Processos de Refino de Petróleo e Processamento de Gás Natural e Carvão

Processos de Refino de Petróleo e Processamento de Gás

Natural e Carvão

1 Petróleo

Do latim petra e oleum “óleo de pedra”.

O petróleo bruto possui em sua composição hidrocarbonetos, cujas frações leves

formam os gases e as frações pesadas, o óleo cru.

Como é impossível separá-los em componentes puros ou misturas de composição

conhecida, a separação é feita em grupos de hidrocarbonetos.

Mistura complexa de inúmeros compostos orgânicos, com predominância quase

absoluta de HC.

H2S e enxofre elementar respondem pela maior parte de sua constituição em

materiais inorgânicos.

Geralmente gases e H2O também acompanham o petróleo bruto.

Ocorrem HCs desde 1C até 60C com átomos ligados por ligações simples duplas ou

triplas e diversos arranjos moleculares

Estado Físico:

1C- 4C: gases

5C-17C: líquidos

> 18C: sólidos

Todos os petróleos contêm os mesmos HC, em quantidades diferentes; a

quantidade relativa de cada grupo de HC varia muito para cada tipo de petróleo.

Classes de Hidrocarbonetos:

Alcanos

Alcenos

Ciclanos

Aromáticos

Alcanos ou Parafinas

Fórmula geral:CnH2n+2

Quanto maior número de C maior Teb

Olefinas ou Alcenos

HC com dupla-ligação em cadeia aberta. Fórmula geral CnH2n

Alcinos

HC com tripla-ligação em cadeia aberta. Fórmula geral CnH2n-2

Alcenos e alcinos não são encontrados no petróleo bruto.

Ciclanos (cicloparafinas ou compostos naftênicos)

Contêm um ou mais anéis saturados. Podem ser formados por anéis conjugados

Aromáticos

HC cíclicos com ligações simples e duplas alternadas. Podem apresentar

ramificações e podem ser compostos mistos

Compostos não hidrocarbonetos

• Compostos Sulfurados, Nitrogenados e Oxigenados

• S, N, O e metais : impurezas que aparecem em toda a faixa de ebulição, se

concentram nas frações mais pesadas.

Enxofre

• Quanto maior a densidade, maior o teor de enxofre;

• Indesejáveis pois aumentam a estabilidade das emulsões;

• Tóxicos (formam gases por combustão) e corrosivos.

Nitrogênio

• Aumentam a capacidade do óleo de reter a água em emulsão;

• Tornam instáveis os produtos finais.

Oxigênio

• Aparecem em composições complexas (ácidos);

• Se concentra nas frações mais pesadas;

• Acidez e corrosão.

Resinas e Asfaltenos

• Moléculas grandes (alta relação C/H), S, O e N;

• Resinas: solúveis, líquidos pesados ou sólidos pastosos.

• Asfaltenos: insolúveis, dispersos na forma coloidal, sólidos escuros e não

voláteis.

Asfaltenos

Constituem a fração de compostos mais pesados e polares de óleos crus.

São materiais complexos contendo inúmeros grupos funcionais diferentes, estruturas

moleculares e uma distribuição de massa molecular relativamente grande.

Tendem à precipitar durante a obtenção dos óleos crus.

Consequências de sua precipitação:

Causa diminuição ou bloqueio do fluxo de óleos nas linhas de processamento

na produção, transporte e refino de óleos.

Leva a um envenenamento dos catalisadores nos processos de refino.

A caracterização química dos asfaltenos é importante na compreensão dos

processos químicos envolvidos na formação, oxidação, degradação, refino, impacto

ambiental e modificações dos combustíveis naturais.

Derivados do Petróleo

Parafínicos: Gasolina, Querosene de aviação, diesel, lubrificantes e parafinas.

Naftênicos: Gasolina, nafta petroquímica, querosene de aviação e lubrificantes.

Aromáticos: Gasolina, solvente e asfalto.

Obtém-se nas refinarias produtos finais, como também produtos que servirão de

matéria-prima para outro tipo de indústria

1.1 Parâmetros de caracterização mais comuns

• Grau API

• Viscosidade

• Fator KUOP

• Curva de Destilação

• Teor de Enxofre

• Grau de Acidez

1.1.1 Grau API

API “American Petroleum Institute”(Instituto Americano de Petróleo)

A densidade do petróleo é expressa por um índice adimensional, o grau API.

Quanto menor a densidade do petróleo (petróleos leves), maior o grau API e maior

densidade do petróleo (petróleo pesados), menor o grau API.

O conhecimento do grau API de um determinado petróleo é de extrema importância,

pois ele está relacionado com a obtenção de maior quantidade de derivados nobres,

de elevado valor comercial, como a gasolina, o diesel e o GLP, relativamente a outro

tipo de óleo.

Classificação mais utilizada é a adotada pelo American Petroleum Institute que

classifica os óleos de acordo com a sua densidade volumétrica ou com seu grau

API.

O grau de API permite classificar o petróleo em:

Petróleo leve ou de base Parafínica: além de alcanos, uma porcentagem de 15 a

25% de cicloalcanos. Os óleos parafínicos são excelentes para a produção de

querosene de aviação (QAV), diesel, lubrificantes e parafinas.

