Campo Elétrico (Tratador eletrostático)
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MÉTODOS DE DESESTABILIZAÇÃO DAS EMULSÕES
4. Uso de Campo Centrífugo - Baseando-se na equação de
Stokes, pode-se deduzir que a velocidade de segregação de
uma gota de água dispersa num meio oleoso pode ser
aumentada de várias grandezas com o aumento do campo
gravitacional (5000 à 10.000 g). As centrífugas são
equipamentos providos de um rotor capaz de girar com
velocidades elevadas, por onde a água produzida entra no
liner através de entradas tangenciais onde a energia potencial
da água é transformada em energia centrífuga. Esta força
centrífuga direciona o fluido mais denso (água) para as
paredes do liner e o fluido menos denso (óleo) para o centro
do corpo do liner.
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO – Tratamento do Óleo
Vídeo
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PROCESSAMENTO PRIMÁRIO EM PLATAFORMAS
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PARTE II – Refino do Petróleo
SISTEMA DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL 
E ÓLEO
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Refino de Petróleo constitui a separação deste insumo, via de processos físico-
químicos, em frações de derivados, que são processados em unidades de separação e
conversão até os produtos finais.
Os produtos dividem-se em 3 categorias:
• COMBUSTÍVEIS – gasolina, diesel, óleo combustível, GLP, QAV, querosene, coque
de petróleo, óleos residuais. (cerca de 90% dos produtos de refino do mundo);
• LUBRIFICANTES BÁSICOS E PARAFINAS – solventes, lubrificantes, graxas,
asfalto e coque (acabados);
• INTERMEDIÁRIOS DA INDÚSTRIA QUÍMICA – nafta, etano, propano, butano,
etileno, propileno, butilenos, butadieno, BTX (não acabados).
INTRODUÇÃO
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A composição da carga na refinaria pode variar significativamente. Assim,
refinarias de petróleo são sistemas complexos com múltiplas operações que dependem das
propriedades do insumo (ou mix de insumos) e dos produtos desejados (derivados).
O petróleo pode ser classificado de várias maneiras, segundo a densidade, teor de
enxofre, cadeia carbônica, segundo o subproduto gerado após o refino etc. Essas
características são utilizadas para definir o preço de referência do barril de petróleo ( 159
L) vendido nas bolsas de valores internacionais (WTI, Brent e Arabian Light).
INTRODUÇÃO
OBS: por esta razão, não existem duas refinarias iguais no mundo.
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Os tipos de hidrocarbonetos presentes ou originários do petróleo são agrupados da
seguinte forma:
Hidrocarbonetos
Alifáticos
(Cadeia aberta)
Saturados (ligações 
simples)
Parafinas/alcanos
Insaturados (Ligações 
duplas ou triplas)
Olefinas/alcenos
Diolefinas/alcadienos
Acetilênicos/alcinos
Cíclicos
(Cadeia Fechada)
Cicloparafinas
Ou Naftênicos
Aromáticos
INTRODUÇÃO
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PARAFINAS (alcanos) - compreendem os hidrocarbonetos mais comum entre os óleos
crus, é uma série saturada (ligações simples) de cadeias aberta (alifática). Nesta classe
estão os óleos leves, fluidos ou de alto ponto de fluidez, com densidade inferior a 0,85. A
maior parte dos petróleos produzidos no Nordeste brasileiro é classificada como
parafínica.
• Gasolina de baixo índice de octanagem.
• Querosene de aviação (QAV).
• Óleo diesel.
• Óleos lubrificantes de alto índice de viscosidade
• Parafinas (geleias, parafinas, medicamentos, cosméticos etc).
INTRODUÇÃO
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OLEFINAS (alcenos) - diferentes dos alcanos por serem insaturados (dupla ligação) de
cadeia aberta. As olefinas são as matérias primas básicas (nafta e etano) que vão à
petroquímica para a produção dos polímeros industriais (plásticos) mais comumente
usados - polietileno (o plástico da sacolinha de supermercado), polipropileno (brinquedos,
eletrodomésticos e plásticos de engenharia) e polibutadieno (pneus).
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ACETILÊNICOS (alcinos) - os alcinos são hidrocarbonetos que possuem insaturação
tripla entre átomos de carbono, tem cadeia aberta (alicíclica) como os alcanos e alcenos,
gás incolor, instável e combustível de alta temperatura (mais de 3000° C).
