Estudo para P2

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Estudo para P2
Como funcionam as torres de fracionamento de modo a que as frações apresentem sempre as mesmas características, partindo de diferentes tipos de petróleo, em relação à composição química? Justifique a sua resposta.
O fracionamento do petróleo é feito a partir da diferença dos pontos de fusão das frações a serem obtidas. Isto garante a obtenção das mesmas frações, mesmo que haja vários tipos de petróleo. A diferença que o tipo de petróleo pode trazer é no rendimento de cada fração. O fracionamento ocorre na torres de destilação da seguinte maneira: A carga entra na torre aquecida a uma temperatura de aproximadamente 400ºC. Este ponto de entrada é conhecido como zona de flash, pois ocorre a separação do gás e do líquido do petróleo aquecido. O líquido fica no fundo da torre. O gás sobe pela torre passando pelos pratos ou recheios, que se encontram nas temperaturas de condensação das frações de petróleo. Os pratos têm diminuição de temperatura de forma gradual, com relação à altura da torre, em outras palavras, quanto mais alto, mais frio é o prato. As frações gasosas ao encontrarem os pratos condensam se a temperatura deste for menor que a temperatura de condensação das frações. Se a temperatura do prato for mais alta, as frações passam por ele e continuam subindo. O nível de cada prato vai aumentando e o excesso é derramado em um prato inferior, como o prato abaixo está com uma temperatura maior do que o prato acima, se houver frações mais leves, estas serão evaporadas. Isso é chamado de refluxo interno e tem como finalidade melhorar o fracionamento. As frações mais leves saem pelo topo da torre e são condensados fora dela por meio de trocadores de calor. Uma parte desse condensado volta à torre como refluxo de topo que serve para controlar a temperatura de saída de vapor da torre e produzir refluxo interno. Além desses mecanismos para melhor fracionamento do petróleo, há ainda o refluxo lateral. Quando as frações intermediárias são retiradas da torre, elas podem conter frações mais leves misturadas que baixam o ponto de fusão. Logo, essas frações são enviadas às retificadoras laterais. Nestes, vapor d’água é injetado para diminuir a pressão parcial dos componentes. Com isso, as frações mais leves evaporam e voltam para a torre com vapor d’água e as frações mais pesadas, condensadas, são aproveitadas. Há também injeção de vapor d’água na base da torre, junto ao produto de fundo, que será explicado a seguir. Por causa disso, as frações mais leves condensam e voltam à torre juntamente com o vapor d’água. Tudo isso garante um fracionamento eficaz do petróleo.
Qual a função da inserção de vapor d’água na base da coluna de fracionamento (torre de destilação atmosférica)? 
Serve para recuperar frações mais leves carreadas no produto de fundo da torre. Isto é feito, pois a água retira do produto de fundo as frações mais leves e esta mistura gasosa sobe pela torre. As frações vão se condensando ao entrar em contato com os pratos no caminho e as frações mais leves saem pelo topo juntamente com a água. Após a saída da torre, as frações mais leves e a água são condensadas em conjunto e devem ser separadas posteriormente. O processo de separação é simples, uma vez que há grande diferença de densidade entre as frações mais leves de petróleo e a água, podendo ser separados por decantação.
O que poderia estar acontecendo em uma refinaria em que a Unidade de Fracionamento contém uma Torre de Destilação Pré-flash, e mesmo assim a Coluna de Destilação Atmosférica ainda retira concentrações consideráveis de produtos gasosos de topo? Isto se caracteriza em um problema para a Unidade de Separação? Seria necessário se fazer alguma alteração nas condições de processo para alterar esse estado de coisas? Justifique a sua resposta.
A retirada de produtos gasosos de topo da destilação atmosférica em uma unidade de fracionamento que possui a torre pré-flash é normal, caso o produto de topo da destilação atmosférica nessas condições seja a nafta pesada e vapor d’água. Porém, se forem retiradas frações mais leves (como o GLP e a nafta leve) juntamente com a nafta pesada e vapor d’água, significa que há um problema no fracionamento da torre pré-flash, sendo necessária a análise desta torre. Talvez seja necessário aumento da permanência da carga na torre pré-flash para obter-se um fracionamento mais eficaz.
O processamento primário é caracterizado por um conjunto de operações que evitam maiores custos de produção, pois acima de determinados níveis, a presença de gás associado e água salmourada (mistura de água, sais e sedimentos) no óleo, causam corrosões aos equipamentos e perigo de explosão.
Como esses compostos gasosos e a água são separados do óleo, a níveis permitidos pelas normas brasileiras? Justifique.
No processamento primário o gás, por ser menos denso, é inicialmente separado por ação da gravidade em equipamentos denominados separadores. Na entrada do vaso, o fluido (líquido e gás) choca-se com dispositivos defletores que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluxo. Ou, é dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório fazendo com que o líquido se desloque para o fundo do vaso por ação da gravidade, separando-se do gás. A maior parte do líquido é separada, acumulando-se no fundo do vaso, por um tempo suficiente para permitir a separação do gás remanescente e, em alguns casos (nos separadores trifásicos), de grande parte da água. A pressão no separador é mantida por um controlador que atua regulando o fluxo de saída do gás na parte superior. O líquido separado deixa o vaso através de uma válvula de descarga, cuja abertura ou fechamento é efetuado através de um controlador de nível. O óleo, menos denso que a água, passa da seção de acumulo de líquido para a seção de acúmulo de óleo onde será removido. Depois que o óleo sai do separador de produção, ele vai para o Tratador eletrostático que tem o objetivo de enquadrar o teor BS&W (teor de água e sedimentos). Há um campo elétrico de alta voltagem, que faz a água presente se aglutinar e decantar, carreando sais e sedimentos dissolvidos, diminuindo também a quantidade de água residual no óleo
Como o gás associado e a água salmourada podem causar problemas de corrosão nos equipamentos, dutos, tanques de armazenamentos, petroleiros, e nos terminais da refinaria? Justifique a sua resposta.