Petróleo médio ou de base Naftênica: Além de alcanos, contém também de 25 a

30% de hidrocarbonetos aromáticos. Os óleos naftênicos produzem frações

significativas de gasolina, nafta petroquímica, QAV e lubrificantes.

Petróleo pesado ou de base Aromática: é constituído, praticamente, só de

hidrocarbonetos aromáticos. Os óleos aromáticos são mais indicados para a

produção de gasolina, solventes e asfalto.

Petróleo extrapesado ou de base asfáltica: é constituído por aproximadamente

50% de asfaltenos. Usados em pavimentação. Pode ser usado na produção de

diesel e óleos lubrificantes. De percentual pequeno deste óleo obtém-se também

nafta e querosene.

1.1.2 Viscosidade

Consiste na medida das forças internas de atrito (cisalhamento) do fluido em

movimento, ou na medida da perda de carga do fluido nas tubulações (mede a

resistência oferecida pelo fluido ao escoamento).

Maior viscosidade - Menor velocidade de escoamento

A diminuição de temperatura tende a elevar a viscosidade de óleos.

Quanto mais viscoso for o petróleo, mais energia será demandada para sua

movimentação.

Influência direta nas especificações de equipamentos e unidades de processos.

1.1.3 Fator de caracterização KUOP

Kuop ou Fator de Watson, foi proposto pela Universal Oil Products Company (UOP).

É um fator importante e utilizado principalmente no refino, indica a parafinicidade do

petróleo. Está relacionado com a viscosidade

Valores iguais ou superiores a 12,0 indicam que o petróleo e predominantemente

parafínico; valores iguais ou inferiores a 10,0, indicam que o petróleo e

predominantemente aromático e, valores inferiores a 11,8, indicam que o petróleo e

predominantemente naftênico.

Quanto mais parafínica for a carga, mais facilmente ela será craqueada, de forma que

quanto maior o KUOP (recomenda-se KUOP > 11,5), menos severas serão as

condições de operação da unidade.

1.1.4 Curva de Destilação - Ponto de Ebulição Verdadeiro (True Boiling Point -

TBP)

A composição de uma determinada amostra de petróleo pode ser feita

acompanhando-se uma propriedade que varie com o tamanho molecular.

No caso do petróleo e seu derivados, a propriedade intensiva escolhida é a

temperatura de ebulição e a quantidade extensiva o volume de destilado. A curva

resultante é chamada curva de destilação.

Para se obter esta cursa deve-se destilar um volume predeterminado do petróleo ou

fração numa pressão também predeterminada acompanhando a temperatura de

ebulição contra o volume destilado.

O resultado é apresentado graficamente como curva volume versus temperatura.

A metodologia para a determinação das curvas de destilação TBP consiste em 2

procedimentos, que são usados para analises de:

• Frações de petróleo,

• Misturas de hidrocarbonetos e

• Petróleo cru.

A norma ASTM D2892 (sob pressão atmosférica), refere-se a componentes que

entram em ebulição a temperaturas menores que 400oC.

A norma ASTM D5236 (sob pressão reduzida), refere-se a componentes que

entram em ebulição a temperaturas maiores que 400oC.

As analises TBP são realizadas pela destilação de uma amostra de petróleo cru ou

da fração em uma coluna de fracionamento padronizada submetida a condições

especificas de operação.

A curva TBP representa a percentagem em volume de cru destilado para diferentes

temperaturas. Então, a partir dela e possível prever o rendimento em termos de

produtos daquele petróleo analisado. O tipo e a quantidade de HC que compõem a

mistura a ser analisada, serão responsáveis pela forma da curva TBP.

Descrevendo assim, uma curva única de petróleo bruto de acordo com a

composição química da amostra a ser analisada.

1.1.5 Teor de Enxofre

Particularmente, os contaminantes que 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.

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).

Chaminés, filtros e outros dispositivos evitam a emissão de gases, vapores e poeiras

para a atmosfera;

Unidades de recuperação retiram o enxofre dos gases, cuja queima produziria

dióxido de enxofre, um dos principais poluentes dos centros urbanos.

As refinarias vêm sendo renovadas para processar petróleos brasileiros com baixo

teor de enxofre que dão origem a combustíveis menos poluentes.

1.1.6 Grau de Acidez

Número de acidez total (TAN - “Total Acid Number”): Índice que mede a acidez

naftênica.

Expressa a quantidade (mg) de KOH necessária para neutralizar a acidez de um

grama de óleo. É considerado alto quando o valor presente no petróleo é superior a

0,5mg KOH/g.

Os ácidos naftênicos podem atacar as unidades da refinaria causando corrosão em

equipamentos e tubulações de unidades de destilação de cru com temperaturas

mais elevadas. O controle da acidez combate a degradação de equipamentos e

unidades da refinaria.

1.2 Frações ou “Cortes” de petróleo

São definidos como as faixas de hidrocarbonetos cujo ponto de ebulição

corresponde a uma determinada faixa de temperatura, denominada de pontos de

corte.

O petróleo, no estado em que é extraído do solo, tem pouquíssimas aplicações.