São utilizados na produção de:
• PVC (tubos e conexões)
• Filme PVC (embalagens carnes, frios, verduras etc)
• Produção de tecidos
• Combustível (solda)
• Explosivos
• Solventes
INTRODUÇÃO
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NAFTÊNICOS (cicloalcanos) – também chamado de parafinas cíclicas, são
hidrocarbonetos de cadeia fechada, alto peso molecular e saturado (ligações simples).
Alguns óleos da América do Sul, da Rússia e do Mar do Norte pertencem a esta classe.
São utilizados na produção de:
• Gasolina de alto índice de octanagem.
• Óleos lubrificantes de baixo resíduo de carbono.
• Resíduos asfálticos na refinação
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AROMÁTICOS – hidrocarboneto de cadeia fechada e insaturada (dupla ligação) e seus
principais compostos são o benzeno, tolueno e xileno, três solventes aromáticos, que se
caracterizam por possuir um anel benzeno em suas estruturas. Compreende óleos
freqüentemente pesados, contendo uma densidade usualmente é maior que 0,85, presentes
na África, Venezuela, Oriente Médio, Canadá etc.
São utilizados em diversas aplicações:
• plásticos,
• tintas e vernizes
• detergentes,
• Fertilizantes e defensivos agrícolas.
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Todos os tipos de petróleoscontêm efetivamente os mesmos hidrocarbonetos,
porém em diferentes quantidades;
A quantidade relativa de cada classe do hidrocarboneto presente é muito variável
de petróleo para petróleo. Como consequência, as características dos tipos de petróleo
serão diferentes, de acordo com essas quantidades;
No entanto, a quantidade relativa dos compostos individuais dentro de uma
mesma classe de hidrocarbonetos apresenta pouca variação, sendo aproximadamente da
mesma ordem de grandeza para diferentes tipos de petróleos.
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 Hidrocarbonetos
• Hidrogênio (11 à 14%)
• Carbono (83 à 87%)
 Principais Contaminantes
• Contaminantes Sulfurados (0,1 à 5%);
• Contaminantes Nitrogenados (0,05 a 15%);
• Contaminantes Oxigenados (0 à 2%);
• Contaminantes Organometálicos (até 400 ppm);
• Resinas e Asfaltenos;
• Impurezas Oleofóbicas (água, sais, argilas, areias e sedimentos provenientes de
equipamentos e do reservatório).
COMPOSIÇÃO:
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INTRODUÇÃO
Classificação do Petróleo (densidade)
Uma outra classificação bastante adotada na indústria do petróleo é chamada de ºAPI.
O API (American Petroleum Institute) é uma das mais importantes instituições da indútria
do petróleo, e a obtenção do ºAPI de um óleo é feita a partir da densidade através da
seguinte relação:
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Classificação do Petróleo (densidade)
 Petróleo Extra leve: acima 40 ºAPI (0,8 g/cm³ ou menor)
 Petróleos Leves: entre de 30 à 40 °API
 Petróleos Médios: entre 21 e 30°API
 Petróleos Pesados: entre de 10 à 21°API
 Extrapesado: abaixo 10ºAPI (1g/cm³ ou maior)
Classificação do Petróleo (teor de enxofre)
 Petróleos “Doces” (sweet): teor de enxofre < 0,5 % de sua massa
 Petróleos “Azedo/Ácidos” (sour): teor de enxofre > 0,5 % em massa
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Os hidrocarbonetos podem ocorrer no petróleo desde o metano (CH4) até
compostos com mais de 60 átomos de carbono.
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CONCEITOS BÁSICOS
Refinaria: é constituída de diversos arranjos de unidades de processamento em que são
compatibilizadas as características dos vários tipos de petróleo que nela são processados,
com o objetivo de suprir derivados em quantidade e qualidade especificadas.
Esquema de Refino: forma como essas unidades são organizadas e operadas dentro da
refinaria.
Processos de Refino: são processos dinâmicos e estão sujeitos a alterações em função
principalmente de uma constante evolução tecnológica.
REFINO DO PETRÓLEO
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Sequência de Processos – é estabelecida de tal forma que um ou mais fluidos, que
constituem as entradas do processo, são transformados em outros fluidos, que formam as
saídas do processo, tais fluidos são comumente referidos como correntes.
