Capítulo 5 Refino de Petróleo

5.1. Histórico resumido

O petróleo participa da vida cotidiana da humanidade há milhares de anos. Há registros de que os povos babilônios, fenícios, egípcios, incas, maias, entre outros, já utilizavam petróleo em suas atividades tecnológicas. O petróleo que estes povos utilizavam era retirado de exsudações naturais. Porém, só ao redor da metade do século XIX começou-se a produzir querosene de iluminação a partir do petróleo, procurando substituir o querosene oriundo do carvão e do óleo de baleia, tem-se assim o início a era do petróleo. Neste mesmo período o Marquês de Olinda assina o Decreto n° 2.266, conferindo a José Barros Pimentel o direito de extrair o material betuminoso usado na fabricação de querosene, na então província da Bahia. Contudo, depois do ocorrido, quase não se pesquisou sobre esta fonte de energia até o ano de 1953, quando Getúlio Vargas, instituiu o monopólio estatal do petróleo e fundou a Petrobras, iniciando as pesquisas sobre o petróleo nacional. Na década de 1960 foi descoberto o campo de Guaricema, no estado de Sergipe, a primeira reserva em mar o que iniciou à exploração offshore. Já na década de 1970, foi descoberto o Campo de Garoupa na Bacia Petrolífera de Campos, Rio de Janeiro, quando os campos de petróleo do Recôncavo Baiano já alcançavam a maturidade.

No ano de 2007, foi descoberto um novo reservatório de petróleo denominado Pré-Sal. Este reservatório de petróleo gigante está a cerca de sete mil metros de profundidade e se estende ao longo de 800 km na costa brasileira, do Espírito Santo à Santa Catarina, abaixo de uma espessa camada de sal (rocha salina) e englobando as bacias sedimentares do Espírito Santo, de Campos e de Santos. O petróleo deste reservatório apresenta excelente estado de conservação, ou seja, petróleo não degradado pro bactérias que corresponde a petróleos classificados como leves. Se as estimativas estiverem corretas, a exploração do Pré-Sal dobrará o volume de produção de óleo e gás combustível do Brasil, além de melhorar pronunciadamente a qualidade dos petróleos.

5.2. Petróleo

A palavra petróleo vem do latim e significa petra (pedra) e oleum (óleo), ou seja, óleo de pedra. O petróleo consiste de uma distribuição de moléculas com estruturas químicas e massas molares diferentes. Os principais componentes do petróleo são os hidrocarbonetos, ou seja, substâncias compostas apenas de carbono e hidrogênio. De acordo com a estrutura os hidrocarbonetos podem ser classificados em saturados ou parafinas, insaturados ou olefinas, aromáticos ou arenos. Os hidrocarbonetos parafínicos ainda podem ser divididos em normais ou n-parafinas, ramificados e cíclicos ou naftênicos. Contudo, outros elementos químicos podem aparecer na composição do petróleo, na forma de compostos orgânicos, os mais comuns são o oxigênio, o nitrogênio e o enxofre. Metais também podem ocorrer na forma de sais orgânicos. Os principais grupos de componentes do petróleo são os hidrocarbonetos saturados, hidrocarbonetos aromáticos, resinas e os asfaltenos, determinados através da análise de SARA (Saturados, Aromáticos, Resinas e Asfaltenos). Dentre estas frações os hidrocarbonetos saturados, parafinas, são os principais formadores de depósito, mas os asfaltenos e as resinas também podem formar depósitos.

Em geral, existem três características principais na classificação do petróleo: os tipos de hidrocarbonetos envolvidos, o teor de enxofre e a densidade. Com relação ao tipo de hidrocarboneto envolvido o petróleo podem ser: parafínico (com mais de 75% de n-alcanos), parafínico-naftênico (de 50-70% de n-alcanos e mais 20% de cicloalcanos), naftênico (com mais de 70% de cicloalcanos), aromático intermediário (com mais de 50% de hidrocarbonetos aromáticos), aromático-naftênico (com mais de 35% de naftênicos), aromático-asfáltico (com mais de 35% de asfaltenos e resinas). Com relação ao teor de enxofre os petróleos podem ser classificados como doces, quando possuem menos de 0,5% de enxofre em sua massa, semi-doces ou semiazedos quando possuem um teor de enxofre na faixa de 0,5 a 2,0% e azedos ou ácidos quando possuem um teor de enxofre maior do que 2,0%. A classificação do petróleo por sua densidade se dá através do grau API, desenvolvido pela American Petroleum Institute, que relaciona a densidade do petróleo de acordo com a equação 5.1:

Onde dr (60/60) é a densidade relativa do petróleo medida a 60 F. A classificação do grau API é apresentada na Tabela 5.1.

