PROJETO DE UMA TORRE DE DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA DE PETRÓLEO UTILIZANDO SOFTWARES UNISIM DESIGN E KG-TOWER(Protegido - Menezes D. Q. F.)

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Universidade Federal Fluminense 
Escola de Engenharia 
Departamento de Engenharia Química e Petróleo 
 
 
 
PROJETO DE UMA TORRE DE 
DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA DE 
PETRÓLEO, UTILIZANDO SOFTWARES 
UNISIM DESIGN E KG-TOWER 
 
 
 
AMANDA CECÍLIA DA SILVA 
DIEGO QUEIROZ FARIA DE MENEZES 
RAFAELA MARQUES BAHIA 
 
 
 
PROJETO FINAL DE CURSO 
 
 
 
ORIENTADORES 
 
ANA CARLA DA S. LOMBA SANT’ANA COUTINHO, D.SC. 
LUIZ ANTONIO CORREA DIAS, ESP. 
 
 
 
 
Niterói, 2012
I 
 
 
 
AMANDA CECÍLIA DA SILVA 
DIEGO QUEIROZ FARIA DE MENEZES 
RAFAELA MARQUES BAHIA 
 
 
 
 
PROJETO DE UMA TORRE DE FRACIONAMENTO ATMOSFÉRICA DE 
PETRÓLEO, UTILIZANDO SOFTWARES UNISIM DESIGN E KG-TOWER 
 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado 
ao Curso de Engenharia Química da 
Universidade Federal Fluminense, como 
requisito parcial para obtenção do grau de 
Engenheiro Químico. 
 
 
 
 
ORIENTADORES 
 
ANA CARLA DA S. LOMBA SANT’ANA COUTINHO, D.SC. 
LUIZ ANTONIO CORREA DIAS, ESP. 
 
 
 
 
 
 
Niterói, 2012 
II 
 
 
 
 
AMANDA CECÍLIA DA SILVA 
DIEGO QUEIROZ FARIA DE MENEZES 
RAFAELA MARQUES BAHIA 
 
 
PROJETO DE UMA TORRE DE FRACIONAMENTO ATMOSFÉRICA DE 
PETRÓLEO, UTILIZANDO SOFTWARES UNISIM DESIGN E KG-TOWER 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado 
ao Curso de Engenharia Química da 
Universidade Federal Fluminense, como 
requisito parcial para obtenção do grau de 
Engenheiro Químico. 
 
Aprovada em julho de 2012. 
 
BANCA EXAMINADORA 
 
 
 
 
Prof
a
 Dra. Ana Carla da S. Lomba S. Coutinho (D.SC. – UFF) – Orientadora 
 
 
Prof. Luiz Antonio Correa Dias (Esp. – UFF) - Orientador 
 
 
Prof. Dr. Hugo Alvarenga Oliveira (D.Sc. – UFF) 
 
 
Engº de Processamento Sênior – Carlos Ney da Fonseca (Petrobras) 
 
 
 
Niterói, 2012 
 
III 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTO 
 
 
À Universidade Federal Fluminense, 
Ao Engenheiro de Processamento Sênior Carlos Ney da Fonseca, 
Aos meus professores Ana Carla da S. L. S. Coutinho, Luiz Antonio Correa Dias 
e Hugo Alvarenga Oliveira, 
A todos os professores da Escola de Engenharia, Instituto de Química e Instituto 
de Matemática com quem convivi, aprendi e tive o privilégio de ser aluno. 
Orgulho-me de ter sido graduado no curso de Engenharia Química pela Augusta 
Universidade Federal Fluminense. 
 
 
 
 
IV 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
EPÍGRAFE 
 
“Se todos os sábios de uma nação morressem sem compartilhar 
os seus conhecimentos qual destino teria esta nação? O 
conhecimento não é uma propriedade do homem, é um bem da 
humanidade. Ensinar é um dom, é uma arte”. 
Diego Queiroz Faria de Menezes, 06 de julho de 2012. 
 
 
 
 
 
 
 
V 
 
 
 
 
RESUMO 
 
 
 
A indústria do petróleo hoje representa um dos setores de maior importância para a 
economia mundial devido a grande demanda energética em que vivemos. O processo de 
destilação do petróleo é essencial para a obtenção dos produtos desejados, e por isso requer 
um projeto adequado às características do óleo a ser refinado. A grande importância do 
dimensionamento dos dispositivos de contato foi a principal abordagem desse projeto, 
analisando o melhor dispositivo de contato (Prato x Recheio), estimativa do melhor diâmetro, 
arranjo do prato e escolha dos parâmetros e cálculo de desempenho hidráulico. O presente 
trabalho consiste no projeto de uma torre de destilação atmosférica, utilizando o petróleo 
Venzuelano Tia Juana Leve como caso base. Foi utilizado o software UniSim Design da 
Honeywell para o balanço de material e de energia, que permitiu obter os dados necessárias 
para uma torre de 8 seções com um total de 52 pratos, 3 pump arounds, 3 retificadoras de 
4 pratos e um condensador trifásico parcial. Foram dimensionados os dispositivos de contato 
com o software KG-Tower 5.0 da Koch-Glitsch, utilizando o resultado das vazões de vapor e 
líquido nos pratos. Por fim, o resultado para o projeto foi uma torre de 40 m, 8 seções 
(3 de troca térmica, 3 seções de absorção, zona de flash e seção de fundo), com 6 m de 
diâmetro entre a zona de flash e a seção de topo, 3 m de diâmetro na seção de fundo, pratos de 
4 passes nas seções de troca térmica e na seção de fundo, e pratos de 2 passes nas seções de 
absorção. Para todos os pratos foram utilizados valvulas Koch-Glitsch V-1. Outras 
especificações foram determinadas através de dados heurísticos da literatura. 
 
 
 
Palavras-chaves: Torre de Destilação Atmosférica; Dimensionamento; Petróleo; UniSim Design; 
KG-Tower 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
VI 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
 
 
The Petroleum Industry represents today one of the most important sectors of world 
economy due to the great energy demand we live in. The petroleum distillation process is 
important to produce the desired products and its design must consider the crude oil properties 
to be refined. The great importance of sizing the contact devices was the main approach of 
this design, analyzing the best contact device (Tray x Packing), the best estimate of the 
diameter, the arrangement of the tray and choice of parameters and calculation of hydraulic 
performance. The present paper consists in designing an atmospheric distillation tower, using 
Venzuelan Tia Juana Light crude oil as base case. The software Honeywell UniSim Design 
was used for material balance and energy, which allowed obtaining the necessary data for a 
tower of eight sections with a total of 52 trays, 3 pump arounds, 3 strippers of 4 trays and a 
partial tree-phase condenser. The contact devices were sized with software 5.0 KG-Tower of 
Koch-Glitsch, using the result of vapor and liquid flow in the trays. Finally, the result for the 
design was a tower of 40 m, eight sections (3 pump arounds, 3 sections of absorption, flash 
zone and the bottom section) with 6 m diameter between the flash and the top section, 3 m 
diameter at bottom section, trays of 4 passes in heat exchange sections and bottom section, 
trays of 2 passes in the sections of absorption. For all trays Koch-Glitsch valves V-1 were 
used. Other specifications were determined using heuristic data from the literature. 
 
 
 
Key-words: Atmospheric Distillation Tower; Sizing; Petroleum; UniSim Design; KG-Tower 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
VII 
 
 
 
 
LISTA DE ILUSTRAÇÕES 
 
Figura 1 - Projeção do PIB do Estado do Rio de Janeiro até 2020 ....................................................... 16 
Figura 2 - Formação de Petróleo e Gás Natural .................................................................................... 15 
Figura 3 - Transformação termoquímica da matéria orgânica e a formação do petróleo ...................... 19 
Figura 4 - Logística de produção da indústria de Petróleo. ................................................................... 26 
Figura 5 - Torre com retificadoras laterais. ........................................................................................... 30 
Figura 6 - Coluna de destilação atmosférica da REFAP S/A – Petrobras ............................................. 31 
Figura 7 - Fluxograma de uma unidade de destilação atmosférica ....................................................... 32 
Figura 8 - Curva PEV de um óleo cru e seus cortes. ............................................................................. 34 
Figura 9 - Principais tipos de torres de contato. .................................................................................... 36 
Figura 10 - Tipos de pratos: corrente cruzada e contra-corrente. .......................................................... 37 
Figura 11 - Pratos e o downcomers dentro de uma torre. ...................................................................... 38 
Figura 12 - Downcomers e prato de 1 passe com válvulas. .................................................................. 40 
Figura 13 - Diferentes tipos derecheios ................................................................................................ 41 
Figura 14 – Diagrama para escolha preliminar do interno. ................................................................... 43 
Figura 15 – a) Pratos perfurados (sieve); b) Valvulados (valve); c) com borbulhadores (bubble-cap); 
d) sem Downcomer (dual-flow). ............................................................................................................ 44 
Figura 16- Input dos componentes leves. .............................................................................................. 50 
Figura 17 - Bulk Properties. .................................................................................................................. 51 
Figura 18 – Input de dados no campo Ligh Ends. ................................................................................. 51 
Figura 19 – Input de dados no campo Distillation. ............................................................................... 52 
Figura 20 - Input de dados no campo Density. ...................................................................................... 52 
Figura 21 - Criação dos componentes hipotéticos. ................................................................................ 53 
Figura 22 - Rendimentos de cada corte. ................................................................................................ 54 
VIII 
 
 
 
