O documento discute o processamento, armazenamento e transporte de petróleo e derivados. Ele explica que o petróleo bruto passa por processamento primário para remover impurezas antes de ser refinado. O refino envolve processos de separação, conversão e tratamento para produzir derivados como gasolina e diesel. O armazenamento envolve tanques de diferentes tipos e o transporte pode ser por oleodutos, navios, caminhões ou trens.

1. SEPARAÇÃO, ARMAZENAGEM E
TRANSPORTE

2. Sumário:
1
– Características do Petróleo
1.1 – Processamento Primário do Petróleo
2
– Processo de Separação – Separadores e Vasos para tratamento
2.1 – Separadores
2.2 – Dessalinização e Pré-Aquecimento
3
– Refino
3.1 – Processos de Separação
3.2 – Tipos de Processos
3.3 – Processos de Conversão
3.4 – Processos de Tratamento
3.5 – Processos Auxiliares
4
– Tratamento e Processamento de Gás Natural
4.1 – Características
4.2 – Condicionamento
4.2.1 – Compressão
4.2.2 – Tratamentos
4.3 – Processamento (UPGN)
5
– Armazenamento de Petróleo e Derivados
5.1 – Tipos de Tanques
5.1.1 – Tanques de Teto Fixo (Fixed Roof)
5.1.2 – Tanques de Teto Fixo Móvel (Lifiting Roof)
5.1.3 – Tanques de Teto Fixo com Diafragma (Floating Roof)
5.1.4 – Tanque de Teto Flutuante (Floating Roof)
5.2 – Acessórios dos Tanques de Armazenamento
5.3 – Tanques de Postos de Serviço
5.4 – Acessórios dos Tanques de Serviço
6
– Transporte de Petróleo e Derivados
6.1 – Transporte Oleodutos
6.2 – Transporte Marítimo
6.3 – Transporte Rodoviário
6.4 – Transporte Ferroviário

3. 1 – Características do Petróleo
O petróleo no seu estado natural é sempre uma mistura complexa de diversos tipos de
hidrocarbonetos, contaminantes orgânicos (enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais) e
impurezas inorgânicas (água, sais e sedimentos). Os contaminantes são considerados
como impurezas e podem aparecer em toda a faixa de ebulição (destilação) do petróleo, mas
tendem a se concentrar nas frações mais pesadas.
Olé Cru (petróleo) = Hidrocarbonetos + Contaminantes.
O que são hidrocarbonetos?
São substâncias compostas somente por átomos de carbono (C) e de hidrogênio (H),
formando diversos tipos de moléculas. As diferenças entre as propriedades físicas e químicas
destes hidrocarbonetos são muito grandes, resultando em uma diversidade de características
de petróleo. Uma propriedade que é bastante utilizada tanto na separação quanto na
caracterização dos petróleos. É no ponto de ebulição, isto é, a temperatura em que a
substância química passa para estado vapor. Os constituintes do petróleo, a temperatura
ambiente, são gases, líquidos ou sólidos.
Os hidrocarbonetos são classificados como: parafínicos, naftênicos e aromáticos de acordo
com as formas de ligação dos seus átomos de carbono.
Exemplos de Hidrocarbonetos:

4. Propriedades da família de hidrocarbonetos nos produtos finais:
Principais contaminantes do Petróleo:
O ENXOFRE (S) - É o contaminante de maior predominância e presente em vários tipos de
petróleo. Os contaminantes sulfurados (contém enxofre) causam problemas no manuseio,
transporte e uso dos derivados que estão presentes.
a) Manuseio - redução de eficiência dos catalisadores nas refinarias;
b) Transporte - corrosão em oleodutos e gasodutos;
c) Derivados - causam poluição ambiental se presentes em combustíveis derivados do
petróleo.

5. Problemas que os contaminantes trazem para ao processamento e aos produtos finais:
Abaixo uma tabela que exemplifica a composição elementar do óleo cru (% em peso):
Dessa maneira podemos observar que o petróleo é composto basicamente de carbono e
hidrogênio. Entre os contaminantes o enxofre é aquele que apresenta o maior percentual de
presença.
De acordo com o teor de enxofre o óleo é classificado ainda em:
a) Óleo doce - apresenta baixo conteúdo de enxofre (menos de 0,5 % de sua massa);
b) Óleo ácido - apresenta teor elevado de enxofre (bem acima de 0,5 % de sua massa).
1.1 – Processamento Primário de Petróleo
No reservatório o óleo normalmente é encontrado juntamente com água, gás e outros
compostos orgânicos. Essas substâncias, incluindo o óleo, estão no reservatório de acordo
com suas densidades.

6. Acima de determinados níveis, a presença no óleo do gás associado e da salmoura (como é
chamada a mistura de água, sais e sedimentos) causaria alguns problemas relacionados ao
transporte em dutos ou petroleiros, ao armazenamento em tanques nos terminais e na refinaria
ou em equipamentos das refinarias.
O gás associado, contendo substâncias corrosivas e sendo altamente inflamável, deve ser
removido por problemas de segurança (corrosão ou explosão).
Água, sais e sedimentos também devem ser retirados, para reduzirem-se os gastos com
bombeamento e transporte, bem como para evitar-se corrosão ou acumulação de sólidos nas
tubulações e equipamentos por onde o óleo passa.
Por isso, antes de ser enviado à refinaria, o petróleo passa pelo chamado Processamento
Primário, realizado em equipamentos de superfície, nos próprios campos de produção
(campos de petróleo). Ao final desse processamento, teremos fluxos separados de óleo e gás,
além de salmoura descartável.
O óleo final conterá teores menores daqueles hidrocarbonetos mais facilmente vaporizáveis,
ficando, então, menos inflamável que o óleo cru. Por isso, esse óleo “processado” é também
chamado Óleo Estabilizado.

7. Sistema de produção com injeção de água do mar.
2 – Processo de Separação – Separadores e Vasos para tratamento.
2.1 – Separadores:
Os fluidos do reservatório deixam a cabeça do poço através de uma tubulação, chegando até
um vaso de aço chamado separador. Os separadores são vasos horizontais, verticais ou
esféricos que removem o líquido do gás e o gás do líquido. A seleção de determinado tipo de
separador depende em muitos casos da disponibilidade de espaço.
Os separadores verticais e esféricos são mais usados nas plataformas offshore, onde o espaço
é de importância primordial.
Os separadores horizontais são considerados os melhores. São projetados com casco simples
ou casco duplo. No tipo de casco duplo, a parte superior capta o gás, e a inferior capta a
emulsão oleosa. Qualquer que seja a sua configuração, no entanto, todos os separadores
desempenham as mesmas duas funções:
1. Remover líquido do gás;
2. Remover óleo da água.
Aplicam-se no separador princípios básicos de química e física para o cumprimento da sua
importante função. O gás é mais leve do que o líquido, pelo que irá migrar para a parte superior
do separador. O óleo e a emulsão são mais leves do que a água, de modo que flutuarão. A
água livre é o mais pesado desses três componentes líquidos. Os sedimentos se depositam no
fundo do vaso.