Tabela 5.1. Classificação do grau API para petróleos.

5.3. Refino do petróleo

Os produtos comerciais derivados do petróleo são obtidos a partir do processamento do mesmo. Este processamento, que é realizado em várias etapas, recebe o nome de refino. Portanto, o refino compreende uma série de operações físicas e químicas interligadas para o aproveitamento máximo do potencial energético do petróleo. Os processos de refino podem ser classificados como: processos de separação, processos de conversão, processos de tratamento e processos auxiliares.

Os processos de separação são processos de natureza física que tem por meta separar o petróleo em suas frações básicas ou isolar em uma fração previamente definida, formada por um grupo específico de compostos. Nestes processos não ocorrem nenhuma modificação química nos compostos. Como processos de separação podemos citar: destilação atmosférica, destilação a vácuo, desasfaltação a propano, desaromatização a furfural, desparafinização a MIBC (metilisobutilcetona), desoleificação a MIBC, extração de aromáticos, adsorção de parafinas lineares.

Os processos de conversão são de natureza química e visam modificar a composição de uma fração com o objetivo de lhe agregar valor. Estas modificações ocorrem por reações químicas de cisão, reagrupamento ou reestruturação. Estas rações podem ocorrer em condições de temperatura e pressão elevadas, além da presença de catalisadores para facilitar o processo reacional. São processos de conversão: craqueamento térmico, viscorredução, coqueamento retardado, craqueamento catalítico, hidrocraqueamento catalítico, alquilação catalítica e reforma catalítica.

Os cortes obtidos dos processos de separação e conversão costumam conter as impurezas oriundas do petróleo, principalmente compostos de enxofre e nitrogênio. Estas impurezas aumentam a acidez e, portanto, a corrosividade do petróleo além de lhe gerarem odor desagradável, de alterarem sua coloração e de formarem compostos poluentes. Os processos de tratamento são, portanto, empregados com o objetivo de melhorar a qualidade dos produtos através da redução dessas impurezas, sem causar profundas modificações nas frações. São exemplos de processos de tratamento os processos de adoçamento (transformação de compostos corrosivos de enxofre em outros menos corrosivos) e processos de dessulfurização (remoção total do enxofre).

Os processos auxiliares têm como objetivo fornecer insumos para possibilitar a operação ou efetuar o tratamento de rejeitos dos outros tipos de processo citados anteriormente. São exemplos de processos auxiliares a geração de hidrogênio (para produzir matéria-prima para as unidades de hidroprocessamento) e a recuperação de enxofre (gerado a partir da combustão de gases ricos em H₂S). Ressalta-se que insumos de uma refinaria são as utilidades, tais como vapor, água, energia elétrica, ar comprimido, distribuição de gás e óleo combustível, tratamento de efluentes, entre outros.

5.4. Processos de separação

5.4.1. Destilação

A destilação é o processo básico de separação do petróleo, no qual inicialmente há a vaporização e posteriormente a condensação dos componentes do óleo cru (hidrocarbonetos e impurezas) devido à ação de temperatura e pressão. Este processo baseia-se nas diferenças entre os pontos de ebulição dos diversos constituintes do petróleo, devido principalmente a diferença de massa molar existente entre eles. Portanto, o objetivo principal da destilação é a separação do petróleo em suas frações básicas de refino, tais como: gás combustível, gás liquefeito, nafta, querosene, gasóleo atmosférico (óleo diesel), gasóleo de vácuo e resíduo de vácuo. Os rendimentos da destilação são variáveis dependendo do tipo de petróleo processado. A unidade de destilação de uma refinaria é composta por uma dessalgadora e pelo menos uma torre de destilação atmosférica, mas pode conter também uma torre de destilação a vácuo. Um esquema de uma torre de destilação atmosférica é mostrado na Figura 5.1.

