Projecto Tecnológico_PQ-2_Grupo4_Out30_PAGINADO_ _2_

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REPÚBLICA DE ANGOLA 
 
 
 
 
INSTITUTO MÉDIO POLITÉCNICO DO LOBITO 
CURSO TÉCNICO DE PETROQUÍMICA 
PROJECTO TECNOLÓGICO 
12ª CLASSE/PQ-2 
 GRUPO N.º 4 
 
PROCESSOS TECNOLÓGICOS DO HIDROTRATAMENTO NO 
REFINO DO PETRÓLEO E GÁS 
 
 
 
 
 
 
 
LOBITO, 26 de Novembro de 2014 
 
 
 
 
 
 
INSTITUTO MÉDIO POLITÉCNICO DO LOBITO 
CURSO TÉCNICO DE PETROQUÍMICA 
PROJECTO TECNOLÓGICO 
12ª CLASSE/PQ-2 
 
PROCESSOS TECNOLÓGICOS DO HIDROTRATAMENTO NO 
REFINO DO PETRÓLEO E GÁS 
 
 GRUPO Nº 4 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 DOCENTES 
 Eng.º SANDRO PERTINE 
 Eng.º FERNANDO TEIXEIRA 
 
José Baptista……………………………. Nº 26 
Júlia Manuel……………………………. Nº 27 
Júlia Anselmo…………………………... Nº 28 
Juliana Tchimuku……………………… Nº 29 
Lázaro Branco………………………….. Nº 30 
Lopes Carneiro………………………… Nº 31 
Luísa António………………………….. Nº 32 
 
 
 
 
 
 
DEDICATÓRIA 
 
Dedicamos o presente trabalho ao Instituto Médio Politécnico do Lobito, que durante 
três anos disponibilizou os seus meios, recursos e metodologias de ensino para que nos 
tornássemos profissionais no ramo de química, dedicamos também aos nossos 
familiares que com seus exemplos despertaram-nos o amor pelos estudos e que nos 
momentos de incerteza incentivaram e apoiaram para que esse trabalho se torna-se uma 
realidade. 
 
. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTO 
 
Para que pudéssemos olhar este livro como uma realidade, graças aqueles que 
dedicaram desde o início da nossa formação até a conclusão do nosso trabalho. 
Expressamos a nossa eterna gratidão. 
 
Agradecemos principalmente a Deus por nos permitir a ter esta oportunidade de 
aprender, e desenvolver estudos bastante promissores e enriquecedor. 
 
Agradecemos aos nossos orientadores Sandro João e Fernando Teixeira pela ajuda, 
paciência e confiança durante toda a elaboração deste trabalho, e ainda pelo curso de 
petroquímica, onde pudemos aprender e aprimorar conceitos que nos ajudaram a 
desenvolver este trabalho. 
 
Agradecemos aos nossos encarregados de educação pelo apoio moral e financeiro e por 
suportarem as ausências nas horas em que a nossa presencia era necessária. Nos 
momentos de incerteza e que fizeram com que este trabalho se tornasse bastante 
enriquecedor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
 
Durante a realização deste trabalho abordamos diversos temas ligados aos processos de 
tratamento em uma refinaria com maior destaque os processos de hidrotratamento. 
Hidrotratamento é uma unidade processual do refino do petróleo e gás que consiste na 
remoção de contaminantes presente nos derivados do óleo cru e gás associado de modo 
e se obter produtos finais comercializáveis. 
O nosso tema esta dividido por 6 capítulos específicos que baseia-se na apresentação 
dos processos tecnológicos do hidrotratamento no refino de petróleo e gás contendo 
diversificados itens. 
Os 6 capítulos têm os seguintes objectivos: 
I- Química do petróleo tem como objectivo conhecer a composição química e 
física do óleo cru. 
II- A refinação do petróleo e gás - tem como objectivo salientar os processos 
empregados na refinação de petróleo e gás. 
III- Unidades processuais de tratamento e acabamento nos derivados do petróleo - 
tem como objectivo efectuar o pré-tratamento nas cargas mais leves como o 
LPG e transformar os compostos agressivos em menos nocivos. 
IV- Hidrotratamento nos derivados do petróleo - tem como objectivo remover ou 
estabilizar os contaminantes presentes nos derivados do óleo cru. 
V- Equipamentos empregados no processo de hidrotratamento- tem como objectivo 
descrever os materiais empregados no processo de HDT. 
VI- Impactos ambientais - têm como objectivo descrever os impactos de emissões 
gasosas e garantir as especificações de qualidade dos produtos finais. 
 
 
 
 
 
 
INDICE GERAL 
 
Números Designação Páginas 
 
 
 Introdução 12,13 
 Objectivos 14 
 CAPÍTULO I 
1 Química do petróleo 
1.1 Generalidade do petróleo 15 
1.2 Classificação do petróleo 16 
1.3 Propriedades químicas e físicas do petróleo 19 
1.4 Impurezas do petróleo 20 
 CAPÍTULO II 
1 A refinação do petróleo e gás 24 
2 Categorias do refino 25 
3 Classificação da refinaria 26 
4 Tratamento primário de uma refinaria (Dessalinização) 28 
5 Destilação atmosférica 29 
6 Descrição tecnológica da unidade de Destilação atmosférica 31 
7 Reforma catalítica 32 
8 Produção e aplicação do hidrogénio gerado na reforma catalítica 34 
 CAPÍTULO III 
1 Unidades processuais de tratamento e acabamento nos derivados 
do petróleo 
 
1.1 Generalidade 38 
1.2 Unidade processual do tratamento Merox 39 
1.3 Tratamento do D.E.A 43 
1.4 Tratamento cáustico 44 
1.5 Tratamento Bender 46 
 
 
 CAPÍTULO IV 
1 Hidrotratamento (HDT) dos derivados do petróleo 
1.1 Generalidade 48 
1.2 Descrição tecnológica da unidade de (HDT) 50 
1.3 Catalisadores empregados no processo de hidrotratamento 51 
1.4 Obtenção dos catalisadores do hidrotratamento 52 
1.5 Aplicação dos catalisadores do hidrotratamento 53 
1.6 Hidrogenação 54 
1.7 Reacções aplicadas no hidrotratamento 56 
1.7.1 Reacções de hidrodessulfurização (HDS) 57 
1.7.2 Reacções de hidrodesnitrogenação (HDN) 59 
1.7.3 Reacções de hidrodesoxigenação (HDO) 60 
1.7.4 Reacções de hidrodesmetalização (HDM) 61 
 CAPÍTULO V 
1 Equipamentos indústrias na unidade de HDT 
1.1 Generalidade 62 
1.2 Materiais empregados 62 
1,3 Processos de fabricação 63 
1.4 Modelos do reactor 65 
 CAPÍTULO VI 
1 Impactos ambientais 
1.1 Generalidade 67 
1.2 Impacto da poluição atmosférica 67 
2 Desactivação dos catalisadores 71 
3 O problema do descarte dos catalisadores 73 
4 Especificações de qualidade dos derivados 74 
 
 
 
 
CONCLUSÃO 85 
 BIBLIOGRAFIA 86 
 
ANEXOS 87 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
Tabela Designação Páginas 
 
 
Tab.1 Exemplo de correntes típicas do petróleo 18 
Tab.2 Percentagem das impurezas do petróleo 19 
Tab.3 Classes das correntes com enxofre 21 
Tab.4 Diferentes processos de tratamento nos derivados 39 
Tab.5 Variáveis operacionais do Merox no LPG 42 
Tab.6 Efeitos nocivos dos principais poluentes veicularem a saúde 68 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figuras Nome Pág. 
 
Fig. 1 Base Parafínico 16 
Fig. 2 Base Nafténica 17 
Fig. 3 Base Aromática 17 
Fig.4 Fluxograma da destilação atmosférica 30 
Fig. 5 Fluxograma do Merox 41 
Fig. 6 Fluxograma do DEA 43 
Fig. 7 Fluxograma da Lavagem Caustica 45 
Fig. 8 Fluxograma do Bender 46 
Fig. 9 Fluxograma do HDT 49 
Fig. 10 Esquemática de deposição de camadas de overlay sobre material de base 65 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SIGLAS E ABREVIATURAS 
 
PB - Petróleo bruto 
LPG – Gás liquefeito de petróleo 
HC – Hidrocarboneto 
C3/C4 – Propano e Butano 
RFA: Resíduo atmosférico 
ASTM: Sociedade americana para testes de matérias 
UDV: Unidade de destilação a vácuo 
UDA: Unidade dedestilação atmosférica 
GOL: Gasóleo leve 
GOM: Gasóleo médio 
GOP: Gasóleo pesado 
RV: Resíduo de vácuo 
GC: Gás combustível 
GPL: Gás liquefeito do petróleo 
NL: Nafta leve 
NP: Nafta pesada 
URC: Unidade de reforma catalítica 
UTC: Unidade de tratamento cáustico 
TC: Tratamento cáustico 
QAV: Querosene de aviação 
FCC: Craqueamento catalítico 
 
 
UD: Unidade de destilação 
HCOs: Hidrocarbonetos 
RF: Reforma catalíto 
HDT: Hidrotratamento 
UGH - Unidade de Geração de Hidrogénio 
URE - Uniade de Recuperação de Enxofre; 
AUX - Unidades Auxiliares de Processos; 
LB-Limite de bateria 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
12 
 
 
INTRODUÇÃO 
O petróleo é uma complexa mistura líquida de compostos orgânicos e inorgânicos, em 
que predominam os hidrocarbonetos desde os alcanos mais simples até aos aromáticos 
mais complexos de acordo dom a (A.S.T.M). Para que ele tenha seu potencial 
energético plenamente aproveitado, bem como sua utilização como fonte de matérias-
primas, é importante que seja realizado seu desmembramento em cortes, com padrões 
preestabelecidos para determinados objectivos, que denominamos fracções. 
Indústria do petróleo é um dos sectores que mais tem registado avanços tecnológicos 
nos últimos tempos. 
Este segmento, relativo às actividades de exploração e produção, consiste em uma serie 
de actividades complexas, que prescindem de vultuosos investimentos e profissionais 
altamente qualificados para pôr termo ao seu objectivo: descobrir e produzir petróleo. 
A importância desse mineral para a sociedade é sem precedentes. Ele está presente nas 
embalagens, resinas, medicamentos, estofados, plásticos, borrachas, lubrificantes, etc., 
além de ter-se tornado a mais utilizada fonte de energia do mundo. 
A indústria petroquímica, nos seus sectores de projecto, de operação, de 
desenvolvimento, de vendas e executivo, tornou-se a maior empregadora de engenheiros 
químicos. Este fato é especialmente relevante nos tempos recentes em virtude de as 
destilações simples dos anos iniciais da indústria terem sido substituídas, em geral, por 
procedimentos de refinação complicados, envolvendo numerosas operações físicas e 
conversões químicas, ou processos químicos unitários, muitas vezes de grande 
complexidade e de grande porte. Todos os ramos desta indústria estão de tal forma, 
relacionados e são tão técnicos que exigem o serviço de muitos engenheiros 
especializados. Além disso, a indústria do petróleo esta ampliando suas necessidades, 
pois está atingindo muitos outros sectores químicos, fornecendo-lhes matérias-primas e 
usando substancias. Por isso, os engenheiros químicos na indústria de petróleo, para 
serem mais eficientes, no trabalho de operação, ou de construção, ou de projecto, devem 
estar informados sobre os outros sectores. 
 