O gás associado rico em metano é composto também por outros hidrocarbonetos (no estado gasoso) e por gases corrosivos, como o gás sulfídrico (H2S) e o dióxido de carbono (CO2) que combinado com a água formará H2CO3.
 Diversos microorganismos, tais como bactérias, algas, fungos e outros, estão frequentemente presentes nas águas produzidas, podendo gerar substâncias de caráter corrosivo. Além desses constituintes, a água produzida também contém sólidos provenientes das rochas, gerando processos corrosivos e de incrustações.
 No refino, a presença de cloretos de cálcio e magnésio dissolvidos na água provoca, sob a ação de calor, a geração de ácido clorídrico, que migra para o topo das torres de destilação provocando corrosão.
O tipo de poço influencia na quantidade de gás associado e água salmourada presentes no petróleo? Por que? Justifique.
Sim, uma vez que podemos dividir um poço em essencialmente três camadas (gás associado, óleo e água), o tipo de poço e o tamanho de cada uma dessas camadas afetará a quantidade de gás e de água salmourada no petróleo extraído. Uma maior camada de óleo implicará um ponto de extração mais distante das interfaces dessas camadas, o que reduziria a quantidade de gás associado e água salmourada. Com o envelhecimento do poço e a injeção de água ou gás para manter a pressão, o petróleo extraído tem cada vez maior teor de gás associado e água salmourada. Poços verticais ou direcionais podem alterar a qualidade do petróleo extraído, uma vez que poderiam influenciar na localização do ponto de extração, dentre os fatores que afetam a direção do poço podemos destacar: dureza das formações a serem atravessadas,a inclinação e direção das camadas da rocha bem como as características da coluna que se está empregando na perfuração.
Petróleos de diferentes graus API influenciam na eficiência do processamento primário sofrido por esses óleos? Há influência no custo do processamento primário? Justifique a sua resposta
Sim, normalmente, os petróleos mais pesados, com menor valor de densidade API, apresentam maior quantidade de emulsificantes naturais em sua composição, como por exemplo as resinas, os ácidos naftênicos e, principalmente, os asfaltenos.
Os agentes emulsificantes são espécies químicas presentes no petróleo que apresentam ação surfactante ou tensoativa em função de sua estrutura molecular. Estes compostos apresentam em suas moléculas regiões polares e apolares que lhes conferem um caráter anfifílico (hidrofílico e lipofílico), isto é, dupla afinidade, tanto pela água como pelo óleo. Assim, 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.
Com o aumento das emulsões também ocorre o aumento de processos para desfazê-las, como: aquecimento, uso de campo elétrico e de campo centrífugo, aumentando os gastos.
Além das impurezas, a corrente de petróleo apresenta compostos considerados contaminantes que devem ser tratados, nas frações combustíveis, a fim de preservar o meio ambiente.
Dentre os tipos de tratamento sofrido pelas diversas frações de petróleo, podem ser citados o tratamento cáustico, o tratamento Merox e o Hidrotratamento. Pergunta-se: O processo de tratamento para uma carga de óleo diesel pode ser o mesmo para a carga de gasolina de craqueamento saída da UFCC? Justifique a sua resposta.
Sim, dentre os processos citados acima, o Hidrotratamento pode ser utilizado para tratar ambas as cargas, porém as condições operacionais serão diferentes. O óleo diesel sofre o processo sob maior temperatura e pressão que a nafta craqueada, por ser uma fração mais pesada que a nafta e por possuir mais contaminantes.
Para as cargas de GN e/ou GLP qual o tratamento normalmente utilizado? Porque? Justifique a sua resposta.
O tratamento Merox geralmente é o mais utilizado, pois o tratamento cáustico consome muita soda, sendo que esta é recuperada no tratamento Merox, o hidrotratamento necessita de condições operacionais extremas, como altas pressões e temperaturas, o que não ocorre no tratamento Merox.
Para um petróleo “dito” mais ácido, qual a melhor solução a ser tomada para diminuir essa acidez, sem elevar muito o custo do tratamento? Quando é que um petróleo é considerado ácido? Justifique a sua resposta
O petróleo é considerado ácido, quando possui alto teor de enxofre em sua composição. O melhor tratamento a ser utilizado para diminuir a acidez das frações de petróleo é o tratamento Merox, pois possui muitas vantagens em relação aos outros tratamentos, como dito anteriormente.
Nos dias atuais, o hidróxido de sódio é preparado majoritariamente por métodos eletrolíticos, usando-se solução aquosa de cloreto de sódio. Três processos de eletrólise são utilizados para a produção de soda: o de mercúrio, o de diafragma e o de membrana. 
