Apostila Refino de petróleo

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Paulo Roberto Costa Camargo 
 
 ii 
SUMÁRIO 
 
HISTÓRICO.................................................................................................................................................1 
DÉCADA DE 50............................................................................................................................................1 
DÉCADA DE 60............................................................................................................................................1 
DÉCADA DE 70............................................................................................................................................2 
DÉCADA DE 80............................................................................................................................................3 
DÉCADA DE 90............................................................................................................................................3 
PETRÓLEO..................................................................................................................................................5 
CARACTERIZAÇÃO DO PETRÓLEO ...............................................................................................................8 
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO .....................................................................................................................13 
LOGÍSTICA................................................................................................................................................13 
ESQUEMA DE REFINO...........................................................................................................................16 
VISÃO GERAL DA REFINARIA ...................................................................................................................16 
TIPOS DE ESQUEMAS DE REFINO................................................................................................................22 
DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA E A VÁCUO......................................................................................28 
PRINCÍPIO GERAL DA DESTILAÇÃO............................................................................................................28 
PROCESSO DE DESTILAÇÃO.......................................................................................................................30 
TORRE OU COLUNA CONVENCIONAL DE DESTILAÇÃO ...............................................................................32 
COMPONENTES E SEÇÕES DA COLUNA DE DESTILAÇÃO CONVENCIONAL...................................................35 
NÚMERO DE ESTÁGIO E RAZÃO REFLUXO..................................................................................................36 
DESTILAÇÃO DE PETRÓLEO.......................................................................................................................38 
TIPOS USUAIS DE TORRES DE DESTILAÇÃO DE PETRÓLEO..........................................................................38 
DESCRIÇÃO DO FLUXO..............................................................................................................................42 
ANÁLISE DOS PRODUTOS ..........................................................................................................................52 
CRAQUEAMENTO CATALÍTICO ........................................................................................................54 
HISTÓRIA DO CRAQUEAMENTO .................................................................................................................54 
CRAQUEAMENTO TÉRMICO ......................................................................................................................54 
DESCRIÇÃO DO FLUXO NA UNIDADE .........................................................................................................55 
CRAQUEAMENTO CATALÍTICO..................................................................................................................61 
CONCEITO BÁSICO DE CRAQUEAMENTO....................................................................................................70 
COQUE......................................................................................................................................................74 
REGENERAÇÃO DO CATALISADOR ............................................................................................................75 
SISTEMAS DE REAÇÃO ..............................................................................................................................78 
CARGA PARA CRAQUEAMENTO.................................................................................................................81 
CATALISADOR ..........................................................................................................................................84 
PROCESSOS DE TRATAMENTO DE DERIVADOS...........................................................................94 
TRATAMENTOS CONVENCIONAIS DE DERIVADOS ......................................................................................94 
PROCESSO DE TRATAMENTO COM DEA....................................................................................................96 
PROCESSO DE TRATAMENTO CÁUSTICO ....................................................................................................99 
PROCESSO DE TRATAMENTO MEROX.................................................................................................... 102 
COQUEAMENTO ................................................................................................................................... 107 
HIDROPROCESSAMENTO .................................................................................................................. 111 
UNIDADES DE HIDROTRATAMENTO......................................................................................................... 112 
UNIDADES DE HIDROCONVERSÃO ........................................................................................................... 114 
GERAÇÃO DE HIDROGÊNIO ............................................................................................................. 115 
INTRODUÇÃO.......................................................................................................................................... 115 
CARGAS USUAIS PARA O PROCESSO DE REFORMA A VAPOR. ................................................................... 115 
PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DA CARGA. ............................................................................................. 116 
 iii
PRÉ-TRATAMENTO DA CARGA. ............................................................................................................... 117 
REFORMA A VAPOR................................................................................................................................. 118 
CARACTERÍSTICAS DO CATALISADOR DE REFORMA. ............................................................................... 119 
CONVERSÃO DE CO................................................................................................................................ 120 
REFORMA CATALÍTICA ..................................................................................................................... 125 
REAÇÕES ................................................................................................................................................ 125 
O PROCESSO DE REFORMA CATALÍTICA .................................................................................................. 127 
ALQUILAÇÃO CATALÍTICA .............................................................................................................. 130 
REAÇÕES ................................................................................................................................................130 
PROCESSO............................................................................................................................................... 131 
DESASFALTAÇÃO A PROPANO ........................................................................................................ 133 
DESCRIÇÃO DO PROCESSO ...................................................................................................................... 134 
EFEITO DAS VARIÁVEIS OPERACIONAIS................................................................................................... 136 
LUBRIFICANTES ................................................................................................................................... 139 
INTRODUÇÃO.......................................................................................................................................... 139 
DESTILAÇÃO........................................................................................................................................... 139 
DESAROMATIZAÇÃO A FUFURAL ............................................................................................................ 141 
DESPARAFINAÇÃO .................................................................................................................................. 148 
HIDROTRATAMENTO DE ÓLEO ................................................................................................................ 154 
BIBLIOGRAFIA ...................................................................................................................................... 157 
 
 
 
 
 
 
 1 
HISTÓRICO1 
Década de 50 
A Petróleo Brasileiro S.A – Petrobras foi criada pela Lei 2004 em 1953 após empenho do 
então presidente Getúlio Vargas. Ao ser constituída, a nova companhia recebeu do 
Conselho Nacional do Petróleo (CNP) os campos de petróleo do Recôncavo baiano; uma 
refinaria em Mataripe, na Bahia, uma refinaria e uma fábrica de fertilizantes, ambas em 
fase de construção, em Cubatão (SP); a Frota Nacional de Petroleiros, com 22 navios, e 
os bens da Comissão de Industrialização do Xisto Betuminoso. A produção de petróleo 
era de 430 m3 por dia, representando 27% do consumo brasileiro. Vinha dos campos de 
Candeias, Dom João, Água Grande e Itaparica, todos na Bahia, que estavam em fase 
inicial de desenvolvimento. O parque de refino atendia a uma pequena fração do 
consumo nacional de derivados, que se situava em torno de 21 781 m3 por dia, a maior 
parte importada. 
Ao final da década de 50, a produção de petróleo já se elevava a 10 334 m3 diários, as 
reservas somavam 98 000 000 m3. 
Alguns fatos marcantes dos anos 50 foram: 
• início de operação da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão, São 
Paulo (1955) 
• início de operação do Terminal de Madre de Deus, na Bahia, que torna possível 
exportar para Cubatão o excesso de petróleo produzido no estado (1956) 
• esforço para adquirir no mercado interno quantidades cada vez maiores de 
materiais e equipamentos. Em 1956, a RPBC adquiriu no país 78% de seus 
suprimentos 
• intensificação das pesquisas geológicas e geofísicas em todas as bacias 
sedimentares. 
Década de 60 
A década de 60 foi um período de muito trabalho e grandes realizações para a indústria 
nacional de petróleo. Em 1961, a Petrobras alcançou um de seus objetivos principais: a 
auto-suficiência na produção dos principais derivados, com o início de funcionamento da 
Refinaria Duque de Caxias (REDUC) no Rio de Janeiro. Ao longo da década, outras 
unidades entraram em operação: as Refinarias Gabriel Passos (REGAP), em Betim, 
Minas Gerais, e Alberto Pasqualini (REFAP), em Canoas, Rio Grande do Sul (1968). A 
expansão do parque de refino mudou a estrutura das importações radicalmente. Enquanto 
na época de criação da Petrobras cerca de 98% das compras externas correspondiam a 
derivados e só 2% a óleo cru, em 1967 o perfil das importações passava a ser 8% de 
derivados e 92% de petróleo bruto. 
Outros destaques dos anos 60 foram: 
 
1 www.petrobras.com.br 
 
 2
• é iniciada a exploração da plataforma continental, do Maranhão ao Espírito Santo 
(1961) 
• a Petrobras diversifica suas fontes de suprimento, até então restritas à Arábia 
Saudita e Venezuela, para oito países (1965) 
• é inaugurada a Fábrica de Asfalto de Fortaleza, hoje conhecida como 
Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste - Lubnor (1966) 
• criado o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes), atualmente o maior 
centro de pesquisas da América Latina (1966) 
• é constituída a subsidiária Petrobras Química S.A (Petroquisa), para articular a 
ação dos setores estatal e privado na implantação da indústria petroquímica no 
país (1967) 
Década de 70 
No início dos anos 70, o consumo de derivados de petróleo duplicou, impulsionado pelo 
crescimento médio anual do Produto Interno Bruto a taxas superiores a 10% ao ano. 
Como responsável pelo abastecimento nacional de óleo e derivados, a Petrobras viu-se 
diante da necessidade de reformular sua estrutura de investimentos, para atender à 
demanda interna de derivados. Datam desse período o início de construção da Refinaria 
de Paulínia (REPLAN), em São Paulo, a modernização da RPBC e o início de construção 
da unidade de lubrificantes da REDUC. 
Os anos 70 também foram marcados por crises. Os países da Organização dos Países 
Exportadores de Petróleo (OPEP) elevaram substancialmente os preços internacionais, 
provocando os chamados choques do petróleo de 1973 e 1979. Com isso, o mercado 
tornou-se conturbado e marcado por incertezas não apenas quanto aos preços, como 
também quanto à garantia do suprimento. Como importante cliente das companhias 
estatais dos países da OPEP, a Petrobras conseguiu manter o abastecimento ao mercado 
brasileiro, resultado de anos de bom relacionamento com aquelas companhias. 
Para superar as dificuldades cambiais, o Governo adotou medidas econômicas, algumas 
diretamente ligadas às atividades da Petrobras: redução do consumo de derivados, 
aumento da oferta interna de petróleo. Datam desse o desenvolvimento de novas fontes 
de energia, capazes de substituir os derivados de petróleo. Um exemplo foi o incentivo ao 
uso do álcool como combustível automotivo, com a criação do Programa Nacional do 
Álcool. Passou a ser dada prioridade aos investimentos em exploração e produção, 
ocasionando aumento da produção do petróleo nacional, que passou a ocupar espaço cada 
vez maior na carga das refinarias. 
Alguns marcos dos anos 70 foram: 
• começam a operar as refinarias de Paulínia (SP), ainda hoje a maior do país 
(1972), e Presidente Getúlio Vargas (REPAR), em Araucária, Paraná (1977) 
• entra em operação o Complexo Petroquímico de São Paulo - I Pólo Petroquímico 
(1972) 
• as refinarias de Capuava e Manaus são adquiridas pela Petrobras (1974) 
• pela primeira vez no Brasil, é realizada a extração de óleo de xisto, com a entrada 
em operação da Usina Protótipo do Irati, em São Mateus do Sul, Paraná (1972) 
• começa a produção de petróleo na bacia de Campos, com um sistema antecipado 
instalado no campo de Enchova (1977) 
• inaugurada a Central de Matérias-Primas da Copene, subsidiária da Petroquisa, 
em Camaçari, Bahia (1978) 
 