8. Os separadores classificam-se por número de fases, havendo separadores bifásicos e
separadores trifásicos.
SEPARADOR BIFÁSICO
São quatro as seções de um separador típico: seção de separação primária, de acumulação
(ou de coleta de líquido), de separação secundária (ou de decantação) e de aglutinação.
Decantação - É um processo de separação de misturas heterogêneas, principalmente de
misturas compostas por líquidos (que não se misturam). Ex: Areia e água, água e óleo...
Aglutinação - É quando todos os fragmentos se juntam formando uma coisa só.
O Separador Bifásico separa líquidos de gases. O líquido é uma mistura de óleo, emulsão e
água, que se deposita no fundo do separador, ao passo que o gás migra para a parte superior.
Na seção primária, localizada na entrada do vaso, o fluido (líquido e gás) choca-se com
dispositivos defletores que provocam uma mudança brusca de velocidade e direção do fluxo.
ou é dirigido por um difusor que lhe impõe um movimento giratório fazendo com que o líquido
se desloque para o fundo do vaso por ação da gravidade, separando-se do gás. É nesta seção
que a maior parte do líquido é separada, acumulando-se no fundo do vaso, denominado de
seção de acumulação de líquido, por um tempo de retenção de 3 a 4 minutos, suficiente para
permitir a separação do gás remanescente e, em alguns casos (nos separadores trifásicos), de
grande parte da água.
Na seção secundária, as gotículas maiores de óleo, oriundas da fase gasosa, são separadas
por decantação.
As gotículas de líquido arrastadas pela corrente gasosa e que ainda não se separaram são, na
seção de aglutinação (localizada geralmente próxima a saída do gás), removidas do fluxo
gasoso através de meios porosos que por possuírem grande área de contato facilitam a
coalescência e decantação das gotas. Utilizam-se vários tipos de extratores de névoa, tais
como, paletas de metal, almofadas de tela de arame, placas pouco espaçadas, por exemplo.
A pressão no separador é mantida por um controlador que atua regulando o fluxo de saída do
gás na parte superior. O líquido separado deixa o vaso através de uma válvula de descarga,
cuja abertura ou fechamento é efetuado através de um controlador de nível.

9. SEPARADOR TRIFÁSICO
O Separador Trifásico separa o fluido em gás, óleo (ou emulsão) e BSW (sedimento e
água). É utilizado comumente nos locais de produção onde existe muita água no fluido. O gás
sai pela parte superior, o óleo ou a emulsão se separam no meio, e a água vai para o fundo.
Os trifásicos apresentam uma maior seção de decantação de líquido que possibilita uma
separação melhor do óleo/água. Também há necessidade da instalação nesses separadores,
de:
- Um condutor de líquido, para não perturbar a interface óleo/água, e um espalhador na saída
desse condutor e abaixo da interface óleo/água, para distribuir o líquido homogeneamente
através da área do vaso. Água e óleo fluem em contracorrente;
- Um condutor de gás ou chaminé, para equalizar a pressão de gás entre a seção de coleta
inferior de líquido e a seção superior de decantação.
O Processamento Primário permite então que o óleo atenda as especificações exigidas pelo
refino:
 Um mínimo de componentes mais leves (os gases);
 Quantidade de sais abaixo de 300 miligramas por litro (300 mg/l) de óleo;
 Quantidade de água e sedimentos abaixo de 1% (do volume do óleo). Essa
quantidade é conhecida como BS&W (Basic Sediments and Water - Água e
Sedimentos Básicos).

10. 2.2 – Dessalinização e Pré-Aquecimento:
Antes do petróleo ser enviado à seção de fracionamento, deverá passar pela dessalgadora (ou
Dessanilizadora), para remoção de sais, água, e partículas sólidas suspensas. Esses
contaminantes, quando não removidos do óleo cru, causam sérios danos a unidade de
destilação, provocando operação ineficiente.
Os tipos comuns de vasos de tratamento são aquecedores verticais ou aquecedores
horizontais. As dessalgadoras são vasos que separam a água da emulsão, utilizando calor ou
eletricidade.
À medida que a emulsão (que contém geralmente um desemulficante químico) flui para
dessalgadora, onde é aquecida, através de um trocador de calor. A emulsão entra pelo topo da
dessalgadora, e espalha-se sobre uma bandeja, descendo através de um condutor
downcomer. O efeito de espalhamento liberta os gases da emulsão. O gás sobe e sai pela
parte de cima da dessalgadora.
À medida que a emulsão desce pelo downcomer até a parte inferior da dessalgadora, qualquer
BSW remanescente deposita-se no fundo da dessalgadora. Nesse ponto, um tubo de fogo que
contém uma chama aquece a emulsão, que começa elevar-se acima da água. A emulsão
quente continua a elevar-se através da água aquecida e penetra num espaço de sedimentação
acima do tubo de fogo. Ocorre nesse espaço de sedimentação, a maior parte do processo de
separação da emulsão em óleo e água. A água se separa e decanta no fundo e o petróleo
limpo se eleva, sendo conduzido para fora do vaso através de um trocador de calor, em que
desempenha sua tarefa final de aquecer a emulsão que entra na dessalgadora.

11. DESSALGADORA VERTICAL
Embora as funções sejam semelhantes em cada caso, cada tipo de dessalgadora apresenta as
suas vantagens. A dessalgadora horizontal consegue lidar com maiores volumes em virtude de
sua maior área transversal de tratamento, ao passo que a dessalgadora vertical lida mais
eficazmente com os sedimentos e requer menor espaço.
O petróleo, após ser dessanilizado, passa numa segunda bateria de pré-aquecimento, onde
sua temperatura é elevada ao máximo valor possível conseguido por troca térmica com as
correntes quentes que deixam o processo. Quanto mais alta for a temperatura atingida no préaquecimento, menor será a quantidade de combustível gasta nos fornos para aquecimento final
do óleo.
Quanto maior o grau API do óleo, menor é a sua densidade relativa, o que equivale a dizer que
o óleo é mais leve, portanto mais rico em voláteis (partes leves), ou seja, tem maior valor
comercial.
Classificação do Petróleo e relação ao ºAPI:

12. 3 – Refino:
O refino do petróleo consiste na série de beneficiamentos pelos quais passa o mineral bruto,
para a obtenção desses derivados, estes sim, produtos de grande interesse comercial.
Esses beneficiamentos englobam etapas físicas, e químicas de separação, que originam as
grandes frações de destilação. Estas frações são então processadas através de outra série de
etapas de separação e conversão que fornecem os derivados finais do petróleo. Refinar
petróleo é, portanto, separar as frações desejadas, processá-las e lhes dar acabamento,
de modo a se obterem produtos vendáveis.
O petróleo cru (ou bruto) entra em uma fornalha , onde aquecido entra na torre de destilação a
pressão atmosférica, onde sai os produtos básicos como óleo diesel e óleos leves utilizados
em veículos automotores e residências, a querosene, a gasolina e por último os gases neste
caso o GLP (gás liquefeito de petróleo), com os nomes das frações, seus intervalos de ebulição
e a composição química, representada pelos números de átomos de carbono em cada fração,
os resíduos pesados, seguem para segunda torre, durante o percurso sai os óleos mais
pesados, usados em industriais e combustíveis de navios, ao chegarem à segunda fase, o
resíduo da primeira torre é reaquecido e vai para segunda torre, de destilação a vácuo (ou
melhor, destilação a pressão reduzida), a maioria dos produtos são objetos de tratamentos
suplementares para melhorar sua qualidade.
É obtida finalmente toda uma série de produtos que respondem as necessidades dos
consumidores: carburantes, solventes, gasolinas especiais, combustíveis e produtos diversos.
Durante o processo de refino ocorrem ainda outras inúmeras operações unitárias de maneira a
minimizar as perdas do processo. Ao final sobra resíduo final, que é o asfalto.

13. 3.1 - PROCESSOS DE SEPARAÇÃO:
São sempre de natureza física e desdobram o petróleo em suas frações básicas. Os agentes
responsáveis por estas operações são físicos pela ação de energia (na forma de modificações
de temperatura e/ou pressão) ou de massa (na forma de relações de solubilidade a solventes)
sobre o petróleo ou suas frações.
3.2 – TIPOS DE PROCESSOS:
- Processos de Separação:
 Destilação Atmosférica;
 Destilação à vácuo.
- Processos de Conversão:






Craqueamento Catalítico e Térmico;
Viscorredução;
Coqueamento Retardado;
Hidrocraqueamento;
Reforma Catalítica;
Alquilação Catalítica.

14. - Processos de Tratamento:





Hidrotratamento;
Tratamento Cáustico;
Tratamento Bender;
Tratamento DEA;
Tratamento MEROX.
- Processos Auxiliares:
 Geração de Hidrogênio;
 Recuperação de Enxofre;
Destilação Atmosférica

15. DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA

16. DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA - É um processo físico de separação, baseado na diferença
entre os pontos de ebulição dos compostos coexistentes numa mistura líquida. Como os
pontos de ebulição dos hidrocarbonetos presentes na mistura do petróleo aumentam com seus
pesos moleculares, ao se variarem as condições de aquecimento do petróleo, é possível
vaporizar-se compostos leves, intermediários e pesados que, ao se condensarem, podem
ser separados. Neste processo, ocorre, também, a formação de um resíduo bastante pesado
que, nas condições de temperatura e pressão da destilação atmosférica, não se vaporiza. Por
isso existe a necessidade de se submeter este resíduo a um outro processo de separação
denominado de destilação a vácuo.
DESTILAÇÃO À VÁCUO – O objetivo deste processo é produzir, a partir do resíduo, frações
de diesel e gasóleo. Como a temperatura de ebulição varia diretamente com a pressão, ao se
reduzir a pressão, reduz-se o ponto de ebulição. Então, trabalhando em pressões
subatmosféricas é possível retirar do resíduo atmosférico, os gasóleos.
O gasóleo é uma fração do petróleo destinado à produção de lubrificantes, podendo ser
direcionado para processos mais complexos, como craqueamento catalítico, onde é
transformado em óleo diesel, gasolina e GLP. Já o produto residual da destilação a vácuo (RV)
pode ser utilizado como asfalto ou utilizado para a produção de óleo combustível.
DESTILAÇÃO À VÁCUO

17. 3.3 - PROCESSOS DE CONVERSÃO:
São sempre de natureza química e visam transformar uma fração em outra(s) ou alterar
profundamente a constituição molecular de uma dada fração. As reações específicas são
conseguidas por ação conjugada de temperatura e pressão sobre os cortes, sendo bastante
frequente também a presença de um agente promotor, que denominamos catalisador.
Processos de conversão normalmente são de elevada rentabilidade, principalmente quando
transformam frações de baixo valor comercial (gasóleos, resíduos) em outras de maiores
valores (GLP, naftas, querosene e diesel).
CRAQUEAMENTO CATALÍTICO - É um processo químico de transformação de frações de
petróleo pesadas (moléculas grandes) em outras mais leves (moléculas menores), através da
quebra (cracking - aumenta a quantidade de gasolina e produz matéria prima para outras
industrias) das moléculas dos constituintes com a utilização de catalisadores.
Quando submetido a condições bastantes severas de pressão e temperatura na presença do
catalisador, o gasóleo de vácuo é decomposto 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).
O Craqueamento Catalítico é considerado um processo de alta rentabilidade econômica por
utilizar como carga um produto de baixo valor comercial (Gasóleos de Vácuo) que, se não
usado na U-CC, seria simplesmente adicionado ao Óleo Combustível.

18. Quais são as entradas da Unidade de Craqueamento Catalítico (U-CC)?
A U-CC tem como carga uma mistura de Gasóleos de Vácuo produzidos na Unidade de
Destilação.
Quais são as saídas U-CC ?
a) Gás Combustível;
b) GLP;
c) Nafta;
d) Óleo Leve;
e) Óleo decantado.
Devido à carga da U-CC possuir, em geral, alto teor de enxofre, os produtos por ela gerados
possuem teores de enxofre acima do permitido pelas especificações de cada um deles.
Por isso, com exceção do Óleo Decantado, todos os demais produtos da U-CC precisam
passar por processos específicos de tratamentos, para redução do teor de contaminantes (em
especial, de enxofre).
O catalisador empregado nesse processo é constituído por um pó muito fino de alta área
superficial, à base de sílica (SiO2) e alumina (Al2O3). Ele tem as seguintes funções
primordiais:
 Permitir que as reações químicas ocorram sob condições de pressão e temperatura bem
mais baixas que aquelas do craqueamento térmico.
 Servir como agente de transporte do coque depositado em sua superfície para o
regenerador, onde ocorre geração de calor através da queima do coque.
 Servir como agente de transferência de calor, da zona de combustão para a zona de
aquecimento e vaporização da carga.
 Quando o catalisador é atravessado por uma corrente gasosa, como a carga vaporizada,
seu comportamento se assemelha ao de um fluido (fluidização).
A fluidização tornou o processo de craqueamento muito mais eficaz nas refinarias, pois
sua produção pode ser ajustada de acordo com as necessidades do mercado local,
segundo um processo econômico, que promove a conversão de frações residuais de
baixo valor agregado em frações mais nobres, como o GLP e a gasolina.
FLUXOGRAMA DO PROCESSO DE FCC

19. Gás Combustível - Vai para a unidade de tratamento DEA (para remover H2S) e em seguida
queimado em fornos e/ou caldeiras na própria refinaria;
GLP - Vai para a unidade de tratamento DEA (para remover H2S), em seguida para a unidade
de tratamento cáustico (TC), (para remover mercaptanas) e, daí, para armazenamento em
esfera;
Nafta - Vai para a unidade de tratamento cáustico (TC), (para remover mercaptanas) e daí
para armazenamento em tanque de nafta ou gasolina;