13 
 
Na refinação do petróleo, os tratamentos químicos são usados para eliminar ou 
modificar as propriedades indesejáveis associadas à presença das diversas 
contaminações que o óleo bruto apresenta, especialmente aquelas oriundas de 
compostos que contém enxofre, nitrogénio ou oxigénio entre outros em suas moléculas. 
Esses processos de tratamento são necessários, nos derivados do petróleo são 
produzidos, nem sempre se enquadram nas especificações requeridas, especialmente no 
que diz respeito ao teor de enxofre. 
Um dos principais processos de tratamento de uma refinaria é o hidrotratamento que é 
um processo do refino com hidrogénio cuja finalidade é estabilizar um determinado 
corte de petróleo ou eliminar compostos indesejáveis aos mesmos. A estabilização de 
fracções de petróleo é conseguida por meio da hidrogenação de compostos reactivos 
presentes, como por exemplo, as monolefinas e diolefinas. Os elementos indesejáveis 
removidos por hidrogenação incluem: enxofre, nitrogénio, oxigénio, halogénios e 
metais. 
O hidrotratamento pode ser empregado a todos os cortes de derivados do petróleo, tais 
como gases, naftas, querosene, diesel, gasóleos para craqueamento, lubrificantes, 
parafinas, resíduos atmosféricos e de vácuo. 
Os processos do hidrotratamento ajudam a reduzir o impacto de emissões gasosas e 
garantir as especificações das qualidades dos produtos finais. 
A elaboração do presente trabalho baseia-se numa extensa e exaustiva revisão 
bibliográfica, nacional e internacional, na busca de informações em diversas páginas da 
Internet e livros técnicos de diversas esferas do sector de petróleo. 
 A fim de que se cumprisse satisfatoriamente o objectivo descrito no item anterior, 
analisaram-se, separadamente, cada tratamento que é aplicado nos derivados do 
petróleo. 
 É importante salientar que o tratamento dos derivados do petróleo é de tornar os 
mesmos em produtos comercializáveis. 
A divisão dos Capítulos baseia-se na apresentação dos processos tecnológicos do 
hidrotratamento no refino de petróleo e gás contendo vários itens. Esta referência 
caracteriza os principais tratamentos nos derivados do petróleo assim como as medidas 
atenuantes e relativas a cada um deles. 
 
14 
 
 
 
OBJECTIVOS 
 
 
• OBJECTIVO GERAL 
Estudo e analise a remoção de impurezas nos produtos de petróleo de forma a se 
obter um produto comercializável. 
 
 
• OBJECTIVO ESPECÍFICO 
Descrever os processos de remoção dos contaminantes do petróleo bruto por 
reacções de hidrogenação na presença de catalisadores tendo em conta as 
pressões e temperaturas altas. 
É de demonstrar a sociedade o quanto é importante os processos do 
hidrotratamento tendo em conta como ajuda a reduzir o impacto de emissões 
gasosas e garantir as especificações de qualidades dos produtos finais. 
 
 
 
 
 
 
 
15 
 
 
CAPÍTULO I 
 
 1. QUÍMICA DO PETRÓLEO 
1.1 GENERALIDADES 
A palavra petróleo vem do latim, petrus, “pedra” e oleum, “óleo, extraído das rochas 
denominadas de Rocha Reservatório. O petróleo apresenta-se em várias cores, variando 
entre o negro e o castanho-escuro, tendo carácter oleoso, inflamável, menos denso que a 
água, com cheiro característico e composto basicamente por milhares de compostos 
orgânicos, com predominância exclusiva dos hidrocarbonetos”. 
 Quando a mistura contém uma maior percentagem de moléculas pequenas seu estado 
físico é gasoso e quando a mistura contém moléculas maiores seu estado físico é 
líquido, nas condições normais de temperatura e pressão. 
O petróleo é uma complexa mistura líquida de compostos orgânicos e inorgânicos, em 
que predominam os hidrocarbonetos desde os alcanos mais simples até aos aromáticos 
mais complexos de acordo dom a (A.S.T.M). 
O petróleo formou-se a milhares de anos, quando pequenos animais e vegetais marinhos 
foram soterrados e submetidos à acção de microorganismos, do calor e de pressões 
elevadas, ao longo do tempo. 
O petróleo no seu estado natural é sempre uma mistura complexa de diversos tipos de 
hidrocarbonetos contendo também proporções menores de contaminantes (enxofre, 
nitrogénio, oxigénio e metais). Os contaminantes são considerados como impurezas e 
podem aparecer em toda a faixa de ebulição, destilação do petróleo, mas tendem a se 
concentrar nas fracções mais pesadas. 
 
 
 
 
16 
 
 
1.2. CLASSIFICAÇÃO DO PETRÓLEO BRUTO 
A classificação do petróleo depende basicamente das características da rocha 
reservatório e do processo de formação. O petróleo ou óleo cru classifica-se em: 
Segundo o ºAPI o petróleo classifica-se em: 
• Petróleo leve ou de base parafínica: possui um ºAPI maior de 31,40 º API com 
uma densidade inferior a 870Kg/m3 o mesmo contem além de alcano uma 
percentagem de 15/25% de ciclo alcano são excelente para produção de 
querosene, diesel, óleo lubrificante,parafina e LPG. 
 
 
 
 
 
 
 Fig.1 Base Parafinico 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 
 
• Petróleo médio ou de base nafténica: possui um ºAPI 22,3/ 30 ºAPI com uma 
densidade de 920Kg/m3 870 Kg/m3 de alcanos contem também 25% de 
hidrocarbonetos aromáticos, são excelentes para produção de gasolina, nafta, 
petroquímica, querosene de aviação, e óleo lubrificante. 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 2 Base Nafténica 
 
 
• Petróleo pesado ou de base aromático: possui um ºAPI menor de 22,3 ºAPI com 
uma densidade 1000Kg/m3 920Kg/m3 é constituído praticamente de 
hidrocarbonetos aromáticos são excelentes para produção de gasolina solvente 
asfalto. 
 
 
 
 
 
 
Fig.3 Base Aromática 
 
18 
 
 
 
• Petróleo extra pesado: possui um grau API inferior de 10 grau API com uma 
densidade 1000Kg/m3. 
Podemos observar que quanto maior é o grau de API melhor é a qualidade do 
petróleo e maior mercado ele terá. E quanto maior for a densidade do petróleo 
menor será o seu grau API, ou mais pesado será o petróleo. 
 
Classificação segundo o teor de enxofre: 
Petróleo doce (Sweet): teor de enxofre menor 0,5% teor em massa. 
Petróleo salgado (Suor): teor de enxofre maior 0,5% teor em massa. 
 
Tab. 1-Exemplo de correntes típicas do petróleo 
Corrente Origem Densidade (API) S (% massa) 
Arabian Extra Lt. Arábia Saudita 38,1 1,1 
Arabia Lt Arábia Saudita 34,0 1,9 
Brent Reino Unido 40,0 0,5 
Cano Limon Colômbia 25,2 0,9 
Daqing China 33,0 0,1 
Forcados Nigéria 29,5 0,2 
Marlin Brasil 20,1 0,7 
Maya México 21,3 3,4 
West Texas Intermediate (WTI) EUA 39,8 0,3 
 
 
19 
 
 
1.3. PROPRIEDADES QUÍMICAS E FÍSICAS DO PETRÓLEO 
� As propriedades físicas do petróleo variam bastante, podem ser muito fluídos e 
claros, com grandes proporções de destilados leves, e óleos muito viscosos e 
escuros com grandes proporções de destilados pesados. Esta é a forma mais 
simples de se classificar os óleos crus: leves e pesados. 
� Pelo fato dos óleos serem constituídos basicamente de hidrocarbonetos a sua 
densidade específica varia inversamente com a relação atómica C/H. A 
densidade específica do óleo cru pode variar de 0,70 a 1,00 kg. 
� Em geral, ele é inflamável na temperatura ambiente. 
� Seu odor pode apresentar características agradáveis, típicas de compostos 
aromáticos, até o aroma fortemente desagradável produzido pelos compostos de 
enxofre. 
� A composição elementar varia muito pouco porque o óleo cru é composto por 
séries homólogas de hidrocarbonetos como parafinicos ,nafténicos aromáticos, 
contem ainda derivados como oxigenados, sulfurados ,nitrogenados etc . 
� Alguns apresentam compostos contendo elementos minerais tais como Niquel, 
Vanadio, Chumbo ,Mobilidenio, dados como impurezas formando alguns 
compostos organometalícos . 
Tab. 2 Percentagem das impurezas do petróleo 
Hidrogénio 11-14% 
Carbono 83-87% 
Enxofre O, 06-9% 
Nitrogénio 0,11-1,70% 
Oxigénio 0,50-2% 
Metais Até 0,30% 
 