Como e porque a soda cáustica obtida na cuba de mercúrio é a considerada mais pura? Justifique a sua resposta
A célula de mercúrio consiste essencialmente de duas partes: o eletrolizador e o decompositor. No eletrolisador flui pela ação da gravidade uma camada de mercúrio que agirá como catodo e sobre ela a salmoura na qual estão imersos os anodos. Os íons sódios descarregados no catodo formam uma amálgama com o mercúrio que devido a alta densidade não se mistura com a água permanecendo no fundo da célula até escorrer para o decompositor onde irá se tornar o anodo para um catodo de ferro ou grafite curto – circuitado onde água desmineralizada alimentada em contracorrente constituirá uma solução de hidróxido de sódio como eletrólito. Por isso a quantidade de cloreto de sódio ou outros sais eventualmente presentes no mercúrio são baixíssimas, isto irá gerar uma soda cáustica de maior pureza.
Na célula de diagragma, o produto sai em uma solução de NaCl e NaOH, que após a cristalização do NaCl, a solução deve ser evaporada ocasionando uma redução na pureza do hidróxido de sódio.
Quais seriam os principais resíduos a serem tratados quando se usa a cuba de mercúrio e/ou de diafragma? Como se dá esse tratamento? Justifique a sua resposta
Ao utilizar a cuba de mercúrio temos como resíduos a salmoura esgotada e o mercúrio. Existe gás cloro dissolvido na salmoura esgotada e esta precisa ser declorada, para isto pode-se tratar com ácido clorídrico (diminui a solubilidade do Cl2), por tratamento a vácuo ou simplesmente pela passagem de ar. O mercúrio do decompositor deve ser continuamente lavado com água para remover traços de NaCl e NaOH e então ser reciclado. O mercúrio ainda presente na solução de NaOH é removido por filtração e o na forma de vapor junto com o gás hidrogênio é resfriado para ser removido.
Nas cubas de diafragma temos como principais resíduos o cloreto de sódio não convertido, os sais de clorato (especialmente o clorato de sódio) e alguns íons metálicos que restaram da purificação da salmoura. O sal é preciptado ao passar a soda cáustica diluída em um separador de sal, o sal passa por um filtro lavador e é então reaproveitado no sistema.
Os sais de clorato podem ser removidos com resfriamento no cristalizador seguido de centrifugação..
O principal resíduo a ser tratado quando se usa a cuba de mercúrio ou diagragma é o gás cloro que é um gás extremamente irritante e de odor desagradável. O tratamento necessário desse gás deve ser feito através de um sistema de exaustão, lavagem e depuração do gás, dessa forma, o ar será liberado livre de gás cloro e umidade.
Qual(is) a(s) vantagem(ns) e desvantagem(ns) de se utilizar o nafion como membrana eletrolítica? Justifique a sua resposta
O hidróxido de sódio obtido em células de membrana é mais puro e mais concentrado que o obtido nas células de diafragma e também consome menos energia quando comparado ao método da cuba de mercúrio. O nafion é ambientalmente mais seguro quando comparado aos demais métodos que usam mercúrio e amianto. As membranas de nafion podem tolerar altas temperaturas, altas correntes elétricas e o ambiente corrosivo das células eletrolíticas. 
Uma das desvantagens é que a concentração de hidróxido de sódio obtida é menor do que quando comparada por exemplo a da célula de mercúrio, sendo necessária concentrá-la.
Qual(is) a(s) vantagem(ns) e desvantagem(ns) de se utilizar a célula de diafragma em detrimento da célula de mercúrio? 
As vantagens de se utilizar uma célula de diafragma em detrimento a uma célula de mercúrio é que não ocorrerá riscos de haver liberação de mercúrio no meio ambiente devido a vazamentos no equipamento ou defeitos em bombas, ou até mesmo devido à lavagem do aparelho. Em compensação, é desvantajoso pois perde-se em pureza de hidróxido de sódio e, da mesma forma,o constante contato com o amiando causa danos à saúde de quem manuseia o aparelho.
Como diferentes tipos de petróleo, em termos de grau API vão influenciar na conversão de gasóleo leve em gasolina de alta octanagem? 
O Grau API mede a densidade dos líquidos derivados do petróleo. Quanto maior é a densidade, menor é o grau API. O Petróleo pesado possui uma grande quantidade de hidrocarbonetos aromáticos. A reforma catalítica tem por objetivo principal transformar uma nafta de destilação direta, rica em hidrocarbonetos parafínicos, em uma outra, rica em hidrocarbonetos aromáticos (gasolina de alta octanagem). Por isso, o petróleo pesado será convertido em gasolina de alta octanagem com mais facilidade do que os petróleos de maiores graus API, pois já possui muitos aromáticos. Se o petróleo tem maior grau API, possui base naftênica ou parafínica, então o gasóleo gerado terá menos aromáticos. A maior quantidade de aromáticos para a gasolinade alta octanagem será produzida na reforma catalítica.
Como diferentes tipos de petróleo, em termos de grau API vão influenciar na produção de óleos lubrificantes? Justifique.
O conhecimento do grau API de um determinado petróleo é de extrema importância, pois ele está relacionado com a obtenção de maior quantidade de derivados nobres, de elevado valor comercial, como a gasolina o diesel e o GLP, relativamente a outro tipo de óleo, logo quanto menor a densidade do petroleo (leve), maior o grau API e maior densidade do petroleo (pesados), menor o grau API. Quanto maior o grau API, maior o valor de mercado.
A utilização dos catalisadores zeolíticos é de importância fundamental para o craqueamento de gasóleo proveniente da Unidade de destilação à Vácuo, de diferentes composições mássicas. Como esses diferentes tipos de gasóleo vão interferir na atividade e na seletividade desses catalisadores zeolíticos? Justifique a sua resposta.