 
Figura 23 - Criação da corrente de entrada. .......................................................................................... 54 
Figura 24 – Fluxograma de Processo. ................................................................................................... 58 
Figura 25 - Conexões de correntes materiais e energéticas da torre. .................................................... 59 
Figura 26 - Torres de Stripper. .............................................................................................................. 60 
Figura 27– Pump Arounds .................................................................................................................... 60 
Figura 28 - Especificações da torre ....................................................................................................... 61 
Figura 29 - Ambiente da torre. .............................................................................................................. 62 
Figura 30- Eficiência da coluna. ........................................................................................................... 63 
Figura 31 - N° de passes da torre. ......................................................................................................... 64 
Figura 32 – Gráfico de fluxo x posição do prato no Unisim. ................................................................ 65 
Figura 33 - Gráfico de vazão x posição do prato no KG-Tower. .......................................................... 67 
Figura 34 – Configuração com 8 seções. .............................................................................................. 67 
Figura 35 – Parâmetros para dimensionamento no KG-Tower. ............................................................ 68 
Figura 36 – Input de Parâmetros no KG-Tower. ................................................................................... 69 
Figura 37 – Projeto de pratos no KG-Tower ......................................................................................... 70 
Figura 38 – Estimativa dos valores dimensionais do downcomer. ........................................................ 71 
Figura 39 - Curva de Destilação atmosférica. ....................................................................................... 72 
Figura 40 - Distribuição de corte. .......................................................................................................... 73 
Figura 41 – Gráfico de fração molar dos hipotéticos x T de ebulição, para cada corrente. .................. 74 
Figura 42 - Vazões de correntes de entrada e saída da torre (m
3
/h). ..................................................... 75 
Figura 43 - Gráfico das vazões mássicas dos componentes. ................................................................. 76 
Figura 44 - Gráfico de temperatura x posição do prato. ........................................................................ 77 
Figura 45 - Gráfico de vazão x posição do prato (standard). ................................................................ 78 
Figura 46 - Gráfico de vazão real x posição do prato. .......................................................................... 79 
Figura 47 – Parâmetros do prato 19. ..................................................................................................... 81 
IX 
 
 
 
 
Figura 48 – Dimensões do prato 19. ..................................................................................................... 81 
Figura 49 - Esquema das dimensões do prato de 2 passes. ................................................................... 82 
Figura 50 - Parâmetro do prato 18. ....................................................................................................... 83 
Figura 51 – Dimensões do prato 18. ..................................................................................................... 83 
Figura 52 - Esquema das dimensões do prato de 4 passes. ................................................................... 84 
Figura 53 - Parâmetro do prato 32. ....................................................................................................... 85 
Figura 54 – Dimensões do prato 32. ..................................................................................................... 85 
Figura 55 - Dimensões do prato de 2 passes. ........................................................................................ 92 
Figura 56 - Dimensões do prato de 4 passes. ........................................................................................ 93 
Figura 57 - Projeto da Torre .................................................................................................................. 94 
Figura 58 - Perfil de Velocidade do downcomer. ................................................................................. 97 
Figura 59 - Capacidade de vazão dos pratos (a). ................................................................................... 98 
Figura 60 - Capacidade de vazão dos pratos (b). .................................................................................. 99 
Figura 61 - Diâmetro dos pratos. ......................................................................................................... 101 
Figura 62 - Esboço dos pratos ............................................................................................................. 104 
Figura 63 – Queda de pressão nos pratos. ........................................................................................... 107 
Figura 64 - Coeficientes de queda de pressão. .................................................................................... 108 
Figura 65 - Valores de ( VH.(DV/DL)1/2 ) x Nível de líquido no prato. .......................................... 110 
Figura 66 - Nº de passes. ..................................................................................................................... 112 
Figura 67 - Nº de passes (vista superior). ............................................................................................ 112 
Figura 68 - Eficiência do prato. ........................................................................................................... 113 
Figura 69 - Relatório dos pratos de seção de 2 passes. ....................................................................... 115 
Figura 70 - Relatório dos pratos da seção de 4 passes (zona de troca térmica)...................................116 
Figura 71 - Relatório dos pratos da seção de 4 passes (fundo da torre). ............................................. 117 
 
X 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 1 - API máximo e mínimo encontrados nas diferentes Bacias do Brasil................................... 21 
Tabela 2 - Classificação dos petróleos fundamentada na composição química. ................................... 22 
Tabela 3 - Método de aquisição de dados de superfície/subsuperfície. ................................................ 24 
Tabela 4- Número de pratos por seção de fracionamento ..................................................................... 35 
Tabela 5 - Gap para cortes de rendimentos ........................................................................................... 35 
Tabela 6 - Classificação dos pratos de uma coluna. .............................................................................. 39 
Tabela 7 - Comparação dos tipos de pratos mais comuns. .................................................................... 45 
Tabela 8 - Dados total do Petróleo ........................................................................................................ 47 
Tabela 9 - Hidrocarbonetos Leves. ....................................................................................................... 48 
Tabela 10 - Volume (%) de destilado x Temperatura (°F) .................................................................... 48 
Tabela 11 - Volume (%) médio dos cortes x densidade relativa a 60°F x °API. .................................. 49 
Tabela 12 - Frações Molares dos componentes leves e hipotéticos do petróleo ................................... 55 
Tabela 13 - Dados das correntes de processo. ....................................................................................... 57 
Tabela 14 - Nº de passes dos pratos de cada seção. .............................................................................. 63 
Tabela 15 – Critérios para ajuste de vazão de vapor de retificação e vazão de sobrevaporizado. ........ 65 
Tabela 16 - Dimensionamento final da torre. ........................................................................................ 86 
Tabela 17 - Fatores do sistema de downcomer. .................................................................................... 97 
Tabela 18 - Fatores dos Sistemas. ......................................................................................................... 99 
 
 
 
 
 
 
XI 
 
 
 
 
LISTA DE ABREVIATURA E SIGLAS 
 
L – Vazão de líquido 
V – Vazão de vapor 
HC – Hidrocarbonetos 
Ret –Retificação 
Vap – Vapor 
Liq – Líquido 
Q – Carga Térmica 
TC – Trocador de Calor 
T-atm – Torre Atmosférica 
L.B. – Limite de Bateria 
RAT – Resíduo atmosférico 
PEV - Ponto de Ebulição Verdadeiro 
ASTM - Sociedade Americana Para Testeis de Materiais 
AGO – Gasóleo Atmosférico 
ZF – Zona de Flash 
NL – Nafta Leve 
NP – Nafta Pesada 
Quero – Querosene 
Ci – Componente (i) 
Zi – Fração molar do componente (i) 
PA – pump around 
SS – Side Stripper 
TBP – True Boling Point 
TS – Tray Spacing 
XII 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
AGRADECIMENTO ............................................................................................................................ III 
EPÍGRAFE ............................................................................................................................................ IV 
RESUMO ................................................................................................................................................ V 
ABSTRACT .......................................................................................................................................... VI 
LISTA DE ILUSTRAÇÕES ................................................................................................................ VII 
LISTA DE TABELAS ............................................................................................................................ X 
LISTA DE ABREVIATURA E SIGLAS ............................................................................................. XI 
SUMÁRIO ........................................................................................................................................... XII 
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................................... 16 
1.1 MOTIVAÇÃO ................................................................................................................................ 16 
1.2 OBJETIVO ...................................................................................................................................... 17 
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ....................................................................................................... 15 
2.1 O PETRÓLEO ................................................................................................................................. 15 
2.2 A REFINARIA ................................................................................................................................ 26 
2.3 A DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA ............................................................................................... 28 
2.3.1 Caracterização do Petróleo ........................................................................................................... 33 
2.3.2 Heurísticos e Procedimentos para Projeto de Torre Atmosférica ................................................. 34 
2.4 INTERNO DE TORRE ................................................................................................................... 36 
2.4.1 Pratos ............................................................................................................................................ 38 
2.4.2 Recheios ....................................................................................................................................... 40 
2.4.3 Pratos x Recheios ......................................................................................................................... 42 
2.4.4 Escolha e dimensionamento de Pratos ......................................................................................... 43 
3. METODOLOGIA ........................................................................................................................... 47 
3.1 CARACTERIZAÇÃO DO PETRÓLEO ........................................................................................ 47 
3.2 SIMULAÇÃO NO UNISIM ........................................................................................................... 56 
XIII 
 
 
 
 
3.3 DIMENSIONAMENTO NO KG-TOWER .................................................................................... 66 
4. RESULTADO E DISCUSSÃO....................................................................................................... 72 
4.1 CARACTERIZAÇÃO DO PETRÓLEO ........................................................................................ 72 
4.2 SIMULAÇÃO NO UNISIM ........................................................................................................... 73 
4.3 DIMENSIONAMENTO NO KG-TOWER .................................................................................... 79 
5. CONCLUSÕES ............................................................................................................................... 87 
6. SUGESTÕES ................................................................................................................................... 88 
7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFIAS ............................................................................................. 89 
APÊNDICES .........................................................................................................................................91 
ANEXOS............................................................................................................................................... 95 
ANEXO A ............................................................................................................................................. 96 
ANEXO B ........................................................................................................................................... 114 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
16 
 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
 
Os simuladores de processos são ferramentas essenciais para os projetos da indústria 
do petróleo. Com o avanço dos microprocessadores e da tecnologia os cálculos 
computacionais estão cada vez mais rápidos, os softwares com interfaces mais didáticas, 
disponibilidade de grandes bancos de dados físico-químicos (teóricos e heurísticos), inúmeros 
pacotes de equações matemáticas, e métodos números mais rápidos e precisos. Com toda essa 
tecnologia os simuladores tornou-se a principal ferramenta dos Engenheiros Projetistas. A 
grande vantagem dos simuladores é a redução do tempo e custo para desenvolvimento de um 
projeto. Além de desenvolvimento os simuladores ajudam a verificar falhas, otimizar plantas 
e estudar possíveis ampliações em unidades. 
A Destilação é uma Operação Unitária integrada no conjunto das operações baseadas 
na Transferência de Massa. Os mecanismos governam a destilação é o do equilíbrio 
líquido/vapor, transferência de massa e transferência de calor. Ao fornecer calor a uma 
mistura líquida, promovemos a sua vaporização parcial, obtendo duas fases, uma líquida e 
outra de vapor, que têm composições diferentes. A diferença de composição das duas fases 
resulta da diferença de volatilidades dos vários componentes da mistura líquida inicial. 
Quanto maior for essa diferença entre as volatilidades maior será a diferença de 
composição entre a fase líquida e vapor e, como tal, mais fácil será a separação por destilação. 
Logo, para separar dois os mais componentes em determinadas concentrações são necessários 
um ou mais estágios de equilíbrio, e o contato efetivo entre a fase vapor e líquida são 
promovidas por dispositivos de contato (Prato ou Recheio).
 