Para que o aproveitamento energético adequado do petróleo, deve-se submetê-lo a

processos de separação, conversão e tratamentos.

Ao conjunto desses processos destinados a transformar o petróleo em seus

derivados dá-se o nome de refino.

No refino são gerados duas classes diferentes de derivados do petróleo que

apresentam aplicação comercial: Derivados energéticos e Derivados não-

energéticos.

Os processos de refino destinados à produção dos diferentes derivados do petróleo

são realizados em refinarias.

Uma refinaria é constituída de diversos arranjos de unidades de processamento em

que são compatibilizadas as características dos vários tipos de petróleo que nela

são processados, com o objetivo de suprir derivados em quantidade e qualidade

especificadas.

A forma como essas unidades são organizadas e operadas dentro da refinaria define

seu esquema de refino.

Os processos de refino, como se sabe, são dinâmicos e estão sujeitos a alterações

em função principalmente de uma constante evolução tecnológica.

1.3 Refinaria – Objetivos

Uma refinaria de petróleo, ao ser planejada e construída, pode destinar-se a dois

objetivos básicos:

– Produção de combustíveis e matérias-primas petroquímicas (constitui a maioria

dos casos);

– Produção de lubrificantes básicos e parafinas (No Brasil, não temos nenhuma

refinaria dedicada exclusivamente à produção de lubrificantes e parafinas, existem,

no entanto, conjuntos dentro de alguns de nossos parques de refino).

1.4 Refinarias – Esquema geral

A sequência de processos é estabelecida de tal forma que um ou mais fluidos, que

constituem as entradas do processo, são transformados em outros fluidos, que

formam as saídas do processo. Tais fluidos são comumente referidos como

correntes

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.

1.5 Tipos de Processos

• Processos de separação

• Processos de conversão

• Processos de tratamento

• Processos Auxiliares

Processos de Separação

Processos de Conversão

Processos de Tratamento

Processos Auxiliares

1.6 Processos Utilizados na Obtenção de Combustíveis

1.6.1 Destilação

Pré-aquecimento e Dessalinização

O processo de destilação tem início com o bombeamento contínuo de petróleo frio

através de vários trocadores de calor.

O conjunto dos permutadores (trocadores) de calor dessa seção é conhecido como

bateria de pré-aquecimento.

Sistema de pré-aquecimento: permite economia operacional muito elevada (aquece

a descarga com frações que se deseja resfriar, gera economia do combustível

necessário para o aquecimento total da carga).

Fornece menor dimensionamento dos fornos – economia de espaço

Antes do petróleo ser enviado à seção de fracionamento, deverá passar pela

dessalgadora (ou dessalinizadora), para a remoção de sais, água e partículas

sólidas suspensas.

Esses contaminantes, quando não removidos do cru, causam sérios danos a

unidades de destilação. Os principais problemas resultantes da presença desses

contaminantes no petróleo são:

Sais de cloro, como o MgCl2, geram HCl: pode causar corrosão acentuada nas

torres de fracionamento e linhas (principalmente no topo);

Os sais e sólidos depositam-se em trocadores de calor e tubos de fornos (causam

entupimentos, baixa eficiência de troca térmica e “superaquecimentos localizados”

em tubos de fornos);

Sais e sedimentos catalisam a formação de coque no interior dos tubos de fornos

e linhas de transferências.

Destilação Atmosférica

O petróleo, após deixar o último trocador da bateria de pré-aquecimento, está ainda

com uma temperatura abaixo da requerida para que ocorra um fracionamento eficaz.

A fim de elevar-se mais a temperatura e atingir condições ideais de fracionamento, a

carga é introduzida em fornos tubulares e recebe energia térmica produzida pela

queima de óleo e/ou gás combustível.

Para vaporizar os produtos que retirados na torre de destilação atmosférica, a carga

deve ser aquecida até o valor estipulado (máxima de 400oC - início da decomposição

das frações pesadas no óleo bruto).

Craqueamento térmico nas unidades de destilação: ocorre deposição de coque nos

tubos dos fornos e nas regiões das torres).

À saída dos fornos boa parte do petróleo já se encontra vaporizado, e a carga é

introduzida na torre.

No ponto de entrada (zona de vaporização ou “zona de flash”): petróleo é separado

em duas correntes (uma vaporizada que sobe em direção ao topo da torre, e outra,

líquida, que desce em direção ao fundo).

As torres possuem em seu interior bandejas, que permitem a separação do óleo cru

em cortes pelos seus pontos de ebulição, (quanto mais próximo do topo, menor é a

temperatura do prato).

O vapor ascendente, ao entrar em contato com cada bandeja, tem uma parte sua

condensada. À medida que os vapores seguem em direção ao topo, trocam calor e

massa com o líquido existente em cada prato.

HCs cujos PEs são maiores ou iguais à temperatura de uma bandeja, aí ficam

retidos, e a parte restante do vapor prossegue em direção ao topo até encontrar

outra bandeja, mais fria, onde o fenômeno é repetido.

O líquido em cada prato está em seu PE e existe sempre uma diferença de

temperatura entre dois pratos vizinhos (composição varia em cada prato: frações

ficam mais pesado em direção ao fundo da torre).

