Baixe curso refino ufrn - final 1 e outras Notas de estudo em PDF para Química, somente na Docsity! Universidade Federal do Rio Grande do Norte Centro de Tecnologia Departamento de Engenharia Química DEQ 370 REFINO DE PETRÓLEO E PETROQUÍMICA Prof. Dr. Afonso Avelino Dantas Neto Alexandre Gurgel, Ph.D. REFINO DE PETRÓLEO E PETROQUÍMICA INTRODUÇÃO Universidade Federal do Rio Grande do Norte Centro de Tecnologia Departamento de Engenharia Química Tais transformações prosseguem em maior ou menor grau até o momento da descoberta da jazida e extração do petróleo nela contido. Dessa forma, é virtualmente impossível a obtenção de amostras de petróleo com a mesma composição química, até mesmo em um mesmo campo produtor. 400 a 500 milhões de anos Decomposição de plantas e animais aquáticos Camadas de lama e sedimentos Petróleo Ambientes e mares fechados (Pequenas quantidades de O2) I – INTRODUÇÃO I – INTRODUÇÃO Quase todos os petróleos conhecidos mostram atividade ótica, sendo a maioria dextrógira. Conseqüentemente, ele deve ser oriundo de organismos vivos, pois apenas estes são oticamente ativos. No petróleo bruto estão presentes compostos que se decompõem acima de 200°C, dos quais a porfirina é o mais conhecido. Isto nos leva a admitir que ao longo de seu processo de formação, a temperatura não tenha sido superior a este valor. Com a ação de temperatura e pressão e ainda com a ação de bactérias ao longo do tempo, a massa de detritos se transformaria em gases e compostos solúveis em água e em material sólido remanescente, que continuaria a sofrer a ação das bactérias até passar para um estado semi-sólido (pastoso). I – INTRODUÇÃO Através de um processo de craqueamento catalisado por minerais contidos na rocha-matriz, este material sólido passaria para o estado líquido. Esta substância líquida separar-se-ia da água do mar que restava nestes sedimentos, e flutuaria em função de sua menor densidade. Com a pressão das camadas da rocha-matriz, o óleo fluiria no sentido da pressão mais baixa através dos poros da rocha, até encontrar uma posição de equilíbrio em que a pressão por ele exercida seja igual à da água também presente nos poros. O petróleo se esconderia nestes poros e ainda poderia sofrer pequenas variações em sua composição através de processos físicos, até sua descoberta na fase exploratória. I – INTRODUÇÃO Os hidrocarbonetos formam cerca de 80% de sua composição. Complexos organometálicos e sais de ácidos orgânicos respondem pela constituição em elementos orgânicos. Gás sulfídrico (H2S) e enxofre elementar respondem pela maior parte de sua constituição em elementos inorgânicos. Geralmente, gases e água também acompanham o petróleo bruto. O petróleo cru tem uma composição centesimal com pouca variação, à base de hidrocarbonetos de série homólogas. As diferenças em suas propriedades físicas são explicadas pela quantidade relativa de cada série e de cada componente individual. Elemento Percentagem em Peso (%) Carbono 83,9 a 86,8 Hidrogênio 11,4 a 14,0 Enxofre 0,06 a 9,00 Nitrogênio 0,11 a 1,70 Oxigênio 0,50 Metais (Fe, Ni, V, etc.) 0,30 Os compostos que não são classificados como hidrocarbonetos concentram-se nas frações mais pesadas do petróleo. A composição elementar média do petróleo é estabelecida da seguinte forma: I – INTRODUÇÃO Os hidrocarbonetos podem ocorrer no petróleo desde o metano (CH4) até compostos com mais de 60 átomos de carbono. Os átomos de carbono podem estar conectados através de ligações simples, duplas ou triplas, e os arranjos moleculares são os mais diversos, abrangendo estruturas lineares, ramificadas ou cíclicas, saturadas ou insaturadas, alifáticas ou aromáticas. Os alcanos têm fórmula química geral CnH2n+2 e são conhecidos na indústria de petróleo como parafinas. São os principais constituintes do petróleo leve, encontrando-se nas frações de menor densidade. Quanto maior o número de átomos de carbono na cadeia, maior será a temperatura de ebulição. C1 – C4 Hidrocarbonetos Gasosos C5 – C17 