A destilação atmosférica deve ocorrer a uma temperatura máxima de 400 °C para evitar a formação de produtos de craqueamento térmico. Em geral, o petróleo é pré-aquecido antes de ser introduzido na torre de destilação, na zona de vaporização ou zona de flash. Os produtos são retirados em determinados pontos da coluna e dependem da temperatura máxima de destilação de cada fração. Em condições de pressão próxima à atmosférica, pode-se separar o petróleo em 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 em processos posteriores. As principais frações obtidas em uma unidade de destilação são apresentadas na Tabela 5.2.

Tabela 5.2. Principais frações obtidas em uma unidade de destilação de uma refinaria de petróleo.

5.4.2. Extração com solvente

O resíduo de vácuo ainda possui um gasóleo de alta viscosidade que não pode ser obtido por destilação, mas pode ser recuperado usando a extração com solventes. A desasfaltação a propano é feita usando propano líquido a alta pressão como agente de extração. O principal produto é o óleo desasfaltado, que pode ser incorporado ao gasóleo de vácuo na produção de combustíveis, sendo então enviado à unidade de craqueamento catalítico. No caso de se produzir lubrificantes, o óleo desasfaltado constitui um óleo básico Brightstok ou óleo de cilindro, que deve ter sua qualidade melhorada, sendo a viscosidade a propriedade de maior importância.

A desaromatização a furfural é outro processo de extração com solvente realizada na produção de lubrificantes, onde o furfural é usado como solvente de extração de compostos aromáticos polinucleados de alto peso molecular. O objetivo deste processo é aumentar o índice de viscosidade dos óleos lubrificantes, pois quanto maior esse valor, menor será a variação da viscosidade do produto com a temperatura. O produto principal do processo é o óleo desaromatizado. O processo é bastante semelhante à desasfaltação, contendo seções de extração, recuperação de solvente do extrato e recuperação de solvente do refinado.

A desparafinação a MIBC também é uma operação de extração com solvente efetuada na produção de lubrificantes. A presença de parafinas lineares aumenta o ponto de fluidez do lubrificante, dificultando seu escoamento. Essa propriedade é, principalmente, importante quando se utilizam óleos lubrificantes a baixas temperaturas, maior a chance de ocorrer a precipitação das parafinas. As parafinas devem ser extraídas do óleo usando um solvente que proporcione a diluição do óleo enquanto precipita as parafinas, o metilisobutilcetona. O produto final do processo é o óleo desparafinado.

A desoleificação a MIBC é um processo idêntico à desparafinação, apenas realizada em condições mais severas, visando à remoção do óleo retido na parafina, de forma a se ter a parafina como um produto comercial. O produto principal é a parafina mole, que pode ser usada na produção de geléias, óleos, vaselinas e outros produtos farmacêuticos, bem como ser reprocessada através de craqueamento. Um produto secundário é a parafina dura, que pode ainda ser processado na unidade de hidrotratamento.

O processo de extração de aromáticos visa retirar os aromáticos leves, como benzeno, toluenos e xilenos (conhecidos como BTX’s), da gasolina atmosférica ou da corrente vinda da reforma catalítica, pois estas frações possuem um alto valor de mercado na indústria petroquímica, e são comercializados a preços duas ou três vezes superiores ao da nafta. A extração é feita usando tetraetilenoglicol (TEG), ou N-metilpirrolidona (NMP) associada ao monoetilenoglicol (MEG), ou o Sulfolane® (dióxido de tetrahidrotiofeno).

5.5. Processos de conversão

5.5.1. Craqueamento térmico (CT)

O craqueamento térmico é o mais antigo entre os processos de conversão, surgindo logo após a destilação. O processo consiste na quebra de moléculas da carga, usando elevadas temperaturas e pressões, para a produção de gasolina e GLP como produto principal e gás combustível, óleos leve e residual e coque como subprodutos. Atualmente, o craqueamento térmico é um processo em desuso, devido ao aparecimento do craqueamento catalítico, mais econômico e de operação mais simples.

5.5.2. Viscorredução

A viscorredução visa reduzir a viscosidade de um resíduo, por ação térmica, que será usado como óleo combustível através da cisão das moléculas mais pesadas. As condições operacionais são bem mais brandas do que as do craqueamento térmico convencional, visando evitar a formação excessiva de coque. Neste processo ocorre formação de uma quantidade de diesel e de 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. Devido ao seu alto custo operacional e baixa rentabilidade a viscorredução também está em desuso.