15 
 
 
 
As aplicações industriais do processo de destilação são várias, sendo a mais conhecida 
a da separação de misturas de hidrocarbonetos na indústria petroquímica em particular na 
refinação do petróleo. 
Na graduação aprende equações de estados termodinâmicas, métodos de cálculo de 
estágio teórico e fundamentos de destilação, mas o dimensionamento dos dispositivos de 
contato influencia enormemente na eficiência dos estágios de equilíbrio, pois estes são os 
responsáveis por toda a troca térmica e de massa em uma destilação. A hidráulica destes 
dispositivos é tão importante quanto os cálculos de estágio de equilíbrio, pois um mau 
dimensionamento afetará todo o projeto. 
Uma vez que o projeto do processo for concluído, o projeto dos equipamentos inicia-
se. Esta fase da concepção requer dados do projeto de destilação (ou seja, vazão de vapor e 
líquido em cada secção da coluna). O projeto dos dispositivos de contato prossegue em duas 
fases: primária (básico) e secundária (esboço detalhado). A fase primária define diâmetro da 
coluna, o tipo de prato, e divisão da área ativa (área que promovem o contato entre vapor e 
líquido) e a área de downcomer. Esta fase também fornece uma estimativa (e geralmente 
próxima) preliminar de espaçamentoentre pratos, número de passes, e outras características 
dos pratos e esboço do downcomer, como altura do vertedouro, percentual de área de orifício, 
diâmetro do orifício, e folga sob downcomer. Estas estimativas são depois ajustadas para 
valores conservativos na fase secundária. Geralmente, a fase primária define os principais 
requisitos dos equipamentos, enquanto o dimensionamento da fase secundária para os 
detalhes refinados. A fase preliminar tem um grande impacto no custo de coluna, mas uma 
influência relativamente pequena na realização de uma operação sem problemas. Esses papéis 
são invertidos na fase secundária: tem um impacto relativamente pequeno nos custos de 
coluna, mas um grande impacto na obtenção de um funcionamento sem problemas (KISTER, 
1992). 
 
 
 
 
16 
 
 
 
1.1 MOTIVAÇÃO 
 
O ano de 2006 marcou a autossuficiência sustentável do Brasil na produção de 
petróleo, e logo em seguida, em 2007, outro marco histórico, a Petrobras anuncia a descoberta 
de uma nova província petrolífera, o Pré-Sal. A gigantesca província petrolífera em toda 
camada de Pré-Sal, com conservadores 800 Km de extensão e 200 Km de largura, em 160 mil 
Km², do Espírito Santo a Santa Catarina, poderá fazer o Brasil superar a marca de 100 bb 
(bilhões de barris) em reservas, um crescimento de 7 vezes e abrindo um novo paradigma em 
energia e estratégia para o Brasil. Com beneficiamento adequado para a agregação do valor 
por meio de refino e outros processos mais sofisticados de transformação, o caso da 
petroquímica, a multiplicação agregada poderia fazer o valor adicionado do óleo do Pré-Sal 
crescer 40 vezes, o que elevaria essas exportação em 2015 a US$ 40 trilhões. Como uma 
reserva de 100 bilhões de barris poderia valer cerca de US$ 10 trilhões a US$ 100 o barril, a 
multiplicação agregada de 40 vezes levaria essa cifra a US$ 400 trilhões. Isso equivaleria a 
200 vezes o PIB Nominal brasileiro de US$ 2 trilhões. Com o Barril retornando a US$ 150, a 
multiplicação agregada elevaria essa cifra a US$ 600 trilhões (Economia BR, 2010). 
 
 
Figura 1 - Projeção do PIB do Estado do Rio de Janeiro até 2020 
FONTE: Austin Ratings, consultoria 
 
17 
 
 
 
O Rio de Janeiro hoje tem umas das maiores reservas de petróleo do mundo e, 
comparativamente, o Rio de Janeiro seria como o Irã (OPEP) dentro do Brasil, em termo de 
reserva de petróleo e PIB. Portanto, com todo esse cenário petrolífero brasileiro, os esforços 
envolvidos e investimentos previstos nos motiva cada vez mais a estudar o refino do petróleo, 
pesquisar novas tecnologias e atuar como Engenheiro Químico nos processos que conduzem o 
petróleo à sua utilidade. 
 
 
1.2 OBJETIVO 
 
 
Este trabalho tem como objetivo projetar uma torre de destilação atmosférica para uma 
carga de 100.000 barris/dia de petróleo Venezuelano Tia Juana Leve, selecionar o tipo de 
dispositivo de contato para esta torre (Pratos x Recheio), escolha do melhor prato (perfurado, 
valvulado, com borbulhadores ou sem downcomers), dimensionamento dos pratos e avaliar os 
parâmetros de hidráulica. 
 
 Utilizando o software UniSim Design da Honeywell calculou-se as composições 
de saídas, cargas térmicas dos permutadores de calor e outras dados necessária 
para o projeto de uma torre de destilação atmosférica. 
 Com dados heurísticos da literatura foi analisado o número de estágios para cada 
seção da torre, as vazões de vapor de retificação e o tipo ideal do dispositivo de 
contato (Prato x Recheio) para a torre. 
 Para o dimensionamento dos dispositivos de contato foi utilizado o software KG-
Tower 5.0 da Koch-Glitsch. 
 
15 
 
 
 
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 
 
2.1 O PETRÓLEO 
 
 
O petróleo foi formado a partir da matéria orgânica depositada junto com os 
sedimentos há milhões de anos atrás. Essa matéria provida de muita energia química é 
constituída basicamente por microorganismos e algas que formam o fitoplâncton e não sofrem 
processos de oxidação (Figura 3). Vegetais superiores também podem fazer parte da matéria 
orgânica constituinte do petróleo, porém sua preservação é mais difícil devido ao meio 
oxidante onde vivem. (THOMAS, 2004) A matéria acumulada nos sedimentos se transforma 
termicamente e é preservada da destruição por oxidação. O calor e a pressão dessas camadas 
transformam esses materiais orgânicos, convertendo-os em uma complexa mistura de 
hidrocarbonetos, oque hoje chamamos de petróleo bruto. A palavra petróleo significa "óleo 
de pedra" ou "óleo da terra". (SZKLO, 2008) 
 
 
Figura 2 - Formação de Petróleo e Gás Natural 
FONTE: Adaptado http://www.eia.gov/kids/energy.cfm?page=oil_home-basics 
 
19 
 
 
 
Para que haja a geração de hidrocarbonetos na rocha a matéria orgânica deve constituir 
no mínimo em 2% do volume dos sedimentos. Quando isto acontece os sedimentos são 
denominados de rocha geradora. Além da matéria orgânica é necessário que haja um ambiente 
favorável para a formação do hidrocarboneto com, circulação restrita, alta produtividade e de 
baixa oxidação. Com a combinação desses fatores com um tempo geológico de 60 milhões de 
anos, temperatura entre 60 e 120°C e um ambiente redutor para preservar as condições da 
transformação da matéria, é que ocorre a geração do petróleo (Figura 4). (THOMAS, 2004) 
De acordo com a temperatura que a rocha geradora atinge pode-se dividir o petróleo 
em três estágios de maturação: 
– MATURO: Petróleo líquido fluido e enriquecido em parafinas (cadeias saturadas); 
– SUPERMATURO (T>120°C): “queima” dos sedimentos e do petróleo líquido, que 
será transformado em condensado, gás úmido e, finalmente, seco; 
– IMATURO (T<60°C): se gerado, será viscoso e rico em componentes pesados. 
(ANTUNES, 2012) 
 
 
Figura 3 - Transformação termoquímica da matéria orgânica e a formação do petróleo 
FONTE:THOMAS, 2004 
 
Indicadores obtidos a partir da pirólise e análise do Carbono Orgânico Total (COT), 
tais como índice de Hidrogênio (HI) e índice de Oxigênio (OI), são utilizados para classificar 
20 
 
 
 
o petróleo. A partir da analise desses índices juntamente com as razões H/C e O/C do óleo 
pode-se prever se a formação dos hidrocarbonetos será de gás ou de óleo: 
• H/C & HI elevados : Geração Óleos 
• O/C & OI elevados : Geração Gás 
A qualidade do óleo é diretamente proporcional a sua densidade, viscosidade e 
composição química. A presença de elementos que aumentam sua acidez, tais como H2S, é 
particularmente preocupante, devido a questões de Segurança Operacional bem como para o 
refino. (ANTUNES, 2012) 
– °API: escala comparativa entre a densidade do fluido e a da água (10°API <=> d = 
1,0 g/cm
3
), na tabela 1 encontram-se alguns exemplos de °API encontrados em 
diferentes Bacias no Brasil; 
– Viscosidade (em cP): impacto nas capacidade de produção; 
– RGO (Razão Gás/Óleo): função da Rs (Razão de Solubilidade do gás no óleo); 
Influencia a produtividade, as vazões e a recuperação final dos reservatórios; 
– Psat (Pressão de Saturação): abaixo da qual o gás em solução começa a constituir 
uma fase separada do óleo; afeta a produtividade e a recuperação final; 
– H2S: problema para a Segurança Operacional; 
– TAN (Número de Acidez Total): problemas no refino. 
 