Hidrocarbonetos Líquidos ≥ C18 Hidrocarbonetos Sólidos I – INTRODUÇÃO Os cortes de petróleo referentes à nafta apresentam uma pequena proporção de compostos aromáticos de baixo peso molecular (benzeno, tolueno e xileno). Os derivados intermediários (querosene e gasóleo) contêm compostos aromáticos com ramificações na forma de cadeias parafínicas substituintes. Podem ser encontrados ainda compostos mistos, que apresentam núcleo aromáticos e naftênicos. CH3 CnH2n+1 Tolueno Aromático genérico com Ciclohexilbenzeno ramificação parafínica I – INTRODUÇÃO Assim, os tipos de hidrocarbonetos presentes ou originários do petróleo são agrupados da seguinte forma: Aromáticos Alifáticos (Cadeia aberta) Cíclicos (Cadeia fechada) Saturados Insaturados Parafinas Olefinas Diolefinas Acetilênicos Hidrocarbonetos Cicloparafinas ou Naftênicos I – INTRODUÇÃO O quadro seguinte resume as principais propriedades físico- químicas de alguns hidrocarbonetos presentes no petróleo. Observe- se, em especial, a larga faixa de valores de seus pontos de ebulição. Hidrocarbonetos Parafínicos Quadro Demonstrativo das Principais Características Hidrocarboneto Fórmula Ponto de Fusão / ºC Ponto de Ebulição / ºC Massa Específica como Líquido 20ºC/4ºC Metano CH4 -182,5 -161,7 0,2600 (15ºC/4ºC) Etano C2H6 -183,3 -88,6 0,3400 Propano C3H8 -187,7 -42,0 0,5000 Butano C4H10 -138,4 -0,5 0,5788 Pentano C5H12 -129,7 36,1 0,6262 Hexano C6H14 -95,3 68,7 0,6594 Heptano C7H16 -90,5 98,4 0,6837 Octano C8H18 -56,8 125,6 0,7025 Nonano C9H20 -53,7 150,7 0,7176 Decano C10H22 -29,7 174,0 0,7300 Undecano C11H24 -25,6 195,8 0,7404 I – INTRODUÇÃO Butano e inferiores Gasolina Nafta Querosene Gasóleo Leve Gasóleo Pesado Resíduo Atmosférico Flashing Craqueamento Catalítico Composição do Combustível Destilado Hidrotratamento Reforma Catalítica Composição da Gasolina Automotiva Processamento de Gás< 33°C 33°-105°C > 427°C 105°-158°C 233°-343°C 343°-427°C 158°-233°C Óleo Bruto D E ST IL A Ç Ã O A T M O SF É R IC A I – INTRODUÇÃO A destilação atmosférica é normalmente a etapa inicial de transformação realizada em uma refinaria de petróleo, após dessalinização e pré-aquecimento. O diagrama abaixo oferece uma listagem dos tipos de produtos esperados e seu destino. 131,5 específica Densidade 141,5 API −=° A densidade específica do material é calculada tendo-se como referência a água. Obviamente, quanto maior o valor de °API, mais leve é o composto. Por exemplo, podem-se ter: Asfalto 11°API Óleo bruto pesado 18°API Óleo bruto leve 36°API Nafta 50°API Gasolina 60°API I – INTRODUÇÃO Uma amostra de petróleo e mesmo suas frações podem ser ainda caracterizadas pelo grau de densidade API (°API), do American Petroleum Institute, definida por: Petróleos Leves: acima de 30°API ( < 0,72 g / cm3 ) Petróleos Médios: entre 21 e 30°API Petróleos Pesados: abaixo de 21°API ( > 0,92 g / cm3 ) Petróleos “Doces” (sweet): teor de enxofre < 0,5 % de sua massa Petróleos “Ácidos” (sour): teor de enxofre > 0,5 % em massa Em especial, o índice de acidez naftênica expressa a quantidade de KOH, em miligramas, necessária para retirar a acidez de uma amostra de 1 g de óleo bruto. I – INTRODUÇÃO Dessa forma, uma amostra de petróleo pode ser classificada segundo o grau de densidade API, como segue: Segundo o teor de enxofre da amostra, tem-se a seguinte classificação para o óleo bruto: Os principais derivados do petróleo e seus usos são mostrados na tabela abaixo: Derivado Uso Principal Combustível Gasolina Combustível Automotivo Óleo Diesel Combustível Automotivo Óleo Combustível Industrial, Naval, Geração de eletricidade Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) Cocção Querose de Aviação Combustível Aeronáutico Querosene Iluminante Iluminação Insumo Petroquímico Parafina Velas, Indústria Alimentícia Nafta Matéria-prima Petroquímica Propeno Matéria-prima para plásticos e tintas Outros Óleos Lubrificantes Lubrificação de Ó leos e Motores Asfalto Pavimentação I – INTRODUÇÃO A indústria do petróleo é