O uso do catalisador zeolítico possibilitou o aumento de carga da unidade, para a mesma qualidade e conversão, devido ao menor rendimento de coque e gás, diminuindo as temperaturas no regenerador e aliviando o soprador de ar e compressor de gás. Possibilitou também o craqueamento de carga mais pesada, para a mesma vazão de carga, devido ao menor rendimento de coque e gás.
A atividade e a seletividade do catalisador zeolítico influenciam nas reações secundárias do craqueamento. Isso tudo leva a um aumento no rendimento de nafta leve e nafta com maior teor de isoparafinas e aromáticos (maior octanagem), diminui o teor de insaturados em todos os produtos e reduz o rendimento de GLP e de gás combustível.
Os catalisadores zeolíticos, possuem grande porosidade, área superficial alta e acesso aos sítios ácidos mais expostos e mais homogêneos em tamanho, esses fatores garantem alta atividade e seletividade ao catalisador.  Porém, a carga que entra na UFCC tem propriedades que afetam a atividade e a seletividade do catalisador, sendo elas: 
Efeito dos hidrocarbonetos:
As taxas de craqueamento dos hidrocarbonetos dependem da classe e do tamanho das moléculas. Quanto mais alto o peso molecular, mais fácil é o craqueamento. 
Efeitos das impurezas e contaminantes:
Asfaltenos: São compostos formados por complexas cadeias de elevado peso molecular, que se encontram dispersos no petróleo ou nas suas frações pesadas. São formados por estruturas heterocíclicas e aromáticas sulfuradas, nitrogenadas e oxigenadas, se transformam integralmente em coque no FCC. 
Metais pesados: Níquel, vanádio, cobre e ferro são agentes desidrogenantes da carga gerando coque e gás combustível. Eles afetam a produção de gasolina reduzindo a sua quantidade e qualidade. Os mais danosos ao processo são o Ni e o V. 
Metais alcalinos e alcalino-terrosos: Sódio, potássio e cálcio são perniciosos ao catalisador pois o desativam através da neutralização dos centros ácidos do catalisador que são responsáveis pelas reações de craqueamento.
 Nitrogênio: Apenas os compostos básicos de nitrogênio envenenam o catalisador por neutralização dos seus centros ácidos (piridina e derivados). 
Enxofre: O enxofre sulfeta os metais pesados depositados no catalisador ativando-os como elementos desidrogenantes, além de provocar problemas de poluição através de seus óxidos que são gerados na etapa de queima de coque no regenerador. 
Cloretos: Acredita-se que os cloretos possam reativar os metais pesados passivados naturalmente, depositados na superfície do catalisador.
 Características da carga para o craqueamento:
A carga usada em FCC é um gasóleo obtido por destilação a vácuo com faixa de destilação intermediaria entre o óleo diesel e o resíduo de vácuo. As propriedades da carga que podem exercer maior influência no processo são: 
Faixa de destilação: O limite inferior está em torno de 320ºC. Os compostos com menor ponto de ebulição que este valor exigem condições mais severas ao craqueamento. A faixa de destilação geralmente empregada varia de 340ºC a 550ºC. 
Resíduo de Carbono: Esta relacionada a formação de coque, este resíduo deve ser baixo. De modo geral o resíduo de carbono deve ser menor que 0,5% em peso 
Teor de Metais: Os metais afetam a atividade e a seletividade do catalisador, desativando-os rapidamente. Para que o conteúdo de metais presentes na carga não provoque envenenamento, deveremos observar a seguinte condição:
Fe + Va + 10 . (Ni + Cu) < 5 ppm
Essas cargas de diferente composições pode influenciar na eficiência da fluidização do catalisador na Unidade UFCC, como e pq? 
Sim, pois para se obter a fluidização é necessário que a carga esteja em fase vapor e que ela pelo menos esteja na mínima velocidade de fluidização. Logo, se a carga não for favorável ao craqueamento, será exigida uma maior velocidade de entrada da carga para que se obtenha a mínima velocidade de fluidização. Se a carga possuir mais frações pesadas também pode ser mais dificil de se atingir a mínima velocidade de fluidização, pois sendo o processo contínuo, a troca de calor sempre é a mesma, logo a troca de calor pode não ser suficiente para vaporizar a carga e fazer com que esta atinja a mínima velocidade de fluidização.
Na unidade de separação do Petróleo do Gás Natural (Destilação Atmosférica) verificou-se um aumento no consumo de combustível nos fornos, perda de carga de trocadores e corrosao nas válvulas, na unidade de separação.
O que poderia estar causando esses problemas e qual a sua sugestão para solucioná-los?
Para reduzir a quantidade de combustível utilizado nos fornos é necessário realizar um pré aquecimento antes do petróleo entrar na unidade de destilação atmosférica. A corrosão pode ser devido a presença de sais no petróleo, para isso é feito um tratamento eletrostático no petróleo para dessalgar o petróleo. 
Porque há a necessidade de injeção de vapor d'agua na base da torre de destilação atmosférica? Justifique sua resposta.
Há a injeção de vapor d’água na base da torre de destilação atmosférica para recuperar frações mais leves carreadas no produto de fundo da torre. Isto é feito pois a água retira do produto de fundo as frações mais leves e esta mistura gasosa sobe pela torre. As frações vão se condensando ao entrar em contato com os pratos no caminho e as frações mais leves saem pelo topo juntamente com a água. Após a saída da torre, as frações mais leves e a água são condensadas em conjunto e devem ser separadas posteriormente. O processo de separação é simples, uma vez que há grande diferença de densidade entre as frações mais leves de petróleo e a água, podendo ser separados por decantação.