5.5.3. Coqueamento retardado (CR)

Trata-se de um processo de produção de coque a partir de cargas muito diversificadas tais como: óleo bruto reduzido, o resíduo de vácuo, o óleo decantado, o alcatrão do craqueamento térmico, e suas misturas. O uso de condições severas promove a quebra de moléculas de cadeias abertas e moléculas aromáticas polinucleadas, resinas e asfaltenos são coqueados, gerando gases, nafta, diesel, gasóleo e principalmente coque de petróleo. A crise do petróleo, na década de 1970, tornou o coqueamento um processo importante, pois nele frações de baixo valor agregado, como resíduos de vácuo, foram transformadas em outras de maior valor comercial, como GLP, nafta, diesel e gasóleo. O coque produzido por este processo é um material excelente para a produção de eletrodos de grafite pirolítico empregados na metalurgia.

5.5.4. Craqueamento catalítico fluidizado (CCF)

O craqueamento catalítico é um processo químico de transformação de frações de petróleo pesadas em outros mais leves, através da quebra das moléculas mais pesadas usando catalisadores. A carga do CCF é composta de uma mistura de gasóleos de vácuo produzidos na unidade de destilação, ou ainda óleo desasfaltado formado a partir do resíduo de vácuo, caso a refinaria possua uma unidade de desasfaltação a solvente. Quando se trabalha em condições extremamente severas de pressão e temperatura na presença do catalisador, o gasóleo de vácuo é craqueado em várias frações mais leves, produzindo gás combustível, gás liquefeito, gasolina (nafta), gasóleo leve (óleo leve ou diesel de craqueamento) e gasóleo pesado de craqueamento (óleo decantado ou óleo combustível). É um processo de grande versatilidade e alta rentabilidade, exigindo um investimento inicial alto. Seu produto principal é a gasolina de alta octanagem, obtida na faixa de 50% a 60% em volume em relação à carga processada. Quando o catalisador é atravessado por uma corrente gasosa, como a carga vaporizada, seu comportamento se assemelha ao de um fluido, por isso do nome craqueamento catalítico fluidizado.

O catalisador usado no CCF é um pó muito fino com alta área superficial, à base de sílica (SiO₂) e alumina (Al₂O₃) que tem como funções: permitir que as reações químicas ocorram sob condições de pressão e temperatura bem inferiores as observadas para o craqueamento térmico; funcionar como agente de transporte do coque depositado em sua superfície para o regenerador, onde ocorre geração de calor através da queima do coque; funcionar como agente de transferência de calor, da zona de combustão para a zona de aquecimento e vaporização da carga.

5.5.5. Hidrocraqueamento catalítico (HCC)

O hidrocraqueamento catalítico é um processo de craqueamento catalítico sob atmosfera de hidrogênio e consiste na quebra de moléculas mais pesadas da carga de gasóleo por ação complementar de catalisadores e altas temperaturas e pressões. Devido aos grandes volumes de hidrogênio envolvidos, ocorrem reações de hidrogenação do material, produzindo simultaneamente às reações de decomposição. Trata-se de um processo de grande versatilidade, pois recebe como carga desde cortes de nafta até cortes de gasóleo pesado, ou mesmo resíduos leves, aumentando as frações de maior valor agregado produzidas na refinaria. Neste processo todas as impurezas são reduzidas ou eliminadas dos produtos. O uso de condições severas de temperatura e pressão permite a hidrogenação dos compostos de enxofre e nitrogênio, eliminando-os dos produtos finais. A desvantagem principal encontra-se no seu alto custo de instalação devido à necessidade de instalação de unidades de geração de hidrogênio e de recuperação de enxofre.

Os catalisadores usados no HCC devem apresentar características de craqueamento e hidrogenação. Catalisadores de óxido de níquel-molibdênio (NiO−MoO) ou óxidos de níquel-tungstênio (NiO−WO₃), sobre um suporte de sílica-alumina (SiO₂−Al₂O₃) são usados, contudo estes catalisadores são passíveis de envenenamento por compostos heterocíclicos nitrogenados e metais.

5.5.6. Alquilação catalítica

O processo de alquilação catalítica consiste na reação de adição de duas moléculas leves para a síntese de uma terceira de massa molar maior, catalisada por um agente de forte caráter ácido. Sendo a ramificação de olefinas leves uma rota usada na obtenção de gasolina de alta octanagem a partir de componentes do GLP, empregando o HF ou o H₂SO₄ como catalisador. O processo envolve o uso de uma isoparafina, geralmente o isobutano, presente no GLP, combinada a olefinas, tais como o propeno, os butenos e pentenos. Obtém-se, assim, uma gasolina sintética usada como combustível de aviação ou gasolina automotiva de alta octanagem.