 
 
 
 
 
 
 
21 
 
 
 
Tabela 1 - API máximo e mínimo encontrados nas diferentes Bacias do Brasil. 
FONTE: ANTUNES, 2012 
Bacia °API máximo °API mínimo 
Todas 50 11 
Campos 36 17 
Potiguar 47 14 
Solimões 50 44 
Espírito Santo 36 11 
Recôncavo 50 14 
Sergipe 42 13 
 
A capacidade de armazenamento e produção de petróleo de um reservatório depende 
principalmente das características das suas rochas e dos fluidos nelas contidos. Precisamos 
então conhecer estas propriedades, para a compreensão dos mecanismos que comandam o 
movimento dos fluidos no interior do reservatório. 
As condições essenciais para que exista uma acumulação de petróleo são: 
– Existência de Geração na Bacia Sedimentar 
– Existência de Rochas Reservatórios 
– Existência de Rochas Capeadoras (Selante) 
– Existência de Estruturas de captação e aprisionamento (Trapas) 
– Condições físicas para Migração 
O conjunto destes elementos mais suas relações espaciais e temporais define um 
Sistema Petrolífero. 
A identificação de um Sistema Petrolífero depende da caracterização do 
hidrocarboneto (Assinatura Geoquímica) e da capacidade de relacioná-lo a uma determinada 
rocha-fonte (tabela 2). Mais de um Sistema Petrolífero pode ocorrer numa mesma Bacia 
Sedimentar e estar atuando num mesmo tempo ou em tempos distintos. (THOMAS, 2001) 
22 
 
 
 
A existência de um Sistema Petrolífero depende não apenas da existência dos 
elementos geológicos, mas, essencialmente, da relação espacial e temporal entre eles. A 
migração não pode ocorrer antes que os reservatórios e selos estejam depositados e 
estruturados para receber o petróleo e/ou gás gerado. Se não houver rotas de migração 
apropriadas e se a rocha-fonte ainda não estiver na janela de maturação, de forma que a 
expulsão do petróleo seja impossível, então poderá ser atingido o estágio supermaturo e o 
hidrocarboneto líquido poderá ser transformado em gás ou totalmente perdido. Se houver 
movimentação severa após o preenchimento dos reservatórios então a acumulação poderá ser 
destruída. 
As acumulações estão relacionadas a um Sistema Petrolífero específico e para defini-
las como um prospecto, é necessário identificar todos os elementos desse Sistema. Para cada 
um dos elementos é preciso definir um Fator de Risco, normalmente expresso na forma de 
uma Probabilidade de ocorrência do mesmo. A ponderação das Probabilidades de cada um 
dos fatores determina a Probabilidade de Sucesso (PS) do Prospecto. (THOMAS, 2004; 
ANTUNES 2012) 
 
 
Tabela 2 - Classificação dos petróleos fundamentada na composição química. 
FONTE: ANTUNES, 2012 
CLASSES COMPOSIÇÃO (%) 
PARAFÍNICA 75% ou mais de cadeias parafínicas 
NAFTÊNICA 70% ou mais de naftenos 
AROMÁTICA 50% ou mais de aromáticos 
ASFÁLTICA 60% ou mais de resinas e asfaltenos 
PARAFÍNICO – NAFTÊNICA 
PARAFINAS: 60 – 70 % 
NAFTÊNICOS: no mínimo 20 % 
PARAFÍNICO – NAFTÊNICO – 
AROMÁTICA 
% aproximadamente igual de parafinas, naftênicos e 
aromáticos. 
NAFTÊNICO – AROMÁTICA 35 ou mais de naftênicos ou aromáticos 
NAFTÊNICO – AROMÁTICO – 
ASFÁLTICA 
25 ou mais de naftenos, aromáticos ou compostos 
asfálticos 
AROMÁTICO – ASFÁLTICA 35 ou mais de aromáticos ou compostos asfálticos 
23 
 
 
 
 
A pesquisa geológica é baseada na aquisição de dados de superfície e/ou 
subsuperfície, que posteriormente são interpretados. 
Os Métodos de obtenção dessas informações podem ser classificados em: 
– Métodos Diretos: fornecem diretamente o valor de uma propriedade ou dos 
parâmetros necessários para o cálculo da mesma. 
– Métodos Indiretos: Os resultados possibilitam apenas inferir sobre uma determinada 
propriedade física do substrato, sem fornecer, a princípio, um valor específico, que, se 
de alguma forma produzido, deverá ser comprovado por algum método direto de 
pesquisa. (THOMAS, 2004; ROSA, 2006; ANTUNES 2012) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
24 
 
 
 
 
Tabela 3 - Método de aquisição de dados de superfície/subsuperfície. 
FONTE: MENDES, 1984 
Método Ferramenta Aplicação 
Indireto 
Magnetometria Arcabouço Estrutural, limite crosta 
oceânica/continental, Embasamento, intrusões, 
depocentros, etc. 
Gravimetria 
Sensoriamento Remoto Seeps de HC 
Sísmica 
Geometria de camadas, variações laterais de fácies, 
contatos entre fluidos, delimitação de falhas, DHI, 
etc 
Sonar 
Mapeamento de sedimentos e feições no solo 
oceânico, estudos de geotecnia, etc. 
Direto 
Afloramentos 
Estudo de análogos, sistemas deposicionais, 
sedimentológicos, composição de rochas, etc. 
Poços 
Análises lito, bio e cronoestratigráficas, coleta de 
amostras de rochas e testemunhos, coleta de fluidos, 
perfis, etc. 
Perfis 
Definição de litotipos, fluidos, contatos, fraturas, 
etc. 
Testes de Formação 
Medidas de profundidade, pressão, análise de 
compartimentos, coleta de fluidos, etc. 
Geoquímica 
Caracterização dos fluidos e sistemas petrolíferos, 
cromatografia, etc. 
Geocronologia 
Datação, correlação cronoestratigráfica, limites de 
sequências, caracterização de discordâncias, etc. 
 
Ainda não existe um método indireto quepermita a identificação de petróleo em 
subsuperfície. Por meio dos métodos disponíveis vislumbra-se, apenas, as situações em que 
podem ocorrer acumulações de HC. 
Só se descobre petróleo perfurando poços - método direto de investigação. A produção 
de óleo é a retirada de um volume de óleo do espaço poroso de uma rocha reservatório e isso 
só é possível na medida em que o volume originalmente ocupado por esse óleo for preenchido 
por algum outro material, que pode ser outro fluido, nativo ou injetado, ou até mesmo a rocha 
em expansão. (ANTUNES, 2012) 
25 
 
 
 
Os processos físicos que conduzem ao preenchimento desse volume e à produção do 
óleo constituem o mecanismo de produção ou recuperação do reservatório. 
O óleo bruto que sai do reservatório não se encontra pronto para ser extraído. 
Normalmente há a presença de sedimentos, gás (associado ou não), partículas inorgânicas e 
sais. Estas substâncias são nocivas aos equipamentos e ainda prejudicam o transporte até a 
refinaria. 
Por esse motivo, nos próprios campos de produção um tratamento primário é 
realizado, o qual consiste na separação óleo-gás-água através de decantação e desidratação. A 
diferença de densidade entre os componentes proporciona uma separação por ação da 
gravidade na decantação. E a desidratação visa retirar o máximo de água emulsionada no óleo 
através da adição de substâncias químicas desemulsificantes que agregam as moléculas de 
água. (CARDOSO, 2005) 
Depois desse processamento primário e estando o óleo bruto dentro das especificações 
exigidas, é que o petróleo é encaminhado para as refinarias para das sequencia ao processo. 
A estrutura de uma indústria de petróleo é composta de três partes: upstream, 
midstream e downstream. Cada uma dessas partes possui uma logística própria que 
complementa as outras partes, até a fase em que o produto final chega às mãos do consumidor 
final (Figura 5). 
26 
 
 
 
 
Figura 4 - Logística de produção da indústria de Petróleo. 
 
Dessa forma, nosso projeto se objetiva a projetar uma torre de destilação atmosférica, 
que é um processo muito importante na indústria petrolífera na parte denominada 
downstream. 
 
2.2 A REFINARIA 
 
 
O petróleo bruto não tem aplicação comercial, portanto é necessário beneficiá-lo para 
obter produtos que possam ser utilizados. Esse beneficiamento é feito através do refino, para 
depois as frações desejadas serem processadas e transformadas em produtos de maior valor 
agregado. (CARDOSO, 2005;MORELLI, 1966) 
O refino do petróleo inicia-se pela separação das diferentes frações de derivados 
através de processos físico-químicos. Essa separação é feita em unidade de separação e 
conversão que tem como produtos finais as seguintes categorias: 
27 
 
 
 
1. Combustível (gasolina, diesel, óleo combustível, GLP, QAV, querosene, coque 
de petróleo, óleos residuais) que representam aproximadamente 90% dos produtos de 
refino do mundo; 
2. Produtos acabados não combustíveis (solvente, lubrificante, asfalto, graxas e 
coque); 
3. Intermediários da indústria química (nafta, etano, propano, etileno, butano, 
propileno, butileno, butadieno, BTX) que podem ser utilizados em diversos setores da 
indústria química. 
Os processos físico-químicos que uma refinaria apresenta dependem da composição da 
carga a ser refinada, pois esta varia de acordo com as características do petróleo cru, e dos 
produtos finais desejados. (SZKLO, 2008) 
Uma refinaria é normalmente projetada de acordo com as características da carga que 
será processada. O processamento de petróleo brasileiro se dá normalmente através de um 
blending, que é uma mistura de óleos de diferentes °API, utilizada para contornar o fato de 
nossas refinarias que foram projetadas para processar óleos mais leves do que os encontrados 
nos sistemas petrolíferos brasileiros. (CARDOSO, 2005) 
A localização de uma refinaria de petróleo depende da distância do poço, bem como 
da localização do mercado consumidor. O valor do transporte dos produtos finais deve estar 
equilibrado com o valor de dutos e navios tanques para o fornecimento do óleo cru. (BACON, 
1916) 
Os processos de uma refinaria são extremamente complexos e possuem diversas 
unidades, seja de separação, conversão ou tratamento. O tratamento pode ser cáustico, DEA, 
MEROX, hidrotratamento e etc... O processo de conversão é feito através de craqueamento 
térmico e catalítico, visco-redução, coqueamento reterdado e hidrocraqueamento, e o processo 
de separação é feito por destilação, extração e etc... 
 