20 
 
 
1.4 IMPUREZAS DO PETRÓLEO 
São as impurezas dissolvidas no óleo sendo formadas por compostos orgânicos com a 
presença de heteroátomos como enxofre, nitrogénio, oxigénio, e metais. Dividem-se em: 
Impurezas oleofóbicas e impurezas oleofílicas 
� Impurezas oleofóbicas 
Incluí-se água, saís como brometos, cloretos, sulfetos, iodetos, argila, areias ,e 
sedimentos, em geral quantidades elevadas de saís , sedimentos ,e água afectam 
negativamente o refino do petróleo. 
� Impurezas oliofílicas 
São impurezas dissolvidas no petróleo sendo formada por compostos orgânicos com 
presença de eteroátomos (enxofre, nitrogénio, oxigénio, e metais) Dividem-se em: 
Compostos sulfurados: 
 O enxofre é o terceiro elemento mais abundante no óleo cru (concentração medida em 
0,65% em peso para uma faixa entre 0,02 e 4,00%) ocorre na forma de mercaptanas, 
sulfetos, polissulfetos, benzotiofenos, moléculas policíclicas com nitrogénio e oxigénio, 
acido sulfúrico, dissulfetos de carbono, sulfetos de carbonila e enxofre elementar (muito 
raro). 
Normalmente quanto maior for a densidade do óleo maior será o teor de enxofre mais 
existe o óleo não convencional pesados, cujo teor de enxofre é: 
 
 
 
 
 
 
 
21 
 
 
 Tab. 3 Classes das correntes com enxofre 
Classes ºAPI Enxofre (% massa) 
Leve doce 35-60 0-0,5 
Leve azedo 35-60 >0,5 
Médio meio azedo 26-34 0-1,1 
Médio azedo 26-34 >1,1 
Pesado doce 10-25 0-1,1 
Pesado azedo 10-25 >1,1 
 
Os compostos de enxofre são indesejáveis, porque aumentam estabilidade das emulsões 
ou aumenta a polaridade dos óleos, eles provocam corrosão contaminam os 
catalisadores de processo de refino e determinam cor, cheiro de produtos finais. 
Produzem SOx e quando estão presentes nos produtos finais, afectam a sua qualidade e 
o ambiente. 
Os óleos são classificados consoante o teor de enxofre. Costuma-se chamar óleo suor 
(salgado) aqueles com teor acima de 2,5% , e o óleo sweet (doce) aquele com teor 
inferior a 0,5% sempre em base mássica. A faixa intermediária compreende o óleo 
semi-doce. Nota-se que óleo doce com teor de enxofre de 0,5% possui muito mais 
enxofre do que o requerido para derivados com elevadas especificações. Pode-se notar 
que os compostos orgânicos de enxofre normalmente se encontram nas fracções mais 
pesadas do petróleo, isso faz com que os cortes mais pesados sejam normalmente mais 
salt. 
 
 
 
 
22 
 
 
Compostos nitrogenados: 
 Os óleos têm teor médio de 0,17% em base de nitrogénio. Cerca de 90% de petróleo 
contêm menos do que 0,2% em peso de nitrogénio, logo é mais usual a ocorrência de 
correntes com baixo teor de nitrogenados 
 Ocorrem em pequena proporção, menos de 1%,constituídos de compostos 
heterocíclicos de natureza básica ou não, encontrados nas fracções de alto ponto de 
ebulição e também nos resíduos. Os básicos são compostos homólogos da piridina e os 
não básicos os pirrol e o indol. A presença de compostos nitrogenados, mesmo em 
proporção muito pequena, representa um problema nas operações de refino: promovem 
o envenenamento dos catalisadores usados e concorrem para a formação de gomas em 
óleos combustíveis. Nos petróleos leves a proporção de compostos nitrogenados é muito 
pequena. 
São termicamente estáveis aumentam a capacidade do óleo reter água em emulsão e 
tornam instáveis os produtos do refino alteram a coloração e tende a concentrar-se nas 
fracções(derivados ) mais pesadas do petróleo (gasóleo de vácuo , resíduo atmosférico 
resíduos de vácuo e betume). 
 
Compostos oxigenados 
Os compostos oxigenados no petróleo bruto, de modo geral, não chegam a cerca de 2% 
p/p e não representam problema no processamento e nas refinarias. Os principais 
aparecem sob forma de ácidos carboxílicos alifáticos (<C6) e ácidos monocíclicos (C6 
<até Cn ,n>14). Aparentemente derivam de seus respectivos hidrocarbonetos 
componentes do petróleo. O fenol também aparece em extractos alcalinos do petróleo. 
Tendem a concentrar-se nas fracções pesadas do petróleo, afectando a acidez e a 
corrosividade dessas fracções. 
 
 
 
23 
 
 
Compostos organometálicos 
Apresentam-se tanto na forma de saís orgânicos dissolvidos na água emulsionada ao 
petróleo estes facilmente são removidos através do processo de dessalgação. Quanto 
como compostos complexos tendem a se concentrar nas fracções mais pesadas do 
petróleo. 
Os metais que usualmente contaminam o petróleo o petróleo são: Ferro, Zinco, Cobre, 
Chumbo, Molibdénio, Cobalto, Arsénio, Manganês, Cromo, Sódio metálico, Níquel, 
Vanádio. 
O Níquele o Vanádio são responsáveis pelo envenenamento de catalisadores, o 
Vanádio além de atacar os tubos dos fornos (serpentinas) catalisa a formação do ácido 
sulfúrico em meio aquoso. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
24 
 
CAPITULO II 
 
1. A REFINAÇÃO DO PETRÓLEO E GÁS 
 A arte de compatibilizar as características dos vários petróleos que devam ser 
processados numa dada refinaria, com a necessidade de suprir-se de derivados, em 
quantidade e qualidade, que atendam uma certa região de influência dessa indústria, faz 
com que surjam arranjos de várias unidades de processamento, para que tal objectivo 
seja alcançado da forma mais racional e económica possível. O encadeamento das 
várias unidades de processo dentro de uma refinaria é o que denominamos de Esquema 
de Refino. 
Os esquemas de refinação variam de uma refinaria para outra pelo fato do mercado de 
uma dada região modificar-se com o tempo. A constante evolução na tecnologia dos 
processos faz com que surjam alguns de alta eficiência e rentabilidade, enquanto outros, 
de menor eficiência ou com maiores custos operacionais, entram em obsolescência. Os 
processos de refino não são estáticos e definitivos, e sim dinâmicos num horizonte de 
médio e longo prazo. 
Uma refinaria de petróleo, ao ser planeada e construída, pode destinar-se a dois 
objectivos básicos: 
• Produção de combustíveis e matérias-primas petroquímicas; 
• Produção de lubrificantes básicos e parafinas. 
 
O primeiro objectivo constitui a maioria dos casos, uma vez que a demanda por 
combustíveis é muitíssimo maior que a de outros produtos. Aqui, é fundamental a 
produção em larga escala de fracções destinadas à obtenção de GLP, gasolina, diesel, 
querosene e óleo combustível, dentre outros. Todas as refinarias brasileiras encontram-
se neste grupo. 
O segundo grupo, de menor expressão, constitui-se num grupo minoritário, cujo 
objectivo é a maximização de fracções básicas lubrificantes e parafinas. Estes produtos 
têm valores agregados cerca de duas a três vezes muito maiores que os combustíveis e 
conferem alta rentabilidade aos refinadores, embora os investimentos sejam também 
maiores. 
 
 
25 
 
2. CATEGORIAS DO REFINO 
� Operação topping (ou separação de hidrotratanentos) - trata-se da separação 
da carga (petróleo cru) em diferentes grupos e fracções de hidrocarbonetos. A 
unidade topping mais comum é a destilação. 
� Craqueamento (ou fraccionamento ou quebra) térmico ou catalítico de 
hidrocarbonetos - envolve a quebra de moléculas grandes (pesadas) de 
hidrocarbonetos em moléculas menores. O craqueamento pode ser atingido 
através do aporte calor e uso de catalisadores. As operações de craqueamento 
incluem os coqueamentos retardados, flexi e fluido, a viscoredução, o 
craqueamento catalítico, o hidrocraqueamento catalítico e o termo 
craqueamento. 
� Combinações de hidrocarbonetos - envolvem a combinação de duas ou mais 
moléculas de hidrocarbonetos para formar uma molécula maior convertendo um 
combustível gasoso em um combustível líquido. As operações de combinação 
incluem as unidades de Alquilação e polimerização que combinam moléculas 
pequenas para produzir componentes da gasolina de alta octonagem (como os 
alquilados). 
� Rearranjo de hidrocarbonetos - altera a estrutura original da molécula 
produzindo uma nova molécula com diferentes propriedades físico-químicas, 
mais o mesmo número de átomos de carbono. Neste caso podem ser citadas as 
unidades de reforma catalítica e as de isomerização. 
� Tratamento e Blending - envolvem o processamento de derivados de petróleo 
para renovação do enxofre, nitrogénio, metais pesados e outras impurezas. O 
blending (ou a mistura, a formação do produto), é a última fase do processo de 
refino que é usada para obtenção do produto final. Entre as unidades de 
tratamento destacam-se as unidades de recuperação do enxofre e as unidades de 
hidrotratamento. 
 
 
 
 
26 
 
3. CLASSIFICAÇÃO DE UMA REFINARIA 
Uma refinaria possui uma combinação de processo de destilação e de transformação. 
Assim, o óleo cru e estabilizado é primeiramente separado em sua fracções constituintes 
através das destilações e, posteriormente, algumas faixas do corte na destilação têm a 
necessidade de sofrer um processo de transformação, com o objectivo de se reduzir 
maiores quantidades de produtos mais leves e mais nobres. 
Os processos de uma refinaria são classificados por: 
1. Separação 
2. Conversão ou Catalítico 
3. Tratamentos ou Acabamento 
4. Auxiliares 
� Processos de separação 
 São processos de natureza física que têm por objectivo desmembrar petróleo em suas 
fracções básicas a fim de retirar desta um grupo específico de componentes. O agente de 
separação é físico e opera sob a acção de energia, na forma de temperatura ou pressão, 
ou massa, na forma de relações de solubilidade com solventes. As características dos 
processos de separação são tais que seus produtos, quando misturados, reconstituem a 
carga original, uma vez que a natureza das moléculas não é alterada. 
• Destilação a Vácuo; 
• Estabilização de naftas (debutalizadora) 
• Desasfaltação a Propano; 
• Desaromatização a Furfural; 
• Desparafinação a solvente; Desoleificação. 
• Extracção de Aromáticos, 
• Adsorção de n-parafinas. 
 