composta de cinco segmentos constitutivos básicos: Distribuição Refino Transporte Exploração Explotação Indústria do Petróleo I – INTRODUÇÃO A exploração envolve a observação das rochas e a reconstrução geológica de uma área, com o objetivo de identificar novas reservas petrolíferas. Os métodos comuns empregados para se explorar petróleo são o sísmico, o magnético, o gravimétrico e o aerofotométrico. Exploração sísmica em terra. Fonte: API Exploração sísmica em mar. Fonte: US Geological Survey I – INTRODUÇÃO A relação entre os volumes de gás associado e óleo em um reservatório define a razão gás/óleo, denotada por RGO. Óleo de aVolumétric Produção Associado Gás de aVolumétric Produção =RGO 0 100 200 300 400 500 600 700 R G O (m 3 ga s/ m 3 ol eo ) Alagoas - 750 Amazonas - 380 Espirito Santo - 290 Bahia - 290 Sergipe - 250 Parana - 230 Rio Grande do Norte - 180 Ceara - 120 Rio de Janeiro - 110 I – INTRODUÇÃO Durante a explotação, são empregadas técnicas de desenvolvimento e produção da reserva após comprovação de sua existência. O poço é então perfurado e preparado para produção, caracterizando a fase de completação. Em reservas terrestres, dependendo das condições físicas do poço, a produção é feita através de bombeamento mecânico, injeção de gás ou injeção de água. I – INTRODUÇÃO Em reservas marítimas, por sua vez, a produção poderá ser feita em plataformas fixas, plataformas auto-eleváveis (em águas rasas: aproximadamente 90 m) ou plataformas semi- submersíveis, e auxiliada por navios-sonda. Em determinados casos, pode haver integração entre esses métodos e adaptações. I – INTRODUÇÃO O refino do petróleo compreende uma série de operações físicas e químicas interligadas entre si que garantem o aproveitamento pleno de seu potencial energético através da geração dos cortes, ou produtos fracionados derivados, de composição e propriedades físico-químicas determinadas. Refinar petróleo é, portanto, separar suas frações e processá- las, transformando-o em produtos de grande utilidade. I – INTRODUÇÃO Na instalação de uma refinaria, diversos fatores técnicos são obedecidos, destacando-se sua localização, as necessidades de um mercado e o tipo de petróleo a ser processado. A refinaria pode, por exemplo, estar próxima a uma região onde haja grande consumo de derivados e/ou próxima a áreas produtoras de petróleo. Os produtos finais das refinarias são finalmente encaminhados às distribuidoras, que os comercializarão em sua forma original ou aditivada. I – INTRODUÇÃO As partes componentes de uma instalação de refino de petróleo ou de uma unidade petroquímica dependem de uma infraestrutura de apoio e da manipulação de utilidades. A infraestrutura de apoio engloba: Parques de estocagem da matéria-prima Postos de carga e descarga da matéria-prima Sistemas para pesagem Sistemas para acondicionamento e embalagem de produtos Sistema para disposição de efluentes ou resíduos Oficinas de manutenção Laboratórios Sistemas de comunicação Utilitários social e administrativo I – INTRODUÇÃO A escolha da região onde as unidades devem ser instaladas depende de critérios técnicos, mas pode ser fortemente influenciada pelas ações de empresários e governo. Os principais aspectos a ser considerados na instalação das unidades são: Proximidade do mercado consumidor Proximidade das fontes de matérias-primas Existência de meios de transporte Existência de recursos externos Mão-de-obra disponível e capacitada Escolha da micro-localização I – INTRODUÇÃO Campos de Petróleo e Gás Natural Gás Natural Seco Separador RefinariaUPGN Consumidor Final Bases de Distribuição Consumidor Final Gás Canalizado Derivados Gás Natural Não-associado Gás Natural Úmido Petróleo Petróleo + Gás Natural Associado EXPLORAÇÃO EXPLOTAÇÃO REFINO DISTRIBUIÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO Importação TRANSPORTE D O W N ST R E A M U PS T R E A M I – INTRODUÇÃO Em resumo, os segmentos básicos da indústria do petróleo estão interligados conforme mostrado no