 3 
• ao final da década, o Brasil produzia 26 314 m3 de petróleo por dia, 66% dos 
quais em terra e 34% no mar. A produção média de gás natural atingia 
5 200 000 m3/d. 
Década de 80 
Com as bruscas elevações de preços no exterior, o dispêndio de divisas do país com 
petróleo e derivados aumentou mais de dez vezes, chegando a alcançar a casa dos 10 
bilhões de dólares em 1981. Os investimentos nas atividades de exploração e produção, 
junto ao esforço desenvolvido na área de comercialização, contribuíram para reduzir a 
dependência energética.Ao final da década, o dispêndio líquido de divisas com 
importação de óleo e derivados caía para cerca de 3 bilhões de dólares. 
Na área de refino, as instalações industriais da Petrobras foram adaptadas para atender à 
evolução do consumo de derivados. Para isso, foi implantado na década de 80 o projeto 
conhecido como "fundo de barril". Seu objetivo era transformar os excedentes de óleo 
combustível em derivados como o diesel, a gasolina e o gás liqüefeito de petróleo (gás de 
cozinha), de maior valor. 
Também se destacaram nos anos 80: 
• entra em operação a Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos, 
SP (1980) 
• são instalados na bacia de Campos os Sistemas de Produção Antecipada, com 
tecnologia desenvolvida pelos técnicos da Petrobras (1981) 
• entra em operação o III Pólo Petroquímico, instalado em Triunfo, RS (1982) 
• alcançada a meta-desafio de produção de 79 500 m3 diários de petróleo 
• são descobertos os campos de Albacora (1984) e Marlim (1985), os primeiros 
campos gigantes em águas profundas na bacia de Campos 
• a Petrobras supera seu próprio recorde, produzindo petróleo a 492 metros no 
campo de Marimbá, na bacia de Campos (1988) 
• é retirado totalmente o chumbo tetraetila da gasolina produzida pela Petrobras 
(1989). 
Década de 90 
De fato: ao final dos anos 80, a Petrobras se encontrava diante do desafio de produzir 
petróleo em águas abaixo de 500 metros, feito não conseguido então por nenhuma 
companhia no mundo. Num gesto de ousadia, decidiu desenvolver no Brasil a tecnologia 
necessária para produzir em águas até mil metros. Menos de uma década depois, a 
Petrobras dispõe de tecnologia comprovada para produção de petróleo em águas muito 
profundas. O último recorde foi obtido em janeiro de 1999 no campo de Roncador, na 
bacia de Campos, produzindo a 1.853 metros de profundidade. Mas a escalada não pára. 
Ao encerrar-se a década, a empresa prepara-se para superar, mais uma vez, seus próprios 
limites. A meta, agora, são os 3 mil metros de profundidade, a serem alcançados 
mediante projetos que aliam a inovação tecnológica à redução de custos. 
Outros desafios foram enfrentados pelo Centro de Pesquisas da Petrobras durante a 
década foram o aumento do fator de recuperação do petróleo das jazidas, o 
desenvolvimento de novas tecnologias para adequação do parque de refino ao perfil da 
demanda nacional de derivados e a formulação de novos produtos e aditivos que 
 
 4
garantam o atendimento à crescente exigência da sociedade brasileira por combustíveis e 
lubrificantes de melhor qualidade. 
Em agosto de 1997, a Petrobras passou a atuar em um novo cenário de competição 
instituído pela Lei 9.478, que regulamentou a emenda constitucional de flexibilização do 
monopólio estatal do petróleo. Com isso, abriram-se perspectivas de ampliação dos 
negócios e maior autonomia empresarial. Em 1998, a Petrobras posicionava-se como a 
14ª maior empresa de petróleo do mundo e a sétima maior entre as empresas de capital 
aberto, segundo a tradicional pesquisa sobre a atividade da indústria do petróleo 
divulgada pela publicação Petroleum Intelligence Weekly. 
Outros fatos importantes dos anos 90: 
• o decreto 99.226, de abril de 1990, determina a extinção da Interbrás e da 
Petromisa 
• assinado o Acordo Brasil-Bolívia, para importação de gás natural, com a 
construção de um gasoduto de 2.233 quilômetros (1993) 
• é modificado o estatuto da Petrofertil, de forma a permitir sua atuação no 
segmento do gás natural (1996). Mais tarde, a Petrofertil tem sua razão social 
alterada para Petrobras Gás S.A - Gaspetro (1998) 
• é superada a marca de produção de um milhão de barris diários de petróleo (1997) 
• é criada a Petrobras Transporte S.A - Transpetro, com o objetivo de construir e 
operar dutos, terminais, embarcações e instalações para o transporte e 
armazenagem de petróleo e derivados, gás e granéis (1998) 
• é inaugurada a primeira etapa do gasoduto Bolívia-Brasil, entre Santa Cruz de la 
Sierra, na Bolívia, e Campinas (SP). Maior obra do gênero na América Latina, o 
gasoduto vai permitir que se amplie consideravelmente a participação do gás 
natural na matriz energética brasileira, (1999). 
 
 5 
PETRÓLEO 
Os primeiros poços de petróleo foram escavados praticamente à mão, com ferramentas 
rudimentares, em 1700, e não passavam dos 30 metros de profundidade. No entanto, 
como produto de grande utilização, o petróleo só começou a ter importância em 1859, 
quando foi realmente perfurado o primeiro poço nos Estados Unidos, utilizando 
equipamentos que foram os precursores das atuais sondas de perfuração. 
Sua primeira aplicação em larga escala foi na iluminação das casas e das cidades, 
substituindo o óleo de baleia. Com o tempo, passou também a ser empregado nas 
indústrias, no lugar do carvão. Contudo, um acontecimento notável fez do petróleo o 
combustível que move o mundo: a invenção dos motores a gasolina, que passaram a 
movimentar os veículos, até então puxados por tração animal ou movidos a vapor. 
Condições geológicas tão especiais determinaram a distribuição do petróleo de maneira 
bastante irregular na superfície terrestre. Existem no mundo alguns pólos de petróleo, ou 
seja, regiões que reuniram características excepcionais para seu aparecimento. O maior 
exemplo é o Oriente Médio, onde estão cerca de 65% das reservas mundiais de óleo e 
34% das de gás natural. É interessante notar que as seis maiores reservas de petróleo do 
mundo estão em países de pequena extensão territorial: Arábia Saudita, Iraque, Kuwait, 
Abu Dhabi, Irã e Venezuela. Isso demonstra que, como qualquer recurso mineral, a 
distribuição de jazidas de petróleo não tem relação com o tamanho do país ou seu grau de 
desenvolvimento, mas depende somente de fatores controlados pela natureza. A 
distribuição pouco uniforme do petróleo nas várias regiões do mundo determinou que 
existam hoje apenas 80 países produtores, em maior ou menor escala. 
A Tabela 1 mostra, em percentuais, os países que possuem as maiores reservas de 
petróleo (óleo + gás). 
No Brasil, grandes estados, como o Maranhão e o Pará, apesar de possuírem bacias 
sedimentares e de já terem passado por vários processos exploratórios, ainda têm pouca 
ou nenhuma reserva de petróleo. A maior parte de nossas reservas (cerca de 85%) está 
localizada no mar, na Bacia de Campos, em frente ao Estado do Rio de Janeiro, um dos 
menores do país. As reservas totais brasileiras somavam, ao final de 1999, 17,3 bilhões 
de barris de petróleo (óleo + gás), sendo 14,3 bilhões de barris de óleo e 468,4 bilhões de 
metros cúbicos de gás natural (equivalentes a 3 bilhões de barris de óleo equivalente). As 
reservas provadas brasileiras somavam, no mesmo período, 9,5 bilhões de barris de 
petróleo (óleo + gás), sendo 8,1 bilhões de barris de óleo e 228,7 bilhões de metros 
cúbicos de gás (equivalentes a 1,4 bilhão de barris de óleo equivalente). Mesmo depois 
das megafusões entre grandes companhias de petróleo que aconteceram nos últimos anos, 
as reservas brasileiras ainda estão em quarto lugar no ranking das maiores reservas 
conhecidas. O total mundial de reservas provadas de petróleo (óleo + gás) é de cerca de 
1,2 trilhão de metros cúbicos (ou cerca de 7,4 trilhões de barris), dos quais 57% estão 
concentrados nos países árabes próximos ao Golfo Pérsico. 
 