 
27 
 
� Processos catalíticos: 
São processos de natureza química que têm por objectivo modificar a 
composição molecular de uma fracção na presença de catalisadores com o 
intuito de valorizá-la economicamente. Essas modificações são através de 
reacções de quebra, reagrupamento ou reestruturação molecular, podendo ou não 
ser transformada em outras de natureza química distinta. 
• Craqueamento Catalítico (FCC) 
• Hidrocraqueamento Catalítico 
• Reformação Catalítica 
• Alquilação catalítica 
• Coqueamento brando ou retardado 
• Craqueamento Térmico; 
• Viscoredução 
• Isomerização 
• Polimerização 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
28 
 
4. TRATAMENTO PRIMÁRIO EM UMA REFINARIA 
(DESSALINIZAÇÃO) 
Acima de determinados níveis, a presença no óleo do gás associado e da salmoura 
(como é chamada a mistura de água, sais e sedimentos) causaria alguns problemas 
relacionados ao transporte em ductos ou petroleiros, ao armazenamento em tanques nos 
terminais e na refinaria ou em equipamentos das refinarias. 
 O gás associado, contendo substâncias corrosivas e sendo altamente inflamável, deve 
ser removido por problemas de segurança (corrosão ou explosão). 
Água, sais e sedimento s também devem ser retirados, para reduzirem-se os gastos com 
bombeamento e transporte, bem como para evitar-se corrosão ou acumulação de sólidos 
nas tubulações e equipamentos por onde o óleo passa. 
Por isso, antes de ser enviado à refinaria, o petróleo passa pelo chamado Processamento 
Primário, realizado em equipamentos de superfície, nos próprios campos de produção 
(campos de petróleo). 
Ao final desse processamento, teremos fluxos separados de óleo e gás, além de 
salmoura descartável. 
O óleo final conterá teores menores daqueles hidrocarbonetos mais facilmente 
vaporizáveis; ficando, então, menos inflamável que o óleo cru. Por isso, esse óleo 
“processado” é também chamado Óleo Estabilizado. 
 
O Processamento Primário ocorre através de duas etapas 
1ª Etapa: separação gás-óleo-água livre 
A separação gás-óleo-água livre é realizada em equipamentos conhecidos como 
separadores trifásicos, onde essas três substâncias, com diferentes densidades são 
separadas por acção da gravidade. A esse tipo de separação denominamos de 
Decantação. 
 
 
 
29 
 
 
2ª Etapa: desidratação do óleo 
A segunda etapa do Processamento Primário é a desidratação doóleo que sai da 
separação trifásica. 
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 objectivo da desidratação é remover ao máximo essa água emulsionada do óleo para 
romper a emulsão água-óleo são injectadas substâncias químicas chamadas 
desemulsificantes . Devido à acção dos desemulsificantes, as gotículas de água se 
juntam (ou se “coalescem”) e agora, em gotas com diâmetros maiores, boa parte dessa 
água emulsionada se separa do óleo. 
O Processamento Primário permite então que o óleo atenda as especificações exigidas 
pelo refino: 
� Um mínimo de componentes mais leves (os gases); 
� Quantidade de sais abaixo de 300 miligramas por litro (300 mg/l) de óleo; 
� Quantidade de água e sedimentos abaixo de 1% (do volume do óleo). Essa 
quantidade é conhecida como BSW (Basic Sedimento and Water - Água e 
Sedimentos Básicos) 
 
5. DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA 
É um processo de destilação fraccionada que tem por objectivo efectuar a primeira 
separação de hidrocarbonetos em uma refinaria. A sua separação está sem 
transformação química que ocorre devido a diferença do ponto de ebulição de vários 
hidrocarbonetos que consistem em vaporizar e posteriormente condensação dos 
componentes do petróleo devido a acção de temperatura e pressão atmosférica. 
 
 
 
30 
 
Compressor 
de gás 
 Corrente gasosa 
 
 
 
 350ºc 
300 ºc >200 400 ºc 
s 
 
 
 R..A permutador 
 
 
 
 
 
 
Dessalgador 
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Fábrica de Lubrificantes 
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Stripp 
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R.V 
 
31 
 
6. DESCRIÇÃO TECNOLÓGICA DA UNIDADE DE DESTILAÇÃO 
ATMOSFÉRICA 
O petróleo bruto passa por uma bateria de permutadores onde a sua temperatura é 
elevada a 180ºc e em seguida enviada para uma dessalgadora para uma retirada de 
sedimentos e água (saís dissolvidos). 
Adiante é aquecido a 300ºc (auto forno) é bombeado para uma torre de pré flash onde os 
gases mais leves são retirados no topo a fim de serem tratados e sofrer a retirada do 
LPG e na base é retirado como corrente liquida contendo fracções ou resíduos mais 
pesados, que passam por um forno ou bactéria de permutadores a 400ºc, onde a corrente 
aquecida entrará na torre de destilação atmosférica a uma temperatura de 350 á 400ºc e 
é dado como ponto de entrada da carga na zona de vaporização ou zona de flash que é o 
local onde ocorre a separação do petróleo bruto em duas correntes uma é constituída de 
fracções vaporizadas que sobem em direcção do topo da torre e a outra liquida que 
desce em direcção ao fundo da torre, a mesma possui em seu interior pratos em recheios 
(orifícios ou campânulas) que permitem a separação do petróleo bruto pelos seus 
diferentes pontos de ebulição, porque a medida em que os pratos estão processos ao 
topo as suas temperatura iram decrescer. 
Na torre de destilação usa-se vapor de água para rectificar os produtos laterais como: 
querosene, gasóleo leve (L.C.O), e gasóleo pesado (H.C.O), recuperando fracções 
arrastadas que pertencem a retirada imediatamente superior a zona de flash. Em seguida 
as correntes de vapores de água que entram na coluna saem pelo topo 
fundamentalmente com hidrocarbonetos leves que serão condensados ambos em 
conjuntos. 
Devido a diferença de densidade entre a água e hidrocarbonetos (líquidos condensados) 
são facilmente retirados no tambor de acumulador de produto de topo. 
Pelo topo saem vapores de: L.P.G, Nafta, que são condensados fora da torre para 
posteriormente serem separados na torre de estabilização de L.P.G e torre de 
fraccionamento de nafta. 
 
 
 
32 
 
 
7. REFORMA CATALÍTICA 
Reformação ou reforma catalítica é um processo que tem como objectivo transformar a 
nafta rica em hidrocarbonetos paradinhos em hidrocarbonetos aromáticos (nafta de 
reforma). 
 Este processo de aromatização de compostos parafínicos e nafténicos visa 
primordialmente à produção de gasolina de alta octanagem e produtos aromáticos leves 
de elevada pureza para posterior utilização na indústria petroquímica. 
O catalisador empregado utiliza platina associada a um metal de transição nobre (rênio, 
ródio ou germânio), suportada em alumina. 
 Durante o processo, uma mistura de hidrocarbonetos e hidrogénio é posta em contacto 
com o reformado produzido é rico em hidrocarbonetos aromáticos e isoparafínicos, mas 
GLP, gás combustível, hidrogénio e coque também são gerados como subprodutos. 
 Três secções principais compõem uma unidade de reforma catalítica (URC): 
� Secção de Pré-tratamento 
 Promove-se a protecção futura do catalisador de reforma contra impurezas presentes na 
carga (S, N, O, metais e olefinas), através de reacções de seus compostos com 
hidrogénio. Estas reacções são efectivadas pelo catalisador de pré-tratamento, 
compostos de óxidos de cobalto e molibdénio suportados em alumina, que retêm os 
metais em sua superfície. Os derivados de S, N e O e as impurezas voláteis são 
separados em uma torre rectificadora, de onde se obtém a nafta pré-tratada. 
 
 
� Secção de Reformação: 
 A nafta pré-tratada recebe uma carga de hidrogénio e passa por uma bateria de fornos e 
reactores, onde se promovem diversas reacções. 
-Desidrogenação de hidrocarbonetos nafténicos, muito rápida e fortemente exotérmica; 
 
33 
 
- Isomerização de hidrocarbonetos nafténicos, menos rápida e ligeiramente exotérmica; 
-Desidrociclização de hidrocarbonetos parafínicos, lenta e fortemente endotérmica; 
-Isomerização de hidrocarbonetos parafínicos, rápida e ligeiramente exotérmica; 
-Hidrocraqueamento de nafténicos, muito lenta e fortemente 
 
� Secção de Estabilização 
 
Promove o reciclo do gás hidrogénio ao processo e a separação das correntes gasosas 
leves, do GLP e reformado catalítico. 
 Com o andamento do processo, coque e outros compostos são depositados sobre o 
catalisador de reforma, causando um declínio em seu desempenho. Nesse aspecto, a 
perda de actividade pode ser caracterizada das seguintes formas: 
- Perda temporária com restauração posterior sem regeneração, causada por água e 
compostos de N e S; 
-Perda temporária com restauração posterior com regeneração, causada por deposição 
de coque; 
-Perda permanente, causada quando se tem alta concentração de enxofre e metais. 
 