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Os processos em uma refinaria podem ser classificados em quatro grandes grupos:
1. PROCESSOS DE SEPARAÇÃO;
2. PROCESSOS DE CONVERSÃO;
3. PROCESSOS DE TRATAMENTO;
4. PROCESSOS AUXILIARES.
REFINO DO PETRÓLEO
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1. PROCESSOS DE SEPARAÇÃO
São processos de natureza física, ou seja, sem ocorrência de alteração na estrutura química
dos componentes. Objetiva o desdobramento do petróleo nas suas frações básicas ou a
retirada de um componente específico do petróleo. Uma característica importante é a
reversibilidade do processo, ou seja, os compostos retirados podem ser misturados e
reconstituir a carga original. Exemplos de processos de separação:
REFINO DO PETRÓLEO
• Extração de aromáticos;
• Adsorção de parafinas lineares.
• Destilação atmosférica;
• Destilação a vácuo;
• Desasfaltação a propano;
• Desaromatização a furfural;
• Desparafinação a MIBC;
• Desoleificação a MIBC;
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2. PROCESSOS DE CONVERSÃO
Os processos de conversão possuem natureza físico-química, ou seja, modificam a
estrutura das moléculas. Têm como objetivo a transformação de uma fração do petróleo
em outra, ou alterar profundamente a constituição molecular de uma fração para aumentar
sua qualidade e, consequentemente, aumentar o seu valor de mercado.
As reações específicas de cada processo são conseguidas por ação conjugada de
temperatura e pressão sobre os cortes, sendo bastante frequente também a presença de um
agente promotor de reação, denominado catalisador. Uma característica importante é que o
processo é irreversível, uma vez que a natureza das moléculas é profundamente alterada.
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2. PROCESSOS DE CONVERSÃO
Sua rentabilidade é elevada, principalmente devido ao fato que frações de baixo
valor comercial (gasóleos e resíduos) são transformadas em outras de maior valor (GLP,
naftas, querosene e diesel).
Apesar do investimento ser elevado, normalmente se trabalha com um curto
tempo de retorno do capital investido, principalmente quando se consideram os processos
de desintegração térmica ou catalítica.
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2. PROCESSOS DE CONVERSÃO
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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.
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3. PROCESSOS DE TRATAMENTO
As quantidades e os tipos de impurezas presentes nos produtos são extremamente
variados, diferindo também conforme o tipo de petróleo processado que gerou as frações.
À medida que os cortes vão ficando mais pesados, a quantidade de impurezas cresce
proporcionalmente, o que dificulta a remoção.
Quando utilizados em frações leves, como GLP, gases e naftas, os processos de
tratamento não requerem condições operacionais severas nem grandes investimentos
(Processos convencionais). Os agentes responsáveis pelo tratamento da remoção dos gases
ácidos, principalmente, são o Monoetanolamina e Dietanolamina (MEA e DEA).
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3. PROCESSOS DE TRATAMENTO
Quando utilizados em frações médias (querosene e diesel) ou pesadas (gasóleos,
lubrificantes, resíduos), os processosde tratamento convencionais são ineficazes e novos
processos utilizados necessitam de condições operacionais mais severas e maiores
investimentos.
Nesse caso, o agente responsável pela eliminação de impurezas é geralmente o
hidrogênio (Hidroprocessamento), atuando na presença de um catalisador. Este processo é
conhecido por hidrotratamento ou hidroacabamento e promove uma acentuada melhoria
na qualidade dos produtos.
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3. PROCESSOS DE TRATAMENTO
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OBS:
• Processos de adoçamento: usados para transformar compostos agressivos de enxofre
(S, H2S, R-SH) em outros menos nocivos (RSSR – dissulfetos), sem retirá-los do
produto;
• Processos de dessulfurização ou Hidrodessulfurização: é um processo químico
catalítico largamente usado para remover efetivamente o enxofre (S) via inserção de
hidrogênio, visando otimizar a obtenção dos subprodutos do petróleo refinado e de gás
natural tais como: gasolina, nafta, querosene, óleo diesel e óleos combustíveis.
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3. PROCESSOS DE TRATAMENTO
São exemplos de processos de tratamento:
• Tratamento cáustico;
• Tratamento Merox;
• Tratamento Bender;
• Tratamento DEA;
• Hidrotratamento (HDT).
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 Dessulfurização (HDS): Hidrogenação de compostos sulfurados
 Desnitrogenação (HDN): Hidrogenação de compostos nitrogenados
 Desoxigenação (HDO): Hidrogenação de compostos oxigenados
 Desalogenação: Hidrogenação de compostos halogenados
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4. PROCESSOS AUXILIARES
Existem com o objetivo de fornecer insumos para possibilitar a operação ou efetuar
o tratamento de rejeitos dos outros tipos de processo já citados. Os Processos Básicos são:
• Geração de hidrogênio - como matéria-prima para as unidades de hidroprocessamento;
• Recuperação de enxofre - produzido a partir da combustão de gases ricos em H2S.