 6
Tabela 1 – Reservas mundiais de óleo e gás. 
Reservas mundiais de óleo em (%) Reservas mundiais de gás (em %) 
Arábia Saudita 25,5 Ex-União Soviética 38,7 
Iraque 10,9 Irã 15,7 
Emirados Árabes Unidos 9,4 Qatar 5,8 
Kuwait 9,3 Emirados Árabes Unidos 4,1 
Irã 8,7 Arábia Saudita 4,0 
Venezuela 7,0 Estados Unidos 3,2 
Ex-União Soviética 6,3 Argélia 3,1 
Líbia 2,9 Venezuela 2,8 
Estados Unidos 2,8 Nigéria 2,4 
México 2,7 Iraque 2,1 
China 2,3 Malásia 1,6 
Nigéria 2,2 Indonésia 1,4Noruega 1,0 Canadá 1,2 
Argélia 0,9 Holanda 1,2 
Brasil 0,8 Kuwait 1,0 
Canadá 0,7 Líbia 0,9 
Resto do Mundo 6,6 Resto do Mundo 10,8 
Total no Mundo: 1,03 trilhão de m³ (ou 6,5 trilhões de barris), em 1999 
Total no Mundo: 146,4 trilhões de m³ (ou 0,92 trilhão de barris equivalentes), em 1999 
Fontes: Petrobras e BPAMOCOALIVE Statistical Review of World Energy - June 2000 
Algumas vezes, o óleo vem à superfície espontaneamente, impelido pela pressão interna 
dos gases. Quando isso não ocorre, é preciso usar equipamentos para bombear os fluidos. 
O bombeio mecânico é feito por meio do cavalo-de-pau, um equipamento montado na 
cabeça do poço que aciona uma bomba colocada no seu interior. Com o passar do tempo, 
alguns estímulos externos são utilizados para extração do petróleo. Esses estímulos 
podem, por exemplo, ser injeção de gás ou de água, ou dos dois simultaneamente, e são 
denominados recuperação secundária. Dependendo do tipo de petróleo, da profundidade 
e do tipo de rocha-reservatório, pode-se ainda injetar gás carbônico, vapor, soda cáustica, 
polímeros e vários outros produtos, visando sempre aumentar a recuperação de petróleo. 
Freqüentemente é produzido também o gás natural. O gás é a porção do petróleo que se 
encontra na natureza na fase gasosa. Pode ocorrer isoladamente ou associado ao óleo, 
gerando subprodutos com diferentes características, segundo o aproveitamento de seus 
componentes. 
Durante muito tempo, atividades de perfuração voltadas exclusivamente para encontrar o 
petróleo contribuíram para que o gás natural fosse visto como produto inferior, uma 
espécie de primo pobre do petróleo. Porém, na década de 70, ele passou a ser usado como 
combustível alternativo, substituindo derivados, numa tendência estimulada pelas crises 
internacionais que aumentaram muito os preços do óleo cru nos mercados mundiais. 
 
 7 
Hoje, o gás é considerado um combustível nobre, por causa das muitas vantagens 
decorrentes de sua utilização, sejam econômicas, ambientais e de processo sobre outros 
combustíveis. Entre essas vantagens, podem ser citadas: a preservação da qualidade do 
ar, a possibilidade de substituir qualquer fonte de energia convencional e o fato de ser um 
produto acabado (já está praticamente pronto para a utilização, quando extraído), não 
necessitando de estoques e permitindo redução de custos. Na indústria, o emprego do gás 
representa redução de despesas com manutenção de equipamentos, porque a queima 
completa do gás não deixa resíduos nos fornos e caldeiras. Há, também, comprovada 
melhoria de rendimento dos equipamentos em relação ao óleo combustível, sem falar na 
diminuição dos gastos com transporte, porque o gás é entregue diretamente através de 
dutos, a partir das fontes de produção. 
Uma aplicação do gás que vem sendo incentivada é como combustível automotivo. É o 
Gás Natural Veicular (GNV), utilizado em frotas de ônibus urbanos e táxis, que permite a 
redução à metade da emissão de gases poluentes. Além disso, é um combustível mais 
barato e aumenta a vida útil dos veículos. 
Outro uso para o gás natural que está sendo muito estimulado pelo governo é em usinas 
termelétricas. Atualmente, a Petrobras participa, associada à iniciativa privada, de 23 
projetos de construção de termelétricas, de norte a sul do Brasil, que deverão entrar em 
operação entre 2001 e 2004. Desses projetos, 12 são de usinas produtoras apenas de 
energia elétrica. Os outros serão destinados à cogeração, ou seja, vão produzir energia 
elétrica e vapor, utilizado no processo industrial das unidades da Petrobras, 
principalmente nas refinarias. 
Este empreendimento vai garantir a geração de 930 MW de energia elétrica para a região 
amazônica, utilizando cinco milhões de metros cúbicos/dia de gás natural produzidos nos 
campos de Urucu e Juruá, no Alto Amazonas. O gás será transferido até Coari, no rio 
Solimões, através de um gasoduto de 280 quilômetros e outro, com 420 quilômetros de 
extensão será construído para levar o gás até Manaus. Também faz parte do projeto, um 
gasoduto de cerca de 500 quilômetros de extensão de Urucu para Porto Velho (RO), para 
transportar o gás natural que será consumido nas usinas termelétricas da região. 
Estendendo-se por 3 150 quilômetros, o gasoduto Bolívia-Brasil é um empreendimento 
de US$ 2 bilhões, que consolida o processo de integração energética da América Latina. 
O gasoduto atravessa os estados do Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa 
Catarina e Rio Grande do Sul e vai fornecer, até 2003, cerca de 30 milhões de metros 
cúbicos de gás natural. Com isso, a participação desse combustível na matriz energética 
nacional aumentará de 2,8% para 12%. 
O empreendimento é o primeiro modelo empresarial de parceria da Petrobras com 
participação de empresas privadas internacionais, de países como a Austrália, México e 
Reino Unido, entre outros. Para sua construção e operação foram criadas três empresas 
ligadas a Gaspetro (subsidiária da Petrobras): Transportadora Brasileira Gasoduto 
Bolívia-Brasil (TBG), que vai operar o trecho no nosso país; Petrobras Gasoduto Bolívia-
Brasil S. A. (Petrogasbol), responsável pela construção em território boliviano; e a Gás 
Transboliviano (GTB), para operar o trecho na Bolívia. 
Dos 430 m3/d de petróleo produzidos quando foi criada, a Petrobras chega ao final do 
ano 2000 com produção de cerca de um milhão e 300 mil barris por dia de óleo e 39 
milhões de metros cúbicos diários de gás natural. Aproximadamente 61% desse total vêm 
do mar e são produzidos através de uma centena de plataformas, fixas e flutuantes. Em 
terra, os estados produtores são Amazonas, Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, 
Sergipe, Bahia e Espírito Santo. No mar, a Petrobras extrai petróleo no litoral dos estados 
 
 8
do Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro, 
São Paulo e Paraná. 
Caracterização do petróleo 
O petróleo é uma matéria-prima essencial à vida moderna, sendo o componente básico de 
mais de 6 000 produtos. Gasolina, querosene de aviação (QAV), gás de cozinha (GLP), 
diesel, solventes, lubrificantes, borrachas, plásticos, tecidos sintéticos, tintas, e até 
mesmo energia elétrica são exemplos de produtos oriundos do petróleo. O petróleo é 
responsável ainda por cerca de 34% da energia utilizada no Brasil e por 45% de toda a 
energia nos Estados Unidos. 
De uma maneira geral o petróleo (também chamado óleo cru) é uma mistura complexa de 
hidrocarbonetos e contaminantes orgânicos e impurezas inorgânicas tais como: água, sais 
e sedimentos. Os hidrocarbonetos são substâncias compostas somente por átomos de 
carbono (C) e de hidrogênio (H), formando diversos tipos de moléculas. As diferenças 
entre as propriedades físicas e químicas destes hidrocarbonetos são muito grandes, 
resultando em uma diversidade de características do petróleo. Uma propriedade que é 
bastante utilizada tanto na separação quanto na caracterização dos petróleos é o ponto de 
ebulição, isto é, a temperatura em que a substância química passa para estado vapor. Os 
constituintes do petróleo, a temperatura ambiente, são gases, líquidos ou sólidos. 
Apesar de assemelhar-se a um produto líquido, na verdade o petróleo é uma emulsão 
constituída por componentes no estado líquido, o qual estão dispersos componentes 
gasosos e sólidos. Esses componentes podem ser separados utilizando-se a propriedade 
de que seus pontos de ebulição são diferentes e assim por aquecimento alguns 
componentes vaporizam-se antes do que outros. 
Os hidrocarbonetos são classificados como parafínicos, naftênicos, aromáticos e 
olefínicos (e suas combinações) de acordo com as formas de ligação dos seus átomos de 
carbono (Figura 1). 
C CH
H
H H
H
H
C
H
H
H
H C CH
H
H H
H
C
H
H
H
C CH
H
H H
HC
H
H
CH H
H
metanoCH4
propano
C3H8
metano
C2H6
C CH
H
H H
H
C
H
H
C
H
H
H
n-butano
C4H10
C CH
H
H H
H
C
H
H
C
H
H
C
H
H
H
n-pentano
C5H12
isobutano
C4H10
C CH
H
H H
C
H
H
CH H
H
HC
H
H
isopentano
C5H12
PARAFÍNICOS
C
CH
H
H
H
H
C
C
CC
H
C
CH
H
H
H
H
C
C
CC
H
C
H
C
C
C
H
benzeno
C6H6
naftaleno
C10H8
AROMÁTICOS
C
C
H
H
H
H
H
C
CC
H
ciclopentano
C5H10
C
C
H
H
H
H
H
C
C
CC
H ciclohexano
C6H12
H
H
H
H H
H
HH
H
H
NAFTÊNICOS
(OU CICLOALCANOS)
 