 
 
 
34 
 
8. PRODUÇÃO DE HIDROGÉNIO 
 
 O hidrogénio é o elemento mais abundante do planeta terra e é um exemplo de fonte 
renovável e limpa que vem se difundindo a cada dia mais. A utilização do H2 como 
fonte de energia traz novos e bons ares para a sociedade, pois além de tudo ele é 
extremamente eficiente nos processos catalíticos. 
Tem um grande potencial energéticoactualmente ele vem sido utilizado em processos 
industriais, combustível para foguetes e propulsão para cápsulas espaciais. 
Recentemente com pesquisas e desenvolvimento mais avançados, vem-se utilizando 
para geração de calor, energia eléctrica e combustível para automóveis. 
8.1 CARACTERÍSTICAS DO HIDROGÉNIO 
� Ponto de Fusão (⁰C) -259 
� Ponto de Ebulição (⁰C) -253 
� Peso Molecular (g/mol) 2,0 
� Temperatura Critica (⁰C) -240 
� Densidade Relativa, Gás (ar=1 0,07 
� Densidade Relativa, Líquido 
(água=1) 0,07 
� Solubilidade na Água (mg/l) 1,6 
� Aspecto/cor Incolor 
� Cheiro Inodoro 
� Temperatura de Autoignição 
(⁰C) 560 
� Gama de inflamação (% vol no 
ar) 4-75 
 
 
 
 
 
 
 
 
35 
 
Quando está em seu estado natural e sob condições normais, ele é um gás incolor, 
inodoro e insípido. 
O hidrogénio é o mais leve de todos os gases, apresentando uma densidade de 0,084 
kg/m3 a 1 bar e a 15 ºC. Em caso de fuga do gás, este sobe rapidamente acumulando-se 
na parte superior de qualquer recinto fechado. Se o hidrogénio for descomprimido de 
175 bar para 1 bar, a temperatura aumenta 5ºC (de 20 para 25ºC), insuficiente para 
ocorrer a autoignição (560ºC). 
O hidrogénio quando reage com agentes oxidantes, como o cloro ou o oxigénio, pode-se 
inflamar podendo o processo de queima originar uma explosão. Se ocorrer em recinto 
fechado, o aumento de pressão pode causar destruição. A combustão do hidrogénio com 
o ar é iniciada por fontes de ignição de baixa energia, podendo mesmo partículas de pó 
carregadas de hidrogénio originarem uma faísca devido à carga electrostática. 
As propriedades químicas do hidrogénio líquido e gasoso são semelhantes, no entanto 
este último reage mais facilmente com o oxigénio devido à sua elevada temperatura 
 
8.2 MÉTODOS PARA PRODUÇÃO DO HIDROGÉNIO 
Os métodos para a produção de hidrogénio a partir de combustíveis fósseis são o 
seguinte: 
• Craqueamento térmico de gás natural 
• Oxidação parcial de hidrocarbonetos pesados 
• Gaseificação do carvão 
• Reforma catalítica do gás natural 
Hidrogénio a partir da reforma catalítica do gás natural 
Esta técnica consiste em expor o gás natural ou outros hidrocarbonetos a vapor a altas 
temperaturas para produzir o hidrogénio, monóxido de carbono e dióxido de carbono. 
 
36 
 
Esta tecnologia é usada pela indústria, para produção de hidrogénio dos quais 99 % é 
produzido com este método chamado de vapor reformado ou reforma com vapor 
(Stream Reforming) de gás natural (metano): 
A reforma com vapor (Stream Reforming) - É o rearranjo molecular de hidrocarbonetos 
na presença de vapores e catalisadores, produzindo o gás de síntese (CO e H 2). 
CH4(g) + H2O(g) → CO(g)+3H2(g) 
O passo seguinte é converter o monóxido de carbono com vapor para produzir 
hidrogénio e dióxido de carbono adicional, resultando maior obtenção de hidrogénio do 
processo. 
CO(g) +H2O(g) → CO2(g)+H2(g) 
O hidrogénio que é possível aproveitar do gás natural através deste processo andará na 
casa dos 70 a 90%. Com estes combustíveis fósseis como o metano (CH4), propano 
(C3H8), butano (C4H10) e octano (C8H18) que contêm hidrogénio na sua constituição, 
têm-se uma forma económica de se obter o gás hidrogénio. 
Normalmente utiliza como catalisador Ni suportado em α-Al2O3. Metais alcalinos e 
metais alcalinos terrosos são usualmente adicionados nas formulações desses 
catalisadores e actuam como promotores. 
Uma unidade de geração de hidrogénio Stream Reforming é subdividida em três secções 
principais: 
1ª Secção - Pré-Tratamento 
Visa principalmente à remoção por hidrogenação de compostos de enxofre e cloro em 
um reactor constituído de quatro leitos de catalisadores (ZnO; CoO-MoO 3 e alumina 
activada); 
2ª Secção - Reformação 
 
37 
 
Opera com fornos e conversores de alta e baixa temperatura, para transformação do gás 
de síntese gerado; os catalisadores empregados são à base de NiO-K2O, Fe 3O4-Cr 2O3 
e CuO-ZnO); 
3ª Secção - Absorção de CO 2 
Promove a remoção do CO 2 através de absorção por MEA, produzindo correntes de H 
2 com pureza superior a 95%. 
Todos os dias a indústria produz 2831684,66 m3 (100 000 000 ft3) Porém este método 
tem três desvantagens. A primeira é que a produção de hidrogénio com este método, 
para responder a um consumo posterior fica mais cara por unidade energética, do que se 
o combustível primário for simplesmente usado por combustão. A segunda é que este 
método só se aplica aos combustíveis fósseis que são uma fonte não renovável de 
energia e um dia irão deixar de ser usados como fonte de energia. A terceira é a emissão 
do dióxido de carbono que se liberta para o meio ambiente. 
 
8.3 APLICAÇÃO DO HIDROGÉNIO GERADO NA REFORMA 
CATALÍTICA 
O hidrogénio é um dos produtos químicos mais limpos e versáteis que existem. É usado 
para diversos fins: 
• Na indústria química, para hidrogenação e outras reacções de oxidação 
• No tratamento de gases industriais e na biorremediação de solos contaminados; 
• Na indústria têxtil, como agente alvejante, oxidante e desengomante; 
• Na indústria de detergentes e alvejantes; 
• Na proteção ambiental, para a detoxificação e clarificação de efluentes; 
• Na indústria farmacêutica e cosmética, como desinfetante e agente descolorante; 
• Na indústria alimentícia e de embalagem, como desinfetante para embalagens 
assépticas e controle bacteriano; 
• Na electrónica para decapagem de superfícies de metal; 
 
38 
 
• Na electrónica para limpeza de discos de silicone na produção de placas de 
circuito impressos; 
• Na indústria de papel como agente de branqueamento e para eliminar a tinta do 
papel para reciclagem; 
• Como agente alvejante em óleos, ceras, fibras e outros produtos naturais. 
 
 
 
 
39 
 
 
CAPTULO III 
 
1. UNIDADES PROCESSUAIS DE TRATAMENTO E 
ACABAMENTO NOS DERIVADOS DO PETRÓLEO 
 
1.1 GENERALIDADES: 
São processos usados para remoção ou alteração da concentração de impurezas nos 
produtos de petróleo de forma a se obter um produto comercializável, é usualmente 
necessário um tratamento químico do produto. Estes tratamentos têm algumas 
finalidades: 
• Estabilização de determinados cortes de petróleo cujas características usuais 
seriam inviáveis para utilização directa em motores a combustão, principalmente 
aqueles oriundos de processos térmicos, tais como o LCO , as naftas oriundas do 
processo de craqueamento catalítico (FCC) e as correntes oriundas das unidades 
de coque; 
• Substituição dos heteroátomos existentes nas correntes de petróleo que causam 
principalmente o aumento das emissões (enxofre e nitrogénio), aumento do teor 
de fuligem (aromáticos) e particulados (metálicas) 
• Conversão de produtos oriundos de fontes naturais, tais como os óleos vegetais e 
animais em hidrocarbonetos . 
Conforme o tratamento adoptado, os seguintes objectivos podem ser alcançados: 
• melhoramento da coloração; 
• melhoramento do odor; 
• remoção de compostos de enxofre; 
 
40 
 
• remoção de goma, resinas e materiais asfálticos; 
• melhoramento da estabilidade à luz e ao ar. 
O tratamento desses derivados estão a ser empregados em larga escala. Os resíduos 
desse processo estão se tornando cada vez mais importantes como componentes dos 
suprimentos de insumos energéticos e químicos. Estes tipos de processos não é só para 
melhorar a qualidade do produto sob o ponto de vista da sua utilização como também a 
conversão dos seus aspectos ambientais. 
 Tab.4 Diferentes processos de tratamento nos derivados 
 
 
1.2 UNIDADE PROCESSAL DO TRATAMENTO DO MEROX 
 É um processo de tratamento bastante moderno, aplicável a fracções leves (GLP e 
nafta) e intermediárias (querosene e diesel).Baseia-se na extracção cáustica de mercap-
tanas presentes nos derivados do petróleo, com sua posterior oxidação os dissulfetos, ao 
mesmo tempo em que a solução cáustica é regenerada. Isto é feito em presença de um 
catalisador organometálico (ftalocioanina de cobalto), dissolvido na solução de soda 
cáustica. O processo pode ser realizado em duas for mas: 
 
 
 
41 
 
• catalisador em leito fixo - o processo de leito fixo é aplicado quando a carga é 
mais pesada (querosene e diesel) e a oxidação que ocorre é feita 
simultaneamente com a extracção, não sendo os dissulfetos retirados do 
derivado. É, portanto um processo de adoça- mento. 
• catalisador em solução- aplicável a fracções leves a extracção e a oxidação 
ocorrem em etapas diferentes. Retirando os dissulfetos do derivado. O teor de 
enxofre é sensivelmente reduzido, caracterizando um processo de essulfurização. 
Permite a produção de dissulfetos, podendo ser operado como processo de 
dessulfurização ou adoçamento. 
Quando se procede á carga do catalisador, lembrar não juntar o catalisador em camadas 
que sejam demasiada larga. Como a solução continua a ser usada, a sua actividade 
catalítica declinaria visto que o catalisador Merox sofre alterações físicas e químicos se 
não for adicionado catalisador fresco. Portanto é necessário definir o programa de 
adição de catalisador fresco. Inicialmente o catalisador fresco é feito á razão de 1 Kg de 
reagente Merox por cada 3500 m3 do produto tratado. Depões do funcionamento da 
unidade ter sido experimentada a esta medida de make-up esta devera ser lentamente 
reduzida com o aumento de hidrocarbonetos tratados a razão de 1800 m3.Deste modo o 
número de catalisadores necessita para o make-up é estabelecido num aumento de 1800 
m3 em relação a carga inicial. 
 
� O tratamento de Merox ocorre nas seguintes etapas. 
Preparação para arranque : Os procedimentos de acordo com todas as normas de 
segurança antes do LPG entrar na unidade de tratamento do Merox. 
1. Fechar todos os vent s drenos e tomas de amostras. 
2. Fechar todas as linhas de entrada e saída dos extractores para o sistema de 
regeneração de soda. 
3. Assegurar de que todos os orifícios calibrados estão no lugar e que os 
instrumentos estão prontos a operar. 
 