 
 
28 
 
 
 
2.3 A DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA 
 
 O objetivo da destilação de petróleo cru é fracionar em hidrocarbonetos leves (C1-
C4), nafta, querosene, diesel e resíduo atmosférico. Alguns destes cortes podem ser 
comercializados diretamente, enquanto outros cortes seguem para outras unidades de 
processamento, pois exigem mais tratamentos e especificações para torná-los 
comercializáveis. A primeira etapa de processamento na refinaria, após dessalinização do 
petróleo, é separação do cru em um número de frações por destilação. A destilação é realizada 
a uma pressão ligeiramente acima da atmosférica. Isto é necessário para as seguintes 
considerações: 1) Aumentar o ponto de ebulição dos leves, de modo que possa ser usada água 
de arrefecimento no condensador, a fim de condensar parte dos C3 e C4; 2) Para garantir que 
a perda de carga no condensador não atrapalhe o escoamento do gás para o vaso; 3) Para 
permitir a queda de pressão na coluna (PARKASH, 2003). 
O óleo cru é pré-aquecido em permutadores e, finalmente, vaporizado em forno até 
atingir uma fração de vaporizado, em volume, de todos os produtos das correntes laterais, 
tendo como recomendação 3-6% a mais de sobrevaporizado ou overflash, para que o último 
prato sempre esteja com líquido, e com isso o fracionamento na região fica garantido. As 
colunas fracionadoras de petróleos não contém refervedores, e após o forno o óleo cru entra 
na zona de flash da coluna, onde o vapor e líquido são separados. Na zona de flash 
aproximadamente 50-60% do óleo cru é vaporizado e mais 3-6% de overflash. O líquido que 
deixa a zona de flash ainda contém alguns componentes de destilados, esse líquido percorre 
de 4 a 6 pratos na seção de fundo da coluna, cruzando com o fluxo de vapor de água que sobe, 
pois alguns componentes dos destilados terão que ser recuperados por arraste do vapor 
d’água, essa quantidade de vapor de água, chamado de vapor de retificação, é injetado no 
fundo da coluna. A vazão de vapor retificação é aproximadamente de 5 a 10 lbs por barril 
(bbl) de produto retirado. Depois da retificação com o vapor, o produto de fundo, também 
conhecido como resíduo atmosférico (RAT), é descarregado pelo fundo da coluna e enviado a 
coluna de destilação a vácuo. A temperatura inferior é limitada a 3500-400°C para evitar 
coqueamento. Antes do forno atmosférico existe a torre de pré-flash, que é projetada 
para recuperar a maior parte leves e uma parte da nafta leve. A corrente de fundo da torre de 
29 
 
 
 
pré-flash é a corrente que vai para o forno, e em seguida para torre atmosférica (WATKINS, 
1981). 
 Neste processo é comum a remoção de calor através de refluxos laterais, chamados 
Pump Arounds (PARKASH, 2003). Para controlar o ponto inicial de ebulição do corte 
fracionado, cada corrente lateral é mandada a uma coluna retificadora (stripper), que contém 
um refervedor parcial ou uma injeção de vapor de água (PERRY, 1999). 
Isso quer dizer que as strippers ajustam o produto removido até o ponto inicial de 
ebulição desejado, o que garante a qualidade do produto retirado. A figura 6 mostra uma torre 
com retificadoras laterais, mas não pertence a indústria do petróleo. A fração que não se 
enquadra nessas especificações retorna à torre de destilação. A Figura 7 esquematiza a torre 
de destilação atmosférica utilizada na refinaria REFAP S/A e aFigura 8 esquematiza uma 
unidade de destilação atmosférica de petróleo. 
Na Figura 7 os números das correntes indicam o estágio em que se encontram na 
coluna, sendo que o condensador foi considerado como primeiro estágio. No total, a torre 
possui 41 pratos com válvulas Glitsh de 2 polegadas e na região de sobrevaporizado usam-se 
recheios Mellapack. Para cada seção tem-se o número de passe adequado para os pratos. Sua 
altura total é de aproximadamente 57 metros com diâmetros inferior e superior de 4,5 e 7,5 
metros, respectivamente. A Unidade ainda apresenta strippers, de 4 estágios com injeção de 
vapor, nas correntes de diesel pesado, diesel leve, querosene e nafta pesada (REVISTA 
CONTROLE & AUTOMAÇÃO, 2009). 
 
30 
 
 
 
 
Figura 5 - Torre com retificadoras laterais. 
31 
 
 
 
 
Figura 6 - Coluna de destilação atmosférica da REFAP S/A – Petrobras 
FONTE:Revista Controle & Automação, 2009.
32 
 
 
 
 
 
Figura 7 - Fluxograma de uma unidade de destilação atmosférica 
FONTE:Parkash,2003. 
33 
 
 
 
2.3.1 Caracterização do Petróleo 
 
A análise completa para caracterização de um óleo bruto é chamada de Crude Assay, 
“ensaio do cru”. Esta análise é mais detalhada do que uma curva PEV. O crude 
assay completo contém alguns dos seguintes dados (PARKASH, 2003): 
1. Todo sal do óleo cru, a densidade, a viscosidade, enxofre, os hidrocarbonetos leves 
(Light-end), e o ponto de fluidez. 
2. Uma curva PEV, uma curva das densidades médias por volume, assim para 
viscosidade e enxofre também. 
3. Análise dos leves, até C8 ou C9. 
4. Propriedades das frações (naftas, querosenes, diesel, diesel pesado, vácuo, 
gasóleos, e resíduos). As propriedades requeridas incluem rendimento como: 
% em volume, a densidade, a viscosidade, o enxofre, o número de octanagem, índice 
de diesel, ponto de fulgor, ponto de combustão, ponto de congelamento, ponto 
de fumaça e ponto de fluidez. 
5. Propriedades do lubrificante destilados, se o bruto é adequado para a fabricação 
de lubrificantes. 
6. Estudos detalhados das frações de várias propriedades e adequação para utilizações 
finais diferentes. 
 
Os cortes dos rendimentos são feitos utilizando a curva TBP (True Boiling Point – 
Ponto de Ebulição Verdadeiro, PEV), ou a curva ASTM do petróleo (American Society for 
Testing Materials - Sociedade Americana Para Testeis de Materiais), Figura 9 (PARKASH, 
2003). 
A divisão entre dois corte de rendimento se dá em uma margem, o ponto em que 95% 
em volume de um corte leve vaporizou, e 5% de um corte pesado começou a vaporizar na 
curva ASTM, nesse intervalo que se faz a separação dos cortes para formar dois produtos 
laterais de propriedades diferentes. Para cada porcentagem de vaporizado tem-se uma 
temperatura relacionada, portanto para 5% do corte pesado e 95% do corte leve de vaporizado 
34 
 
 
 
tem-se uma temperatura, a diferença entre essas temperatura (T5%-T95%) é chamada de Gap 
para valores positivos, e Overlap para valores negativos (WATKINS, 1981). 
 
 
Figura 8 - Curva PEV de um óleo cru e seus cortes. 
FONTE:Parkash, 2003 
 
O método usado para construir uma curva PEV é por um ensaio de destilação batelada, 
com muitos estágios (mais que 60) e alta razão de refluxo (mais que 5), medindo a 
temperatura para várias frações de vaporizado. Portanto, para começar um projeto de uma 
torre atmosférica é preciso caracterizar o petróleo bruto (PARKASH, 2003). 
 
2.3.2 Heurísticos e Procedimentos para Projeto de Torre Atmosférica 
 
Os procedimentos utilizados para a concepção de destilação atmosférica e a vácuo são 
na maior parte empírica, pois o óleo cru é feito de um número muito grande de 
hidrocarbonetos, partindo do metano até os asfálticos. 
35 
 
 
 
São considerados os seguintes requisitos para o fracionamento. O fracionamento ideal 
fica entre os cortes de 5% e 95% dos pontos de destilação ASTM, obtida através da curva 
PEV, e convertida em ASTM D86 (atmosférica). Uma vez fixados os gaps como o parâmetro 
de projeto, o gap ideal é convertido em um gap real. A diferença entre gap ideal e o gap 
real requerido é o desvio. O desvio é diretamente correlacionado com o número de pratos e 
de refluxo. Para torres atmosféricas têm-se de 25 a 35 bandejas entre a zona de flash e topo da 
torre. O número de pratos em várias secções da torre depende das propriedades 
de cortes desejados a partir do óleo bruto, como mostrado na Tabela 4. 
 
Tabela 4- Número de pratos por seção de fracionamento 
FONTE: Parkash,2003; Watkins, 1981 
Pratos requeridos para destilação atmosférica de petróleo 
Rendimentos Número de Pratos 
Nafta Leve até Nafta Pesada 6 – 8 
Nafta Pesada até Querosene 6 – 8 
Querosene até Diesel Leve 8 – 11 
Diesel Leve até Resíduo ATM (RAT) 4 – 6 
Zona de Flash até Primeiro Prato de Fundo 4 – 5 
Seção de Vapor de Retificação 4 – 6 
 
 
 
Tabela 5 - Gap para cortes de rendimentos 
FONTE:Watkins, 1981 
Critério de fracionamento de produtos de destilação atmosférica 
Rendimentos (T5% - T95%) [°F] 
Nafta Leve até Nafta Pesada 30 gap 
Nafta Pesada até Querosene 50 gap 
Querosene até Diesel Leve 10 gap 
Diesel Leve até Gasóleo Atmosférico (AGO) 10 gap 
 
A queda de pressão admissível para as bandejas é de aproximadamente 0,1 - 
0,2 psi, por bandeja. Geralmente, uma queda de pressão de 5 psi é permitida entre a zona 
de flash e o topo da torre. A pressão da zona de flash é definida como a soma de pressão do 
vaso de refluxo, e queda de pressão combinada através do condensador e bandejas acima da 
36 
 
 
 
zona de flash. Também é permitida uma queda de pressão de 5 psi entre a zona de flash e de 
saída do forno. 
 
2.4 INTERNO DE TORRE 
 
As unidades de separação são projetadas de acordo com o número de estágios de 
equilíbrio, determinado a partir dos princípios da termodinâmica e/ou transferência de massa. 
A eficiência desses estágios nas torres de separação depende do contato efetivo entre 
correntes de fases diferentes, promovido por dispositivos internos tais como pratos ou 
recheios. A escolha adequada do interno, o dimensionamento cuidadoso e a estimativa da 
eficiência são imprescindíveis para o sucesso dos sistemas de separação (RAJAGOPAL, 
2007). 
Todos os dispositivos colocados no interior das torres de separação e que são 
responsáveis pelo funcionamento são denominados internos de torres (figura 10). Os 
principais internos são dispositivos ajustado hidraulicamente para promover o contato entre as 
fases, tendo como objetivo o regime de escoamento ideal para melhor transferência de massa, 
calor e momento, e esses internos podem ser Pratos ou Recheios. 
 
Figura 9 - Principais tipos de torres de contato. 
 
37 
 
 
 
Os pratos e recheios podem ser classificados em duas categorias: 
Quanto ao modo de fluxo das correntes (figura 11): 
 Contracorrente (Pratos sem downcomers e Recheios) 
 Fluxo cruzado (Pratos com downcomers) 
Quanto à fase contínua: 
 Gás (Recheio) 
 Líquido (Prato) 
Figura 10 - Tipos de pratos: corrente cruzada e contra-corrente. 
 