Figura 1 – Exemplos de hidrocarbonetos 
 
 9 
Há no petróleo todas essas substâncias em proporções que variam de acordo com região 
onde é extraído. Os compostos olefínicos são encontrados em muito pequena quantidade 
devido a sua alta reatividade, porém durante o processamento do petróleo esses 
compostos são gerados, fazendo parte dos derivados. Há ainda uma quantidade de gases e 
sólidos dissolvidos ou dispersos na mistura líquida. O gás é composto principalmente por 
metano, etano e propano. Os sólidos são os hidrocarbonetos que contém acima de 18 
átomos de carbono além das resinas e asfaltenos que se decompõem antes de vaporizar. 
De uma maneira geral, todos os derivados também será ainda uma mistura que conterá 
compostos de todas essas classes. A quantidade de cada determinada classe de 
hidrocarbonetos será requerida em várias proporções de acordo com as características 
que se deseja para o produto final enfocando a sua aplicação (Figura 2). 
FAMÍLIA PRODUTO CARACTERÍSTICA 
PARAFÍNICOS 
QAV 
Diesel 
Lubrificantes Parafinas 
Gasolina 
Combustão limpa 
Facilidade ignição 
Constância da viscosidade 
Facilidade cristalização 
NAFTÊNICOS 
Nafta Petroquímica 
Gasolina 
QAV 
Diesel 
Lubrificantes 
Compromisso entre a qualidade e a 
quantidade do derivado 
AROMÁTICOS 
Gasolina 
Solventes 
Asfalto 
Coque 
Ótima resistência à detonação 
Solubilização de substâncias 
Agregados moleculares 
Elevado conteúdo de carbono 
Figura 2 – Propriedades da família de hidrocarbonetos nos produtos finais. 
Algumas propriedades físicas gerais (que não leva em conta a sua composição) são 
utilizadas para identificação dos petróleos, tais como densidade relativa e viscosidade. Na 
comercialização, em geral, os petróleos que contém uma maior quantidade de compostos 
mais leves (menor número de carbono) são os mais valorizados porque produzirão em 
maior quantidade derivados mais rentáveis comercialmente. O American Petroleum 
Institute - API resolveu classificar os petróleos de uma maneira que não deixasse dúvidas 
quanto ao teor de elementos leves, e para tal adotou o grau API: 
5,1315,141
6,15/6,15
o −=
d
API , 
onde d15,6/15,6 é a densidade do produto a 15,6ºC em relação a água também a 15,6ºC. 
Quanto maior o grau API do óleo, menor é a sua densidade relativa, o que eqüivale a 
dizer que o óleo é mais leve, portanto mais rico em voláteis (partes leves), ou seja, tem 
maior valor comercial (Tabela 2). 
De acordo com as características geológicas do local de onde é extraído, o petróleo bruto 
pode variar quanto à sua composição química e ao seu aspecto. Há aqueles que possuem 
alto teor de enxofre, outros apresentam grandes concentrações de gás sulfídrico, por 
exemplo. Quanto ao aspecto, há petróleos pesados e viscosos, e outros leves e voláteis, 
segundo o número de átomos de carbono existentes em sua composição. Da mesma 
forma, o petróleo pode ter uma ampla gama de cores, desde o amarelo claro, semelhante 
à gasolina, chegando ao verde, ao marrom e ao preto. Com tão grande variedade de tipos 
de matéria-prima, a tarefa inicial no processo de refino é conhecer exatamente o petróleo 
a ser processado, por meio de análises de laboratório. 
 
 10
Tabela 2 - Classificação do petróleo em relação ao ºAPI 
Densidade (ºAPI) Classificação 
40 ou maior Extra leve 
33 - 40 Leve 
27 - 33 Médio 
19 - 27 Pesado 
15 - 19 Extra pesado 
15 ou menor Asfáltico 
Os principais contaminantes do petróleos são os compostos que contém enxofre, 
nitrogênio, metais e oxigênio (Figura 3). Petróleos ácidos ou acres são os que possuem 
composto de enxofre em alta percentagem, tendo cheiro peculiar; já os tipos doces 
contam com baixo teor de enxofre. Normalmente classificam-se como petróleos ácidos 
aqueles que contêm gás sulfídrico em concentração acima de 380 mililitros por 100 
litros, sendo perigosamente tóxicos. Já os óleos doces não contêm gás sulfídrico. 
 
 
Figura 3 – Principais contaminantes do petróleo 
Esses contaminantes trazem uma série de inconvenientes tanto durante o seu 
processamento quanto na sua utilização final. A presença desses compostos prejudica o 
rendimento dos produtos finais, envenena catalisadores, provoca corrosão dos materiais e 
aumenta a poluição (Tabela 3). 
Tabela 3 – Problemas que os contaminantes trazem ao processamento e aos produtos finais 
Substâncias orgânicas com: Problemas 
Enxofre 
Corrosão 
toxidez 
poluição 
Nitrogênio Instabilidade térmica 
Oxigênio Acidez, corrosividade 
Metais Agressão a materiais 
 
A Figura 4 mostra um resumo dos constituintes do petróleo e a sua classificação. O 
petróleo dessa forma é composto por hidrocarbonetos alifáticos (ligações simples 
carbono-carbono) e aromáticos (ligações duplas alternadas em cadeias fechadas). As 
olefinas (hidrocarbonetos de cadeias abertas com ligações duplas) são compostos 
instáveis e praticamente não são encontrados no petróleo, porém durante o 
 
 11
processamento, são gerados e fazem parte da constituição dos derivados. Além disso, há 
os outros não hidrocarbonetos que sãos os contaminantes do petróleo. 
 
 ALIFÁTICOS 
HIDROCARBONETOS 
(C,H) 
 RESINAS 
 ASFALTENOS 
 CONTAMINANTES 
ORGÂNICOS 
NÃO 
HIDROCARBONETOS 
(C, H, S, N, O, METAIS) 
 OLEFINAS 
(TRAÇOS) 
 AROMÁTICOS 
 CADEIAS 
RETAS 
(N-) 
CADEIAS 
 
 CÍCLICAS 
CADEIAS 
 RAMIFICADAS 
(ISO) 
 POLINUCLEARES MONONUCLEARES 
 
Figura 4 – Constituintes do petróleo. 
Outra forma de caracterizar o petróleo seria quantificar os compostos de acordo com a 
faixa de temperatura em que esses entram em ebulição. Utilizando-se um processo físico 
(destilação), podem-se separar os componentes do petróleo. Embora existam nos 
laboratórios equipamentos sofisticados com alto grau de fracionamento (separação) os 
produtos da destilação, também conhecido como corte ou fração do petróleo, é ainda uma 
mistura complexa de hidrocarbonetos e contaminantes. 
Em laboratório, para avaliar o petróleo e seus derivados, executa-se um ensaio conhecido 
como Ponto de Ebulição Verdadeiro (PEV) que é normalizado pela ASTM pela norma 
D-2892 (Figura 5). Nesse ensaio adiciona-se uma amostra do petróleo ou derivado no 
interior e eleva-se a temperatura em patamares. Assim os componentes com os menores 
pontos de ebulição vaporizam-se e percorrem a coluna onde ocorre o fracionamento. No 
topo, os vapores entram em contato com a serpentina na qual circula um fluido 
refrigerante condensando-se. O líquido formado retorna a coluna em refluxo. Existe 
ainda uma válvula solenóide que se mantém fechada, abrindo-se por alguns instantes. 
Quando essa válvula abre, recolhe-se então o líquido condensado da serpentina. A 
relação entre o tempo de fechamento e abertura é geralmente 4:1. 
O líquido é recolhido até que se atinja 3% do volume inicial da amostra, quando então é 
anotada a temperatura do topo. Dessa forma, pode-se construir um gráfico de 
porcentagem volumétrica recolhida versus temperatura do vapor. Esse gráfico é utilizado 
para prever-se o rendimento do petróleo para os principaisderivados. Esse ensaio possui 
um alto grau de fracionamento, no entanto, é caro e demorado. Dessa forma procura-se 
realizar outros ensaios mais baratos e mais rápidos e por correlações matemáticas obter a 
curva PEV. 
Um exemplo de curvas PEV é apresentado na Figura 6. Observa-se que à medida que se 
aumenta a temperatura aumenta a quantidade da fração recolhida. O gráfico mostra um 
exemplo de previsão de rendimento para uma faixa de temperatura compreendida entre 
T2 e T1. Observa-se que a quantidade recolhida para essa faixa de temperaturas é menor 
para o petróleo A que a do petróleo B. 
 
 12
SOLENÓIDE
ÁGUA
SAÍDA
VÁLVULA
SAÍDA
BOMBA DE VÁCUO
TERMOPAR
REGULAGEM DO 
AQUECIMENTO
AQ
U
EC
IM
EN
TO
 D
E
C
O
M
PE
N
SA
Ç
ÃO
SOLENÓIDE
ÁGUA
SAÍDA
VÁLVULA
SAÍDA
BOMBA DE VÁCUO
SAÍDA
BOMBA DE VÁCUO
TERMOPAR
REGULAGEM DO 
AQUECIMENTO
REGULAGEM DO 
AQUECIMENTO
AQ
U
EC
IM
EN
TO
 D
E
C
O
M
PE
N
SA
Ç
ÃO
 
Figura 5 – Destilação PEV 
Assim, a curva PEV pode ser utilizada para determinar a quantidade dos produtos com 
dada a faixa de ebulição. Para cada derivado especifica-se uma faixa de temperatura a 
qual os componentes estariam compreendidos. Essa faixa é definida a partir de critérios 
estatísticos e de qualidade dos derivados e é conhecida como temperatura de corte. Por 
exemplo na Figura 6 as temperaturas de corte são T1 e T2. 
Petróleo A
Petróleo B
T1
T2
R1 R2
Quantidade recolhida (%)
0 100
Te
m
pe
ra
tu
ra
Petróleo A
Petróleo B
T1
T2
R1 R2
Quantidade recolhida (%)
0 100
Te
m
pe
ra
tu
ra
 
Figura 6 – Curva PEV para dois petróleos hipotéticos 
Um exemplo típico de temperaturas de corte para os derivados pode ser: 
• Nafta - C5 - 150ºC 
• Querosene - 150ºC - 230ºC 
• Gasóleo atmosférico - 230ºC - 400ºC 
• Gasóleo de vácuo - 400ºC - 570ºC 
• Resíduo de vácuo - 570ºC ou maior 
 
 13
Processamento primário 
O petróleo produzido nos campos segue para separadores trifásicos (Figura 7) onde é 
retirado o gás natural e a água livre. Durante o processo de produção, parte da água do 
reservatório se mistura com o óleo na forma de gotículas dispersas gerando uma emulsão 
água-óleo. O separador trifásico não consegue remover essas gotículas de água que estão 
forma coloidal. Dessa forma é realizada uma etapa, a desidratação, para retirar o máximo 
da água emulsionada do óleo. A desidratação é realizada em vasos nos quais é aplicada 
uma tensão elétrica. As gotículas de água se coalescem e são separadas do óleo por 
decantação. 
Um outra forma de separar as gotículas de água dispersas no meio oleoso, é a injeção de 
substâncias químicas chamadas desemulsificantes para ajudar a romper a emulsão. 
 