Qual importância do refluxo de topo no fracionamento atmosf do petróleo, p o maior rendimento da liberação de GásNatural? 
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. O líquido que transborda prato a prato é conhecido como refluxo interno, sendo essencial para um bom fracionamento da torre.
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, depois de resfriado, é recolhido em um tambor de acúmulo. Deste, uma parte retoma a torre como refluxo de topo e a outra parte é enviada para armazenamento 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 bom fracionamento.
Como funciona o processo eletrostático, em q situação ele é aplicado, onde se dá a realização do processo eletrostático e pq? Depois do pré aquecimento e antes de ser enviado à seção de fracionamento, o petróleo deverá passar pela dessalgadora (ou dessalinizadora), para a remoção de sais, água e partículas sólidas suspensas. Tais impurezas prejudicam o perfeito funcionamentoda unidade de destilação.
O processo de dessalinização consiste basicamente na lavagem do petróleo da seguinte maneira: o óleo cru pré-aquecido recebe água de processo para misturar com a água residual, sais e sólidos presentes no óleo. Uma válvula misturadora provoca o íntimo contato entre a água injetada, os sais e sedimentos. A seguir, a mistura de petróleo, água e impurezas, penetra no vaso de dessalgação, passando através de um campo elétrico de alta voltagem, mantido entre pares de eletrodos metálicos. 
As forças elétricas do campo provocam a coalescência das gotículas de água, formando gotas maiores, que, por terem uma maior densidade, caem para o fundo da dessalgadora, carregando dissolvidos os sais e sedimentos. O petróleo dessalgado flui pelo topo do tambor e continua seu fluxo dentro da unidade, enquanto que a salmoura (água, sais e sedimentos) é, contínua e automaticamente, descartada do vaso de dessalgação.
Os principais problemas resultantes da presença desses contaminantes no petróleo são:
* Os sais de cloro (principalmente o MgCl2) geram HCl (ácido clorídrico), o que pode causar corrosão acentuada nas torres de fracionamento e linhas (principalmente na região de topo); 
* Os sais e sólidos depositam-se em trocadores de calor e tubos de fornos, causando entupimentos, baixa eficiência de troca térmica e “superaquecimentos localizados” em tubos de fornos; 
* Os sais e sedimentos atuam como catalisadores para a formação de coque no interior dos tubos de fornos e linhas de transferências, provocando também entupimentos e diminuição da transferência de calor nos equipamentos. 
Uma carga para a produção de benzeno probém das Unidades de Separação e/ou da UNidade de Craqueamento Catalítico em Leito Fluidizado (UFCC). O tipo de petróleo a ser processado influencia bastante nos produtos dessas unidades.Analisando a UFCC pergunta-se.
Como o tipo de petróleo vai influenciar na atividade e seletividade do catalisador, no leito fluidizado e nos produtos do processo de craqueamento? Justifique.
A qualidadeda carga é determinada pela sua composição, a qual é influenciada pelas características do petróleo original e pelo processo de refino que a gerou.
A carga é constituida de hidrocarbonetos parafínicos, olefinicos, naftênicos e aromáticos. Os olefínicos são oriundos dos processos de degradação térmica, não aparecendo no petróleo.
Cargas parafínicas são melhores que cargas aromáticas, porque produzem mais gasolina para um determinado rendimento de coque, embora sua octanagem seja menor.
Cargas isoparafínicas produzem grande quantidade de gasolina leve e de alta octanagem.
Os tipos de hidrocarbonetos encontrados nas frações de petroleo apresentam a seguinte ordem decrescente de velocidade reacional:olefinicos> naftênicos e isoparafínicas>parafínicos> aromáticos.
Petróleos com maiores massas, ou seja, cadeias maiores, poduzirão mais coque e, dessa forma, depositarão mais coque na superfície do catalisador ocasionando sua perda de atividade e seletividade.
Que operações seriam mais importantes de serem controladas para se obter uma gasolina de craqueamento, com maior qualidade, como produto da Unidade UFCC saindo com uma concentração de GLP acima do normal? Justifique a sua resposta em termos de obter uma maior eficiência de processo.
o catalisador inibido = perde seletividade
A qualidade da carga que determina diretamente as frações de produtos obtidos.
A temperatura de reação, quanto mais alta a temperatura, maior é a quantdade de GLP produzida em detrimento da produção de gasolina e vice-versa.
A atividade do catalisador que determina o tempo de reação (acelera ou retarda o craqueamento)
Razão catalisador/carga que aumentaou reduz as reações de craqueamento.
No processo de craqueamento catalítico notou-se que o catalisador utilizado no processo UFCC estava apresentando considerável diminuição no diâmetro dos poros em menor tempo de reação. Além disso, também pode ser observado que ocorria muito mais craqueamento térmico doque craqueamento catalítico das moléculas de gasóleo. Pergunta-se:
O que poderia estar causando essa má eficiencia no processo? Cite pelo menos duas medidas a serem tomadas de modo a recuperar a eficiência desse processo, em relação ao catalisador. Justifique sua resposta.
O que causa essa má eficiencia no processo é a deposição de coque no catalisador, reduzindo assim, seu diâmetro. Por isso, o que entrava antes no diâmetro do catalisador, não entra agora e há craqueamento térmico e não catalítico. Uma medida a ser tomada é utilizar aditivos catalíticos que além de realizaream a função de redutores dos gases poluentes, atuam também realizando o segundo craqueamento das moléculas resultantes.