20. Óleo Leve - Vai para a unidade de HDT (Unidade de Hidrotratamento) e, daí, para
armazenamento, como óleo Diesel;
Óleo Decantado - Embora também contenha enxofre em alto teor, não é tratado e,
normalmente, é misturado ao resíduo de vácuo (da destilação), compondo o óleo combustível.
CRAQUEAMENTO TÉRMICO - O processo consiste na quebra de moléculas presentes na
carga, sob elevadas temperaturas e pressões, visando à obtenção de gasolina e GLP como
produto principal e gás combustível, óleos leve e residual e coque como subprodutos, com
rendimento maior em coque e gás combustível. O coque deve ser retirado para evitar
entupimentos.
Atualmente, o craqueamento térmico é um processo obsoleto, em função do surgimento do
craqueamento catalítico, mais econômico e de operação mais simples.
VISCORREDUÇÃO – O 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 intermediárias para
acerto da 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.
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.
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.
HIDROCRAQUEAMENTO CATALÍTICO - É um processo de grande versatilidade, pois pode
operar com cargas contendo cortes que variam da nafta ao gasóleo pesado, ou mesmo
resíduos leves, maximizando assim as frações desejadas na refinaria.
É realizado sob pressões parciais de hidrogênio elevadas, que consiste na quebra de
moléculas existentes na carga de gasóleo por ação complementar de catalisadores e altas
temperaturas e pressões. Todas as impurezas são reduzidas ou eliminadas dos produtos.
REFORMA CATALÍTICA - Tem como objetivo transformar a nafta rica em hidrocarbonetos
parafínicos em hidrocarbonetos aromáticos (nafta de reforma). Este processo de
aromatização de compostos parafínicos e naftênicos visa primordialmente à produção de
gasolina de alta octanagem e produtos aromáticos leves de elevada pureza para posterior
utilização na indústria petroquímica. Esse processo é muito importante para melhorar a
qualidade da gasolina.

21. O catalisador empregado utiliza platina associada a um metal de transição nobre (rênio, ródio
ou germânio), suportada em alumina.
ALQUILAÇÃO CATALÍTICA - Consiste na reação de adição de duas moléculas leves para a
síntese de uma terceira de maior peso molecular, catalisada por um agente de forte caráter
ácido.
Com a obtenção de cadeias ramificadas a partir de olefinas leves, caracteriza-se por
constituir a rota utilizada na produção de gasolina de alta octanagem a partir de componentes
do GLP. O processo envolve a utilização de uma isoparafina, geralmente o isobutano,
presente no GLP, combinada a olefinas, tais como o propeno, os butenos e pentenos. Obtémse, assim, uma gasolina sintética especialmente empregada como combustível de aviação ou
gasolina automotiva de alta octanagem.
3.4 - PROCESSOS DE TRATAMENTO:
Para se remover ou alterar a concentração de impurezas nos produtos de petróleo de
forma a se obter um produto comercializável, é usualmente necessário um tratamento
químico do produto. Conforme o tratamento adotado, os seguintes objetivos podem ser
alcançados:
a) melhoramento da coloração;
b) melhoramento do odor;
c) remoção de compostos de enxofre;
d) remoção de goma, resinas e materiais asfálticos;
e) melhoramento da estabilidade à luz e ao ar.
Os contaminantes presentes nessas frações são compostos Sulfurados, Nitrogenados,
Oxigenados e Metálicos. Comparativamente, os contaminantes Sulfurados se apresentam
com mais freqüência e em maiores proporções. Por isso, a redução do teor desses
contaminantes nas frações é o alvo dos tratamentos mais utilizados. Tais contaminantes
justificam os processos de tratamento, reduzindo o teor a níveis tais que as frações possam ser
usadas como produtos comerciais, atendendo exigências de especificações e de qualidade dos
produtos.
HIDROTRATAMENTO (HDT) - Consiste na eliminação de contaminantes de cortes diversos de
petróleo através de reações de hidrogenação na presença de um catalisador. Dentre as
reações características do processo, citam-se as seguintes:
Hidrodessulfurização (HDS) - Tratamento de mercaptanas, sulfetos, dissulfetos, tiofenos e
benzotiofenos;

22. Hidrodesnitrogenação (HDN) - Tratamento de piridinas, quinoleínas, isoquinoleínas, pirróis,
indóis e carbazóis, com liberação de NH3 (Amônia – gás tóxico);
Hidrodesoxigenação (HDO) - Tratamento de fenóis e ácidos carboxílicos, para inibir reações
de oxidação posteriores;
Hidroesmetalização (HDM) - Tratamento de organometálicos, que causam desativação de
catalisadores;
Hidrodesaromatização - Saturação de compostos aromáticos, sob condições suaves de
operação;
Hidrodesalogenação - Remoção de cloretos;
Remoção de Olefinas - Tratamento de naftas provenientes de processos de pirólise.
Os catalisadores empregados no processo HDT possuem alta atividade e vida útil, sendo
baseados principalmente em óxidos ou sulfetos de Ni, Co, Mo, W ou Fe. O suporte do
catalisador, geralmente a alumina, não deve apresentar característica ácida, a fim de se
evitarem, nesse caso, as indesejáveis reações de craqueamento.
O processo HDT é descrito para óleos lubrificantes básicos, mas pode ser aplicado aos
demais derivados após pequenas variações nas condições operacionais. As taxas de reação
são afetadas especialmente pela pressão parcial de hidrogênio.
TRATAMENTO CÁUSTICO – Consiste na utilização de solução aquosa de NaOH (Soda
Cáustica) para lavar uma determinada fração de petróleo. Dessa forma, é possível eliminar
compostos ácidos de enxofre, tais como H2S e mercaptanas de baixos pesos moleculares.
Como carga, trabalha-se apenas com frações leves: gás combustível, GLP e naftas.
Sua característica marcante é o elevado consumo de soda cáustica, causando um elevado
custo operacional.
TRATAMENTO BENDER – 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.
Consiste na transformação de mercaptanas corrosivas em dissulfetos menos agressivos,
através de oxidação catalítica em leito fixo em meio alcalino, com catalisador à base de óxido
de chumbo convertido a sulfeto (PbS) na própria unidade.
Não é eficiente para compostos nitrogenados, e atualmente é pouco utilizado.
TRATAMENTO DEA – É um processo específico para remoção de H2S de frações gasosas do
petróleo, especialmente aquelas provenientes de unidades de craqueamento. Ele também
remove CO2 eventualmente encontrado na corrente gasosa.