diagrama abaixo. Universidade Federal do Rio Grande do Norte Centro de Tecnologia Departamento de Engenharia Química REFINO DE PETRÓLEO REFINO DE PETRÓLEO E PETROQUÍMICA Dessa forma, as unidades de refino realizam algum tipo de processamento sobre uma ou mais correntes de entrada, formando uma ou mais correntes de saída. Unidade de Processo Tipos de Entrada Gás Petróleo Produtos intermediários ou não-acabados (sem valor comercial) Produtos químicos (para tratamento) Tipos de Saída Produtos finais ou acabados (derivados especificados segundo normas nacionais ou intenacionais, prontos para comercialização) Produtos intermediários (entradas para outras unidades) Subprodutos residuais (para descarte) II – REFINO DE PETRÓLEO Em função da maior necessidade de obtenção de frações que originem GLP, gasolina, diesel, querosene, óleo combustível e correlatos, na maior parte dos casos encontram-se refinarias que se dedicam primordialmente ao primeiro objetivo listado. Apesar de as frações básicas lubrificantes e parafinas apresentarem maior valor agregado que os combustíveis, tornando este tipo de refino uma atividade altamente rentável, os investimentos necessários para tal são muito maiores. Assim, pode-se ter o caso de conjuntos ou unidades especialmente dedicados à geração de lubrificantes e parafinas dentro de uma refinaria para produção de combustíveis. Os objetivos básicos de uma refinaria de petróleo são: Produção de combustíveis e matérias-primas petroquímicas; Produção de lubrificantes básicos e parafinas. II – REFINO DE PETRÓLEO II.1 – TIPOS DE PROCESSOS Os esquemas de refino são estabelecidos em função dos tipos de processos necessários, os quais são classificados segundo quatro grupos principais: Processos de separação; Processos de conversão; Processos de tratamento; Processos auxiliares. II.1.2 – PROCESSOS DE CONVERSÃO São processos de natureza química que têm por objetivo modificar a composição molecular de uma fração com o intuito de valorizá-la economicamente. Através de reações de quebra, reagrupamento ou reestruturação molecular, essa fração pode ou não ser transformada em outra(s) de natureza química distinta. Ocorrem com ação conjugada de temperatura e pressão nas reações, podendo haver ainda a presença de catalisadores, caracterizando processos catalíticos ou não-catalíticos (térmicos). As características dos processos de conversão são tais que seus produtos, quando misturados, não reconstituem de forma alguma a carga original, uma vez que a natureza das moléculas é profundamente alterada. II.1.2 – PROCESSOS DE CONVERSÃO Sua rentabilidade é elevada, principalmente devido ao fato que frações de baixo valor comercial (gasóleos e resíduos) são transformadas em outras de maior valor (GLP, naftas, querosene e diesel). Apesar de o investimento necéssario ser também elevado, normalmente se trabalha com um curto tempo de retorno do capital investido, principalmente quando se consideram os processos de desintegração térmica ou catalítica. Craqueamento térmico Viscorredução Coqueamento retardado Craqueamento catalítico Hidrocraqueamento catalítico Hidrocraqueamento catalítico brando Alcoilação ou alquilação catalítica Reforma catalítica São exemplos de processos de conversão: II.1.2 – PROCESSOS DE CONVERSÃO Processos Térmicos Processos Catalíticos Processos de Desintegração Processos de Síntese e Rearranjo Molecular Tratamento cáustico Tratamento Merox Tratamento Bender Tratamento DEA Hidrotratamento (HDT) São exemplos de processos de tratamento, portanto: II.1.3 – PROCESSOS DE TRATAMENTO Quanto ao grau de remoção do teor de enxofre da carga, os processos de tratamento são divididos em duas classes: Processos de adoçamento: usados para transformar compostos agressivos de enxofre (S, H2S, R-SH) em outros menos nocivos (RSSR – dissulfetos), sem retirá-los do produto; Processos de dessulfurização: usados na remoção efetiva dos compostos de enxofre. II.1.4 – PROCESSOS AUXILIARES Os processos auxiliares existem com