42 
 
4. Assegurar que todas as juntas cegas for removidas. 
5. Assegurar que todas as válvulas estão abertas para os visores e para os 
controladores de nível e para os manómetros de pressão. 
6. Colocar alguns instrumentos de controlo em automático e verificar se eles 
operam devidamente. 
� Ajuste final: devesse verificar e até mesmo ajustar alguns pontos. 
1. Nível de soda na coluna de pré- lavagem. 
2. Nível de soda do extractor 
3. Temperatura do LPG na carga de alimentação 
4. Pressão do sistema 
 
 
 Fig.5 Fluxograma do Merox 
 
 
 
 
 
43 
 
1.2.1 Descrição tecnológica da unidade do Merox 
O produto a ser tratado sofre em princípio uma lavagem cáustica para a eliminação de 
H2S e compostos ácidos, que poderiam formar com a soda compostos estáveis na seção 
de extracção. Nesta primeira etapa, o produto atravessa um vaso contendo solução 
cáustica. Devido ao tempo de contacto relativamente curto, os mercaptans não chegam a 
ser absorvidos nesta pré-lavagem. Em seguida, a carga vai à torre extractora, onde 
ocorre a remoção dos mercaptans. Isto é feito devido à presença do catalisador em 
solução e ao maior tempo de contacto. A carga penetra pelo fundo da torre, em 
escoamento contra- corrente à solução cáustica com catalisador. No contacto com a 
solução cáustica, mercaptans são retirados de acordo com a seguinte reacção: 
RSH+ NaOH → RSNa + H2O 
Na regeneração, ocorre a reacção: 
 4 NaSH + 2 H2O + O2 4NaOH + 2 RSSR 
Em seguida à regeneração, a mistura de soda, ar e dissulfetos passa a um vaso, em que 
são separados por decantação, a soda e os dissulfetos. O excesso de ar sai pelo topo 
deste vaso separador. Pelo fundo do vaso, a solução cáustica é removida. 
 Tab.5 Variáveis operacionais do Merox no LPG 
 
 
44 
 
 
1.3 UNIDADE PROCESSUAL DO TRATAMENTO COM DEA 
Tem por objectivo a remoção de H2S do gás combustível e do LPG, colocando-os 
dentro das especificações relacionadas à corrosividade e ao teor de enxofre. O processo 
baseia-se no fato de solução de etanol- aminas (mono, di e tri), em temperaturas 
próximas à ambiente, combinarem-se com H2S e/ou CO2, formando produto estáveis. 
Os produtos formados, quando sujeitos a aquecimento, são decompostos regenerando a 
solução original e li- berando o H2S e/ou CO2. Estes produtos podem se encaminhados 
a uma unidade de recuperação de enxofre, produzindo este elemento a partir do H2S. 
Para melhor entendimento do processo, será analisado o tratamento de GLP com DEA. 
 
 
 Fig. 6 Fluxograma do DEA 
 
1.3.1 Descrição tecnológica do processo do DEA 
No início do processo, a carga é aquecida e misturada com soda cáustica, formando uma 
emulsão com a mesma, após a passagem por uma válvula misturadora que promove um 
contacto íntimo entre a carga e a soda. 
A emulsão segue então para um precipitador eletrostático, onde é submetida a um 
campo elétrico da ordem de 20.000 V, que promove a sua quebra e consequente 
 
45 
 
separação das fases cáustica e orgânica. A solução cáustica acumula-se no fundo do 
vaso, e pelo topo sai a carga (fase orgânica). 
A etapa anteriormente descrita denomina-se Lavagem Cáustica, e tem por objectivo 
remover da carga compostos ácidos tais como fenóis, ácidos nafténicos e H2S, que 
poderiam interferir no tratamento propriamente dito. 
Após a etapa de lavagem, a carga é dividida em duas correntes. A de menor vazão é 
enviada para uma torre absorvedora de enxofre, recheada com esse mesmo elemento 
químico. Conforme atravessa a torre, ela absorve o enxofre necessário às reacções e 
reúne-se, em seguida, à corrente principal. 
Após regulado o teor de enxofre absorvido, a carga recebe uma injecção de ar 
comprimido, e penetra no fundo do reactor Bender. No interior do reactor existe um 
leito fixo de catalisador, que promove as reacções de adoçamento desejadas. Próximo ao 
topo do reactor é injectada soda cáustica, de modo a manter alcalino o meio reaccional. 
As reacções que ocorrem na superfície do catalisador são: 
2 R-SH + ½ O2 → RSSR + H2O 
2 R-SH + S + 2 NaOH→ RSSR + Na2S + 2 H2O 
O efluente do reactor deixa-o pelo topo e recebe uma injecção de água de processo, que 
remove a soda cáustica do produto, assim como impurezas que tenham sido 
eventualmente arrastadas. A mistura resultante é submetida a um turbilhonamento, e 
segue até um vaso de lavagem com água. Este vaso também é um precipitado 
electrostático, e promove a separação entre a fase aquosa e o produto. 
 
1.4 TRATAMENTO CÁUSTICO 
O tratamento de lavagem cáustica é usado para a remoção de mercaptans e H2S dos 
produtos, mas também elimina outros compostos ácidos que possam eventualmente 
estar presentes no derivado que será tratado. É um processo utilizado no tratamento de 
fracções leves, cujas densidades sejam bem menores que a da solução cáustica, tais 
como o GLP e a gasolina. 
 
46 
 
 
 Fig. 7 Fluxograma da Lavagem Caustica 
 
1.4.1 Descrição do tratamento cáustico 
A carga inicialmente recebe uma solução de soda cáustica cuja concentração varia entre 
15 a 20 %, e atravessa uma válvula misturadora, onde ambas entram em contacto 
íntimo, o que promove a ocorrência das reacções de neutralização desejadas. A solução 
cáustica circula de forma contínua, até que a concentração tenha atingido cerca de 1 a 2 
%, quando então ela é substituída por uma nova solução concentrada.Após essa etapa 
de mistura, as duas fases são separadas em um vaso decantador, devido às diferenças de 
densidade. A fase orgânica deixa o decantador pelo topo, enquanto que a solução 
cáustica sai pelo fundo. 
Dependendo da procedência da carga (teor de enxofre), a lavagem pode ser repetida 
mais vezes, podendo-se, deste modo, utilizar processos de mais de um estágio. 
As reacções do processo são as seguintes: 
2 NaOH + H2S → Na2S + 2 H2O 
NaOH + R-SH →NaSR + H2O 
NaOH + R-COOH → R-COONa + H2O 
Pode haver também um estágio de lavagem aquosa para que a carga não arrastesoda 
consigo, o que pode ocorrer nos casos em que a vazão de produto a ser tratada é muito 
alta. 
 
47 
 
1.5 TRATAMENTO BENDER 
O tratamento Bender é essencialmente um processo deadoçamento para redução de 
corrosividade, desenvolvido com o objectivo de melhorar a qualidade do querosene de 
aviação e aplicável a fracções intermediárias do petróleo. 
 Consiste na transformação de mercaptanas corrosivas emdissulfetos menos agressivos, 
através de oxidação catalítica emleito fixo em meio alcalino, com catalisador à base de 
óxido de chumbo convertido a sulfeto (PbS) na própria unidade. 
Tratamento com DEA O tratamento com DEA tem por objectivo a remoção de H2S do 
gás combustível e do GLP, colocando-os dentro das especificações relacionadas à 
corrosividade e ao teor de enxofre. O processo baseia-se no fato de solução de etanol- 
aminas (mono, di e tri), em temperaturas próximas à ambiente, combinarem-se com 
H2S e/ou CO2, formando produto estáveis. Os produtos formados, quando sujeitos a 
aquecimento, são decompostos regenerando a solução original e li- berando o H2S e/ou 
CO2. Estes produtos podem se encaminhados a uma unidade de recuperação de enxofre, 
produzindo este elemento a partir do H2S. Para melhor entendimento do processo, será 
analisado o tratamento de GLP com DEA. 
 
 
 
Fig. 8 Fluxograma do Bender
 
48 
 
 
1.5.1 Descrição tecnológica do processo de tratamento do Bender 
O GLP ácido, proveniente do fraccionamento, penetra próximo ao fundo da torre de 
extracção, enquanto que, pelo topo, é injectada a solução de DEA. Devido às diferenças 
de densidades, estabelece-se um escoamento em contracorrente dentro da torre. Para O 
GLP tratado sai pelo topo da torre, se- guindo para o Tratamento Merox, enquanto a 
solução de DEA rica (em H2S) deixa o fundo da extractora e é bombeada para a torre de 
regeneração. De modo semelhante ao exposto, o gás combustível pode ser tratado em 
uma torre absorvedora. A DEA rica, vinda das torres de absorção/ extracção, é 
submetida a um aquecimento, indo por fim para a torre regeneradora, onde o H2S é 
liberado, conforme reacção a seguir: 
O calor necessário à reacção é cedido por um referve dor localizado próximo ao fundo 
da regeneradora, onde vapor d’água de média pressão é condensado. Pelo fundo da torre 
sai a DEA regenerada, que, depois de resfriada, retorna ao processo. Pelo topo, sai o gás 
ácido com um elevado teor de H2S. Depois de ter removido alguma quantidade de DEA 
eventualmente arrastada, o gás ácido é endereçado à unidade de enxofre, ou é queimado 
no “flare”. facilitar contacto entre os dois líquidos, a torre possui recheios, 
possibilitando a absorção do H2S, presente no GLP pela DEA. A reacção que se passa é 
a seguinte: 
 Não é eficiente para compostos nitrogenados, e actualmente é pouco utilizado. 
 As reacções do processo são as seguintes: 
2 R-SH + ½ O2 → RSSR + H2O 
2 R-SH + S + 2 NaOH→ RSSR + Na2S + 2 H2O 
 
 
 
 
 
49 
 
 
 
CAPITULO IV 
 
1. HIDROTRATAMENTO (HDT) DOS DERIVADOS DO 
PETRÓLEO. 
1.1 GENERALIDADES 
O hidrotratamento é um processo do refino com hidrogénio cuja finalidade é estabilizar 
um determinado corte dos derivados do petróleo ou eliminar compostos indesejáveis 
dos mesmos. A estabilização de fracções dos derivados é conseguida por meio de 
reacção de hidrogenação de compostos reactivos presentes, como por exemplo, as 
mono-olefinas e diolefinas. Os elementos indesejáveis removidos por hidrogenação 
incluem: enxofre, nitrogénio, oxigénio, halogénios e metais por temperatura e pressões 
elevadas. 
O hidrotratamento pode ser empregado a todos os cortes de petróleo, tais como gases, 
naftas, querosene, diesel, gasóleos para craqueamento, lubrificantes, parafinas, resíduos 
atmosféricos e de vácuo. Actualmente, o processamento com hidrogénio é intensamente 
aplicado em refinarias modernas, devido principalmente a dois factores: 
• Necessidade de reduzir cada vez mais os teores de enxofre nos derivados, uma 
vez que os gases de queima deste elemento (SO2 e SO3) são altamente 
poluentes; 
• Novas tecnologias permitiram a produção de hidrogénio a preços razoavelmente 
baixos, tornando os processos de hidrogenação económicos (o hidrogénio pode 
ser obtido de uma corrente gasosa de unidades de reformação catalítica ou por 
intermédio de unidades de geração próprias). 
 