23. O tratamento é obrigatório em unidades de craqueamento catalítico em função do alto teor de
H2S presente no gás combustível gerado.
A operação é realizada sob condições suaves de temperatura e pressão.
TRATAMENTO MEROX - Conhecido como tratamento cáustico regenerativo, tem a
vantagem de possibilitar a regeneração da soda cáustica consumida no processo, reduzindo
consideravelmente seu custo operacional.
Permite a produção de dissulfetos (átomo ligado ao enxofre), podendo ser operado como
processo de dessulfurização ou adoçamento.
Pode ser aplicado a frações leves (GLP e nafta) e intermediárias (querose e diesel).
Utiliza um catalisador organometálico (carbono e metal) em leito fixo ou dissolvido na solução
cáustica, de forma a extrair as mercaptanas dos derivados e oxidá-las a dissulfetos.
3.5 - PROCESSOS AUXILIARES:
São processos que se destinam a fornecer insumos à operação de outros processos
anteriormente citados ou tratar rejeitos desses mesmos processos (geração de hidrogênio,
recuperação de enxofre, utilidades etc).
GERAÇÃO DE HIDROGÊNIO – O hidrogênio é matéria-prima importante na indústria
petroquímica, sendo usado por exemplo na síntese de amônia e metanol.
Os processos de hidrotratamento e hidrocraqueamento das refinarias também empregam
hidrogênio em abundância, e algumas o produzem nas unidades de reforma catalítica.
No entanto, não sendo possível a síntese de H2 em quantidades suficientes ao consumo,
pode-se instalar 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 (Steam reforming), em particular, é a rota escolhida pela Petrobrás.
Nela, hidrocarbonetos são rearranjados na presença de vapor e catalisadores, produzindo o
gás de síntese (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 (MEA).
Uma unidade de geração de hidrogênio Steam reforming é subdividida em três seções
principais:
 Seção de Pré-tratamento;
 Seção de Reformação;
 Seção de Absorção de CO2.

24. RECUPERAÇÃO DE ENXOFRE - Unidade de recuperação de enxofre (URE) utiliza como
carga as correntes de gás ácido (H2S) produzidas no tratamento DEA ou outras unidades,
como as de hidrotratamento, hidrocraqueamento, reforma catalítica e coqueamento retardado.
Na URE, mais de 93% do H2S é recuperado como enxofre líquido de pureza superior a 99,8%.
Principais Derivados de Petróleo e seus Usos:

25. Produção de Derivados de Petróleo nas Refinarias Nacionais:
1- gasolina aviação, querosene iluminação, óleos lubrificantes, solventes, parafinas e
asfaltos.

26. 4 – TRATAMENTO E PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL:
4.1. CARACTERÍSTICAS
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos gasosos cuja composição abrange do metano
(CH4) ao hexano (C6H14), sendo o metano o principal componente. Apresenta, também,
pequenas quantidades de componentes diluentes, como o nitrogênio e o vapor d’água, e
contaminantes (gás sulfídrico e dióxido de carbono). Em geral, o teor de hidrocarbonetos é
superior a 90%, ficando o percentual restante distribuído entre os diluentes e contaminantes. É
considerado rico quando a soma das porcentagens de todos os componentes mais pesados
que o propano (C3), inclusive, é maior que 7%. Uma composição típica é apresentada na figura
abaixo:
O gás natural é mais leve do que o ar (densidade 0,7, em relação a densidade do ar, a 20 º C).
Não tem cheiro e a sua combustão (queima) fornece de 8000 a 10000 kcal/m 3.
Ocorre na natureza associado ou não ao petróleo. O gás natural associado é todo aquele
proveniente de um reservatório produtor de óleo, podendo ser encontrado em solução na
massa de óleo ou em estado livre formando a capa de gás. O gás não-associado provem de
um reservatório produtor de gás, onde pequenas quantidades de óleo podem ocorrer. Na figura
abaixo apresenta-se um esquema de ambas ocorrências do gás.

27. Apesar da parcela do gás não associado estar aumentando sua participação no total da
produção de gás natural no Brasil, a principal origem do gás nacional ainda é associada com o
petróleo produzido, o que faz com que, ao longo da vida útil de um poço produtor, a produção
do gás seja variável e declinante.
Quanto a sua utilização, o gás natural é prioritariamente consumido nas instalações de
produção, para elevação artificial (gas lift ) e para a recuperação secundária (injeção em poços)
ou ainda na geração de energia, nos turbogeradores ou como combustível em fornos e
caldeiras. Quando comercializado, seu uso predominantemente é como combustível (gás
liquefeito de petróleo - GLP de uso doméstico, líquido de gás natural - LGN de uso industrial ou
gás natural veicular - GNV). Enquanto o GNV é composto basicamente por metano e algo de
etano, o GLP é composto por propano e butano e o LGN é a porção condensável do gás, ou
a gasolina natural (C5+). O gás ainda pode ser destinado às petroquímicas, como matéria
prima ou à siderurgia, como redutor.
4.2. CONDICIONAMENTO
O objetivo do condicionamento do gás natural é a remoção de compostos e materiais, que
podem alterar suas características e danificar os equipamentos utilizados no seu
aproveitamento. A remoção destes compostos visa garantir as condições de qualidade
mínimas do gás com vistas a realizar sua transferência de forma eficiente e segura, das áreas
de produção até os centros processadores, evitando problemas como formação de hidratos,
corrosão, ação de compostos agressivos, acidentes na manipulação, por exemplo.
Condicionamento de gás natural é um termo genérico que abrange vários processos unitários
(físicos, químicos e mecânicos) pertencentes a um sistema global de tratamento primário da
produção de óleo e gás. Os processos unitários mais comumente utilizados no
condicionamento de gás natural são:
- Separação de óleo e gás;
- Depuração de gás;
- Filtração de gás;
- Dessulfurização;
- Desidratação;
- Compressão;
- Injeção de inibidor de hidrato.
Os gases ácidos presentes em vários campos de produção, quando presentes em teores
elevados, comprometem a qualidade do gás a ponto de inviabilizar o seu transporte e utilização
pelos consumidores.
A presença de resíduos sólidos em altos teores pode comprometer a integridade física do
sistema de transporte de gás, (o qual é composto basicamente por gasodutos) a partir de
fenômenos do tipo erosão e corrosão.