Enquanto frações condensam-se, o nível em cada prato vai aumentando, seu

excesso é derramado ao prato inferior (ocorre revaporização).

O líquido que transborda prato a prato é conhecido como refluxo interno, sendo

essencial a um bom fracionamento.

Os componentes mais leves da carga, que não se condensaram em nenhum prato,

saem pelo topo, sendo condensados em trocadores de calor fora da torre.

O líquido, depois de resfriado, é recolhido em um tambor de acúmulo. Deste, uma

parte retoma a torre como refluxo de topo e a outra parte é enviada para

armazenamento ou alimentação de outro sistema.

As finalidades principais do refluxo de topo são o controle da temperatura de saída

de vapor da torre e a geração do refluxo interno, que, como já comentado, é

fundamental a um perfeito fracionamento. Pode haver refluxo de produto lateral

circulante, com o objetivo de retirar calor da torre, sem interferência direta no

fracionamento.

Nas frações intermediárias laterais, pode haver componentes mais leves retidos

(baixam o ponto inicial de ebulição e fulgor dos respectivos cortes). Sua eliminação

é necessária e ocorre em pequenas colunas conhecidas como retificadores laterais

(strippers), em que se injeta vapor d’água para retificar o produto de fundo.

As correntes de vapor d’água são retiradas pelo topo juntamente com os

hidrocarbonetos leves.

Destilação a Vácuo

O resíduo obtido na seção de destilação atmosférica é um corte de alta massa molar

e é usado como corrente de alimentação da seção de destilação a vácuo.

Nesta seção, trabalha-se a pressões subatmosféricas (gera 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.

O resíduo atmosférico que deixa o fundo da torre principal é bombeado e enviado

aos fornos da seção de vácuo, para aumentar sua temperatura. As torres de vácuo

possuem grande diâmetro para acomodar o maior volume de vapor gerado a

pressões reduzidas. 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.

Como na destilação atmosférica, a temperatura de saída dos fornos não deve

ultrapassar a temperatura inicial de craqueamento térmico. A decomposição dos

hidrocarbonetos, além da formação de depósitos de coque nas tubulações e na

região abaixo da “zona de flash”, provoca a geração de gases leves, fazendo com

que a pressão aumente, devido à sobrecarga no sistema de produção de vácuo.

A carga aquecida, após deixar os fornos, entra na “zona de flash” da torre de vácuo.

A pressão nessa região da torre provoca a vaporização de boa parte da carga

(quanto mais baixas forem as pressões atingidas, melhores serão as condições de

fracionamento).

Os HCs vaporizados na “zona de flash”, como na destilação convencional,

atravessam bandejas e/ou recheios de fracionamento e são coletados em duas

retiradas laterais: gasóleo leve (GOL) e gasóleo pesado (GOP).

O gasóleo leve é um produto ligeiramente mais pesado que o óleo diesel e pode ser

a ele misturado, desde que seu ponto final de ebulição não seja muito elevado.

O gasóleo pesado é um produto bastante importante devido à sua utilização (em

conjunto com o gasóleo leve) como carga para unidades de craqueamento catalítico

ou pirólise.

O produto de fundo da destilação a vácuo é composto por hidrocarbonetos de

elevada massa molar 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. Porém, não há formação de produto de

topo, de onde saem apenas vapor d’água, hidrocarbonetos leves e um pouco de ar

os quais são constantemente retirados da torre pelo sistema de geração de vácuo.

Tipos de Unidades de Destilação

Conforme o número de estágios de destilação a que o petróleo é submetido, é

possível ter unidades de um, dois, ou três estágios.

Unidades de um estágio

Consistem em uma torre de destilação única, que trabalha a pressões próximas da

atmosférica

A torre de destilação atmosférica produz destilados desde gases até óleo diesel,

além do produto residual (resíduo atmosférico), que é vendido como óleo

combustível.

Normalmente, são encontradas quando a capacidade de refino é bastante pequena

e não há unidades.

Unidades de dois estágios

Podem ser de dois subtipos:

1. Torres de “Pré-Flash” e Destilação Atmosférica : As torres de “pré-flash” são

utilizadas para retirar do petróleo as frações mais leves (GLP e nafta leve),

permitindo, desta forma, que o sistema de destilação atmosférica não seja de grande

porte. O petróleo pré-vaporizado tem retirados, na destilação atmosférica, a nafta

pesada, o querosene e o óleo diesel, tendo como produto de fundo o resíduo

atmosférico.

2. Destilação Atmosférica e Destilação a Vácuo: A torre de destilação atmosférica

produz destilados desde gases até óleo diesel, e, como produto de fundo, tem-se o

resíduo atmosférico. A torre de vácuo retira do resíduo atmosférico o gasóleo leve e

o gasóleo pesado, tendo como produto de fundo o resíduo de vácuo, vendido como

óleo combustível ou asfalto, conforme sua especificação.

Unidades de três estágios

Este tipo possui torre de “pré-flash”, torre de destilação atmosférica e torre de vácuo.

Além destas torres, é encontrada também nas unidades de destilação de petróleo, a

torre estabilizadora de nafta leve.