Figura 7 - Separador trifásico retirando a água livre e o gás associado. 
Já o gás natural é submetido a um processo no qual são retiradas partículas líquidas, que 
vão gerar o gás liqüefeito de petróleo (GLP) ou gás de cozinha. Depois de processado, o 
gás é entregue para consumo industrial, inclusive na petroquímica. Parte desse gás é 
reinjetado nos poços, para estimular a produção de petróleo. 
O processamento primário permite então que o óleo atenda as especificações exigidas 
pelas refinarias: 
- um mínimo de componentes leves,quantidades de sais abaixo de 300 mg/L de 
óleo,quantidade de água e sedimentos abaixo de 1% (do volume de óleo). Essa 
quantidade é conhecida como BS&W (Basic Sediments and Water). 
A redução de água é importante também para reduzir o volume total de óleo a ser 
transportado paras refinarias. 
Logística 
O petróleo é armazenado e posteriormente enviado para as refinarias por navios tanques 
ou por óleos dutos. A Petrobras possui extensa rede de dutos que interligam campos 
petrolíferos, terminais marítimos e terrestres, bases de distribuição, fábricas e aeroportos. 
A malha de transporte é formada por cerca de 15 300 quilômetros de dutos, 53 terminais 
(dez marítimos, três fluviais, 29 terrestres e 11 terminais em portos de terceiros) e um 
sistema de armazenamento com capacidade para 415 000 000 m3 de produtos. O sistema 
de transporte se completa com a frota de 114 navios-tanques, dos quais 64 são próprios, 
representando uma capacidade total de transporte de sete milhões de toneladas de porte 
bruto. 
 
 14
Petróleo, gás e derivados podem ser transportados por navios ou dutos. É um sistema 
integrado que faz a movimentação desses produtos dos campos de produção para as 
refinarias, quando se trata do petróleo produzido aqui, ou a transferência do petróleo 
importado descarregado nos terminais marítimos para as unidades de refino. Depois de 
processados nas refinarias, os derivados passam também pela rede de transporte em 
direção aos centros consumidores e aos terminais marítimos, onde são embarcados para 
distribuição em todo o país. 
O gás natural é transferido dos campos de produção para as plantas de gasolina natural, 
onde, depois de processado para a retirada das frações pesadas, é enviado aos grandes 
consumidores industriais e à rede de distribuição domiciliar. 
Os dutos são classificados em oleodutos (transporte de líquidos) e gasodutos (transporte 
de gases) e em terrestres (construídos em terra) ou submarinos (construídos no fundo do 
mar). Os oleodutos que transportam derivados e álcool são também chamados de 
polidutos. Outra modalidade de transporte, como o rodoviário e o ferroviário, é 
ocasionalmente empregada para a transferência de petróleo e derivados. 
Os dutos são o meio mais seguro e econômico para transportar grandes volumes de 
petróleo, derivados e gás natural a grandes distâncias. Além disso, o sistema permite a 
retirada de circulação de centenas de caminhões, economizando combustível e reduzindo 
o tráfego de veículos pesados nas estradas. 
Abaixo é apresentada uma lista das refinarias da Petrobrás: 
• Refinaria Landulpho Alves - (RLAM) - Mataripe, Bahia 
• Refinaria Presidente Bernardes - (RPBC) - Cubatão, São Paulo 
• Refinaria Duque de Caxias - (REDUC) - Campos Elíseos, Rio de Janeiro 
• Refinaria Gabriel Passos - (REGAP) - Betim, Minas Gerais 
• Refinaria Alberto Pasqualini - (REFAP) - Canoas, Rio Grande do Sul 
• Refinaria de Paulínia - (REPLAN) - Paulínia, São Paulo 
• Refinaria de Manaus - (REMAN) - Manaus, Amazonas 
• Refinaria de Capuava - (RECAP) - Mauá, São Paulo 
• Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR) - Araucária, Paraná 
• Refinaria Henrique Lage - (REVAP) - São José dos Campos, São Paulo 
• Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste - (Lubnor) - Fortaleza, Ceará 
Além das refinarias localizadas no Brasil, a Petrobras também possui duas refinarias na 
Bolívia, adquiridas em 1999 (Refinarias Guilhermo Elder Bell e Gualberto Villarroel). 
As unidades industriais da Petrobras se completam com duas fábricas de fertilizantes 
nitrogenados (FAFEN), localizadas em Laranjeiras, Sergipe, e em Camaçari, Bahia. 
Recentemente também foi adquirida a Peres Companc, o maior grupo privado da 
América do Sul, incorporando mais duas refinarias na Argentina e na Bolívia, várias 
unidades petroquímicas e campos de produção espalhados na América Latina. 
Operam ainda no Brasil as refinarias Ipiranga, no Rio Grande do Sul, e Manguinhos, no 
Rio de Janeiro, ambas pertencentes a grupos privados. 
Em suas instalações de refino, a Petrobras tem capacidade para produzir cerca de 
1 milhão e 800 mil barris de derivados por dia, atendendo à demanda interna e gerando 
excedentes que são exportados. A participação do petróleo produzido no Brasil na carga 
das refinarias é de cerca de 70%; o restante representa petróleo importado para 
complementar o consumo brasileiro de derivados, que é de cerca de 1,69 milhão de barris 
por dia. Entre os principais fornecedores de petróleo ao Brasil estão a Nigéria, a Arábia 
Saudita,a Argentina e a Venezuela. 
 
 15
O refino pode também ser utilizado como fonte geradora de divisas para o país. Assim, é 
possível orientá-lo para atingir o mercado externo, acertando-se o abastecimento interno 
com as exportações e importações de petróleo ou derivados. Nos últimos anos, as 
operações de refino no Brasil têm sido orientadas para o aumento da produção de 
derivados médios (querosene e óleo diesel). 
Em suas refinarias, a Petrobras produz mais de 80 diferentes produtos. A Tabela 4 mostra 
uma relação básica desses produtos, com sua utilização principal. 
Tabela 4 – Principais derivados produzidos pela Petrobras. 
Derivado Obtido Principais Usos 
Gás de Refinaria Petroquímica, Gás de Rua 
Eteno Petroquímica 
Gás Liqüefeito do Petróleo Combustível Doméstico 
Gasolinas Combustível Automotivo 
Naftas Solventes 
Nafta Petroquímica Petroquímica 
Aguarrás Mineral Solventes 
Solventes de Borracha Solventes 
Hexano Comercial Petroquímica, Extração de Óleos 
Benzeno Petroquímica 
Tolueno Petroquímica, Solventes 
Xilenos Petroquímica, Solventes 
Querosene de Aviação Combustível para Aviões 
Óleo Diesel Combustível Automotivo 
Lubrificantes Básicos Lubrificantes de Máquinas e Motores 
Parafinas Fabricação de Velas e Indústria de Alimentos 
Resíduo Aromático Produção de Negro Fumo 
Extrato Aromático Óleo Extensor de Borracha e Plastificantes 
Asfaltos Pavimentação 
Coque Indústria de Alumínio 
Enxofre Produção de Ácido Sulfúrico 
N-Parafinas Produção de Detergentes Bio-degradáveis 
Óleos Combustíveis Combustíveis Industriais 
 
 
 16
ESQUEMA DE REFINO 
Visão Geral da Refinaria 
Na refinaria, o petróleo é recolhido aos tanques de armazenamento após ser transportado 
por via marítima ou terrestre e depois de ter percorrido, às vezes, milhares de 
quilômetros. Assim, muitas vezes, acentuada variação de viscosidade ou maior ou menor 
teor parafínicos (que possuem uma grande facilidade de cristalização) pode acarretar 
distúrbios no funcionamento dessas unidades e mesmo posterior paralisação. 
O refino do petróleo constitui-se da série de etapas operacionais, para obtenção de 
produtos determinados. Refinar petróleo é, portanto, separar as frações desejadas, 
processá-las e industrializá-las, transformando-as em produtos vendáveis. 
Em tese é possível obter de qualquer petróleo todos os derivados, no entanto a quantidade 
de unidades operacionais impediria tal proposição devido à inviabilidade econômica da 
refinaria. Há petróleos que necessitam poucas etapas operacional para obtenção dos 
derivados na qualidade requerida devido as características intrínsecas do petróleo e 
conseqüentemente são mais valiosos. Há outros, no entanto enquanto que outros 
necessitam de várias etapas operacionais e por isso são mais baratos. 
Dessa forma, uma vez que não existe apenas um tipo de petróleo, as características dos 
diferentes tipos de petróleo, como também as necessidades do mercado, vão determinar 
quais derivados podem ser mais bem obtidos e, daí, como uma refinaria deve operar. 
Assim, nem todos os derivados podem ser obtidos na qualidade requerida direta e 
economicamente a partir de qualquer petróleo e também por isso as refinarias não são 
sempre iguais. Dessa forma, nem todos os derivados são gerados de uma só vez em um 
mesmo local na refinaria. 
Quase sempre, eles são obtidos após a seqüência de vários processos que transformam 
um ou mais fluidos (gás ou líquido), que servem de entradas do processo, em outros 
fluido, chamados saídas do processo. Os fluidos em uma refinaria, sejam entrada ou saída 
de algum processo são conhecidos com correntes (Figura 8). 
GÁS
PETRÓLEO
PRODUTOS
INTERMEDIÁRIOS
PRODUTOS
QUÍMICOS
Entrada ou Carga Saída
PRODUTOS FINAIS
ou ACABADOS
PRODUTOS
INTERMEDIÁRIOS
SUBPRODUTOS
Unidade
de
Processo
GÁS
PETRÓLEO
PRODUTOS
INTERMEDIÁRIOS
PRODUTOS
QUÍMICOS
Entrada ou Carga Saída
PRODUTOS FINAIS
ou ACABADOS
PRODUTOS
INTERMEDIÁRIOS
SUBPRODUTOS
Unidade
de
Processo
Unidade
de
Processo
 
Figura 8 – Entradas e saídas de unidades de processos. 
Nas refinarias, o petróleo é submetido a diversos processos (também chamados unidades 
de refino) que são um conjunto de equipamentos responsáveis por uma etapa do refino. 
 