o objetivo de fornecer insumos para possibilitar a operação ou efetuar o tratamento de rejeitos dos outros tipos de processo já citados. Dois processos básicos são realizados: Geração de hidrogênio, como matéria-prima para as unidades de hidroprocessamento; Recuperação de enxofre, produzido a partir da combustão de gases ricos em H2S. Cita-se ainda a manipulação de insumos que constituem as utilidades em uma refinaria, tais como vapor, água, energia elétrica, ar comprimido, distribuição de gás e óleo combustível, tratamento de efluentes, etc. Nesse caso, não se trata de uma unidade de processo propriamente dita, mas as utilidades são imprescindíveis a seu funcionamento. II.2 – PROCESSOS DE SEPARAÇÃO II.2.1 – DESTILAÇÃO A destilação é o processo básico de separação do petróleo, que consiste na vaporização e posterior condensação dos componentes do óleo cru (hidrocarbonetos e impurezas) devido à ação de temperatura e pressão. O processo está baseado nas diferenças entre os pontos de ebulição dos diversos constituintes do petróleo. Trata-se de uma unidade extremamente versátil e sempre existente, independentemente de qual seja o esquema de refino. É o processo principal, a partir do qual os demais são alimentados, sendo o único que tem o petróleo bruto como corrente de alimentação. A destilação pode ser feita em várias etapas, e sob diferentes intensidades de pressão, conforme o objetivo desejado. II.2.1 – DESTILAÇÃO O querosene pode ser também um produto final, como querosene de aviação ou iluminação, ou produto intermediário, quando submetido ao processo de hidrotratamento (HDT). Neste caso, pode ser utilizado como óleo diesel ou como agente de correção da viscosidade de óleos combustíveis. Os gasóleos atmosféricos, quando obtidos como produtos finais, são armazenados em tanques cilíndricos na forma de óleo diesel, ou podem ser submetidos a processamento na unidade de HDT e então armazenados também como óleo diesel. Os gasóleos de vácuo, no entanto, são sempre produtos intermediários, e compõem as correntes de alimentação de unidades de craqueamento catalítico (U-CC) ou formam frações lubrificantes, segundo esquemas de refinos para produção de combustíveis ou lubrificantes, respectivamente. II.2.1 – DESTILAÇÃO Os resíduos de vácuo são utilizados como asfalto quando caracterizados como produtos finais, podendo ainda ser usados como óleos combustíveis após diluição com correntes de menor viscosidade. Podem ainda ser empregados como produtos intermediários na forma de carga das unidades de coque ou desasfaltação a solvente. Os investimentos para a implantação de uma unidade de destilação completa são vultosos, situando-se na faixa entre US$ 150 e 250 milhões conforme sua capacidade. Normalmente, na unidade são encontradaas seções de pré- fracionamento, destilação atmosférica, destilação a vácuo e estabilização). II.2.1 – DESTILAÇÃO O equipamento principal é sem dúvida a torre de fracionamento, ou coluna de destilação. Como se sabe, seu interior é composto por uma série de bandejas ou pratos perfurados, cujo princípio de funcionamento é ilustrado abaixo. II.2.1 – DESTILAÇÃO Na unidade de um estágio, a torre de destilação opera a pressões próximas à atmosférica e produz destilados desde gases até o óleo diesel, além do resíduo atmosférico comercializado como óleo combustível. É um tipo de unidade encontrada quando a capacidade de refino é reduzida e não se encontram unidades adicionais de craqueamento. De maneira similar, a unidade de dois estágios, com torres de pré-Flash e destilação atmosférica é um esquema de refino pouco utilizado, no caso de se dispuser de petróleos muito leves ou quando não exista ou não seja necessário o craqueamento térmico ou catalítico. Com a retirada de frações mais leves na torre de pré-Flash, pode-se instalar um sistema de destilação atmosférica de menor porte. II.2.1 – DESTILAÇÃO O conjunto de dois estágios com torres de destilação atmosférica e a vácuo é normalmente encontrado em