O Downcomer é uma espécie de chapa ou tubo junto ao costado da torre que leva o 
líquido de um prato superior ao inferior. A figura 12 ilustra bem os pratos e o downcomers 
dentro de uma torre. 
 
Liquido 
Vapor 
Liquido 
Vapor 
38 
 
 
 
 
Figura 11 - Pratos e o downcomers dentro de uma torre. 
 
Outros internos associados aos pratos e recheios, estão divididos em três seções: seção 
de topo, seção intermediária e seção de fundo, e eles são os bocais, panelas de retirada, 
distribuidores, eliminador de névoa e suportes. Atrelados a estes internos algumas dimensões 
são de suma importância, como: espaço de separação líquido-vapor, volume de controle de 
líquido, espaço para manutenção e etc. As principais diferenças de desempenho entre as torres 
de pratos e de recheios estão ligadas ao comportamento hidrodinâmico das fases nestas torres 
(CALDAS,2007). 
 
 
2.4.1 Pratos 
 
Os primeiros dispositivos de contato, início do século XIX, foram os pratos com 
borbulhadores, que na maioria das vezes eram superdimensionados, pois na época o 
conhecimento era escasso. Com métodos mais confiáveis para outros tipos de dispositivos, 
encarecimento do material, da mão-de-obra, da energia e o aparecimento de especificações 
39 
 
 
 
mais rígidas fizeram com que pratos fossem substituídos por recheios, devido a maior 
eficiência, maior capacidade e menor perda de carga (KISTER, 1992). 
Os pratos perfurados foram usados pela primeira vez em 1832. Entretanto, até o início 
de 1950, seu uso era muito raro. É um dos mais baratos dispositivos de contato, e também 
apresenta uma baixa perda de carga. 
Os pratos valvulados foram patenteados em maio de 1923, vindo ocupar uma faixa de 
aplicação mais ampla que sobrepõe as faixas do prato com borbulhadores e do prato 
perfurado. Os pratos valvulados são mais vantajosos do que os com borbulhadores, pois são 
mais baratos, cerca de 70% do custo na atualidade, os projetos de torres de pratos, são, na 
maioria das vezes, exclusivamente de pratos perfurados e/ou valvulados (figura 13) 
(CALDAS, 2007). 
Os pratos podem ser classificados em dois grandes grupos (MOURA, 1972), conforme 
tabela 6: 
 
Tabela 6 - Classificação dos pratos de uma coluna. 
Pratos com Downcomers 
Pratos sem Downcomers 
 
Valvulados Perfurados Borbulhadores 
Flexitrays Comum (Sieve 
Tray) 
Bell-cap (circulares) Pratos Turbogrid 
Ballast Jet Tray Tunnel-cap (retangular) Pratos Perfurados 
Nutter Uniflux Pratos Ripple 
(Ondulados) 
 Montz Pratos Kittel 
 
Os pratos com downcomers reservam parte da área transversal da coluna para a 
descida de líquido ao prato imediatamente inferior, por gravidade. A troca de massa e de calor 
é promovida pelo borbulhamento do gás no líquido que escoa sobre o prato. O nível do 
líquido é geralmente mantido por dispositivos chamados vertedores (CALDAS, 2007). 
 
40 
 
 
 
 
Figura 12 - Downcomers e prato de 1 passe com válvulas. 
FONTE: Google Imagens 
 
2.4.2 Recheios 
 
As primeiras referências da utilização de recheio em torres foram em 1820, quando 
bolas de vidro com 25 mm de diâmetro foram usadas em alambiques de álcool. Em 1847, 
patenteou-se uma coluna de destilação recheada com coque. Naquele mesmo século obteve-se 
sucesso com o emprego de elementos esféricos, e visando reduzir custos passou a usar formas 
não-uniformes. 
Com a mudança para formas randômicas descobriu-se uma má distribuição do líquido, 
que é um problema grave, principalmente para torres de diâmetros maiores. Assim, nessa 
época as aplicações eram poucas, como serviços corrosivos, tais como torres de ácido 
sulfúrico, utilizando materiais cerâmicos como recheio (KISTER, 1992). 
41 
 
 
 
Durante o período de 1950 a 1975 as torres recheadas (figura 14) tiveram um 
renascimento para aplicações em destilação. Grandes empresas como a Koch-Glitsch, Sulzer, 
Norton e outros ajudaram a desenvolver os recheios. 
 
 
Figura 13 - Diferentes tipos de recheios 
 
Nas torres recheadas, a fase líquida é dispersa no topo através da ação de um 
distribuidor de líquido, escoando na forma de um filme líquido na superfície dos elementos de 
recheio. A seção transversal da torre é completamente ocupada por estes elementos, formando 
um leito poroso através do qual o líquido e o gás escoam em contracorrente. O contato 
líquido-gás é feito de maneira contínua. O recheio cumpre a função de sustentar o filme da 
fase líquida da mesma forma que permite um adequado contato entre as fases (CALDAS, 
2007). 
 Os tipos de recheios mais usados são: 
 Recheios randômicos 
 Recheios estruturados 
 
 
42 
 
 
 
2.4.3 Pratos x Recheios 
 
Para uma escolha adequada do interno é importante saber que tipo de regime de 
escoamento terá o seu projeto. Os regimes estão relacionados com vazões de líquido e vapor 
e, consequentemente, com as condições que alteram estas vazões. Nas operações a vácuo, 
temos uma volatilidade relativa alta e uma relação L/G (vazão líquido/vazão vapor) baixa, 
resultando no regime spray, tornando a fase vapor contínua, proporcionando a escolha de 
recheios. Por outro lado, nas operações com pressões mais elevadas, temos uma volatilidade 
relativa baixa e uma relação L/G elevada, resultando no regime espuma, mantendo a fase 
líquida contínua, sendo o prato o melhor dispositivo de contato para esse regime. 
Quando um prato perfurado está em operação estável, o gás passa pelos orifícios e 
penetra na camada bifásica de altura (hbi). A quantidade de movimento do vapor atinge seu 
máximo quando o gás acelera através do seu orifício. A troca de quantidade de movimento do 
gás com a camada de líquido no prato é crítica para a natureza da camada bifásica. Essa 
camada é do tipo spray ou espuma (KISTER, 1992). 
Com o surgimento dos pratos de alta capacidade aumentou o número de possibilidade 
que o engenheiro dispõe na hora de fazer a escolha mais adequada em um projeto. O diagrama 
da Figura 15, proposta por Bravo (1997), que era da Shell, mostra um diagrama de blocos que 
pode ser usado de guia preliminar na escolha do tipo de interno mais adequado para diferentes 
situações. Os casos de formação de espuma, arraste, sedimentos, corrosão, queda de pressão e 
especialmente o parâmetro de fluxo (CALDAS, 2007). 
X=L/G.[ρg/ρL]
0.5 
 (Equação 1) 
 
Onde: X = Parâmetro de fluxo 
L = Vazão de líquido 
 G = Vazão de vapor 
 ρg = Massa específica do vapor 
 ρL = Massa específica do líquido 
 
43 
 
 
 
 
 
Figura 14 – Diagrama para escolha preliminar do interno. 
 
 
 
2.4.4 Escolha e dimensionamento de Pratos 
 
A escolha do tipo de prato a ser usado é tão importante quanto a determinação de 
número de estágios ou do seu projeto mecânico. Pratos com borbulhadores, valvulados ou 
perfurados possuem características específicas, tais como perda de carga, capacidade, 
flexibilidade, eficiência e custo, que serão responsáveis pela escolha do que melhor se adapta 
ao projeto. 
44 
 
 
 
A Tabela 7 e a figura 16 mostram as características dos pratos perfurados (sieve), 
valvulados (valve), com borbulhadores (bubble-cap) e sem downcomers (dual-flow) 
(KISTER, 1992). 
 
 
Figura 15 – a) Pratos perfurados (sieve); b) Valvulados (valve); c) com borbulhadores (bubble-cap); 
d) sem Downcomer (dual-flow). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
45 
 
 
 
Tabela 7 - Comparação dos tipos de pratos mais comuns. 
Tipo de Prato Perfurado Valvulado Bobulhador Sem Downcomers 
Capacidade Alta Alta para muito Alta Moderadamente Alta Muito Alta 
Eficiência Alta Alta Moderadamente Alta Inferior a outros tipos 
Flexibilidade 
Cerca de 2:1 (Não é 
geralmente 
adequada para 
cargas menores da 
de operação) 
Cerca de 4-5:1 (em 
casos especiais chega 
até 10:1 ou mais) 
Excelente, melhor 
que pratos 
valvulados. Bom 
para vazões 
extremamente baixa 
de líquido 
Baixa, sempre menor 
que pratos perfurados. 
Inadequado para 
variações de cargas 
Arraste Moderado Moderado 
Alto, cerca de 3 
vezes mais alto que 
pratos perfurados 
Baixo para moderado 
Queda de 
Pressão 
Moderada 
Moderada. Os primeiros 
projetos um pouco mais 
altos. Projetos recentes 
com queda de pressão 
moderada 
Alta Baixa para moderada 
Custo Baixo 
Cerca de 20% mais alto 
que pratos perfurados 
Alto. Cerca de 2-3 
vezes o custo de 
pratos perfurados 
Baixo 
Manutenção Baixa Baixa para moderada Relativamente alta Baixa 
Tendência de 
Incrustação 
Baixa Baixa para moderada 
Alta. Tende a 
acumular sólidos 
Extremamente baixa. 
Adequada onde 
incrustação intensa e 
manuseio de lama. 
Efeitos de 
Corrosão 
Baixo Baixo para moderado Alta Muito baixa 
Viabilidade 
de 
Informação 
de Projeto 
Bem conhecido 
Proprietário, mas 
informações 
disponíveis. 
Bem conhecido 
Algumasinformações 
disponíveis. 
Principais 
Aplicações 
Maioria das colunas 
quando a 
flexibilidade não é 
crítica. 
1. Maioria das 
colunas. 
2. Serviço onde 
flexibilidade é 
importante 
1. Condição 
extremamente 
baixa de fluxo. 
2. Onde vazamento 
deve ser 
minimizado 
1. Renovar capacidade 
onde eficiência e 
flexibilidade podem 
ser sacrificadas. 
2. Serviços altamente 
corrosivo e 
incrustante. 
Participação 
no Mercado 
25% 70% 5% Sem informação 
Outros 
Algumas vezes ocorre 
instabilidade em torres 
de grande diâmetro (> 8 
ft) 
 