Nesta torre, a carga (nafta leve não estabilizada) é separada em duas correntes:

GLP (mistura de C3 e C4) e nafta leve estabilizada. Este produto sai pelo fundo da

torre com sua Pressão de Vapor Reid (PVR) especificada, podendo ser adicionado

ao “pool” de gasolina da refinaria.

De modo a permitir que os gases de topo sejam liquefeitos após a condensação, a

estabilizadora opera a pressões elevadas (em torno de 10 kg/cm2). Este método é

empregado quando se trabalha com hidrocarbonetos leves, de alta volatilidade, que

devido à alta pressão se liquefazem, sendo possível seu fracionamento. Quanto

mais leves forem os hidrocarbonetos a serem fracionados, maior deverá ser a

pressão de trabalho da torre.

Pode-se também encontrar em unidades de destilação, uma torre de fracionamento

de nafta, cuja finalidade é produzir outra nafta mais leve para ser vendida como

solvente ou como carga para unidades petroquímicas.

1.6.2 Craqueamento Catalítico

A conversão de frações pesadas em outras de massas molares mais baixas é, na

atualidade, um dos principais objetivos de uma refinaria. Isto pode ser conseguido

através de processos de craqueamento, quer seja térmico, catalítico ou

hidrocraqueamento.

O craqueamento utilizado no princípio foi o craqueamento térmico. Porém, este

método apresentava algumas desvantagens, tais como:

• Tempos de campanha extremamente reduzidos devido à formação de coque nos

tubos do forno e na câmara de reação;

• Altas pressões de operação; baixas conversões;

• Produção de grande quantidade de coque e gás combustível, em detrimento da

produção de GLP e nafta;

• Naftas com altos teores de olefinas e diolefinas.

No processo de craqueamento catalítico (FCC - “Fluid catalytic cracking”), a carga,

(gasóleo da destilação a vácuo, e que seria utilizado como óleo combustível) entra

em contato com um catalisador, a alta temperatura.

Ocorre a ruptura (“cracking”) das cadeias moleculares, dando origem a uma mistura

de hidrocarbonetos que são posteriormente fracionados.

Para não prejudicar a ação catalítica, remove-se o coque formado por combustão,

retirando-se o catalisador do vaso onde ocorrem as reações (Reator) e enviando-o a

outro vaso (Regenerador), onde ocorre a queima.

O catalisador regenerado retorna, então, ao reator, ficando assim estabelecida uma

contínua circulação, que se torna possível devido à diferença de pressão entre o

regenerador e o reator. A queima do coque fornece a energia para o processo de

craqueamento.

Uma unidade de FCC é composta das seguintes seções:

– seção de reação ou conversão: ocorrem as reações do processo, sendo

composta de equipamentos de reação e regeneração do catalisador;

– seção de fracionamento: recebe o efluente do reator, fracionando-o em vários

produtos. Recupera também uma parte dos gasóleos não convertidos, reciclando-os

ao conversor;

– seção de recuperação de gases: recebe as frações leves convertidas,

fracionando-as em nafta de craqueamento (gasolina), GLP e gás combustível;

– seção de tratamentos: trata nafta, GLP e gás combustível para torná-los produtos

comercializáveis ou aptos para sofrer transformação em outros produtos. O teor de

enxofre dos produtos é sensivelmente.

O gasóleo da destilação a vácuo e desasfaltação, após entrar na unidade, é

aquecido com os produtos quentes que saem e encaminhado à base do riser.

Riser é uma tubulação vertical de grande diâmetro, por onde sobe a mistura de

catalisador e vapores de HCs e ocorre a maior parte das reações de craqueamento.

Neste ponto, o gasóleo é misturado a uma grande quantidade de catalisador à alta

temperatura (700ºC), o que provoca sua instantânea vaporização, fluidizando o

catalisador.

No reator, colocado imediatamente após o riser, completam-se as reações do

craqueamento.

No reator, catalisador, ainda quente, agora exausto pela deposição do coque

formado sobre sua superfície, segue para o regenerador, onde, por intermédio de

uma injeção de ar e elevadas temperaturas, ocorre a queima do coque.

Nas zonas de reação e regeneração, o catalisador é mantido em suspensão pela

passagem de gases através da massa de catalisador

Com sua atividade restabelecida, o catalisador é novamente enviado à base do riser.

O conjunto riser-vaso separador-regenerador é denominado conversor.

A energia liberada pela combustão do coque é utilizada para:

• Aquecimento da carga e prover calor às reações no riser;

• Aquecimento do ar de combustão, no regenerador;

• Compensar perdas térmicas em todo o conjunto do conversor.

Na combustão do coque é gerado CO o qual é queimado em uma caldeira

produzindo vapor d’água de alta pressão, sendo os gases resfriados antes de ser

lançados à atmosfera.

O vapor produzido é consumido no acionamento das grandes máquinas da unidade

(blower e compressores de gás) ou fornecido às demais unidades da refinaria.

Os gases de craqueamento, efluentes do reator, são enviados à seção de

fracionamento, onde os produtos são separados pelas suas faixas de ebulição, em

uma torre de destilação.

O produto de topo contém as frações mais leves produzidas (nafta de

craqueamento, GLP e gás combustível), que após serem resfriadas, são coletadas

no tambor de acúmulo.