unidades de médio porte e quando há necessidade de craqueamento subseqüente. No primeiro estágio, obtêm-se desde gases a óleo diesel, além de resíduo atmosférico como produto de fundo. No segundo estágio, obtêm-se os gasóleos e o resíduo de vácuo, o qual é comercializado como óleo combustível ou asfalto. A unidade completa de três estágios é o tipo mais comum e amplamente utilizado quando grandes capacidades de refinoe a instalação de unidades de craqueamento são necessárias. II.2.1 – DESTILAÇÃO Nas unidades de destilação, também podem-se encontrar a torre estabilizadora de nafta leve e a torre de fracionamento de nafta. Na primeira, nafta leve não-estabilizada, proveniente da torre de pré-Flash, é separada em correntes de GLP e nafta leve estabilizada, a qual normalmente compõe as correntes de gasolina na refinaria. Na segunda, a nafta leve estabilizada é usada como carga para produção de outras naftas mais leves, comercializadas como cargas para unidades petroquímicas ou solventes. O fluxograma esquemático seguinte ilustra a unidade completa de destilação de três estágios. A presença desses contaminantes no petróleo pode causar problemas de natureza diversa, tais como: Liberação de ácido clorídrico por sais de cloro, especialmente MgCl2, que causa corrosão nos equipamentos e linhas da unidade. Deposição de sais e sólidos em trocadores de calor e tubulações dos fornos, causando obstrução, redução na eficiência de troca térmica e superaquecimentos localizados nas tubulações. Formação de coque no interior das tubulações de fornos e linhas de transferência catalisada pelos sais e sedimentos depositados. Seção de Pré-Aquecimento e Dessalinização A operação de dessalinização consiste extração das impurezas através da adição de uma corrente de água de processo que se mistura com os sais, sólidos e água residual contidos no petróleo. A mistura, após misturação íntima, é levada ao vaso de dessalgação, onde se dá a separação da fase aquosa contendo sais e sedimentos através de coalescência e decantação das gotículas de água, promovidas pela ação de um campo elétrico de alta voltagem. Com o descarte contínuo da salmoura formada, o petróleo dessalinizado é submetido a uma segunda etapa de pré- aquecimento antes de ser encaminhado às seções de fracionamento. Seção de Pré-Aquecimento e Dessalinização A destilação atmosférica deve ocorrer a uma temperatura máxima de 400°C para evitar a formação extremamente indesejável de produtos de craqueamento térmico. Normalmente, o petróleo pré- aquecido pode ser ainda introduzido em fornos tubulares, à saída dos quais boa parte dele é vaporizado. Nessas condições, a carga é introduzida na torre num ponto conhecido como zona de vaporização ou zona de flash. Os produtos são retirados em determinados pontos da coluna de acordo com a temperaturas máxima de destilação de cada fração. Em condições de pressão próxima à atmosférica, obtêm-se óleo diesel, querosene e nafta pesada como produtos laterais de uma torre de destilação. Nafta leve e GLP são produtos de topo, condensados e separados fora da torre. Como produto de fundo, obtém-se o resíduo atmosférico, do qual ainda se podem extrair frações importantes. Seção de Destilação Atmosférica O resíduo obtido na seção de destilação atmosférica é um corte de alto peso molecular e é usado como corrente de alimentação da seção de destilação a vácuo, em que se trabalha a pressões sub- atmosféricas com o objetivo de gerar óleos lubrificantes ou gasóleos para carga da unidade de craqueamento catalítico. Dessa forma, promove-se o aproveitamento de um subproduto que, de outra forma, teria um baixo valor comercial. A carga aquecida é levada à zona de vácuo, em que a pressão é de cerca de 100 mmHg, provocando vaporização de boa parte da carga. As torres de vácuo possuem grande diâmetro para acomodar o maior volume de vapor gerado a pressões reduzidas. Seção de Destilação a Vácuo O produto de fundo da destilação a vácuo é composto por hidrocarbonetos de