 17
Alguns derivados são produzidos na saída da primeira unidade enquanto outros só após o 
process11amento de várias unidades. Assim toda unidade realiza algum processamento 
sobre uma mais entrada gerando uma ou mais saída. 
Cada refinaria é construída de acordo com o tipo de petróleo e necessidades do mercado. 
Assim, as refinarias são constituídas de conjunto (arranjo) próprio das unidades de modo 
a compatibilizar o tipo de petróleo e a necessidades dos derivados. Esse arranjo é 
chamado de Esquema de Refino (Figura 9). 
Um esquema de refino define e limita o tipo e a quantidade de derivados. Por isso, alguns 
derivados só podem ser produzidos em determinadas refinarias. Além disso, as 
quantidades dos derivados produzidos em determinada refinaria variam de acordo com o 
tipo de petróleo processado. Os petróleos mais leves geram maior quantidade de GLP e 
naftas. Já os petróleos pesados resultam em maiores volumes de óleos combustíveis e 
asfaltos. Há também os derivados médios, como o óleo diesel e o querosene. 
 
Figura 9 – Exemplos de esquemas de refino. 
Durante a vida de uma refinaria pode mudar o tipo de petróleo que ela recebe, como 
também podem mudar as especificações (qualidade) ou a demanda (quantidade) dos 
derivados por ela produzidos. Assim toda refinaria tem um certo grau de flexibilidade. 
Isto é, a capacidade de reprogramação dinâmica na operação do seu esquema de refino, 
que permite reajustar o funcionamento das unidades para se adequar às mudanças no tipo 
de óleo e nas necessidades do mercado e ambientais. Obviamente o grau de flexibilidade 
das refinarias depende principalmente do seu esquema de refino. 
Mesmo diferentes, nos esquemas de refino e no grau de flexibilidade, todas as refinarias 
da Petrobrás têm pelo menos algumas unidades (processos) em comum: destilação, 
craqueamento catalíticos e tratamentos. Isso se deve às características do mercado 
brasileiro muito dependente da gasolina e do GLP cujas correntes de saída do processo 
de craqueamento catalítico vão formar. Os tratamentos são necessários para adequar os 
produtos às exigências da legislação ambiental. A destilação foi o primeiro processo de 
beneficiamento do petróleo. A sua finalidade era retira do petróleo uma fração que 
pudesse substituir o óleo de baleia na iluminação pública e doméstica. A queima 
diretamente do petróleo gerava uma quantidade muito grande de fuligem e gases tóxicos. 
Tentou-se, dessa forma, extrair do petróleo uma fração (querosene) que quando queimada 
não gerasse componentes tóxicos e menos fuligem. 
Atualmente a destilação é um processo quase que obrigatório nas refinarias . É o único 
processo que tem como carga o óleo cru. Dependendo do tipo de petróleo, a unidade de 
destilação gera produtos finais e outros (intermediários) que servirão como cargas ou 
serão misturados com produtos de outros processos em tanques ou em linhas (isto é, em 
dutos). Assim, todos os processos na refinaria dependem, diretamente ou indiretamente, 
de alguma saída da destilação. Por isso, essa unidade está sempre presente numa refinaria 
de petróleo. A destilação se realiza em torres de dimensões variadas, que possuem, ao 
longo da coluna principal, uma série de pratos ou um recheio em várias alturas, e pode 
 
 18
haver várias retiradas laterais. O petróleo é pré-aquecido em fornos e introduzido na 
região inferior da torre. Como a parte de baixo da torre é mais quente, os hidrocarbonetos 
gasosos tendem a subir e se condensar ao passarem pelos pratos ou recheio. Nessa etapa,são recolhidos como derivados da primeira destilação, principalmente, gás, GLP, nafta e 
querosene. Essas frações, retiradas nas várias alturas da coluna, ainda necessitam de 
novos processamentos e tratamentos, para se transformarem em produtos ou servirem de 
carga para outros derivados mais nobres. 
As frações mais pesadas do petróleo, que não foram separadas na primeira destilação, 
descem para o fundo da torre e vão constituir o resíduo ou a carga para uma segunda 
destilação, onde recebem mais calor, agora sob vácuo. O sistema é mais complexo, mas 
segue o mesmo processo dos pratos que recolhem as frações menos pesadas, 
praticamente o óleo diesel e o óleo combustível. Na parte de baixo, é recolhido novo 
resíduo, que será usado para produção de asfalto ou como óleo combustível pesado 
(Figura 10). 
 
Figura 10 – Saídas da unidade de destilação. 
O outro processo presente em todas as refinarias consiste no craqueamento, que pode ser 
térmico ou catalítico. O princípio desses processos é o mesmo: baseia na quebra de 
moléculas longas e pesadas dos hidrocarbonetos, transformando-as em moléculas 
menores e mais leves. O craqueamento térmico exige pressões e temperaturas altíssimas 
para a quebra das moléculas, enquanto no catalítico o processo é realizado com a 
utilização de um produto chamado catalisador, substância que favorece a reação química, 
sem entrar como componente do produto. O processo utiliza como carga uma fração que 
é retirada da destilação a vácuo (gasóleo leve e pesado de vácuo). A Figura 11 mostra a 
carga e os produtos do processo de craqueamento catalítico. 
 
 
 19
Figura 11 – Saídas do processo de craqueamento catalítico. 
Ainda existem vários outros processos os quais podem estar presentes em refinarias. A 
Tabela 5 mostra uma classificação de alguns processos que são encontrados nas 
refinarias. 
Os processos físicos são aqueles que não modificam as substâncias presentes na carga, ou 
seja não há reação química. São processos de separação física. Os processo de conversão 
por sua vez, ocorre reação química modificando as substâncias presentes originalmente, 
ou seja, não é possível reconstituir novamente a carga misturando-se os produtos. Os 
processos de acabamentos são aqueles que visam melhorar uma propriedade do derivado 
ou retirar algum contaminante. Os processos auxiliares são aqueles que dão suporte ao 
funcionamento das unidades de processos ou abastecem com algum tipo de composto 
químico. 
Tabela 5 – Classificação dos processos existentes na refinaria. 
Físicos Conversão Química Tratamento Auxiliares 
Destilação do Petróleo 
Desasfaltação 
Desaromatização 
Desparafinação 
Desoleificação 
Extração de aromáticos 
Adsorção 
Craqueamento 
Hidrocraqueamento 
Catalítico 
Reformação 
Alquilação Catalítica 
Viscorredução 
Coqueamento 
Retardado 
Dessalgação2 
Cáustico 
Cáustico Regenerativo 
Tratamento Bender 
Tratamento 
DEA/MEA 
Hidrotratamento 
Geração de Hidrogênio
Tratamento d’água 
Geração Vapor e 
Energia 
Tratamento de 
Efluentes 
Recuperação de 
enxofre 
Físicos 
Dentre os processos físicos pode-se citar a destilação de petróleo que como já foi citado 
utiliza a diferença de temperatura de ebulição para separar frações do petróleo. Mas 
quando não é possível se aquecer para que a substancia passe para o estado vapor, seja 
por exemplo por causa da degradação térmica, podem-se utilizar processos de extração 
por solventes. Esses processos utilizam a propriedade da diferença de solubilização das 
substâncias em determinados solventes. A Tabela 6 mostra os solventes de cada um 
desses processos e seus respectivos objetivos. 
Há ainda outros processos que visam obter produtos especiais como no caso da adsorção 
de n-parafinas. Nesse caso, o processo trata-se de uma filtração por peneira moleculares 
da corrente da faixa do querosene para retirar as n-parafinas diminuindo o ponto de 
congelamento do querosene e ao mesmo tempo obtendo as n-parafinas que podem ser 
utilizadas nas petroquímicas para detergentes biodegradáveis. 
 
2 Embora a dessalgação não seja um processo de acabamento, considerou-se que é um tratamento do 
petróleo que visa melhorar suas propriedades para ser adequadamente processado. 
 