 
 
50 
 
 
As condições de operação dependem bastante do tipo de derivado que desejamos tratar. 
Assim, quanto mais pesada for a fracção a ser tratada e maior o teor de impurezas, mais 
altas deverão ser as condições de temperatura e pressão. Conforme as condições de 
operação (temperatura e pressão) pode-se ter um processo de hidroacabamento 
(hidrogenação branda) ou hidrotratamento propriamente dito (hidrogenaçãoum pouco 
mais severa). 
Além dos produtos tratados, os processos produzem uma corrente de gases 
combustíveis leves, gás sulfídrico e amônia. O produto tratado e o gás rico em 
hidrogénio são resfriados após deixarem o reactor, e depois são separados. O hidrogénio 
é reciclado para o reactor. A corrente gasosa que deixa o processo pode ser muito rica 
em sulfeto de hidrogénio e em gás combustível leve. 
O gás combustível e o gás sulfídrico são normalmente enviados à uma unidade de 
tratamento de gases ácidos e à unidade de recuperação de enxofre. 
 
 
Fig.9 Fluxograma do HDT 
 
 
 
51 
 
 
1.2 DESCRIÇÃO TECNOLÓGICA DO HDT 
Proveniente de tanques de armazenamento ou directamente de outras unidades de 
processo, a carga é recebida na unidade de HDT através de um conjunto de tubulações e 
válvulas conhecido como limite de bateria (LB), seguindo para o vaso de carga, cujas 
funções são fornecer nível para a bomba de carga e amortecer variações na composição. 
Do vaso de carga, a corrente a ser tratada é bombeada até a pressão de reacção, 
recebendo em seguida uma grande vazão de hidrogénio, conhecida como corrente de 
hidrogénio de reciclo. A partir deste ponto, a mistura de hidrocarbonetos e hidrogénio é 
aquecida através de uma série de trocadores de calor, chamada de bateria de pré-
aquecimento, até receber o aquecimento final no forno, de onde a mistura segue para 
reactor que é onde ocorrerá o contacto da mistura com o catalisador, viabilizando a 
ocorrência das reacções químicas. Pões a passagem pela seção de reacção, a mistura 
resultante é composta por produto tratado, H2S e HN3 formadas nas reacções. O 
hidrogénio, alimentado em grande excesso antes da bateria de pré-aquecimento. Na 
saída do reactor, a corrente se encontra em temperaturas bastante elevadas – 350 a 
400°C necessitando ser resfriada, o que ocorre através do contacto com a própria carga 
nos trocadores da bateria de pré-aquecimento. A corrente com cerca de 200°C – segue 
para o separador a quente vaso onde ocorre a coleta dos hidrocarbonetos que se 
encontram em fase liquida, sendo encaminhados para a torre rectificadora, onde serão 
removidos os componentes leves e pequenas quantidades de H2 e H2S dissolvidos no 
produto. A fase gasosa do separador a quente contém o hidrogénio não convertido, 
contaminado com hidrocarbonetos leves, H2S e NH3. Para remover a amónia formada, 
a corrente gasosa recebe, após deixar o vaso separadora quente, uma injecção de água 
de lavagem, promovendo a reacção entre NH3 e H2S, formando sais que ficam retidos 
na fase aquosa, evitando sua deposição no sistema. A mistura resultante sofre um 
resfriamento final até cerca de 40°C, seguindo para o vaso separador a frio, que ainda 
opera em pressão elevada. Neste vaso, são separadas as três fases: aquosa – que 
concentra os sais de amónio e seguirá para a unidade de tratamento de águas ácidas 
gasosa composta de hidrogénio e H2S e líquida contendo hidrocarbonetos 
condensados após a etapa final de resfriamento. A fase líquida se junta ao produto 
líquido do separador a quente, seguindo para a torre rectificadora. Na torre rectificadora 
o produto será novamente aquecido agora em pressões mais baixas, da ordem de 7 
 
52 
 
kgf/cm2g e fraccionado para remover componentes leves e H2S que tenham ficado 
dissolvidos. A corrente de topo é o gás residual, composto principalmente de 
hidrocarbonetos da faixa do metano, etano e propano, produtos das reacções paralelas 
de hidrocraqueamento ocorridas no reactor. Este gás, rico em H2S, segue para 
tratamento com DEA, amina responsável pela sua purificação através da remoção do 
H2SO H2S removido na unidade de tratamento com DEA, com cerca de 90% de pureza, 
é encaminhado para as unidades recuperadoras de enxofre nas quais ocorre a reacção 
com o oxigénio para a produção de enxofre sólido. A corrente de fundo da rectificadora 
é o produto final tratado que seguirá após resfriamento e passando pelo limite de bateria 
para a tancagem de produto final. Caso o produto tratado seja óleo diesel, há ainda, após 
a rectificadora, uma torre secadora na qual são removidos resquícios de água através da 
aplicação de vácuo. 
 
1.3 CATALISADORES EMPREGADOS NO PROCESSO DE 
HIDROTRATAMENTO 
Os principais objectivos dos catalisadores é fornecer condições e mecanismo nas 
reacções dadas, elevando enormemente a sua velocidade e conversão. Para o 
hidrotratamento, os catalisadores têm a função de adsorver o hétero composto a ser 
tratado e o hidrogénio, promovendo elevado contacto entre os dois reagentes e 
modificando as suas estruturas de forma a permitir o andamento da reacção. 
Os catalisadores utilizados no hidrotratamento devem ter facilidade e compatibilidade 
nas reacções de hidrogenação e não estar contaminados por compostos de enxofre e 
nitrogénio. As características de craqueamento e saturação devem ser reduzidas ao 
mínimo, a fim de ser obter uma boa selectividade no processo, com um mínimo 
consumo de hidrogénio. 
Os catalisadores mais empregados são à base de óxidos ou sulfetos de metais de 
transição, tais como Níquel, Cobalto, Molibdênio, Tungsténio e Ferro, geralmente 
suportados em alumina (Al2O3). O suporte não deve ter características ácidas, para que 
não ocorram reacções de craqueamento, o que seria indesejável 
A actividade dos catalisadores acima mencionados é bastante alta, e sua vida útil é 
também bastante longa. Com o tempo de operação, uma ligeira quantidade de coque 
 
53 
 
deposita-se paulatinamente, fazendo com que a actividade diminua. Com o intuito de se 
repor a actividade, periodicamente, faz-se a regeneração do catalisador, queimando-se 
os depósitos de coque com injecção de ar e vapor d’água. 
O consumo do catalisador varia normalmente de 0,001 a 0,007 barris de carga, 
dependendo sobretudo da severidade de operação, da densidade e do teor de metais da 
carga. 
Para atingir as atuais especificações de qualidade são requeridos catalisadores com 
elevada actividade e selectividade. Para acompanhar estes requisitos, grandes inovações 
vêm sendo lançadas pelos principais fabricantes, de modo que o mercado de 
catalisadores de HDT é claramente um mercado de tecnologia. 
A selecção de um catalisador para uma unidade industrial de HDT leva em conta 
principalmente os seguintes aspectos: 
• Actividade para as reacções desejadas e indesejadas; 
• Vida útil; 
• Perda de carga no leito catalítico; 
• Facilidade de activação e de regeneração; 
• Custo. 
 
1.4 OBTENÇÃO DOS CATALISADORES DO HIDROTRATAMENTO 
Os catalisadores do hidrotratamento são obtidos segundo as suas características e cada 
um deles tem a sua composição química: Em geral, para preparar um catalisador 
recorre-se a alguma reacção química para que obtenha um produto poroso, com grande 
superfície metálica e com densidade aparente menor do que o metal bruto. 
O mercado de catalisadores de HDT é de aproximadamente 1,2x105t/ano, com o 
processamento de destilados médios representando cerca de metade deste mercado. 
Frente às demandas apresentadas pelo cenário mundial de refino, estima-se um 
crescimento de 4% ao ano para este mercado. Desta forma, os fabricantes de 
 
54 
 
catalisadores de HDT são impulsionados a continuamente desenvolver novos produtos 
que contribuam para atender às demandas de maior actividade, maior selectividade e 
maior estabilidade, decorrente de uma menor desactivação. 
 
1.5 APLICAÇÃO DOS CATALISADORES NO HIDROTRATAMENTO: 
Geralmente os catalisadores do hidrotratamento são aplicados nas reacções de 
hidrogenação do processo a fim de estabilizar as cargas que passam no mesmo. 
� O suporte de alumina tem como aplicação de: 
- Promover maior área superficial do catalisador 
- Boa resistência mecânica. 
- Estabilizar a fase activa. 
- Fácil regeneração 
- 15-25% m/m MoO3- 2-6% m/m NiO - 0-4% m/m P 
 C0/Mo-ele é aplicada em cargas específicas de compostos sulfurados nas reacções de 
Hidrodessulfurização 
Mo – ele é aplicada em cargas especificas de compostos nitrogenados em reacções 
hidrodessulfurização para craqueamento térmicos ou com compostos nitrogenados. 
Níquel - é um metal de transição de coloração branco-prateada, condutor de 
electricidade e calor resistente a corrosão ele é aplicada em cargas especificas de 
compostos nitrogenados em reacções hidrodessulfurização para craqueamento térmicos 
ou com compostos nitrogenados. 
O tungsténio é um metal de transição, ligeiramente ácido de cor branco cinza, 
frequentemente frágil e difícil de trabalhar, mas quando puro pode ser facilmente 
trabalhado. O tungsténio elementar é resistente ao ataque de ácidos bases. O tungsténio 
é um lubrificante de alta temperatura e é um componente dos catalisadores de 
hidrodessulfurização (MoS2) . 
 