Também pode-se verificar que a gasolina produzida nesse processo, proveniente da seção de recuperação de gases estava fora das especificações (gasolina não estabilizada). Você como profissional de processamento deve detectar que problema(s) está(ão) causando a instabilidade dessa gasolina produzida e deve propor soluções para minimizar esse(s) problema(s).
O aquecimento não está apropriado,está menor,para separar a gasolina do GLP. A temperatura tem que ser aumentada no debutalisador.
Porque a necessidade de se utilizar catalisadores mesoporosos (zeólitas) no craqueamento catalítico? Porque este catalisador é o responsável por mantero leito catalítico? Justifique a sua resposta.
Porque as moléculas de hidrocarbonetos a serem quebradas são grandes e, dessa forma, usa-se zeólita pois possuem poros de maiores dimensões. Uma razão para seu sucesso é a possibilidade de modificar a força ácida de Bronsted que pode ser adaptada à acidez necessária para uma reação particular, aumentando assim a conversão para um determinado produto. Ele se comporta de modo semelhante à um fluido em concorrentes gasosas por ser um pó granular, finissimo, de alta área superficial.
Pq eles controlam o tamanho da cadeia, que será craqueada.Pois fornece energia e mantém o leito fluidizado com a energia obtida no regenerador.
A maior concentração do gás natural produzido nas refinarias ocorre nas UFCC. Na expectativa de aumentar a produção de gasolina, de GN e de GLP, equacionando melhor o problema de oferta e demanda, podem ser utilizadas cargas de diferentes composições (mais leves ou mais pesadas), testando catalisadores: zeolíticos de diferentes dimensões de poros (catalisadores mesoporosos). Pergunta-se:
Qual a influência do tipo de carga (em termos de composição) na conversão eno rendimento da Unidade UFCC? Justifique.
Petróleos mais pesados reduzem o rendimento vistoque apresentam teores elevados de metais pesados e nitrogênio,fazendo com que a atividade e seletividade do catalisador diminua. Portanto, composições mais leves apresentam maior rendimento da unidade.
Que influência o diâmetro de poros do catalisador vai ter na conversão da matéria prima, no rendimento dos produtos obtidos e na atividade do catalisador? Justifique.
Ma eficiencia do processo e a formação de coque que inibe a seletividade da zeólita, gera craqueamento térmico que não é interessante para o processo / Impurezas metálicas, tem que ser inferior a 5ppm. / Carbono residual tem que ser inferior a 1,5% em peso. / Adição de aditivos para remover as impurezas que inibem o catalisador. / Degenerar o catalisador, fazendo a queima do coque, tem dois benefícios: irá liberar os poros da zeólita e gerar energia para manter o leito fluidizado.
Que operações são + importantes de serem controladas p/ se obter uma produto de qualidade, com a utilização de cargas + pesadas? 
Craqueamento catalitico fluidizado (FCC) é um processo industrial que converte frações pesadas de petróleo em produtos de maior valor agregado, como gasolina, óleo diesel e GLP. O reator de craqueamento opera com os reagentes na fase gás e em contato com o catalisador sólido, em temperaturas na faixa de 600°C. As elevadas temperaturas necessárias para a vaporização das frações pesadas contribuem para a formação do coque, que além de gerar sérios problemasoperacionais se deposita na superfície do catalisador, diminuindo a sua eficiência e reduzindo a seletividade dos produtos desejados. A quantidade de coque produzido pode ser minimizada através da atomização da carga, que consiste na desintegração da massa líquida e na geração deuma névoaformada por gotículas de liquido dispersas na fase gás. Por se tratar de fluidos com elevada viscosidade as cargas de FCC exigem condições operacionais mais severas para a nebulização.
Qual a função do Asfalteno numa emulsão?
Asfalteno = São compostos formados por complexas cadeias de elevado peso molecular, que se encontram dispersos no petróleo ou nas suas frações pesadas. São formados por estruturas heterocíclicas e aromáticas sulfuradas, nitrogenadas e oxigenadas, se transformam integralmente em coque no FCC. A presença dos heteroátomos fazem com que tenham parte polar e parte apolar, que ajuda na formação de emulsões.
Coagulação -> Floculação -> Coalescencia -> Sedimentação
Desestabilização de emulsão por Adição de água e Temperatura?
 O aumento do teor de água facilita a proximidade das moléculas, favorecendo a coagulação/floculação.
O aquecimento diminui a viscosidade e diminui a rigidez do filme interfacial, facilitando sua ruptura. Também aumenta a taxa de colisão, favorecendo a coalescência.
Dessulfurização
Nesta etapa os gases ácidos (CO2 e compostos de enxofre) são removidos por processos de absorção química ou física. Para baixas concentrações desses gases, materiais metalúrgicos são utilizados para minimizar os efeitos corrosivos. A remoção desses gases é feita pelo processo de adoçamento e se baseia na absorção com produtos líquidos ou materiais sólidos. Os processos químicos reversíveis mais comuns utilizam solução de aminas (monoetanolamina, dietanolamina, trietanolamina). O processo consiste na reação química de uma base (amina) com um ácido (CO2 e SO2). A reação é reversível e permite que o solvente seja regenerado por aquecimento.
Qual a função do Refletor? Muda a direção e a velociade do fluido e quebra as espumas pela agitação diminuindo sua presença.
Unidades destilação apresentadas vão poder ser utilizadas para óleo do pré-sal?
O óleo do pré-sal tem API menor, densidade menor, por isso é mais fluido e com mais sais, formam HCl com os cloretos presentes.
Diferença entre torres de destilação diferencial/fracionada/flash?