 20
Tabela 6 – Processo de extração por solvente. 
PROCESSO SOLVENTE OBJETIVO 
Desasfaltação Propano 
Retirar do resíduo vácuo os asfaltenos e resinas e 
gerar um óleo para servir com carga do 
craqueamento catalítico, ou produzir um óleo 
ultraviscoso 
Extração de 
aromáticos 
Tetraetilenoglicol (TEG); 
n-metilpirrolidona (NMP) e 
monoetilenoglicol (MEG); 
Sulfolane 
Extrair nafta proviniente da reforma catalítca uma 
corrente rica em benzeno, tolueno e xileno. 
Desaromatização Furfural 
Extrais dos óleos básicos uma corrente rica em 
aromáticos de modo a baixar o índice de viscosidade 
do óleo tratado. 
Desparafinação 
Desoleificação Metil-isobutil cetona (MIBC)
Os processos são o mesmos, mudam-se apenas as 
condições. A desparafinação visa retirar uma 
corrente rica em parafinas de modo a diminuir o 
ponto de congelamento do óleo. Já a desoleificação 
fisa retirar os traços de óleo da parafina. 
Conversão 
Esses processos transformam as substâncias químicas presentes na carga em outras. 
Desde que se descobriu quer molécula de hidrocarboneto quebras-se por efeito da 
temperatura, vários processos têm sido utilizados nas refinarias para produzir frações mis 
leves. 
Geralmente utilizam-se frações mais pesadas, como gasóleo de vácuo, para servirem com 
carga, uma vez que o valor agregado dessas frações é relativamente baixo. As moléculas 
com uma cadeia de hidrocarbonetos grande rompem-se gerando outras mais leves, na 
faixa do GLP, nafta e óleo diesel de valor agregado maior. 
O craqueamento térmico foi um dos primeiros processos para gerar mais leves, no 
entanto gerava muito gás combustível e havia vários problemas operacionais relativos à 
formação de coque. O craqueamento catalítico, por sua vez, gerava uma quantidade 
menor de gás, consumia o coque formado e além disso gerava produtos de melhor 
qualidade em relação craqueamento térmico. 
Há ainda um outro processo de craqueamento térmico brando chamado viscorredução. O 
seu objetivo era quebrar parcialmente as moléculas de um óleo pesado. Os produtos leves 
formados não eram retirados ficam no meio reacional. A presença desses componentes 
mais leves no óleo abaixava a viscosidade da mistura. 
Um outro processo de craqueamento térmico, o coqueamento retardado, tem chamado 
atenção recentemente. O coqueamento térmico utiliza como carga o resíduo de vácuo que 
de outra forma serviria como óleo combustível, e gera mais frações leves e intermediárias 
(GLP, nafta e diesel) além do próprio coque que pode ser comercializado. Esse processo 
é interessante nos dias atuais porque diminui a quantidade de óleo combustível na 
refinaria e gera produtos mais valiosos, uma vez que há um excedente de resíduos em 
função de cargas mais pesadas (que estão sendo processados na maior parte). 
 
 21
Uma forma de evitar a formação de coque no craqueamento e ao mesmo tempo melhorar 
a qualidade dos produtos em relação aos outros tipos de craqueamento é o 
hidrocraqueamento. Esse processo realiza o processo de ruptura das moléculas na 
presença de hidrogênio. Dessa forma, as ligações carbono-carbono que são desfeitas são 
saturadas com hidrogênio. 
Além dos processos de craqueamento há outros processos também catalíticos: alquilação 
catalítica e reforma catalítica. O primeiro processo utiliza como carga GLP da destilação 
e GLP do craqueamento para produzir uma corrente rica em hidrocarbonetos de cadeia 
aberta mas com várias ramificações. A finalidade desse processo é gerar uma corrente 
que será o principalconstituinte da gasolina premium/pódium/aviação, além da gasolina 
da fórmula um. 
A reforma catalítica utiliza como carga a nafta direta da destilação, rica em parafínicos e 
os transforma em aromáticos. A finalidade da corrente de saída, rica em aromáticos, pode 
ser a gasolina (aumentar a octanagem) ou fracionar seus componentes visando à obtenção 
de benzeno, tolueno e xileno (BTX) e vendê-los a indústria petroquímica. 
Tratamento 
Os processos de tratamento visam retirar os contaminantes ou melhorar alguma 
propriedade dos derivados. O principal contaminante é o enxofre que provoca poluição, 
corrosão, acidez, odor entre outros. O uso da soda cáustica é o tratamento mais comum 
para esse fim, também chamado de tratamento convencional de derivados. Esses 
tratamentos podem ser de dois tipos: dessulfurização e adoçamento. No primeiro os 
compostos de enxofre (mercaptans) são retirados do derivado enquanto que o segundo 
esses compostos são transformados em outros menos agressivos (dissulfetos) mas ainda 
permanecendo com o derivado. 
O tratamento com soda cáustica pode ser realizado com uma lavagem simples no qual o 
os compostos de enxofre regem com NaOH formando mercaptídeos de sódio que para os 
compostos mais leves ficam dissolvidos na solução aquosa, separando-se do óleo. Esse 
tipo de processo é utilizado apenas para derivados leves e quando a quantidade de 
enxofre é pequena. 
Quando a quantidade de compostos sulfurados é significativa, torna-se viável utilizar 
processos regenerativos tais como tratamento com DEA/MEA e MEROX (mercaptans 
oxidation). 
O tratamento com dietanolamina (DEA) ou monoetanolamina (MEA) é utilizado para 
remover de frações leves (gás combustível e GLP) e ácido sulfídrico (H2S). A corrente de 
hidrocarbonetos é misturada com uma corrente aquosa de DEA/MEA. O H2S é absorvido 
pela corrente de DEA/MEA em torra absorvedora (caso o produto seja gás) ou extratora 
(caso o produto seja líquido). Depois, a corrente de DEA/MEA é regenerada em outra 
torre voltando ao processo. Dessa forma não há consumo de reagentes nesse processo. 
O tratamento MEROX é semelhante à lavagem cáustica, no entanto, a soda cáustica é 
regenerada. Dessa forma, reduz-se o custo operacional porque o consumo de reagentes é 
menor. Esse processo pode ser de dessulfurização ou adoçamento dependendo da 
solubilidade dos compostos de enxofre (mercaptídeos de sódio) na solução aquosa. Caso 
esses produtos sejam solúveis na solução aquosa, a sua retirada da solução oleosa é 
realizada por decantação, mas quando o processo utiliza correntes mais pesadas de 
 
 22
hidrocarbonetos esses compostos de enxofre são mais solúveis na solução oleosa não 
permitindo, assim sua separação. 
O hidrotratamento é um processo de acabamento que utiliza o hidrogênio para remover 
os contaminantes (enxofre, nitrogênio e oxigênio) além de saturar as olefinas, 
estabilizando o derivado. Os produtos desse processo são um gás ácido e uma água 
amoniacal que são removidos da solução oleosa. Dessa forma, esse tipo de processo se 
atende bem ao tratamento de frações mais pesadas porque consegue remover seus 
contaminantes. 
Auxiliar 
Os processos auxiliares são aqueles que dão suporte ao funcionamento dos demais 
processos de produção de derivados. Vários processos utilizam vapor, por isso é 
necessária sempre a instalação de uma caldeira de vapor para gerar vapor e energia. Além 
disso, em função das restrições ambientais, os efluentes necessitam de tratamento antes 
do descarte. E alguns insumos de alguns processos como hidrotratamento necessitam de 
hidrogênio que podem ser abastecidos por uma unidade de geração de hidrogênio. 
A instalação de processos que lidem também com o gás ácido (H2S) que é produzido em 
várias unidades é importante para diminuir a quantidade de poluentes emitida para 
atmosfera. 
Tipos de esquemas de refino 
As refinarias são projetadas para produzirem diversos derivados, mas há dois grupos de 
derivados que orientam o projeto dos esquemas de refino: 
¾ combustíveis e petroquímicos 
¾ lubrificantes e parafina 
Todas as refinarias da Petrobras possuem unidades de processo para cumprir o objetivo 
de produzirem combustíveis porque esses derivados representam a maior demanda do 
mercado brasileiro (cerca de 80%). 
As refinarias REDUC e RLAM, além da LUBNOR possuem unidades que a capacitam 
produzir frações, conhecidas como óleos básicos, que são enviadas a distribuidoras para 
em formulações constituírem os óleos lubrificantes. Além disso, as refinarias REDUC e 
RLAM possuem mais algumas unidades que permitem produzir parafina. 
A Figura 12 mostra uma refinaria hipotética composta apenas por uma unidade de 
destilação atmosférica. A destilação atmosférica, também chamada de destilação direta, 
promove apenas a separação dos compostos já existentes no petróleo. Modernamente, 
tornou-se muito difícil de ser adotada como configuração única, pois não apresenta 
nenhuma flexibilidade tanto para mudanças eventuais no perfil de produção (a única 
possibilidade é a troca de petróleo) quanto para atendimento de requisitos mais restritivos 
de qualidade de produtos (o que pode não ser resolvido apenas por seleção de crus). 
Além disso, a destilação direta não consegue produzir gasolina em função da qualidade 
da nafta (baixa octanagem), ou seja, dificilmente conseguiria compatibilizar a demanda 
dos derivados com a quantidade produzida nesse esquema. 
 
 23
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
1,0%
11,0%
59,0%
29,0%
Petróleo
100%100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
1,0%
11,0%
59,0%
29,0%
Petróleo
 
Figura 12 – Esquema de refino composto por uma unidade de destilação. 
A Figura 13 apresenta uma configuração mais avançada. À separação primária inicial do 
esquema anterior acrescenta-se uma destilação a vácuo para produzir cortes de gasóleos 
que alimentam um processo de craqueamento catalítico fluido (FCC). Esses gasóleos 
possuem baixo valor agregado e normalmente são adicionados ao óleo combustível. O 
FCC consegue produzir duas correntes nobres: o GLP e a gasolina, sendo esta de 
qualidade intrínseca (octanagem) superior à obtida na destilação direta. Trata-se de um 
esquema de refino bem mais flexível, embora, modernamente, possa, também, apresentar 
dificuldades para enquadramento de produtos em especificações mais rigorosas. A 
qualidade do óleo produzido no FCC impede a sua adição ao querosene, sendo portanto 
incorporado ao óleo combustível. 
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
7,5%
11,0%
37,4%
GÁS 1,9%
GASOLINA
28,6%
17,1%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO FCC
1,0%
6,5%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
5,6% 5,9%
31,1% 37,0%
0,4%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
7,5%
11,0%
37,4%
GÁS 1,9%
GASOLINA
28,6%
17,1%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO FCC
1,0%
6,5%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
5,6% 5,9%
31,1% 37,0%
0,4%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
 
Figura 13 – Esquema de refino composto por destilação atmosférica e vácuo e FCC. 
 