28. Após a etapa de separação a corrente gasosa entra na etapa de depuração e filtração, que tem
como finalidade a remoção de gotículas de óleo de pequeno tamanho. O gás depurado e
filtrado se dirige ao módulo de dessulfurização de gás, quando necessário.
O gás natural dessulfurizado é comprimido e segue para o módulo de desidratação de gás.
Esta unidade tem a finalidade de especificar o gás tratado segundo o teor de umidade definido
pelo projeto, para garantia do escoamento eficiente até a unidade de processamento, sem a
ocorrência de hidratos e com a qualidade necessária. Os principais compostos a serem
removidos pelas etapas de condicionamento do gás natural ou reduzidos a determinados
teores estabelecidos por normas ou padrões são:
- Água;
- Compostos sulfurados (H2S, CS2, COS, etc);
− Dióxido de carbono (CO2);
- Sólidos (areia, óxidos de ferro, produtos de corrosão);
- Líquidos (condensado de gás, produtos químicos).
Normalmente o principal parâmetro a ser controlado no condicionamento é o ponto de
orvalho dos hidrocarbonetos e do vapor d’água. Defina-se como Ponto de Orvalho a
temperatura na qual ocorre a formação da primeira gota de líquido quando o gás sofre
resfriamento ou compressão. Os líquidos normalmente encontrados são água, hidrocarbonetos
ou glicol (agente secante do gás natural), que apresentam pontos de orvalho distintos.
O requerimento de segurança mais importante do gás natural é a temperatura no ponto de
orvalho da água com ajuste usual de 5ºC abaixo da mínima temperatura de operação do
gasoduto, na pressão de trabalho, para garantir a não formação de hidrocarbonetos líquidos ou
água líquida. A água no estado líquido é precursora da formação de compostos corrosivos
através da combinação de componentes do gás natural.
Na figura 39 apresenta-se um diagrama esquemático com as etapas do condicionamento do
gás natural.

29. 4.2.1. COMPRESSÃO
Compressão é a etapa de passagem do gás por um conjunto de compressores, a fim de
fornecer a energia necessária a esse fluido para que ele possa ser transferido às unidades de
processamento de gás ou injetados em poços de gás lift (para aumentar a taxa de
recuperação de hidrocarbonetos do reservatório).
Deve-se elevar a pressão do gás até a maior pressão de sua utilização, que nem geral é a
necessária ao gás lift, que é da ordem de 200 kgf/cm2.
Um sistema de compressão é composto por compressores principal e auxiliar, sendo o objetivo
deste último elevar a pressão para envio ao compressor principal. O sistema de compressão
principal é constituído, por sua vez, de 2 ou 3 estágios de compressão que são intercalados
com resfriadores inter-estágios e vasos depuradores.
Além disto, também compõe o sistema, os acionadores elétrico ou a gás. A cada estágio de
compressão no qual gradualmente eleva-se a pressão ao nível desejado, é necessário resfriar
o gás, gerando-se, por consequência, frações de condensáveis que, por sua vez devem ser
removidos do sistema nos vasos depuradores. Um esquema deste sistema está na figura 40.

30. 4.2. 2. TRATAMENTOS
O tratamento é um conjunto de processos aos quais o gás será submetido para se remover ou
reduzir os teores de contaminantes para atender as especificações de mercado, segurança,
transporte, ou processamento posterior. As especificações mais frequentes são relacionadas
com:
- Poder calorífico;
- Teor máximo de compostos de enxofre;
- Teor máximo de dióxido de carbono;
- Teor máximo de vapor d’água ou ponto de orvalho em relação à água;
- Ponto de orvalho em relação aos hidrocarbonetos;
- Teor de sólidos.
O tratamento do gás visando apenas à remoção de compostos de enxofre denomina-se
Dessulfurização. Quando se visa a remoção de gases ácidos usa-se o nome genérico de
adoçamento.
O vapor d’água, embora por si só seja classificado como inerte, ao condensar em linhas e
equipamentos na presença de gases ácidos ou hidrocarbonetos pode causar corrosão e
formação de hidratos, além de reduzir a capacidade das linhas de transferência. A remoção de
água, isto é, desidratação, é a forma mais eficiente de combater os problemas acima
mencionados.

31. DESIDRATAÇÃO
O objetivo principal da operação de desidratação do gás natural é separar o vapor d’água
presente em equilíbrio com o gás para garantir o escoamento e o processamento do mesmo,
sem o risco da ocorrência de formação de hidratos ou de provocar corrosão nos equipamentos
e tubulações.
O gás natural oriundo de qualquer formação encontra-se sempre saturado com vapor d’água e
a medida que se aproxima da superfície dentro da linha de produção do poço, começa ao
correr a separação de água livre, devido às mudanças das condições termodinâmicas. Estas
condições podem conduzir à formação dos hidratos, que é preocupante quando a temperatura
do fundo do mar atinge valores baixos (4ºC) e as pressões de escoamento superam os 1500
psi, condições comuns ao desenvolvimento de novos campos de produção, situados à lâmina
d’água profunda.
O teor de água de saturação do gás é função de 3 parâmetros: pressão, temperatura e
presença de contaminantes, ou gases ácidos, que tem a propriedade de elevar este teor.
Quanto menor a pressão e maior a temperatura, maior a capacidade do gás de reter água no
estado de vapor.
A água contida em uma corrente de gás natural deve ser parcial ou totalmente removida com
os seguintes objetivos:
1º - Manter a eficiência dos dutos de transporte, uma vez que a água é condensada nas
tubulações causa a redução na área de passagem com o aumento da perda de carga e
redução de vazão de gás que poderia fluir pela mesmas;
2º - Evitar a formação de meio ácido corrosivo decorrente da presença de água livre em
contato com gases ácidos que podem estar presentes no gás;
3º - Evitar a formação de hidratos;
A desidratação de gás é um processo de absorção ou de adsorção.
Absorção – Fixação de uma substância, geralmente líquida ou gasosa, no interior da massa
de outra substância sendo resultante de um conjunto complexo de fenômenos de capilaridade,
atrações eletrostáticas, reações químicas, etc.
A desidratação por absorção requer que haja contato entre o gás e a solução de absorvente. O
contato pode ser em linha, como é o caso de injeção de inibidores, ou em uma torre recheada
ou de pratos.
Adsorção – Fixação de moléculas de uma substância, na superfície de outra substância.
Qualquer processo em que moléculas de um gás são condensadas e retiradas na superfície de
um sólido por meio de forças de atração superficiais. O processo de adsorção se aplica à
correntes líquidas e que além de adsorção física o processo pode ser químico envolvendo uma
reação entre adsorvente e os compostos adsorvidos.