Fracionada = divisão melhor de frações
Diferencial = não divide tão bem, não conseque vaporizar pesados na Pressão Atmostférica
Destilação integral: a mistura líquida é separada em vapor e líquido. É também conhecida como “flash”.Uma parte do líquido é vaporizada de tal forma que o vapor produzido fica em contato com o líquido residual, durante o processo de vaporização. A Destilação “Flash” só permite um grau de separação razoável se a diferença de volatilidade entre os dois compostos a separar (A e B) for elevada.
Destilação diferencial: se dá pelo aquecimento do líquido até a formação da primeira bolha de vapor, que é retirada do contato com o líquido residual e condensada. O mesmo continua, retirando-se o líquido restante e condensando o vapor. A destilação é intermitente. O destilador é carregado com uma mistura líquida rica em compostos pesados. A temperatura do líquido no destilador sobe conforme a destilação ocorre, pois no líquido vão restando os componentes mais pesados. O destilado é retido em cortes, que são porções separadas. Geralmente, esse processo é usado no controle de qualidade dos produtos de petróleo.
Destilação fracionada: consiste na separação dos componentes por sucessivas vaporizações e condensações. É o mais utilizado em grandes indústrias pois permite obter um alto grau de pureza. Pode ser um processo contínuo ou descontínuo. É aprimorada por ter múltiplos estágios de condensação e vaporização, destilando várias vezes para se obter cortes intermediários. 
Porque pré aquece para retirar os sais?
O sistema de pré-aquecimento promove grande economia operacional ao se evitar o uso de excesso de combustível para o aquecimento total da carga. Além disso, aumenta a solubilidade dos sais na água de forma a aumentar a eficiencia do processo de dessanilização.
Dessalgadora: As forças elétricas do campo provocam a coalescência das gotículas de água, formando gotas maiores, que, por terem uma maior densidade, caem para o fundo da dessalgadora, carregando dissolvidos os sais e sedimentos. O petróleo dessalgado flui pelo topo do tambor e continua seu fluxo dentro da unidade, enquanto que a salmoura (água, sais e sedimentos) é descartada do vaso de dessalgação.
Problemas: Os sais de cloro (principalmente o MgCl2) geram HCl (ácido clorídrico), o que pode causar corrosão acentuada nas torres de fracionamento e linhas (principalmente na região de topo); Os sais e sólidos depositam-se em trocadores de calor e tubos de fornos, causando entupimentos, baixa eficiência de troca térmica e “superaquecimentos localizados” em tubos de fornos; Os sais e sedimentos atuam como catalisadores para a formação de coque no interior dos tubos de fornos e linhas de transferências, provocando também entupimentos e diminuição da transferência de calor nos equipamentos. 
Cátions como por ex o Mg, influenciam no oleo? Causam entupimento, encrustação pois mudam a viscosidade do óleo.
O que é a zona de Flash? O que faz? Quando o líquido entra na coluna há uma diminuição na Pressão na zona flash, onde quem é leve sobe e quem é pesado desce.
Quem é responsável pela formação de coque e onde acontece a formação do coque? Nos sais e nos sedimentos (que se não são retirados superaquecem no forno). Esse superaquecimento promove a quebra dos hidrocarbonetos que formam o o coque.
O óleo lubrificante e o Diesel saem juntos da coluna? Lubrificante sai na base da coluna à vácuo, não sai na coluna de destilação atmosférica.
Número de pratos teóricos = Quanto mais melhor, mas tem limite por causa da altura da torre.
Produtos da torre de Destilação Atmosférica 
Produtos de topo = Nafta leve e GLP
Produtos laterais = óleo diesel, querosene e nafta pesada
Produto de fundo = resíduo atmosférico
Reciclo? 
Parte dos produtos de topo condensados pode ser retornada à torre como corrente de refluxo, com o objetivo de controlar a temperatura de saída de vapor e gerar refluxo interno nos pratos. Pode haver ainda o refluxo de produto lateral circulante, com o objetivo de retirar calor da torre, sem interferência direta no fracionamento. 
Retificadores?
Nas frações intermediárias laterais, pode haver componentes mais leves retidos, que baixam o ponto inicial de ebulição e fulgor dos respectivos cortes. Sua eliminação é, portanto, necessária e ocorre em pequenas colunas conhecidas como retificadores laterais (“strippers”), em que se injeta vapor d’água para retificar o produto de fundo. As correntes de vapor d’água são retiradas pelo topo juntamente com os hidrocarbonetos leves. 
Destilação a Vácuo 
Da destilação atmosférica é proveniente o resíduo usado como alimentação na destilação a vácuo. Este resíduo possui elevada massa molecular, porém tem um baixo valor comercial e este passa pela destilação a vácuo para que ocorra a vaporização das frações de alto potencial econômico que se encontram nesse resíduo. Como a temperatura da destilação não pode ultrapassar 400°C, devido à decomposição térmica dos hidrocarbonetos pesados é utilizado pressões sub-atmosféricas, pois dessa forma a temperatura de ebulição das frações diminui. O principal produto obtido é óleo lubrificante.
Entre a zona de flash e a retirada de gasóleo, existe um sistema de telas de aço superpostas que evita o arraste de partículas pesadas pelo vapor. O resíduo da destilação a vácuo é constituído de hidrocarbonetos de alta massa molar e impurezas, podendo este ser utilizado como asfalto ou combustível.
Qual a função das Torres de “Pré-Flash”?
As torres de “pré-flash” são utilizadas para retirar do petróleo as frações mais leves (GLP e nafta leve), fazendo com que,  o sistema de destilação atmosféricanão tenha necessidade de ser de grande porte.