REFINO DO PETRÓLEO
OBS: os insumos de uma refinaria são as utilidades, tais como geração de vapor, tratamento de água, energia
elétrica, ar comprimido, distribuição de gás e óleo combustível, tratamento de efluentes, etc. Nesse caso, não
se trata de uma unidade de processo propriamente dita, mas as utilidades que são imprescindíveis a seu
funcionamento.
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REFINO DO PETRÓLEO
Gasolina - 19.5 galões
Óleo combustível - 9.2 galões
Gasolina de aviação - 4.1galões
Asfalto - 2.3 galões
Querosene - 0.2 galões
Lubrificantes - 0.5 galões
Petroquímicos e outros - 6.2 galões
American Petroleum Institute, 1999
Um barril de óleo produz aproximadamente:
1 Barril 
= 
42 Galões 
= 
159 Litros
OBS: esses volumes
podem ser modificados
a depender do objetivos
das refinarias e do tipo
do petróleo processado.
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DESTILAÇÃO
Uma das mais importantes operações da refinaria é a destilação inicial do
petróleo, com a subsequente separação das frações de corte. Destilação envolve
aquecimento, vaporização, fracionamento, condensação e resfriamento. A sequencia
destilação atmosférica – destilação a vácuo constitui a base do refino, enquanto o processo
de separação e o processo de dessalgação antecede estas duas etapas.
A destilação é um processo físico de separação, baseado na diferença de
temperaturas de ebulição entre compostos coexistentes numa mistura líquida. As
temperaturas de ebulição de hidrocarbonetos aumentam com o crescimento de suas
massas molares. Sendo assim variando as condições de aquecimento é possível vaporizar e
condensar compostos leves, intermediários e pesados.
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DESTILAÇÃO
Um outro fator importante no processo de destilação, além da temperatura de
aquecimento do óleo, é a pressão a que ele está sendo submetido.
Sabe-se que a temperatura de ebulição de um determinado líquido é função da
pressão que sobre ele está exercendo o ambiente. Quanto maior for a pressão exercida,
maior será a temperatura de ebulição do líquido e vice-versa.
O objetivo da destilação é o desmembramento do petróleo em suas frações básicas
de refino, tais como gás combustível, gás liquefeito, nafta, querosene, gasóleo atmosférico
(óleo diesel), gasóleo de vácuo e resíduo de vácuo. Seus rendimentos são variáveis, em
função do óleo processado.
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DESTILAÇÃO
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DESTILAÇÃO (principais derivados)
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Curiosidade: para a instalação de
uma unidade de destilação completa,
o investimento necessário situa-se na
faixa de US$ 3 à 20 bilhões,
conforme sua capacidade.
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DESTILAÇÃO
De um modo geral, todas as unidades de destilação de petróleo possuem os seguintes
equipamentos:
• Torres de fracionamento;
• Retificadores (“strippers”);
• Fornos;
• permutadores de calor;
• Tambores de acúmulo e refluxo (bandejas);
• Bombas;
• Tubulações;
• Instrumentos de medição e controle.
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DESTILAÇÃO
A unidade de destilação pode conter um, dois ou três estágios de operação, segundo as
configurações seguintes:
• Um estágio com torre de destilação única;
• Dois estágios, com torres de pré-Flash e destilação atmosférica;
• Dois estágios, com torres de destilação atmosférica e destilação a vácuo;
• Três estágios, com torres de pré-Flash, unidade estabilizadora (nafta leve e GLP),
destilação atmosférica e destilação a vácuo.
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DESTILAÇÃO
• Unidade de um estágio, com torre de destilação: opera a pressões próximas à
atmosférica e produz destilados desde gases até o óleo diesel, além do resíduo
atmosférico comercializado como óleo combustível. É um tipo de unidade encontrada
quando a capacidade de refino é reduzida e não se encontram unidades adicionais de
craqueamento.
• Unidades de dois estágios, com torres de pré-Flash e destilação atmosférica: é um
esquema de refino pouco utilizado, no caso de petróleos muito leves, ou quando não
exista ou não seja necessário o craqueamento térmico ou catalítico. Com a retirada de
frações mais leves na torre de pré-Flash, pode-se instalar um sistema de destilação
atmosférica de menor porte.