 24
A Figura 14 mostra um esquema de produção ainda mais flexível e rentável, por 
incorporar ao anterior o processo de coqueamento retardado que transforma uma fração 
de menor valor (resíduo de vácuo) em produtos mais nobres (GLP, gasolina, nafta e óleo 
diesel), embora, na presente configuração, a nafta e o óleo diesel não estejam sendo 
ofertados, por necessitarem de tratamento dadas suas características de instabilidade. A 
fração geradora de óleo diesel está incorporada à carga do FCC. Com a introdução do 
processo de coqueamento, há a produção de coque que pode sercomercializado 
aumentando a rentabilidade da refinaria. 
3,0%
29,0%
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
9,8%
11,0%
26,7%
GÁS
GASOLINA 21,7%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO
1,0%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
6,6% 6,9%
13,2%
12,3%
COQUE
0,8% 1,1%
FCC
2,2% 7,7%
4,7%1,5%
4,6%
1,1% 7,7%
COQUEAMENTO
1,5%
20,2%
4,7%
39,6%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
3,0%
29,0%
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
9,8%
11,0%
26,7%
GÁS
GASOLINA 21,7%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO
1,0%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
6,6% 6,9%
13,2%
12,3%
COQUE
0,8% 1,1%
FCC
2,2% 7,7%
4,7%1,5%
4,6%
1,1% 7,7%
COQUEAMENTO
1,5%
20,2%
4,7%
39,6%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
 
Figura 14 - Esquema de refino composto por destilação atmosférica e vácuo e FCC 
e coqueamento retardado. 
Finalmente a Figura 15 mostra o esquema de produção que é o mais flexível e moderno 
de todos por incorporar à configuração anterior o processo de hidrotratamento de frações 
médias geradas no coqueamento, possibilitando o aumento da oferta de óleo diesel de 
boa qualidade. Esse esquema permite um maior equilíbrio na oferta de gasolina e de óleo 
diesel de uma refinaria, pois desloca parte da carga que ia do coqueamento para o FCC 
(processo produtor de gasolina) e a envia para o hidrotratamento, gerando, então, mais 
óleo diesel e menos gasolina que as configurações anteriores. Esse esquema de refino é 
adequado principalmente para processamento de petróleos pesados, isto é, aqueles que 
produziriam uma grande quantidade de resíduo que de outra forma seriam incorporados 
ao óleo combustível. 
Ao mesmo tempo em que os petróleos mais pesados fornecem um rendimento maior de 
resíduos, é necessário diminuir-se a quantidade de óleo combustível produzido nas 
refinarias. Essa imposição deve-se ao fato das restrições ambientais cada vez mais 
rigorosas, além do fato que a rentabilidade do óleo combustível tem caído recentemente. 
 
 25
Assim, é necessária a introdução de processos que consigam transformar o resíduo em 
produtos nobres na qualidade exigida pela recente legislação. Esses processos são 
conhecidos como “fundo de barril”. 
2,8%
39,3%
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
8,9%
11,0%
19,4%
GÁS
GASOLINA 19,4%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO
1,0%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
5,8%
6,1%
13,2%
12,3%
COQUE
0,8% 1,1%
FCC
2,0% 6,8%
4,7%1,5%
4,6%
1,1% 6,8%
COQUEAMENTO
1,5%
17,9%
4,7%
35,0%
HIDROTRATAMENTO
10,3%
0,4%
5,7%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
2,8%
39,3%
100%
GLP
NAFTA
PETROQUÍMICA
QUEROSENE
DIESEL
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
8,9%
11,0%
19,4%
GÁS
GASOLINA 19,4%
Petróleo
DESTILAÇÃO
À VÁCUO
1,0%
29,0%
59,0%
25,5%
33,5%
5,8%
6,1%
13,2%
12,3%
COQUE
0,8% 1,1%
FCC
2,0% 6,8%
4,7%1,5%
4,6%
1,1% 6,8%
COQUEAMENTO
1,5%
17,9%
4,7%
35,0%
HIDROTRATAMENTO
10,3%
0,4%
5,7%
DESTILAÇÃO
ATMOSFÉRICA
 
Figura 15 - Esquema de refino composto por destilação atmosférica e vácuo e FCC, 
coqueamento retardado e hidrotratamento. 
Os processos “fundos de barril” reduzem a produção de resíduos (óleo combustível e 
asfalto) transformando-os em frações mais leves de maior valor comercial, além de 
conferir flexibilidade e rentabilidade ao refino. 
Os principais processos são: 
• destilação a vácuo 
• desasfaltação a propano 
• craqueamento catalítico 
• coqueamento retardado 
• hidrocraqueamento 
Esses processos têm uma importância muito grande para Petrobras na medida que as 
refinarias não eram capacitadas com muitos desses processos. A razão é histórica. As 
refinarias foram construídas, na maior parte, nas décadas de 50 e 60. A última refinaria 
que iniciou suas operações foi a REVAP em 1980. O petróleo que as refinarias 
processavam era o oriundo principalmente do mundo árabe. Esse petróleo era leve. Com 
as duas crises do petróleo na década de 70 e 80 o Brasil foi forçado a investir na busca de 
petróleo em território nacional. O petróleo que foi encontrado, na sua maior parte, foi um 
petróleo pesado que produzia uma grande quantidade de resíduos. Por isso a Petrobras 
tem se esforçado para equipar as refinarias com esse tipo de processo de modo a trazer 
mais flexibilidade para a suas refinarias. Além disso, contribuiu para esse quadro o 
 
 26
aumento do rigor da legislação com relação de compostos sulfurados, principalmente 
para o óleo diesel. 
A Figura 16 mostra um esquema de refino orientado para produção de combustíveis e 
aromáticos. Trata-se de uma refinaria bastante flexível porque possui vários processos 
“fundo de barril” além de processos que a capacitam produzir produtos petroquímicos, 
benzeno, tolueno e xileno (BTX) e gasolina de alta octanagem graças ao processo de 
alquilação catalítica. 
CARGA
PETRÓLEO
C3
ALQUILAÇÃO
CATALÍTICA
(UGAV)
FRACIONAMENTO
GLP
C4
C3 C4
GLP
GASOLINA
DE AVIAÇÃO
GASOLINA
AUTOMOTIVA
D
ES
TI
LA
Ç
Ã
O
 A
TM
O
SF
ÉR
IC
A
PRÉ-FRAC.
DE NAFTA
(PREFRA)
EXTRAÇÃO
DE
AROMÁTICOS
(URA)
BENZENO
TOLUENO
XILENO
NAFTA
PETROQUÍMICA
QAV / QI
ÓLEO DIESEL
DESTILAÇÃO
À VÁCUO GÁS ÁCIDO P/ URE
GÁS NATURAL
CO2
RESÍDUO
AROMÁTICO
ASFALTO
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
COQUE VERDE
GÁS COMB. HIDROTRAT.
DE DIESEL
INSTÁVEL
(U-HDT)
REFORMA
CATALÍTICA
(URC)
COQUEAMENTO
RETARDADO
FRACIONA.
DE
AROMÁTICOS
(URA)
CRAQUEAM.
CATALÍTICO
(U-FCC)
GERAÇÃO
DE
HIDROGÊNIO
H2
GÁS COMB.
 
Figura 16 – Esquema de refino orientado para produção de combustíveis e aromáticos. 
A Figura 17 mostra um esquema de refino voltado para produção de óleos básicos para 
lubrificantes e parafinas. Observa-se que nessa rota encontram-se apenas processos 
físicos (exceto o hidroacabamento), ou seja não há uma mudança significativa nas 
substâncias químicas presentes na carga. Isso leva a refinaria a ter que operar com uma 
faixa estreita de petróleos para produzir lubrificantes de qualidade. 
Os lubrificantes possuem um valor agregado bem maior se comparado com o valor dos 
combustíveis, mas por outro lado, o mercado é pequeno (cerca de 1% do mercado). O 
parque presente na REDUC e na RLAM, além da unidade da LUBNOR são suficientes 
para abastecer o mercado brasileiro. 
 
 27
CARGA
PETRÓLEO
GLP
GASOLINA
SOLVENTES
NAFTAS
QAV / QI
ÓLEO DIESEL
GÁS
NATURAL
H2
SPINDLE
CILINDRO I
NEUTRO LEVE
NEUTRO MÉDIO
NEUTRO PESADO
EXTRATO AROM.
ASFALTO
ÓLEO COMBUSTÍVEL
ULTRA VISCOSO
CO2
PARAF. SP
PARAFINA MOLE
PARAF. NL
PARAF. NM
PARAF. NP
PARAF. CS-I
GÁS ÁCIDO
D
ES
TI
LA
Ç
Ã
O
A
TM
O
SF
ÉR
IC
A
D
ES
TI
LA
Ç
Ã
O
À
 V
Á
C
U
O
GERAÇÃO
DE
HIDROGÊNIO
BRIGHT STOCK
DESASFALTAÇÃO
A
PROPANO
CILINDRO IID
ES
A
R
O
M
A
TI
ZA
Ç
Ã
O
A
 F
U
R
FI
R
A
L
D
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PA
R
A
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IB
C
PARAF. BS
PARAF. CS-II
H
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R
O
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D
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B
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IF
IC
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S
H
ID
R
O
TR
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TA
M
EN
TO
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PA
R
A
FI
N
A
S
D
ES
O
LE
IF
IC
A
Ç
Ã
O
A
 M
IB
C
 
Figura 17 – Esquema de refino orientado para produção de lubrificantes e parafina. 
 
 
 28
DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA E A VÁCUO 
Princípio geral da destilação 
A destilação é um processo de separação dos componentes de uma mistura de líquidos 
miscíveis, baseado na diferença dos pontos de ebulição dos seus componentes 
individuais. A destilação