Destilação Atmosférica + Destilação a Vácuo 
 	Os produtos destilados da torre de destilação atmosférica são de gases até óleo diesel, e o resíduo atmosférico. A torre de vácuo retira desse resíduo atmosférico o gasóleo leve e o gasóleo pesado, sendo o resíduo, vendido como óleo combustível ou asfalto, conforme sua especificação.
Craqueamento térmico x catalítico
 	O processo de fracionamento das moléculas do petróleo pode ser feito de duas maneiras: o craqueamento térmico, que utiliza altas temperaturas e a pressão, e o craqueamento catalítico, que utiliza um catalisador para que ocorra a reação. Ou seja, no craqueamento catalítico a quebra e fragmentação das cadeias longas de hidrocarbonetos se dão tanto pelo efeito térmico, quanto pela presença de um catalisador, que vai atuar diminuindo a energia de ativação, melhorando assim a seletividade a determinados produtos.
Qual o objetivo geral da UFCC? Porque preferencialmente a gasolina?
 	Produção de gasolina e GLP. Porque em termos de custo-benefício este é o melhor. Existe, por exemplo,o hidrocraqueamento, porém é um processo muito caro e que os produtos principais não são gasolina e sim diesel, combustível de jato, etc.
Qual a carga da UFCC?
A carga típica da UFCC é composta de uma mistura de gasóleos que vem da destilação a vácuo (GOP). O GOP é considerado a carga ideal para a Unidade de Craqueamento Catalítico em Leito Fluidizado, visto que este se decompõe facilmente no ambiente do craqueamento catalítico, devido às longas cadeias moleculares. 
Qual a importância de tirar metais? A seletividade e a atividade do catalisador são afetadas pela presença de metais, causando a desativação do mesmo
Catalisador
O catalisador empregado nas reações de craqueamento é um pó granular, extremamente fino, possui alta área superficial, à base de sílica (SiO2) e alumina (Al2O3). As principais funções do catalisador, são:
- Promover as reações do craqueamento em condições de pressão e temperatura muito mais baixas do que as requeridas no craqueamento térmico; 
- Transportar o coque depositado na sua superfície para o regenerador, onde será queimado, gerando calor; 
Unidade de Craqueamento Catalítico (UFCC)
Seção de Reação e regeneração:
Riser – Nessa unidade, um gasóleo proveniente da destilação a vácuo, é injetado na base do reator tipo Riser, onde é misturado a uma grande quantidade catalisador quente vindo do regenerador levando a vaporização da carga e as reações de craqueamento do gasóleo.
Reator - O reator diminui a velocidade dos vapores vindos do rizer, e por isso propicia a separação inicial do catalisador, chamado então de seção de separação. (ciclones)
Stripper - É no stripper, ou retificador, que ocorre a retificação dos vapores de óleo provenientes do riser, pois estes tendem a saturar os poros do catalisador. Ele deve ser retificado com vapores d’água, para então poder seguir para o regenerador.
Regenerador - O regenerador tem como função queimar o coque depositado na superfície do catalisador. 
Seção de gases de combustão - A energia dos gases de combustão é recuperada sob as formas de energia elétrica, utilizando um turboexpansor, e vapor d’água de alta pressão, através de uma caldeira.
Seção de fracionamento - Recupera uma parte dos gasóleos não convertidos, reciclando-os ao conversor. Os produtos são separados pelas suas faixas de ebulição, em uma torre de (fracionamento).
Recuperação dos gases
O gás proveniente da fracionadora, é puxado por um compressor, e tem sua pressão bastante elevada. Este aumento de pressão, acarreta o aumento da temperatura, e por isso é necessário que seja feito um resfriamento neste linha de alta pressão. Devido à compressão e ao resfriamento, os hidrocarbonetos mais pesados da corrente gasosa se liquefazem, e os mais leves permanecem no estado gasoso.
Esta corrente é então direcionada ao fundo da torre absorvedora primária, e ao topo da mesma, injeta-se nafta não estabilizada. Havendo materiais pesados na corrente gasosa, estes são absorvidos pela nafta.
Com a intensão de se recuperar algum hidrocarboneto que possa ter sido arrastado, o gás combustível é levado a absorvedora secundária, onde o fluido absorvedor é o refluxo circulante frio de óleo leve de reciclo que é aquecido para que possíveis resíduos de GLP sejam removidos, liberando então apenas o gás combustível. 
O gás combustívelvai à seção de tratamento, onde o H2S é retirado da mistura. 
A nafta não estabilizada que estava presente ao fundo da absorvedora primária, junta-se a descarga do compressor, na linha de alta pressão, e tem sua temperatura aumentada.
A operação de debutanização é semelhante à estabilização, porém em condições mais severas. Ao topo da debutanizadora, estará o GLP, no estado gasoso. Este gás é resfriado e levados a um outro tambor de alta pressão, visto que resíduos de nafta craqueada podem ter sidos carreadas juntamente ao gás. Com o resfriamento e a introdução ao tambor de alta pressão, estes resíduos condensarão e através de uma corrente de reciclo, retornarão à debutanizadora. O GLP é então, levado a uma seção de tratamento, pois contém uma considerável concentração de enxofre. O tratamento é feito pelo tratamento DEA ou Merox, onde ocorre a retirada de H2S ou qualquer outro contaminante.
Pelo fundo da debutanizadora sai nafta estabilizada, pronta para ser submetida também aos tratamentos de redução do enxofre, gerando assim a gasolina.