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DESTILAÇÃO
• Unidade de dois estágios, com torres de destilação atmosférica e a vácuo: é
normalmente encontrado em unidades de médio porte e quando há necessidade de
craqueamento subsequente. No primeiro estágio, obtêm-se desde gases a óleo diesel,
além de resíduo atmosférico como produto de fundo.No segundo estágio, obtêm-se os
gasóleos e o resíduo de vácuo, o qual é comercializado como óleo combustível ou
asfalto.
• Unidade de três estágios: é o tipo mais comum e completo sistema de refino, é
amplamente utilizado para processar grandes volumes de óleo bruto. Fazem parte do
processo a unidade de estabilização de gases, unidades de dessalinização e pré-flash,
destilação atmosférica e à vácuo, nesses tipos de unidades há nessecidade de instalação
das unidades de craqueamento.
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32.776.887/0001-09Unidade Completa de Destilação de Três Estágios
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Principais processos de uma unidade de Três estágios:
• Seção de Pré-aquecimento e Dessalinização;
• Pré-flash;
• Estabilização de Gases (debutanização);
• Destilação atmosférica;
• Destilação a vácuo.
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PRÉ-AQUECIMENTO
Consiste na passagem da Pré-matéria-prima
fria por uma bateria de trocadores de calor. O óleo é
progressivamente aquecido com os produtos
acabados que precisam ser resfriados antes de sair
da refinaria. Dessa forma, promove-se grande
economia operacional ao se evitar o uso de excesso
de combustível para o aquecimento total da carga e
possibilitar o projeto de fornos de menor porte.
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DESSALINIZAÇÃO
Consiste na extração das impurezas através da adição de uma corrente de água
doce de processo que se mistura com os sais, sólidos e água residual contidos no petróleo.
A mistura, após contato íntimo, é levada ao vaso de dessalgação, onde se dá a separação
da fase aquosa contendo sais e sedimentos, através de coalescência e decantação das
gotículas de água, promovidas pela ação de um campo elétrico de alta voltagem (tratador
eletrostático).
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DESSALINIZAÇÃO
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PRÉ-FLASH
Quando há a necessidade de se projetar unidades de grande capacidade de carga,
utiliza-se uma torre de pré-fracionamento (pré-flash), com isso pode-se dimensionar os
fornos e o sistema de destilação atmosférica para um menor tamanho.
Essa torre não tem nenhum equipamento interno e utiliza injeção de vapor ou
fornos refervedores que alcançam temperaturas entre 200 e 230 ºC, separando cortes mais
leves (GLP e nafta leve) do produto de fundo conhecido como cru pré-vaporizado (CPV),
permitindo, desta forma, ampliar a carga total da unidade.
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UNIDADES ESTABILIZADORAS
São unidades separadas ou acopladas as torres de destilação, chamada de torre
debutanizadora e que servem para estabilizar a nafta leve. Na primeira, nafta leve não-
estabilizada, proveniente da torre de pré-Flash, é separada em correntes de GLP e nafta
leve estabilizada, a qual normalmente compõe as correntes de gasolina na refinaria. Na
segunda, a nafta leve estabilizada é usada como carga para produção de outras naftas mais
leves, comercializadas como cargas para unidades petroquímicas ou solventes.
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PRÉ-FLASH e ESTABILIZAÇÃO
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O petróleo, após deixar o último trocador da bateria
de pré-flash, está ainda com uma temperatura abaixo da
requerida para que ocorra um fracionamento eficaz.
A carga é introduzida em fornos tubulares, onde
recebe energia térmica produzida pela queima de óleo e/ou
gás combustível, que aquecem o petróleo até cerca de 400
°C.
REFINO DO PETRÓLEO
OBS: não deve ser ultrapassada uma temperatura limite estipulada, a partir da
qual tem início a decomposição das frações pesadas presentes no óleo bruto.
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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O ponto de entrada na torre é conhecido como zona de vaporização ou “zona de
flash”, e é o local onde ocorre a separação do petróleo em duas correntes:
• Frações vaporizadas - que sobem em direção ao topo da torre;
• Frações líquidas - que descem em direção ao fundo.
Em condições de pressão próxima à atmosférica, obtêm-se óleo diesel, querosene
e nafta pesada como produtos laterais de uma torre de destilação. Nafta leve e GLP são
produtos de topo, condensados e separados fora da torre. Como produto de fundo, obtém-
se o resíduo atmosférico (RAT), do qual ainda se podem extrair frações importantes.