elevado peso molecular e impurezas, podendo ser comercializado como óleo combustível ou asfalto. Analogamente à destilação atmosférica, aqui pode-se também injetar vapor d’água no fundo da torre para retificar o resíduo de vácuo através da vaporização de frações leves que tenham sido arrastadas. Não há formação de produto de topo, de onde saem apenas vapor d’água, hidrocarbonetos leves e um pouco de ar originado de eventuais vazamentos, os quais são constantemente retirados da torre pelo sistema de geração de vácuo Seção de Destilação a Vácuo Destilação Atmosférica II.2.2 – DESASFALTAÇÃO A PROPANO O resíduo da destilação a vácuo pode conter um gasóleo de alta viscosidade. Nesse caso, pode-se tratá-lo segundo um processo de separação que consiste no uso de propano líquido a alta pressão como agente de extração. Esse tipo de gasóleo não pode ser obtido através de destilação, justificando, assim, o uso do processo de desasfaltação a propano, em função de seu bom poder solvente e seletividade. O principal produto é o óleo desasfaltado, que pode ser incorporado ao gasóleo de vácuo na produção de combustíveis, sendo para isso enviado à unidade de craqueamento catalítico. Se o objetivo for a produção de lubrificantes, o produto desasfaltado constitui um óleo básico Brightstok ou óleo de cilindro, que serão submetidos a processos posteriores para melhoria de sua qualidade. Nesse caso, é importante observar a faixa de viscosidade do gasóleo produzido. II.2.2 – DESASFALTAÇÃO A PROPANO Trata-se de um processo relativamente simples, formado por três seções principais: extração, recuperação de extrato e recuperação de rafinado. Recuperação do Solvente do Extrato Resíduo de Vàcuo E xt ra to ra s Retificação do Extrato Óleo Desasfaltado Purificação do Solvente Recuperação do Solvente do Rafinado Retificação do Rafinado Asfalto Propano Água Vapor Vapor II.2.3 – DESAROMATIZAÇÃO A FURFURAL A desaromatização a furfural é uma operação tipicamente realizada no processo de produção de lubrificantes, em que se emprega o furfural como solvente de extração de compostos aromáticos polinucleados de alto peso molecular. Furfural PF = 41°C PE = 162°C d = 1,159 Como os lubrificantes são utilizados sob condições variáveis de temperatura, procuram-se desenvolver formulações que apresentem comportamento uniforme frente as variações de viscosidade, a qual sofre maiores flutuações devido à presença de compostos aromáticos. II.2.4 – DESPARAFINAÇÃO A MIBC A desparafinação a MIBC também é uma operação realizada no processo de produção de lubrificantes. Assim como a presença de compostos aromáticos causa alterações na viscosidade do óleo, a presença de parafinas lineares aumenta seu ponto de fluidez. Essa propriedade é importante quando se utilizam óleos lubrificantes a baixas temperaturas, situação em que se deve evitar a precipitação das parafinas para que a lubrificação não seja comprometida. As parafinas devem, então, ser extraídas do óleo, o que pode ser feito através de solventes. O solvente ideal para esta operação deve ser tal que todo o óleo seja diluído, ao mesmo tempo em que ocorra precipitação das parafinas. II.2.4 – DESPARAFINAÇÃO A MIBC No passado, empregava-se uma mistura de metil-etil-cetona e tolueno, e, antes disso, o propano líquido. A remoção atualmente é feita empregando-se metil-isobutil- cetona (MIBC) como solvente, que apresenta vantagens significativas sobre os demais. A baixas temperaturas, o solvente solubiliza a fração oleosa e causa a separação das n-parafinas como uma fase sólida, podendo-se proceder a sua filtração subseqüente. Os produtos obtidos são o óleo desparafinado, que é armazenado e submetido a hidroprocessamento posterior, e a parafina oleosa, que pode ser adicionada ao gasóleo como carga de craqueamento catalítico ou sofrer desoleificação para produção de parafinas comerciais. F la sh a B ai xa T em pe ra tu ra Óleo Desaromatizado II.2.4 – DESPARAFINAÇÃO A MIBC Resfriador Resfriador Forno F la sh a A lta T em