55 
 
Muitos metais e óxidos metálicos possuem actividade catalítica no processo das 
reacções de hidrogenação. Níquel, molibdénio, cobalto, ferro, são metais que 
frequentemente são encontrados em catalisadores comerciais. Combinação destes 
elementos com outros metais também são utilizados para conferir actividade e 
selectividade adicional ou maior tempo de vida para os catalisadores. São utilizados, na 
maioria das aplicações, suportados, alumina (óxido de alumínio) e zeólitas (óxidos de 
silício e alumínio) são os principais suportes utilizados. 
Catalisadores de níquel são utilizados em diversos processos para redução de vários 
grupos funcionais, suportam condições mais vigorosas em relação ao grupo da platina. 
Cromato de cobre é usado para redução de ésteres para álcoois. Catalisadores de cobalto 
ou ferro, em presença de amónia, são utilizados na redução de nitrilas a aminas 
primárias. 
A hidrogenação ocorre na superfície do catalisador, é essencial que tenha uma grande 
superfície de contacto. Em geral, para preparar um catalisador recorre-se a alguma 
reacção química para que obtenha um produto poroso, com grande superfície metálica e 
com densidade aparente menor do que o metal bruto. 
 
1.6 HIDROGENAÇÃO 
O processo unitário hidrogenação refere-se a adição de hidrogénio molecular (H2) na 
presença de um catalisador em um composto orgânico. Se as moléculas são clivadas por 
hidrogénio, a reacção é chamada de hidrogenólise. Reacções como isomerização, 
ciclização eoutras que ocorrem na presença de hidrogénio molecular e catalisadores 
também são consideradas processos de hidrogenação. 
As reacções de hidrogenação podem ser realizadas de diversas maneiras. Métodos de 
redução, além da hidrogenação catalítica, também são utilizados: 
- Metais em soluções ácidas ou básicas; 
- Metais alcalinos em solução alcoólica; 
- Electrólise; 
 
56 
 
- Transferência de hidrogénio. 
� Características das reacções de hidrogenação: 
Hidrogenações são reacções exotérmicas e o equilíbrio apresenta-se na maioria das 
vezes do lado do produto hidrogenado. É influenciada por vários factores, incluindo 
catalisador, solvente, pureza do substrato, condições de reacção. Temperatura, pressão, 
agitação e catalisador influenciam tanto a velocidade como a selectividade da 
hidrogenação. 
Substrato + nH2 SH2 ∆H < 
� Temperatura 
Hidrogenações industriais requerem limitações na variação da temperatura. Necessita-se 
trabalhar com temperatura tal que permita a maior actividade possível do catalisador. A 
temperatura também afecta a posição de equilíbrio de tal forma que o rendimento 
poderá aumentar ou diminuir. Com o aumento da temperatura, o equilíbrio da reacção 
tende a ir para o lado dos reagentes, a reacção inversa, desidrogenação, é um processo 
químico interessante e com aplicações industriais, visto posteriormente. 
� Pressão 
A pressão, tal qual a temperatura, pode influir na velocidade da reacção e na posição de 
equilíbrio do sistema. Geralmente, ao aumentar a pressão aumenta a velocidade de 
reacção. Em sistemas onde ocorre diminuição de volume durante a reacção, o aumento 
da pressão melhora o rendimento da hidrogenação. 
 
� Tempo 
O tempo necessário para uma reacção de hidrogenação pode variar de poucos segundos 
a várias horas; depende do composto a hidrogenar, catalisador empregado, temperatura 
e pressão aplicadas. Em geral, quanto mais reactivo o composto, mais rápida é a 
reacção. Reacção de hidrogenação é processada em fase líquida ou gasosa, sendo a 
primeira a mais utilizada. Em sistemas líquidos o transporte do hidrogénio, para a 
superfície do catalisador é a etapa determinante do processo. Para reagir com o 
 
57 
 
substrato, moléculas de hidrogénio move-se entre as fases gasosa e líquida e ambos 
penetram nos poros dos sítios catalíticos do catalisador 
� Catalisadores 
As maiorias das hidrogenações empregam catalisadores, sua função é capacitar o 
hidrogénio gasoso para que combine com a substância de modo que pode adicionar-se 
em sua estrutura molecular. Para isto, o objectivo principal do catalisador será conseguir 
que essa combinação realiza-se tão rapidamente quanto possível. 
Catalisadores para hidrogenações são dois tipos, heterogéneo e homogéneo, o primeiro 
é sólido que forma fases distintas com o meio, gasoso ou líquido. Já os catalisadores 
homogéneos se estabelecem no meio líquido na forma de suspensão formando uma 
única fase. 
O uso de catalisadores homogéneos não é frequente na indústria. As dificuldades na 
separação destes do meio reaccional são extensas. 
As aplicações de catalisadores heterogéneos podem ser divididas em dois tipos: o uso de 
processos com leito fixo, onde o catalisador fica estacionário e os reagentes passam 
através dele ou o uso do catalisador fluidizado no meio com os reagentes, líquido ou 
gasoso. 
 
1.7 REACÇÕES DO PROCESSO DO HIDROTRATAMENTO 
 Na unidade de HDT existe simultaneamente milhares de reacções, sendo classificadas 
em grupos de acordo com o tipo de composto envolvido e de produto formado. As 
principais reacções que ocorrem em uma unidade tradicional de HDT são em ordem de 
tratamento: hidrodessulfurização (HDS), hidrodesnitrogenação (HDN) e 
hidrodesoxigenação (HDO) hidrodesmetalização (HDM). 
 
 
 
 
58 
 
O tratamento feito em cada reacção é função de um conjunto de condições que define a 
severidade de uma unidade de hidrotratamento: 
• Temperatura 
• Pressão parcial de hidrogénio 
• Tempo de residência 
 
1.7.1-Reacções de hidrodessulfurização (HDS) 
 A Hidrodessulfurização (HDS) é um processo químico de tratamento amplamente 
usado para remover enxofre (S) de gás natural e de produtos petrolíferos refinados, 
como gasolina ou diesel, querosene de aviação, querosene, óleo diesel e óleos 
combustíveis. A finalidade de remover o enxofre é para reduzir o dióxido de enxofre 
(SO2) que resultam do uso desses combustíveis em veículos automotores, aeronaves 
locomotivas ferroviários navios plantas de gás ou óleo de poder queima, fornos 
residenciais e industriais, e outras formas de queima de combustíveis. 
Os compostos de enxofre contidos nos produtos petrolíferos são, principalmente os 
mercaptanas, sulfetos, dissulfetos, polissulfeto, e tiofenos. Os tiofenos são os mais 
difíceis de se eliminar à maioria dos outros tipos de enxofre. O seu teor tende a 
aumentar conforme o intervalo de destilação, acumulam-se mais nas fracções pesadas. 
 
 Mercaptanas: CxHn.SH + H2 _ CxHn+1 + H2S 
 Sulfetos: CxHn.S.CxHn + 2H2 _ 2CxHn+1 + H2S 
 Dissulfetos: CxHn.S.CxHn + 2H2 _ 2CxHn+1 + 2H2S 
 
 
 
 
59 
 
 
O processo se inicia quando acorrente de alimentação é misturada com o hidrogénio, 
pré-aquecido em uma câmara de aquecimento (300 – 430 oC) e é feita passar sob alta 
pressão (em torno de 70 atm) em um microrreator catalítico de leito fixo com fluxo 
contínuo. No reactor, os compostos de enxofre e hidrogénio da alimentação são 
convertidos em H2S e NH3. Os produtos da reacção então deixam o reactor e depois são 
resfriados para uma baixa temperatura para então entrarem num separador de líquidos e 
gases. O gás hidrogénio efluente da alta pressão de separação é reciclado para se 
combinar depois com a carga que entra e a baixa pressão com o H2S obtido é enviado a 
uma câmara de tratamento, onde o H2S é removido. O gás limpo é então combinado 
com o combustível oriundo das fornalhas. A corrente líquida é normalmente o produto 
do hidrotratamento e é enviado normalmente a uma coluna de separação para remoção 
de H2S e outras impurezas. A grande importância desse processo é relacionada ao fato 
de que atualmente cerca de 61 % dos produtos obtidos em refinarias nacionais são 
combustíveis que precisam passar por HDS para remoção de compostos de enxofre, 
principalmente Gasolina, óleo diesel (Fig. 2). A tabela 1 mostra dados referentes a 
situação actual do número de plantas de HDT no Brasil e as pretensões futuras de 
implementação de novas unidades nas refinarias nacionais. 
As reacções de hidrodessulfurização têm características de ocorre em um reactor de eito 
fixo a altas temperaturas que variam de 300 a 400 ° C e pressões elevadas, variando de 
30-130 atmosferas de pressão absoluta, geralmente na presença de um catalisador que 
consiste de uma base de alumina impregnada com cobalto e molibdênio (normalmente 
chamado de um catalisador Co/Mo). Ocasionalmente, uma combinação de níquel e 
molibdénio (chamado Nimo) 
Elas têm a função de remover o enxofre dos derivados do petróleo. A finalidade de 
remover o enxofre é para reduzir o dióxido de enxofre (SO2) que resultam do uso 
desses combustíveis em veículos automotores, aeronaves locomotivas, ferrovias, navios, 
plantas de gás ou óleo de poder queima, fornos residenciais e industriais, e outras 
formas de queima de combustíveis. 
 Outra razão importante para a remoção de enxofre dos fluxos de nafta dentro de uma 
refinaria de petróleo é que o enxofre, mesmo em concentrações extremamente baixas, 
 
60 
 
pode envenenar os catalisadores de metal nobre (platina e rênio) nas unidades de 
reforma catalítica, que são posteriormente utilizados para melhorar a octanagem da 
fracções de nafta. 
Os processos de hidrodessulfurização industriais incluem instalações