REFINO DO PETRÓLEO
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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As torres possuem em seu interior bandejas e/ou pratos e recheios, que permitem a
separação do óleo cru em cortes pelos seus pontos de ebulição, porque, à medida que os
pratos estão mais próximos ao topo, suas temperaturas vão decrescendo.
O vapor ascendente, ao entrar em contato com cada bandeja, tem uma parte de
seus componentes condensada. À medida que os vapores seguem em direção ao topo,
trocam calor e massa com o líquido existente em cada prato.
Os hidrocarbonetos cujos pontos de ebulição são maiores ou iguais à temperatura
de uma determinada bandeja, ficam retidos, enquanto a parte restante do vapor prossegue
em direção ao topo até encontrar outra bandeja, mais fria, onde o fenômeno repete-se.
REFINO DO PETRÓLEO
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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REFINO DO PETRÓLEO
BANDEJAS/PRATOS
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BANDEJAS/PRATOS
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À proporção que as frações condensam-se, o nível em cada bandeja vai
aumentando, e o excesso é derramado ao prato inferior. Ao atingir este prato, que se
encontra a uma temperatura mais alta, as frações leves, pertencentes ao prato superior são
revaporizadas (refluxo interno). Esse refluxo que transborda prato a prato é essencial a um
bom fracionamento.
Em determinados pontos da coluna, os produtos são retirados da torre, segundo as
temperaturas limites de destilação das frações desejadas (saídas laterais).
REFINO DO PETRÓLEO
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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Os componentes mais leves da carga, que não se condensaram em nenhum prato, 
saem pelo topo, sendo condensados em trocadores de calor fora da torre. O líquido (nafta 
leve e GLP), depois de resfriado, é recolhido em um tambor de acúmulo e enviado para 
UPGN.
Deste, uma parte retoma a torre como refluxo de topo e a outra parte é enviada 
paraarmazenamento ou alimentação de outro sistema. As finalidades principais do refluxo 
de topo são o controle da temperatura de saída de vapor da torre e a geração do refluxo 
interno, que, como já comentado, é fundamental a um perfeito fracionamento.
REFINO DO PETRÓLEO
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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As frações intermediárias, que saem lateralmente na torre, possuem componentes
mais leves que são retidos no líquido, quando o vapor atravessa o prato de retirada. Esses
compostos baixam o ponto inicial de ebulição e o ponto de fulgor dos cortes, sendo
necessária a sua eliminação.
Isto é feito em pequenas torres conhecidas como retificadoras laterais ou “strippers”. Nos
strippers injeta-se vapor d’água que baixa a pressão parcial dos hidrocarbonetos, que faz
com que as frações mais leves sejam vaporizadas e levadas juntamente com o vapor
d’água de volta à torre principal
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1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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Na torre de destilação, usa-se o vapor d’água para retificar o produto de fundo,
recuperando frações arrastadas que pertencem à retirada imediatamente superior à “zona
de flash”. As correntes de vapor d’água que entram na coluna, saem pelo topo juntamente
com os hidrocarbonetos leves, sendo condensados ambos em conjunto.
REFINO DO PETRÓLEO
OBS: na torre de destilação existem quatro tipos de refluxo, interno (bandejas), de topo
(condensação dos gases), lateral (strippers) e de fundo (injeção de vapor na zona de flash).
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA
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DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA (retífica)
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O resíduo atmosférico (RAT) que sai no fundo da torre, subproduto da destilação
atmosférica do petróleo:
• É um corte de alta massa molar;
• Baixo valor comercial;
• Sua única utilização prática é como óleo combustível.
Contudo, nele estão contidas frações de elevado potencial econômico, tais como
os gasóleos, que não podem ser separados por meio da destilação usual, pois, devido a
suas altas temperaturas ebulição à pressão atmosférica, é impossível vaporizá-los, em face
do limite de 420 ºC, imposto pela decomposição térmica dos hidrocarbonetos pesados.
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1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESTILAÇÃO À VÁCUO
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O resíduo atmosférico que deixa o fundo da torre principal é bombeado e enviado
aos fornos da seção de vácuo, para que sua temperatura seja aumentada. Da mesma forma
que na destilação atmosférica, a temperatura de saída dos fornos não deve ultrapassar a
temperatura inicial de craqueamento térmico.
A destilação a vácuo é empregada usualmente em dois casos:
• Produção de óleos lubrificantes;
• Produção de gasóleos para carga da unidade de craqueamento catalítico (GLP, nafta e
diesel).