pe ra tu ra Solvente Solvente Parafina OleosaFiltros R et ifi ca çã o Vapor Solvente Úmido para Recuperação Óleo Desparafinado Solvente Seco para Recuperação Tambor de Acúmulo de Filtrado Tambor de Carga para os Filtros Sistema de Refrigeração a Propano C3 (L) C3 (V) Óleo Desparafinado e Solvente II.2.6 – EXTRAÇÃO DE AROMÁTICOS Na unidade de extração ou recuperação de aromáticos (URA), procuram-se extrair compostos aromáticos da carga por meio de solventes. Os aromáticos leves, como benzeno, toluenos e xilenos (BTX’s), presentes na gasolina atmosférica ou na corrente proveniente da unidade de reforma catalítica, possuem um alto valor de mercado na indústria petroquímica, e são comercializados a preços duas ou três vezes superiores ao da nafta. Em função das condições do processo escolhido, a extração é realizada com tetra-etileno-glicol (TEG), ou N-metil-pirrolidona (NMP) associada ao mono-etileno-glicol (MEG), ou o Sulfolane® (dióxido de tetrahidrotiofeno). Após destilação dos aromáticos para remoção do solvente, o produto é estocado e detinado a comercialização. Os não- aromáticos são utilizados como componentes da gasolina. BTX’s Unidade de Recuperação de Aromáticos Rafinado II.2.6 – EXTRAÇÃO DE AROMÁTICOS C ol un a de E xt ra çã o C ol un a de E xt ra çã o Compostos mais pesados que xileno Compostos mais leves que benzeno Concentrado de Aromáticos Carga II.2.7 – ADSORÇÃO DE PARAFINAS LINEARES A unidade de adsorção de n-parafinas tem como objetivo a remoção de cadeias parafínicas lineares existentes no corte de querosene obtido na destilação. Embora as n-parafinas confiram excelentes qualidades ao querosene de iluminação, são extremamente prejudiciais ao querosene de aviação, pois elevam seu ponto de congelamento. As parafinas removidas são valiosas, por constituírem matéria- prima para a indústria petroquímica, na produção de detergentes sintéticos biodegradáveis. O processo, de alto investimento, consiste na adsorção das n- parafinas através da passagem da mistura em fase gasosa num leito de peneiras moleculares. O leito adsorve as parafinas e permite a passagem de outros componentes. O material adsorvido é em seguida removido com o auxílio de outro solvente, fracionado e estocado. II.3.2 – VISCORREDUÇÃO Este processo tem como objetivo reduzir, através de ação térmica, a viscosidade de um resíduo que será usado como óleo combustível, por meio da quebra de suas moléculas mais pesadas, tornando desnecessária a adição de frações inter- mediárias para acerto da viscosidade. As condições operacionais são brandas em relação às do craquamento térmico convencional, para evitar a formação excessiva de coque. Ocorre formação de uma quantidade de hidrocarbonetos na faixa do diesel e do gasóleo que, não sendo removidos, entram como diluentes no resíduo processado, reduzindo sua viscosidade. Gás combustível, GLP e nafta também são produzidos, porém em menor escala. Trata-se também de um processo obsoleto, em função do alto custo operacional e baixa rentabilidade. Gasóleo para FCC Gasolina Gases Vapor Fo rn o T or re d e Fr ac io na m en to Resíduo de Viscorredução Carga II.3.2 – VISCORREDUÇÃO II.3.3 – COQUEAMENTO RETARDADO É um processo de produção de coque a partir de cargas bastante diversas, como o óleo bruto reduzido, o resíduo de vácuo, o óleo decantado, o alcatrão do craqueamento térmico, e suas misturas. Com a aplicação de condições severas de operação, moléculas de cadeia aberta são craqueadas e moléculas aromáticas polinucleadas, resinas e asfaltenos são coqueados, produzindo gases, nafta, diesel, gasóleo e principalmente coque de petróleo. A crise do petróleo tornou o coqueamento um processo importante, pois nele frações depreciadas, como resíduos de vácuo, são transformadas em outras de maior valor comercial, como GLP, nafta, diesel e gasóleo. Em particular, o coque de petróleo mostra-se como um excelente material componente de eletrodos na indústria de produção de alumínio e na metalurgia de um modo geral.