Alguns parâmetros operacionais afetam a produtividade do processo, tais como: a relação isobutano / olefinas, que deve ser mantida em um valor alto para evitar a polimerização das olefinas; a temperatura de reação, que dependerá do catalisador usado (de 5 °C a 10 °C para o H₂SO₄, e de 27 °C a 38 °C para o HF); o tempo de reação, que dependerá do tempo de residência da mistura catalisador/hidrocarbonetos no reator, da relação catalisador/hidrocarbonetos (constante na faixa de 1 a 2) e da eficiência da mistura; a pressão de trabalho, que influencia o desempenho dos catalisadores, mesmo não sendo uma variável de processo.

5.5.7. Reforma catalítica

A reforma catalítica é um processo que visa converter à nafta rica em hidrocarbonetos parafínicos em hidrocarbonetos aromáticos (nafta de reforma). Este processo de aromatização de compostos parafínicos e naftênicos objetiva, em primeiro lugar, produzir gasolina de alta octanagem e produtos aromáticos leves, tais como o BTX’s, de elevada pureza para posterior utilização na indústria petroquímica. O catalisador emprega platina associada a um metal de transição nobre (rênio, ródio ou germânio), suportada em alumina. O processo é conduzido pela mistura de hidrocarbonetos e hidrogênio em contato com o catalisador a uma temperatura da ordem de 470 °C a 530 °C e uma pressão variando de 10 a 40 kgf/cm². O reformado produzido é rico em hidrocarbonetos aromáticos e isoparafínicos, porém outras frações, tais como o GLP, o gás combustível, o hidrogênio e o coque podem ser formados.

5.6. Processos de tratamento

5.6.1. Tratamento cáustico

O tratamento cáustico consiste no uso de solução aquosa de NaOH ou KOH para lavar uma determinada fração de petróleo, eliminando-se compostos ácidos de enxofre, tais como H₂S e mercaptanas (R−SH) de baixos pesos moleculares. A carga deste tipo de tratamento compõe-se de frações leves: gás combustível, GLP e naftas. Neste tipo de tratamento há um grande consumo de hidróxido o que gera um elevado custo operacional.

5.6.2. Tratamento Merox

O tratamento Merox também é chamado de tratamento cáustico regenerativo, e possui a vantagem de regenerar a soda cáustica usada no processo, reduzindo substancialmente seu custo operacional. Este tratamento permite a produção de dissulfetos, podendo ser operado como processo de dessulfurização ou adoçamento. Além disso, pode ser usado em frações leves, como o GLP e a nafta e intermediárias, como o querosene e o diesel. O catalisador usado é a ftalocianina de cobalto em leito fixo ou solubilizada na solução de hidróxido, permitindo a retirada das mercaptanas e oxidando-as a dissulfetos.

5.6.3. Tratamento Bender

O tratamento Bender é basicamente um processo de adoçamento para redução de corrosividade, desenvolvido com o objetivo de melhorar a qualidade do querosene de aviação e aplicável a frações intermediárias do petróleo. O processo Bender consiste na conversão de mercaptanas corrosivas em dissulfetos menos agressivos, através de oxidação catalítica em leito fixo em meio alcalino, usando como catalisador óxido de chumbo convertido a sulfeto (PbS) na própria unidade. Este processo não converte compostos nitrogenados, e atualmente encontra-se em desuso.

5.6.4. Tratamento DEA

O tratamento utilizando dietanolamina (DEA) é um processo específico para a retirada de H₂S de frações gasosas do petróleo, principalmente das oriundas de unidades de craqueamento. Este tratamento também retira CO₂ que esteja na corrente gasosa. O processo baseia-se na capacidade de soluções de etanolaminas, mais especificamente a dietanolamina de solubilizar de forma seletiva o H₂S e o CO₂. Este tratamento é imperativo em unidades de craqueamento catalítico devido ao alto teor de H₂S do gás combustível produzido. A DEA possui uma grande capacidade de regeneração, e pode ser substituída por MEA (monoetanolamina) em unidades cujas correntes não contenham sulfeto de carbonila (SCO).