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1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESTILAÇÃO À VÁCUO
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Sabemos que a temperatura de ebulição varia diretamente com a pressão. Logo, se
baixarmos a pressão, as temperaturas de ebulição das frações também cairão, ou seja, elas
serão vaporizadas a uma temperatura menor que a necessária à sua vaporização quando se
trabalha sob pressão atmosférica.
REFINO DO PETRÓLEO
𝑷𝑽 = 𝒏𝑹𝑻
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O abaixamento de pressão é feito por
intermédio de uma série de condensadores e ejetores,
que, por intermédio da condensação do vapor d’água e
de algum hidrocarboneto, produzem o vácuo. Após o
último estágio de ejetores e condensadores, os gases
incondensáveis (ar e hidrocarbonetos leves) podem ser
queimados em fornos ou em tocha química (flare).
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Vácuo
Vapor
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A carga aquecida, após deixar os fornos, entra na “zona de flash” da torre de
vácuo. A pressão nessa região da torre é em torno de 100 mmHg – 2 psi (pressão
atmosférica 760 mmHg – 14,7 PSI), o que provoca a vaporização de boa parte da carga.
REFINO DO PETRÓLEO
OBS: É importante ratificar que quanto mais baixas forem as pressões atingidas, melhores
serão as condições de fracionamento.
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As torres de vácuo possuem normalmente um grande diâmetro, pois o volume
ocupado por uma determinada quantidade de vapor bem maior em pressões reduzidas que
em pressões atmosféricas.
Os hidrocarbonetos vaporizados na “zona de flash”, como na destilação
convencional, atravessam bandejas e/ou recheios de fracionamento e são coletados em
duas retiradas laterais: gasóleo leve (GOL) e gasóleo pesado (GOP).
REFINO DO PETRÓLEO
OBS: não existe retirada de produto de topo, saindo somente vapor d’água, hidrocarbonetos leves
e uma pequena quantidade de ar. Esses gases são continuamente succionados da torre pelo
sistema de produção de vácuo.
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• Gasóleo Leve – é um produto ligeiramente mais pesado que o óleo diesel e pode, em
certas ocasiões, ser a ele misturado, desde que seu ponto final de ebulição não seja
muito elevado.
• Gasóleo Pesado – é um produto bastante importante devido à sua utilização (em
conjunto com o gasóleo leve) como carga para unidades de craqueamento catalítico,
viscorredução e hidrocraqueamento (combustíveis /lubrificante).
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Entre a “zona de flash” e a retirada de gasóleo pesado existe um conjunto de telas
de aço, conhecido como “Demister pad”. Esse equipamento tem por finalidade evitar o
arraste pelo vapor de partículas pesadas do produto de fundo, que iria contaminar os cortes
laterais, aumentando o resíduo de carbono e o teor de metais da carga para craqueamento.
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DESTILAÇÃO À VÁCUO (demister pad)
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O produto residual da destilação é conhecido como resíduo de vácuo. É
constituído de hidrocarbonetos de elevadíssimas massas molares, além de contar com uma
razoável concentração de impurezas. Conforme as suas especificações, pode ser vendido
como óleo combustível ou asfalto.
Tal como na destilação atmosférica, também pode ser injetado vapor d’água no
fundo da torre, visando retificaro resíduo de vácuo (RV), vaporizando as frações mais
leves arrastadas.
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Destilação
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O resíduo da destilação a vácuo pode conter um gasóleo de alta viscosidade. Nesse 
caso, pode-se tratá-lo segundo um processo de separação que consiste no uso de propano 
líquido a alta pressão como agente de extração.
Esse tipo de gasóleo não pode ser obtido através de destilação, justificando, assim, 
o uso do processo de desasfaltação a propano, em função de seu bom poder solvente e 
seletividade.
O principal produto é o óleo desasfaltado (extrato-rico), que pode ser incorporado 
ao gasóleo de vácuo na produção de combustíveis, sendo para isso enviado à unidade de 
craqueamento catalítico. 
Se o objetivo for a produção de lubrificantes, o produto desasfaltado constitui um 
óleo básico Bright stok ou óleo de cilindro, que serão submetidos a processos posteriores 
para melhoria de sua qualidade. Nesse caso, é importante observar a faixa de viscosidade 
do gasóleo produzido.
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESASFALTAÇÃO À PROPANO
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Trata-se de um processo relativamente simples, formado por três seções principais:
extração, recuperação de extrato e recuperação de rafinado.