Nesse tambor, coexistem 3 fases: uma gasosa, constituída de HCs de 1-4C e

impurezas gasosas (H2S, CH3SH, etc.); uma líquida, composta de nafta com uma

razoável quantidade de GLP dissolvido, e a terceira fase constituída de água das

injeções de vapor feitas no reator.

Fluxograma Típico do Processo de Craqueamento Catalítico

As duas correntes de hidrocarbonetos são encaminhadas à seção de recuperação

de gases para uma posterior separação.

Os óleos de reciclo leve (LCO) e pesado (HCO) são os produtos laterais da

fracionadora. Esses dois cortes são constituídos de moléculas médias e pesadas

que foram parcialmente craqueadas.

O produto de fundo da fracionadora é constituído de frações pesadas residuais de

craqueamento e de partículas de catalisador

Este resíduo é enviado a um vaso de decantação, onde pelo topo sai o óleo

decantado ou clarificado, isento de partículas sólidas e obtém-se também uma lama

de óleo e catalisador, que é totalmente reciclada ao reator. Este reciclo oleoso é

conhecido como Borra.

A mistura de gasóleo de vácuo (carga fresca) e reciclos (LCO, HCO e Borra), que é

a carga que efetivamente penetra no riser, é conhecida como carga combinada. A

relação entre a carga combinada e a carga fresca é conhecida como Razão de

Carga Combinada.

Produtos Gerados no FCC

Gás combustível: É composto de H2, metano, etano e eteno. Antes de sair da

unidade, a mistura é tratada com DEA que remove o H2S,

O FCC é o principal produtor de gás combustível, o qual normalmente é consumido

em fornos e caldeiras das diversas unidades.

GLP e Correntes propano e butano: A unidade de craqueamento catalítico

também é a principal responsável pela geração de GLP.

O GLP pode ser decomposto em duas correntes (C3 e C4), para utilização

específica nas indústrias petroquímicas.

Na Reduc, a corrente de C4 é enviada à PETROFLEX para gerar butadieno para

obtenção de SBR.

Na RLAM, o propeno da corrente de C3, é utilizado para a produção de fibras

acrílicas e polipropileno.

Nos EUA, a corrente de GLP é utilizada na alcoilação, para produção de nafta de

alta octanagem (I.O. ~ 100).

Nafta: Possui um alto teor de olefinas, isoparafinas, e aromáticos que lhes conferem

um alto índice de octana (I.O.~ 80).

Gasóleos: oriundos das moléculas não convertidas da carga original da unidade

(gasóleo de vácuo). Possuem teor razoável de aromáticos de alta massa molar

(processo dificilmente rompe seus anéis).

Esses gasóleos são divididos em três frações:

A fração mais leve é conhecida como Óleo Leve de Reciclo ou “Light Cycle Oil”

(LCO). Sua faixa de destilação é compatível com a do óleo diesel e a ele é

adicionado, e também é utilizado para o acerto da viscosidade de óleos

combustíveis.

A fração intermediária é conhecida como Óleo Pesado de Reciclo ou “Heavy Cycle

Oil” (HCO). Sua faixa de destilação enquadra-se como

um óleo combustível de baixa viscosidade. HCO não mais é retirado da unidade,

sendo toda sua vazão reciclada ao conversor.

A fração mais pesada, residual é o “Óleo Clarificado ou Óleo Decantado” (CLO).

O óleo clarificado, devido à sua alta concentração de aromáticos policondensados,

pode ser utilizado como matéria-prima na obtenção de negro de fumo (carga para

borracha) ou coque de petróleo (produção de eletrodos de grafite).

Quando o CLO não é usado para as finalidades anteriormente descritas, é

adicionado à corrente de óleo combustível.

Coque: São cadeias poliméricas de altas massas molares e elevadas percentagens

de carbono, que se depositam na superfície do catalisador, reduzindo sua eficiência.

Para que a atividade do mesmo seja restabelecida, o coque é queimado no

regenerador, e desta combustão, é gerado todo o calor necessário ao processo.

1.6.3 Hidrocraqueamento Catalítico

O hidrocraqueamento catalítico (HCC) consiste na quebra de moléculas existentes

em cargas diversas com a ação do catalisador, com altas temperaturas e pressões

(acima de 100 atm).

O processo ocorre em presença de grandes volumes de hidrogênio.

Benefícios obtidos com a adição de H2:

• Reduzir a deposição de coque sobre o catalisador;

• Hidrogenar os compostos aromáticos polinucleados, facilitando a sua

decomposição;

• Fazer a hidrogenação de olefinas e diolefinas formadas no processo de

craqueamento, aumentando a estabilidade química dos produtos finais;

• Eliminação de compostos de enxofre e nitrogênio.

O HCC é um processo concorrente ao FCC, pois apresentam a mesma finalidade.

Porém, o HCC apresenta vantagens como:

• Altos rendimentos em nafta e em óleo diesel;

• Nafta de boa octanagem

• Produção de uma quantidade apreciável de fração C3/C4 (GLP);

• Possibilita a conversão de cargas que FCC não poderia decompor em nafta,

querosene de aviação e óleo diesel.