32. Utilizando absorventes líquidos no primeiro caso, ou alternativamente sólidos no segundo caso.
O processo de absorção com absorventes líquidos é o mais comum, principalmente em
sistemas offshore. Pois a logística do manuseio de líquidos é mais fácil. Em terra a utilização
de peneiras moleculares (material de elevada porosidade) ou ainda membranas pode ser
empregado. Os glicóis, dentre os quais o trietilenoglicol – TEG, são os adsorventes mais
largamente utilizados devido às suas características. Eles são alcoóis (metal, etanol anidro,
monoetilenoglicol, dietilenoglicol e trietilenoglicol) muito higroscópicos, não corrosivos, não
voláteis, de fácil regeneração a altas concentrações, insolúveis em hidrocarbonetos líquidos e
não reativos com os componentes do gás (hidrocarbonetos, dióxido de carbono e compostos
de enxofre).
O processo de absorção ocorre numa torre contactora (ou absorvedora), onde há o contato
íntimo entre a fase gasosa (gás natural) e a fase líquida (a solução de glicol). O gás úmido
comprimido entra na seção inferior da unidade de desidratação com alto teor de umidade e
ponto de orvalho superior a 30 ºC. Após atravessar um eliminador de névoa, o gás sobe pela
torre contactora encontrando a solução de glicol em contracorrente e o líquido, constituído
basicamente de água e de hidrocarbonetos pesados é coletado no fundo.
A solução de glicol, que escoa em contracorrente com o gás deve ser altamente pura (no caso
do TEG - 98,5%), isenta de água e é denominada glicol pobre. Após o contato com o gás, do
qual remove sua umidade, passa a constituir a corrente de glicol rico que se acumula no fundo
da torre onde é encaminhada à etapa de regeneração.
Internamente a torre contactora é constituída por um leito recheado, por exemplo, com recheio
tipo sela intalox de aço inox, ou recheio estruturado, também de aço inox, cuja finalidade é
aumentar a eficiência de contato entre as fases gás e glicol.
No topo da absorvedora, acima do leito recheado existe um eliminador de névoa que tem como
finalidade remover partículas líquidas de glicol arrastadas pela corrente de gás. O gás que sai
pelo topo da torre, agora chamado de gás seco, possui um teor de umidade em torno de 150
ppm em volume e ponto de orvalho em torno de 5 ºC, sendo então distribuído aos diversos
pontos de consumo, após passar por um vaso depurador para reter partículas líquidas de glicol
eventualmente arrastadas.
Por outro lado, o glicol rico que escoa para o sistema de regeneração, sofre ao sair da torre
contactora, uma brusca redução da pressão na válvula controladora de nível, atingindo a
pressão de trabalho do vaso de expansão. À baixa pressão, e após passar por filtros para a
remoção de contaminantes sólidos e líquidos arrastados, a corrente de glicol rica é aquecida a
temperatura tal que não ocorra a decomposição do produto (no caso do TEG a 204ºC), mas
que libere o máximo do vapor dágua que é conduzido através do vento para atmosfera. Na
figura 41 mostra-se o esquema da desidratação e regeneração de TEG bem como uma torre
contactora.

33. DESSULFURIZAÇÃO (REMOÇÃO DE GASES ÁCIDOS)
Dois são os gases ácidos que costumam estar presentes no gás – o CO2 e o H2S, sendo que
este último pode também ter sido originado da ação de bactérias redutoras de sulfato (BRS).
Para baixas concentrações destes gases, a tendência é utilização de materiais metalúrgicos
adequados para minimizar os efeitos corrosivos e, no caso do H2S também pode-se injetar
produtos químicos sequestrantes. Há que se comentar que o H2S a teores relativamente
baixos (4 ppm) já é considerado tóxico.
O processo de remoção destes gases ácidos é designado adoçamento e consiste
basicamente na absorção com produtos líquidos ou absorção com materiais sólidos.
Enquanto no processo de desidratação os álccois (glicóis) são empregados, no
adoçamento utilizam-se as aminas, principalmente as monoetanolaminas – MEA ou
dietanolaminas – DEA. As peneiras moleculares e membranas (permeação em
polímeros) também são utilizadas, alternativamente.
A tecnologia está baseada na reação química de uma base (alcanolamina) com um ácido
(CO2 e H2S) e é reversível, o que permite que o solvente também seja regenerado por meio
de aquecimento. Uma unidade de remoção de CO2 na figura 42.

34. Fig. 43 – Unidade de remoção de gases ácidos - H2S ou CO2
4.3. PROCESSAMENTO (UPGN)
Chama-se Processamento de Gás Natural ao processo de separação das frações mais leves
do gás natural metano e etano (C1 e C2), que constituem o chamado gás residual, das frações
mais pesadas, condensáveis (LGN/GLN, Líquido de Gás natural), de maior valor econômico.
O gás natural antes de ser processado é denominado de “gás úmido”, por conter líquido de
gás natural (LGN/GNL), enquanto o gás residual é o “gás seco”, pois não possui
hidrocarbonetos condensáveis.
Este processo é realizado nas Unidades de Processamento de Gás Natural, as UPGNs
também chamadas de Plantas de Gasolina. Atualmente a Petrobras conta com 27 plantas,
algumas operadas pela Transpetro e outras pela E&P, nos estados de SP, RJ, ES, BA, SE,
RN, CE e AM.

35. Produtos de uma UPGNs:
Em função de vários fatores, tais como, composição do gás, pressão disponível, recuperações
desejadas, podem ser usados os seguintes processos que diminuem a temperatura e/ou
aumentam a pressão:
- Refrigeração simples - A redução da temperatura para a condensação dos hidrocarbonetos
mais pesados é obtida mediante a utilização de um fluido refrigerante em circuito fechado;
- Absorção refrigerada - O gás é submetido a um contato com um fluido auxiliar (óleo de
absorção) numa torre a alta pressão e baixa temperatura, que é obtida com o uso de fluido
(geralmente propano) em circuito fechado;
- Turbo-expansão - O abaixamento da temperatura do gás, através da sua expansão numa
turbina, provoca a condensação dos hidrocarbonetos mais pesados que se deseja separar.
Pode ser necessário o uso de um fluido refrigerante (turbo-expansão refrigerada);
- Expansão Joule-Thompson (JT) – A expansão do gás numa válvula provoca uma redução
de pressão e, consequentemente, um abaixamento da temperatura. Pode ser utilizada uma
refrigeração auxiliar.
As recuperações de líquidos que podem ser alcançadas dependem do tipo de processo
utilizado e da riqueza do gás. É comum se recuperar 100% de butanos e hidrocarbonetos mais
pesados, 90 a 95% de propano e até cerca de 80% de etano, em porcentagens molares.
Parte do gás residual, separado na UPGNs, é consumido internamente nas próprias
produtoras:
- Para elevação artificial de petróleo (gás Lift);
- Para promover a recuperação secundária de reservatórios através da injeção em poços;
- Como combustível.

36. As refinarias são responsáveis pela produção de maior parte do GLP, entretanto a opção de
aumentar a oferta de GLP simplesmente a partir do aumento da capacidade de refino não se
revela a mais atraente do ponto de vista de custos, uma vez que o aumento de 40% da
capacidade do refino, necessário para atender o mercado, acarretaria em uma sobra
considerável de outros combustíveis, principalmente gasolina e óleo combustível, e a
consequente dificuldade de comercializá-los a preços atrativos. Assim sendo a UPGNs são, em
termos econômicos, muito importantes para a balança comercial brasileira, pois produzem
grandes quantidades de GLP, além de especificar o gás natural para o consumo industrial,
residencial ou veicular.
5 – ARMAZENAMENTO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
5.1. TIPOS DE TANQUES:
TANQUES DE ARMAZENAMENTO

37. 5.1.1 – TANQUES DE TETO FIXO (FIXED ROOF):
Exemplos de produtos armazenados: Diesel, óleo combustível e lubrificantes (produtos não
voláteis).

38. TETO CÔNICO SUPORTADO. COMPONENTE DA ESTRUTURA DE SUSTENTAÇÃO. VIGAS RADIAIS, VIGAS
TRANSVERSAIS E COLUNAS.
cone reto.
TETO FIXO CÔNICO
calota esférica. Normalmente é autoportante.