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A Desaromatização a furfural é uma operação tipicamente realizada no processo de
produção de lubrificantes, em que se emprega o furfural como solvente de extração de
compostos aromáticos polinucleados de alto peso molecular.
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESAROMATIZAÇÃO A FURFURAL
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Como os lubrificantes são
utilizados sob condições variáveis de
temperatura, procuram-se desenvolver
formulações que apresentem
comportamento uniforme frente as
variações de viscosidade, a qual sofre
maiores flutuações devido à presença de
compostos aromáticos.
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESAROMATIZAÇÃO A FURFURAL
REFINO DO PETRÓLEO
http://oleoparacarros.com.br/2011/03/o-que-significam-as-siglas-nas-embalagens-de-oleo-lubrificante/grafico/
http://oleoparacarros.com.br/2011/03/o-que-significam-as-siglas-nas-embalagens-de-oleo-lubrificante/grafico/
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O objetivo, portanto, é o aumento do índice de viscosidade dos óleos lubrificantes,
pois quanto maior esse valor, menor será a variação da viscosidade do produto com a
temperatura.
O produto principal é o óleo desaromatizado (rafinado-rico), que é armazenado
para processamento posterior. Como subproduto, tem-se um extrato aromático (fração
pobre), na forma de um óleo pesado e viscoso.
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O processo é bastante semelhante à desasfaltação, contendo seções de extração,
recuperação de solvente do extrato e recuperação de solvente do rafinado.
Em particular, deve-se observar uma etapa prévia de desaeração, em que se promove a
retirada de oxigênio da carga aquecida antes de seu envio às torres extratoras. O oxigênio,
nesse caso, poderia reagir com o furfural e formar compostos ácidos de elevado poder
corrosivo, sendo necessária sua remoção.
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESAROMATIZAÇÃO A FURFURAL
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Observa-se que, nesse caso, o extrato produto de fundo e o rafinado é produto de topo da
torre extratora. O fluxograma abaixo ilustra o processo.
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A desparafinação a MIBC também é uma operação realizada no processo de
produção de lubrificantes e visa a redução de viscosidade (ponto de fluidez).
Assim como a presença de compostos aromáticos causa alterações na viscosidade
do óleo, a presença de parafinas lineares modifica seu ponto de fluidez, em baixas/altas
temperaturas. Essa propriedade é importante quando se utilizam óleos lubrificantes nas
máquinas em baixas/altas temperaturas, situação em que se deve evitar, pois gera a
precipitação/liquefação dessas parafinas e a lubrificação será comprometida.
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESPARAFINAÇÃO À MIBC
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O solvente pré-aquecido solubiliza a fração parafínica, sendo posteriormente
resfriada para precipitá-las e logo após procede-se a sua filtração e à separa da fase oleosa.
Os produtos obtidos são o óleo desparafinado, que é armazenado e submetido a
hidroprocessamento posterior, e a parafina oleosa, que pode ser adicionada ao gasóleo
como carga de craqueamento catalítico ou sofrer desoleificação para produção de parafinas
comerciais.
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESPARAFINAÇÃO À MIBC
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Desparafinação a MIBC
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A desoleificação a MIBC é um processo idêntico à desparafinação, apenas realizada em
condições mais severas, visando à remoção do óleo contido na parafina, de forma a enquadrá-la
como produto comercial. Para fins comerciais, obtém-se o produto conhecido como parafina dura,
que pode ainda ser processado na unidade de hidrotratamento para posterior especificação.
O produto principal, no entanto, é conhecido como parafina mole, obtida após o tratamento
a MIBC da fração oleosa vinda do processo de desparafinação e posterior filtração. Embora a sua
aplicação mais comum seja a fabricação de velas, as parafinas estão presentes em diversos produtos,
tais como goma de mascar, produtos farmacêuticos, produtos de limpeza, palitos de fósforo, filmes
fotográficos, alguns tipos de papéis e borrachas, cosméticos e até mesmo como protetores de frutas
e sementes, bem como ser reprocessada através de craqueamento.
1 PROCESSOS DE SEPARAÇÃO – DESOLEIFICAÇÃO À MIBC
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Desoleificação a MIBC
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Na unidade de extração ou recuperação de aromáticos (URA), procuram-se extrair
compostos aromáticos da carga por meio de solventes.
Os aromáticos leves, como benzeno, toluenos e xilenos (BTX’s), presentes na
gasolina atmosférica ou na corrente proveniente da unidade de reforma catalítica, possuem
um alto valor de mercado na indústria petroquímica, e são comercializados