• Melhor qualidade das frações no que diz respeito a contaminantes.

O processo HCC apresenta, contudo, algumas desvantagens, como:

• Elevado investimento entre US$ 400.000.000 a US$ 700.000.000;

• Elevadas pressões e temperaturas são usadas, o que obriga a utilização de

equipamentos caros e de grande porte;

• Necessidade de implantação de uma grande unidade de geração de hidrogênio,

cujo consumo no processo é extremamente alto.

O hidrocraqueamento pode ser realizado em uma ou duas etapas. O processo em

duas etapas é atualmente mais empregado por diversas razões:

• Permite uma grande flexibilidade de cargas para o processo;

• Admite cargas com um teor de impurezas mais elevado;

• Proporciona também uma boa flexibilidade na produção das diversas frações,

conforme a necessidade do mercado.

O processo tem início com a adição de hidrogênio à carga, passando a mistura

através de permutadores, onde a corrente é aquecida.

Após passar em um forno, para elevar a temperatura a níveis compatíveis com as

condições de reação, a corrente entra no primeiro reator.

O reator é de leito fixo, constituído de várias camadas de catalisador, alternadas de

distribuidores de fluxo.

As reações de hidrogenação são fortemente exotérmicas, o que faz a temperatura

no leito elevar-se bastante, podendo causar sérios danos ao controle das reações e

ao catalisador.

Com o objetivo de controlar o aumento de temperatura entre as camadas de

catalisador, os produtos recebem uma corrente de hidrogênio frio. A este fluxo frio,

que controla a temperatura do reator, dá-se o nome de “quench”.

No primeiro estágio de reação, a temperatura é mantida a um nível tal que permita

converter 40 a 50% de carga, além de provocar sua dessulfurização e denitrificação.

Conforme a carga, a temperatura pode variar de 250 a 450ºC, e a pressão oscilar

entre 85 e 140 kg/cm2 (quanto mais pesada e aromática a carga, mais severas serão

as condições de reação).

O efluente do reator, após trocar calor com a carga, é resfriado e vai a um tambor de

alta pressão, onde o excesso de hidrogênio é liberado, sendo comprimido e

reciclado ao reator.

A corrente líquida vai a um segundo tambor de “flash”, operando à baixa pressão,

onde os gases leves são liberados.

O líquido resultante do segundo “flash” é aquecido em permutadores e fornos e vai

para uma torre de fracionamento.

Pelo topo da coluna, saem vapores de GLP e nafta leve, existindo retiradas laterais

de nafta pesada, querosene e diesel.

O produto de fundo, HCs pesados não convertidos, é bombeado ao segundo estágio

de hidrocraqueamento, e a conversão final é realizada.

De modo idêntico ao primeiro estágio, as frações não convertidas recebem uma

adição de hidrogênio, são aquecidas e enviadas ao reator.

No segundo estágio, trabalha-se a pressões e temperaturas maiores do que no

primeiro, e usa-se catalisador um pouco mais ativo.

É comum ter-se temperaturas entre 450ºC e 550ºC e pressões entre 180 e 250

kg/cm2.

O efluente do reator, depois de resfriado, é submetido a dois “flashes”, de modo a

eliminar o hidrogênio, que é recirculado, e o gás combustível.

Depois desta operação, a corrente é misturada ao efluente do primeiro reator, sendo

aquecida e enviada a torres de fracionamento, onde o circuito torna-se completo.

Conforme o interesse da refinaria na maximização de leves (GLP e nafta), as

correntes de querosene e diesel podem ser total ou parcialmente recicladas ao

processo.

Unidades instaladas nos Estados Unidos operam visando à maximização de nafta,

enquanto que plantas europeias e japonesas trabalham visando à maximização de

querosene de jato e óleo diesel.

1.6.4 Hidrocraqueamento Catalítico Brando

É uma variante do processo HCC e é conhecido como MHC (“Mild Hydrocraking”),

utilizando menos pressão na sua unidade, ou seja, possui condições de operações

mais amenas (brandas).

Uma das suas vantagens é que a partir de uma carga de gasóleo tipo convencional,

é possível produzir um grande volume de óleo diesel de altíssima qualidade, tendo

pouca quantidade de gasolina gerada.

Porém é necessário um grande investimento para montar este tipo de unidade e por

consequência se torna às vezes inviável. Sua origem vem da década de oitenta nos

Estados Unidos e na França.

1.6.5 Reforma Catalítica

Processo que consiste no rearranjo da estrutura molecular dos HCs contidos em

certas frações de petróleo, a fim de valorizá-las.

Pode ser orientado para alcançar um dos objetivos a seguir:

– Obter um produto de elevado índice de octanagem, próprio para motores de alta

taxa de compressão;

– Formar produto rico em HCs aromáticos nobres (Benzeno, Tolueno e Xilenos), que

serão posteriormente recuperados e fracionados, obtendo-se, cada componente

com elevado grau de pureza.

O processo consiste em passar sobre um catalisador (Pt ou Pt associada a outro

metal nobre), uma mistura de HCs e hidrogênio.

Essa mistura é mantida à temperatura compreendida entre 470oC-530oC e à pressão

entre 10-40 kg/cm2.