46 
 
 
 
Existem muitos tipos de pratos, cada qual específico para um determinado serviço. No 
projeto ou na avaliação de torres de pratos, uma sequência lógica deve ser executada, tendo 
como finalidade o dimensionamento ou obter as condições de operação mais econômicas. O 
manual de dimensionamento de pratos valvulados da Glitsch encontra-se no Anexo A. A 
sequência lógica para o dimensionamento dos pratos está descrita abaixo. 
Obtenção das propriedades Físicas e Vazões dos Fluidos 
Propriedades físicas: 
 Densidade do líquido e do gás. 
 Viscosidade do líquido 
 Tensão superficial 
Vazões do líquido e do gás: 
 Máximas nas seções. 
 Mínimas nas seções. 
Estimativa do Diâmetro da Torre e Espaçamento entre Pratos 
 Estimativa da área livre e perfurada. 
 Estimativa da área de downcomer. 
 Estimativa do espaçamento entre pratos. 
Arranjos de Prato e Escolha dos Parâmetros 
 Escolha do borbulhador, furo ou válvula. 
 Escolha do arranjo do prato. 
 Escolha do número de passagens e do trajeto de líquido. 
 Estimativa de áreas, de redistribuição e morta. 
 Escolha da altura do vertedor de saída e da folga sob o downcomer. 
Calcular o Desempenho do Prato 
 Condição de sopro. 
 Inundação por arraste. 
 Inundação por downcomer. 
 Gotejamento e descarga. 
 Arraste no ponto de operação/ Arraste excessivo. 
 Eficiência. 
 Perda de carga no ponto de operação. 
47 
 
 
 
3. METODOLOGIA 
 
3.1 CARACTERIZAÇÃO DO PETRÓLEO 
 
A primeira etapa para a simulação do fracionamento de petróleo é a caracterização do 
óleo cru. Para este projeto, utilizou-se o crude assay do petróleo da Venezuela (OPEP) Tia 
Juana Leve, cujas propriedades se encontram nas Tabelas 8,9, 10 e 11 (WATKINS, 1981). 
 
Tabela 8 - Dados total do Petróleo 
Densidade 
Massa Específica 
°API 
60/60 
31,6 
0,8676 
Enxofre 
Ponto de Fluidez 
Massa, % 
°F 
1,08 
-5 
Água e Sedimentos 
Teor de Sal, NaCl 
Volume, % 
Ptb 
0,0 
0,85 
Pressão de Vapor 
H2S (Dissolvido) 
No. Neutro (D66 4) 
psi 
ppm 
mg KOH/gm 
4,9 
0 
0,11 
Viscosidade: 
Cinemática @ 70°F 
 100°F 
 
cS 
cS 
 
16,1 
10,2 
Saybolt Universal @ 70°F 
 100°F 
sec 
sec 
81,4 
59,5 
 
48 
 
 
 
Tabela 9 - Hidrocarbonetos Leves. 
% no óleo cru Massa Volume 
Metano - - 
Etano 0,02 0,04 
Propano 0,22 0,37 
i-Butano 0,18 0,27 
n-Butano 0,60 0,89 
i-Pentano 0,56 0,77 
n-Pentano 0,82 1,13 
Total 2,4 3,47 
 
 
 
Tabela 10 - Volume (%) de destilado x Temperatura (°F) 
15/5 Ponto de corte, °F 
Total de destilado - % de volume do óleo cru 
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 
 1,6 2 2,4 
100 2,8 3,2 3,7 4,1 4,6 5,2 5,9 6,6 7,3 8 
200 8,8 9,7 10,5 11,3 12,2 13 13,9 14,8 15,7 16,7 
300 17,7 18,6 19,5 20,4 21,3 22,3 23,2 24,2 25,1 26,1 
400 27 27,9 28,9 29,9 30,8 31,8 32,8 33,7 34,7 35,7 
500 36,6 37,5 38,5 39,5 40,4 41,4 42,3 43,3 44,3 45,3 
600 46,3 47,3 48,3 49,2 50,2 51,1 52 52,9 53,9 54,8 
700 55,7 56,7 57,7 58,6 59,4 60,3 61,3 62,2 63 63,8 
800 64,6 65,4 66,3 67,2 68 68,8 69,6 70,4 71,2 71,9 
900 72,6 73,3 74,1 74,8 75,5 76,2 76,8 77,5 78,2 78,7 
1000 79,3 79,9 80,5 81,1 81,6 82,1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
49 
 
 
Tabela 11 - Volume (%) médio dos cortes x densidade relativa a 60°F x °API. 
 D60/60 V 
médio 
(%) 
°API Cortes 
(°C) 
N
a
ft
a
 
0,6581 3,8 83,5 20-70 
0,7201 7,9 65,0 70-100 
0,7440 11,4 58,7 100-120 
0,7555 13,8 55,8 100-150 
0,7624 15,3 54,1 120-150 
0,7865 21,2 49,5 150-190 
Q
u
er
o
se
n
e 
0,7874 22,5 48,2 150-205 
0,7963 25,0 46,2 150-235 
0,8100 28,9 43,2 150-280 
0,8217 32,3 40,7 190-280 
0,8222 32,4 40,6 205-265 
D
es
ti
la
d
o
 M
éd
io
 0,8285 35,3 39,3 160-343 
0,8324 36,7 38,5 150-370 
0,8408 39,2 36,8 205-343 
0,8473 41,4 35,5 265-310 
0,8724 50,4 30,7 310-370 
G
a
só
le
o
 
0,8877 55,7 27,9 343-400 
0,8964 60,0 26,3 343-455 
0,9059 64,6 24,7 400-455 
0,9106 66,6 23,9 343-565 
0,9224 72,5 21,9 455-510 
0,9297 75,5 20,7 455-565 
0,9383 79,2 19,3 510-565 
 
 
Primeiro passo para a simulação foi a seleção de todos os componentes que estarão 
presentes na simulação, portanto, a água e os hidrocarbonetos leves foram adicionados, 
conforme Figura 17. 
 
50 
 
 
 
Figura 16- Input dos componentes leves. 
 
A seleção do pacote termodinâmico para ser utilizado na simulação é muito 
importante, pois a precisão dos resultados tem forte influência da equação de estado utilizada 
pelo simulador. Foi selecionada para a simulação deste projeto a equação de estado Peng-
Robinson, pois representa melhor o equilíbrio líquido-vapor de sistemas complexos e é ideal 
para sistemas com hidrocarbonetos (SILVA, 2009). 
Os dados característicos do petróleo venezuelano foram adicionados no simulador em: 
Simulation Basis Manager - Oil Manager - Enter Oil Environment (Oil Characterization) - 
Assay(Add...) - Input Data. 
No campo Bulk Properties, adicionou-se o °API do petróleo e as viscosidades 
cinemáticas citados na Tabela 8. No campo Assay Data Type foi escolhido o método da curva 
de destilação como TBP; em Light Ends adicionou-se a composição dos hidrocarbonetos 
leves; em Distillation adicionou-se os dados da Tabela 10; e em Density adicionou-se os 
dados da Tabela 11. As Figuras de 18 – 21 representam estes inputs. 
51 
 
 
 
Figura 17 - Bulk Properties. 
 
 
Figura 18 – Input de dados no campo Ligh Ends. 
52 
 
 
 
Figura 19 – Input de dados no campo Distillation. 
 
 
Figura 20 - Input de dados no campo Density. 
 
53 
 
 
Os componentes hipotéticos foram criados em Oil characterization – Cut/Blend – Add. 
Nessa janela o usuário pode criar uma corrente de petróleo através de uma ou mais correntes 
de petróleo, ou seja, um Blend de petróleo. Também, nessa janela tem a opção dos cortes dos 
rendimentos do petróleo e a quantidade de componentes hipotéticos. 
Foram criados 100 componentes hipotéticos, sendo 40 destes até 180°C, 20 de 180-
256°C, 20 de 256-360°C e mais 20 de 360-900°C, conforme Figura 22. 
 
 
Figura 21 - Criação dos componentes hipotéticos. 
 
Os cortes do petróleo foram selecionados de acordo com as temperaturas típicas que 
os especificam como produtos comerciais. Para o corte de Nafta Leve 100% vaporizada a 
temperatura final de corte foi de 127°C, Nafta Pesada 100% vaporizada a temperatura final de 
corte foi de 180°C, para 100% vaporizado de Querosene a temperatura foi de 256°C e para 
90% de vaporizado de Gasóleo a temperatura foi de 360°C. 
O Gasóleo é o Diesel leve e pesado juntos no mesmo rendimento (256-360°C), e será 
o Diesel futuro da Petrobras com a especificação de T90%=360°C, assim como o Diesel S-50. 
A Figura 23 mostra os rendimentos de cada corte. 
54 
 
 
 
Figura 22 - Rendimentos de cada corte. 
 
Na aba Install Oil, conforme a Figura 24, criou-se uma corrente material de entrada 
com todas as informações do petróleo, assim como as frações molares dos componentes 
hipotéticos (Tabela 12). 
 