39. TETO FIXO CURVO
Utilizadas nesta região do teto.
TETO FIXO EM GOMOS

40. 5.1.2 – TANQUES DE TETO FIXO MÓVEL (LIFTING ROOF):
Semelhantes ao teto flutuante, tem uma câmara de vapor, cuja a pressão faz com que o teto se
desloque no sentido vertical. São mais utilizados como armazenamento os produtos: GLP,
propano e amônia.
5.1.3 – TANQUES DE TETO FIXO COM DIAFRAGMA FLEXÍVEL (DIAPHRAGM):
5.1.4 – TANQUES DE TETO FLUTUANTE (FLOATING ROOF):
sistema de selagem. Reduzem as perdas por evaporação com a utilização do teto
flutuante. Que consiste em um selo flutuante de material especial (espuma de uretano,
neoprene), que não produza faísca por ocasião de atrito, flutuando sobre o produto,
praticamente elimina o contato da superfície com o oxigênio, que contribui para a
segurança do armazenamento. Exemplos de produtos armazenados: Gasolina,
Álcool, Gasóleo leve, Gasolina de Aviação e Nafta.

41. TETO MÓVEL
Para lhe conferir a necessária estabilidade. É o tipo

42. TETO FLUTUANTE SIMPLES
t

45. TABELA 12 – TIPO DE TANQUE EM FUNÇÃO DO PRODUTO ARMAZENADO:

47. 5.2 – ACESSÓRIOS DOS TANQUES DE ARMAZENAMENTO

48. 5.3 – TANQUES DE POSTOS DE SERVIÇO

50. TABELA 12 – TIPO DE TANQUE EM FUNÇÃO DO PRODUTO ARMAZENADO:
5.4 – ACESSÓRIOS DOS TANQUES DE SERVIÇO

53. 6- TRANSPORTE DE PETRÓLEO E DERIVADOS

54. 6.1 – TRANSPORTE DE OLEODUTOS

55. Características:
Transporte realizado no interior de tubos.
A movimentação dá-se através de sistemas de bombagem. Os dutos são tubos subterrâneos
impulsionados por bombeamento para superação dos obstáculos do relevo.
Esse sistema de transporte diminui consideravelmente o congestionamento das rodovias e
ferrovias; são exemplos de dutos: oleoduto, gasoduto, mineroduto, aquaduto.
Transporte de líquidos e gases em grandes volumes, materiais que podem ficar suspensos
(petróleo bruto e derivados, minérios, etc).
Vantagens:
Fluxo de produtos é monitorizado e controlado por computador.
Perdas e danos do produto por ruptura dos oleodutos são bastante raros.
Mudanças climáticas têm pouca influência no fluxo de produtos e não afecta os produtos.
Baixa dependência de trabalho humano.
Longa vida útil.
Desvantagens:
Limitada diversidade de produtos.
Rede extremamente rígida.
Investimento elevado.
Custo Fixo (muito) Alto - Direitos de acesso, construção, requisitos para controle das estações e
capacidade de bombeamento.
Custo Variável Baixo - Nenhum custo com mão-de-obra de grande importância.

56. 6.2 – TRANSPORTE MARÍTIMO

57. Características:
Transporte através de meios aquáticos (mares e rios).
Os transportes representam um importante elo de ligação entre o continentes.
Os portos absorvem o impacto do fluxo de cargas do sistema.
Existe uma grande variedade de navios (Tanques, Porta-Contentores, Cargueiros, entre
outros…).
Vantagens:
Competitivo para produtos com baixo custo de tonelada por quilômetro transportado.
Qualquer tipo de cargas.
Maior capacidade de carga.
Menor custo de transporte.
Transporte de granéis líquidos, produtos químicos, areia, carvão, cereais e bens de alto valor
(nos operadores internacionais) e em containers.
Desvantagens:
Baixa Velocidade.
Disponibilidade limitada.
Maior exigência de embalagens.
Necessidade de transbordo nos portos.
Distância aos centros de produção.
Menor flexibilidade nos serviços aliados a frequentes congestionamentos nos portos.

58. 6.3 – TRANSPORTE RODOVIÁRIO
Características:
Os veículos movimentam-se em caminhos pavimentados.
Não apresentam necessidade de terminais.
A infra-estrutura é propriedade pública.
Determinados trajetos exigem uma taxa de utilização.
Apresenta uma legislação organizada pelo estado.

59. Vantagens:
Flexibilidade do serviço.
Flexibilidade no deslocamento de cargas.
Rapidez (Ponto-a-Ponto).
Menores custos de embalagem.
Manuseamento de pequenos lotes.
Elevada cobertura geográfica.
Muito competitivo em curtas e médias distâncias.
Flexibilidade no atendimento de embarques urgentes.
Entrega directa e segura dos bens.
Desvantagens:
Unidades de cargas limitadas.
Dependente das infra-estruturas.
Dependente do trânsito.
Dependente da regulamentação.
Mais caro em grandes distâncias.

60. 6.4 – TRANSPORTE FERROVIÁRIO
Características:
Os veículos movimentam-se sobre carris.
Constituídos por carruagens interligadas entre si.
A infra-estrutura apresenta terminais (estações), onde é permitida a carga e descarga.
Os serviços de transporte são arrendados ao operador que poderá ser privado ou público.
Exemplos – Minperios (ferro, manganês), carvões minerais, derivados de petróleo, e grãos que
são transportados a granel.

61. Vantagens:
Menor custo de transporte para grandes distâncias.
Sem problemas de congestionamento.
Terminais de carga próximo das fontes de produção.
Adequado para produto de baixo valor acrescentado e alta densidade.
Adequado para grandes volumes.
Possibilita o transporte de vários tipos de produtos.
Independente das condições atmosféricas.
Eficaz em termos energéticos.
Desvantagens:
Não possui flexibilidade de percurso.
Necessidade maior de transbordo.
Elevada dependência de outros transportes.
Pouco competitivo para pequenas distâncias.
Horários poucos flexíveis.
Elevados custos de manuseamento.
Altos custos fixos – em equipamentos, terminais e vias férreas, etc...
Bibliografia:
http://www.tecnicodepetroleo.ufpr.br/apostilas/engenheirodopetroleo/processamentoprimario.pdf
http://www.dca.ufrn.br/sistemasdemedida/medicaopetroleo&gasnatural.pdf
Universidade Petrobrás – Escola de Ciências e Tecnologia E&P. - http://www.moodle.ufu.br/apostila.pdf
Livro – Petróleo do Poço ao Posto. Autor: Luiz Cláudio Cardoso.
Apostila PUC-Rio - http://www.maxwell.lambda.ele.puc-rio.br/9226/9226_6.PDF.
Apostila PROMIMP – Introdução à Indústria de Petróleo/FURG – CTI. Rio Grande, 2006.