5.6.5. Hidrotratamento (HDT)

O hidrotratamento é a operação de eliminação de contaminantes dos cortes de petróleo através de reações de hidrogenação usando um catalisador. As reações mais características do processo são: hidrodessulfurização (HDS) – retirada de compostos sulfurados como mercaptanas, sulfetos, dissulfetos, tiofenos e benzotiofenos; hidrodesnitrogenação (HDN) – retirada de compostos nitrogenados como piridinas, quinoleínas, isoquinoleínas, pirróis, indóis e carbazóis, com liberação de NH₃; hidrodesoxigenação (HDO) – retirada de compostos oxigenados como fenóis e ácidos carboxílicos, para inibir reações de oxidação posteriores; hidrodesmetalização (HDM) – retirada de compostos organometálicos, que causam desativação de catalisadores; hidrodesaromatização – saturação de compostos aromáticos, sob condições suaves de operação; hidrodesalogenação – retirada de cloretos; remoção de olefinas – saturação de naftas oriundas de processos de pirólise.

Os catalisadores usados nos processos HDT possuem atividade elevada e vida útil longa, sendo compostos basicamente de óxidos ou sulfetos de Ni, Co, Mo, W, ou Fe. O suporte deste tipo de catalisador normalmente é a alumina, e não pode apresentar característica ácida, visando evitar reações laterais de craqueamento. O HDT é empregado para óleos lubrificantes básicos, mas pode ser usado em todos os demais derivados. As taxas de reação são afetadas principalmente pela pressão parcial de hidrogênio.

5.7. Processos auxiliares

5.7.1. Geração de Hidrogênio

Os processos de hidrotratamento e hidrocraqueamento das refinarias de petróleo usam o gás hidrogênio em abundância, e algumas o produzem nas unidades de reforma catalítica. Contudo, a unidade de reforma catalítica não consegue produzir H₂ em quantidades suficientes para atender as demandas do HDT e HCC. Por isso, em refinarias que possuem unidades de HDT e HCC faz-se necessário a instalação de uma unidade de geração de hidrogênio, operando segundo reações de oxidação parcial das frações pesadas ou de reforma das frações leves com vapor d’água.

A reforma com vapor é a rota de obtenção de hidrogênio escolhida pela Petrobrás em suas refinarias. Nesta rota os hidrocarbonetos são rearranjados na presença de vapor e catalisadores, gerando o gás de síntese, uma mistura de CO e H₂. Mais hidrogênio é posteriormente gerado através da reação do CO com excesso de vapor, após a absorção do CO₂ produzido em monoetanolamina.

5.7.2. Recuperação de enxofre

A unidade de recuperação de enxofre usa como carga as correntes de gás sulfídrico (H₂S) geradas no tratamento DEA ou em outras unidades, como o HDT, o HCC, a reforma catalítica e o coqueamento retardado. A recuperação do enxofre se dá pela oxidação parcial do H₂S através do processo Clauss, com produção de enxofre elementar. Na unidade de recuperação de enxofre mais de 93% do H₂S é recuperado como enxofre de alta pureza, superior a 99,8%.

5.8. Construindo e fixando o conhecimento

1. O que é o petróleo e quais são suas principais impurezas?

2. Determine o grau API de um petróleo cuja densidade é 0,9234 g/dm³, em seguida, explique como pode ser classificado este petróleo.

3. Com relação à composição de hidrocarbonetos, como pode ser classificado um petróleo que apresenta uma análise de SARA de 38% de saturados, 25% de aromáticos, 20% de resinas e 7% de asfaltenos? Justifique sua resposta.

4. Com relação à composição de hidrocarbonetos, como pode ser classificado um petróleo que apresenta uma análise de SARA de 74% de saturados, 12% de aromáticos, 12% de resinas e 2% de asfaltenos? Justifique sua resposta.

5. Com relação aos tipos de processos, como está dividido o refino do petróleo?

6. Qual a unidade caracteriza uma planta de refino de petróleo? Que frações são retiradas em uma torre de destilação atmosférica a 250 ºC? E a 430 °C?

7. Qual é o princípio químico envolvido nos processos de extração por solvente?

8. Cite dois processos de conversão cujo objetivo se a produção de gasolina de alta octanagem.

9. Qual é a diferença entre processo de adoçamento e processo de dessulfurização?

10. O H₂ é produzido na unidade de reforma catalítica e consumido nas unidades de HDT e HCC, então, explique por que se justifica a instalação de uma unidade geradora de H₂?

Referências Bibliográficas

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