 
Figura 23 - Criação da corrente de entrada. 
55 
 
 
 
 
Tabela 12 - Frações Molares dos componentes leves e hipotéticos do petróleo 
Ci Zi Ci Zi Ci Zi Ci Zi 
H2O 0,0000 NBP[1]122* 0,0053 NBP[1]209* 0,0087 NBP[1]331* 0,0075 
C2 0,0012 NBP[1]125* 0,0051 NBP[1]212* 0,0086 NBP[1]337* 0,0073 
C3 0,0109 NBP[1]128* 0,0054 NBP[1]216* 0,0086NBP[1]342* 0,0071 
i-C4 0,0067 NBP[1]131* 0,0084 NBP[1]220* 0,0085 NBP[1]347* 0,0069 
n-C4 0,0229 NBP[1]134* 0,0088 NBP[1]224* 0,0084 NBP[1]352* 0,0069 
i-C5 0,0170 NBP[1]137* 0,0090 NBP[1]227* 0,0082 NBP[1]357* 0,0070 
n-C5 0,0253 NBP[1]140* 0,0091 NBP[1]231* 0,0081 NBP[1]373* 0,0342 
NBP[1]43* 0,0037 NBP[1]143* 0,0090 NBP[1]235* 0,0080 NBP[1]400* 0,0299 
NBP[1]47* 0,0037 NBP[1]145* 0,0086 NBP[1]239* 0,0078 NBP[1]428* 0,0258 
NBP[1]51* 0,0036 NBP[1]148* 0,0085 NBP[1]243* 0,0076 NBP[1]454* 0,0227 
NBP[1]54* 0,0074 NBP[1]151* 0,0084 NBP[1]246* 0,0074 NBP[1]481* 0,0192 
NBP[1]59* 0,0086 NBP[1]154* 0,0083 NBP[1]250* 0,0073 NBP[1]508* 0,0165 
NBP[1]62* 0,0095 NBP[1]157* 0,0081 NBP[1]254* 0,0072 NBP[1]535* 0,0137 
NBP[1]66* 0,0100 NBP[1]160* 0,0080 NBP[1]259* 0,0097 NBP[1]561* 0,0108 
NBP[1]70* 0,0105 NBP[1]163* 0,0079 NBP[1]264* 0,0095 NBP[1]590* 0,0090 
NBP[1]74* 0,0109 NBP[1]167* 0,0078 NBP[1]269* 0,0094 NBP[1]616* 0,0081 
NBP[1]78* 0,0108 NBP[1]170* 0,0077 NBP[1]274* 0,0093 NBP[1]643* 0,0061 
NBP[1]82* 0,0106 NBP[1]173* 0,0076 NBP[1]279* 0,0092 NBP[1]670* 0,0049 
NBP[1]86* 0,0109 NBP[1]176* 0,0076 NBP[1]285* 0,0090 NBP[1]697* 0,0050 
NBP[1]90* 0,0115 NBP[1]179* 0,0075 NBP[1]290* 0,0088 NBP[1]723* 0,0039 
NBP[1]94* 0,0122 NBP[1]182* 0,0094 NBP[1]295* 0,0088 NBP[1]751* 0,0026 
NBP[1]98* 0,0143 NBP[1]186* 0,0092 NBP[1]300* 0,0088 NBP[1]779* 0,0023 
NBP[1]102* 0,0170 NBP[1]189* 0,0090 NBP[1]305* 0,0087 NBP[1]804* 0,0022 
NBP[1]106* 0,0177 NBP[1]193* 0,0089 NBP[1]311* 0,0086 NBP[1]831* 0,0016 
NBP[1]110* 0,0138 NBP[1]197* 0,0088 NBP[1]316* 0,0084 NBP[1]859* 0,0012 
NBP[1]114* 0,0105 NBP[1]201* 0,0088 NBP[1]321* 0,0082 NBP[1]962* 0,0008 
NBP[1]118* 0,0081 NBP[1]205* 0,0088 NBP[1]326* 0,0078 
 
Os nomes dos componentes hipotéticos foram criados seguindo o padrão 
(NBP[0]xxx*), sendo o “xxx” a temperatura (°C) normal de ebulição dos componentes 
hipotéticos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
56 
 
 
3.2 SIMULAÇÃO NO UNISIM 
 
Utilizaram-se heurísticos e valores recomendados encontrados na literatura para os 
dados das correntes de processo e, para as especificações da torre. A Tabela 13 mostra os 
valores usados nas correntes do processo. 
O primeiro passo é definir a pressão de operação no condensador, lembrando que o 
fluido de resfriamento utilizado no condensador é água na temperatura ambiente, que depende 
da época do ano, e pode variar de 20 a 33°C, no Rio de Janeiro. A pressão deve ser um pouco 
acima da atmosfera, 0,5 Kgf/cm² (manométrica) acima, para condensar uma quantidade maior 
dos mais leves. Assim a pressão definida foi de 150 KPa no condensador. Do condensador até 
o primeiro prato adotou-se o valor recomendado de perda de carga de 50 KPa, logo a pressão 
no topo da torre é de 200KPa. Sabendo que uma torre real tem de 38 até 52 pratos do topo até 
a zona de flash, e que a perda de carga aceitável por prato é de 0,15 psi, calculou-se a pressão 
na zona de flash utilizando 42 pratos, 250 KPa (∆P=50 KPa da zona de flash ao prato 1). Da 
zona de flash até o fundo utilizou-se mais 4 pratos, portanto a pressão no fundo da torre 
calculada foi 255 KPa. A vazão inicial de petróleo vindo do limite de bateria é de 
100.000 barris/dia, após a bateria de pré-aquecimento e dessalgação, em seguida a corrente 
segue para o vaso separador (pré-flash) com 170 °C e 300 KPa. Utilizou-se o vaso separador 
para que somente a parte líquida seja pressurizada na bomba, para evitar que os leves não 
sejam super aquecidos no forno e evitar problemas de metalurgia no forno. A corrente líquida 
separada no vaso segue para a bomba, pois a pressão do petróleo à 300 KPa não é suficientes 
para passar pelas baterias de trocadores de calor, forno, válvulas, joelhos e perda de carga por 
atrito, portanto, a bomba eleva sua pressão para 3000 KPa. Perda de carga no trocador de 
calor mais forno chega a 2700 KPa, e mais 50 para válvulas, joelhos e atritos. Com isso a 
corrente de Óleo Cru chega na zona de flash com 250 KPa. Para as vazões de vapores de 
retificação utilizaram-se os valores práticos, conforme a Tabela 13. Assim, montou-se o 
processo para levar o petróleo até a pressão e temperatura adequada para a zona de flash, 
conforme a Figura 25. Na figura 25 a torre apresenta como ilustração padrão um reboiler, mas 
o reboiler não está presente na simulação. 
 
57 
 
 
 
 
Tabela 13 - Dados das correntes de processo. 
Dados de Entrada 
Corrente Temperatura 
(°C) 
Pressão 
(KPa) 
Vazão 
(barril/dia) 
Vazão 
(Kg/h) 
Petróleo L.B. 170,0 300 100.000 - 
Preflash Vap 170,0 300 - - 
Preflash Liq 170,0 300 - - 
Pump-TC - 3000 - - 
TC-Forno 280,0 2900 - - 
Forno-Válvula 360,0 300 - - 
Óleo Cru - 250 - - 
Vap Ret T-atm 300,0 300 - 9000 
Vap Ret AGO 300,0 300 - 2500 
Vap Ret Quero 300,0 300 - 2000 
Vap Ret NP 300,0 300 - 1500 
 
 
58 
 
 
Figura 24 – Fluxograma de Processo. 
59 
 
 
 
Na torre de fracionamento de petróleo não existe refervedor, portanto a torre utilizada 
no UniSim foi a absorvedora com condensador. Para a simulação, utilizou-se o número de 
estágios teóricos (34), sendo a zona de flash o prato 32, onde entra a corrente de óleo cru. A 
corrente Preflash Vap entra na torre no 31º estágio e o vapor de retificação entra no fundo 
(estágio 34). O condensador é parcial e trifásico (retirada de Água Residual, Gás e Nafta 
Leve), e no fundo a corrente é de Resíduo Atmosférico (RAT). As pressões de fundo, topo e 
condensador são as primeiras condições do projeto de torre. A figura 26 mostra os valores 
definidos anteriormente. 
 
 
Figura 25 - Conexões de correntes materiais e energéticas da torre. 
 
A temperatura do condensador foi adotada como uma especificação. Vazões e razão 
de refluxo também ficaram em aberto. Para este projeto utilizou-se 3 torres laterais de 
Strippers, para Nafta Pesada, Querosene e outra para o Gasóleo Atmosférico (AGO). Cada 
Stripper lateral tem 4 pratos e uma correntes de vapor de retificação, sendo Vap Ret NP para a 
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Stripper de Nafta Pesada, Vap Ret Quero para a Stripper de Querosene e Vap Ret AGO para a 
Stripper de Gasóleo. Cada Stripper retira líquido de um estágio e volta com vapor no estágio 
anterior, conforme a Figura 27. 
 
 
Figura 26 - Torres de Stripper. 
 
Os Pump Around são instalados conformes as retiradas das Strippers, portanto cada 
Pump Around sai de um estágio e volta ao anterior com o ∆T indicado na figura 28. 
 
 
Figura 27– Pump Arounds 
 
Como último passo para rodar a simulação é preciso fixar algumas especificações até 
atingir o número de graus de liberdade igual a zero. Em Design – Monitor – Add Specification 
é possível adicionar as especificações requeridas. Para o Pump Around 1, 2 e 3 especificou-se 
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a carga retirada, e com isso a vazão a ser estimada. Para os três Pump Around a carga térmica 
a ser retirada foi de -4.0x10
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 KJ/h. A temperatura de corte, que determina a qualidade 
requerida dos produtos fracionados, é a principal especificação de cada produto: 
 Nafta Leve (100% vaporizado) - T=127 °C 
 Nafta Pesada (100% vaporizado) - T=180 °C 
 Querosene (100% vaporizado) - T=256 °C 
 Gasóleo (90% vaporizado) - T=360 °C 
 Utilizou-se também como especificação a temperatura do condensador (T=38 °C). Assim, 
atingiu-se o número zero de graus de liberdade, conforme Figura 29. 
 
 
Figura 28 - Especificações da torre 
 
A Figura 30 representa o ambiente de torre, mostrando com mais detalhes a torre, os 
Pump Arounds, as Strippers e o condensador trifásico. 
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Figura 29 - Ambiente da torre. 
 
Foi estimada a eficiência dos pratos de cada seção e foram incluídos no simulador os 
números de passe dos pratos de cada seção, conforme Tabela 14 e Figuras 31 e 32. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Tabela 14 - Nº de passes dos pratos de cada seção. 
Seções (pratos) Nº de 
Pratos 
Teóricos 
Nº de 
Pratos 
Reais 
Eficiência Nº de Passe 
Topo – NP (1 – 7)