Produz-se um reformado rico em HCs aromáticos e isoparafínicos, produtos leves

(GLP), H2 e coque.

A faixa de destilação da nafta, quando se deseja produzir um reformado para nafta

com elevado I.O. situa-se entre 60oC-200oC.

Para se obter aromáticos, tem-se uma faixa especial de destilação da nafta: 65oC-

80oC para se obter benzeno, 65oC-110oC para benzeno-tolueno e 65oC-150oC para

benzeno-tolueno-xileno.

Uma Unidade de Reformação Catalítica (URC) é constituída de três seções

fundamentais:

– seção de pré-tratamento;

– seção de reformação;

– seção de estabilização.

Seção de Pré-Tratamento

A finalidade da seção de pré-tratamento é a de proteger o catalisador da seção de

reforma de impurezas presentes na carga da unidade tais como enxofre, nitrogênio,

oxigênio, metais e olefinas.

Reações da seção de pré-tratamento

A carga, ao entrar na unidade, recebe um reciclo de gás rico em H2, é aquecida em

trocadores de calor e em uma fornalha e introduzida no reator de pré-tratamento, a

260ºC-340ºC e 300-500 psi.

Nestas condições, ocorrem as reações que seguem:

O efluente do reator de pré-tratamento pré-aquece a carga e o reciclo de gás rico em

H2. Posteriormente, é introduzido num tambor separador, onde se obtém um gás

combustível bastante rico em H2, utilizado na própria refinaria como fonte de H2, ou

para se fabricar amônia.

Poderá este gás também ser aproveitado para queima nas fornalhas, como última e

menos econômica alternativa.

A fase líquida proveniente do tambor separador segue para um “stripper” para

remoção do H2S, NH3, H2O e das impurezas voláteis, juntamente com alguns HCs

leves e o H2 restante.

Seção de Reformação

A nafta pré-tratada, proveniente do fundo do “stripper”, recebe uma nova adição de

gás rico em H2. Posteriormente, segue uma rota de aquecimento em fornos e

passagens através dos leitos catalíticos dos reatores, onde ocorrem as reações do

processo.

Paralelamente, temos outras reações que levam à formação de coque. Este, por sua

vez, deposita-se sobre o catalisador, desativando-o. Com o objetivo de evitar-se este

fato, as reações passam-se sob altas pressões parciais de hidrogênio.

As principais reações na seção de reforma estão abaixo exemplificadas:

• Desidrogenação de hidrocarbonetos naftênicos

• Isomerização de hidrocarbonetos naftênicos

• Desidrociclização de hidrocarbonetos parafínicos

• Isomerização de hidrocarbonetos parafínicos

• Hidrocraqueamento de naftênicos

• Hidrocraqueamento de parafinas

• Reações de formação de coque.

Reações que levam à formação do coque

São as reações de coqueamento, originando a presença de carbono na forma

elementar, que se deposita sobre o catalisador. São favorecidas pela presença de

olefinas e policíclicos na carga e a pela diminuição da pressão parcial de H2.

A deposição de coque sobre o catalisador provoca sua desativação, que poderá ser

temporária, desde que haja uma posterior regeneração do catalisador no próprio

local.

A regeneração é feita com injeção de gás inerte, queima do coque com ar e depois

com O2 puro + gás inerte (N2), reativação com H2 do gás de reciclo e/ou com

hidrogênio puro.

Seção de Estabilização

O efluente do último reator troca calor com a carga que entra na seção e vai para o

tambor separador, de onde saem duas correntes.

Uma gasosa, rica em H2 que vai para o compressor e será o gás de reciclo do

processo, e outra, uma corrente líquida que vai para a torre estabilizadora.

Na torre são separadas as correntes gasosas (baixa M.M.) (separadas no tambor

de acúmulo), corrente líquida que sai do fundo do tambor de acúmulo (GLP) e outra

corrente líquida que sai no fundo da estabilizadora, denominado de reformado

catalítico (constituído de gasolina reformada e aromáticos).

1.6.6 Alquilação Catalítica

A alquilação (ou alcoilação) é um processo caracterizado pela reunião de duas

moléculas, originando uma terceira, de massa molar mais elevada.

Esta síntese pode ser feita por energia térmica, ou por intermédio de catalisadores.

No primeiro caso, para que as condições de reação possam ser atingidas, são

necessárias pressões da ordem de 200 a 500 kg/cm2 e temperaturas em torno de

500ºC.

Com o auxílio de catalisadores apropriados, as condições de reação podem ser

reduzidas a pressões de 1 a 14 kg/cm2 e temperaturas de 0º a 50ºC. Os

catalisadores empregados devem possuir caráter ácido (HF, H2SO4 e o AlCl3).

Na indústria de refino, a alquilação tem lugar de destaque, devido a sua utilização na

produção de naftas de alto índice de octanagem.

O processo envolve a combinação de uma isoparafina geralmente o isobutano, com

olefinas, como o propeno, os butenos e os pentenos.

As naftas sintéticas resultantes, constituídas principalmente de isoparafinas, devido

ao alto índice de octanas de que são dotadas, constituem excelente componente

das gasolinas de aviação.

Com o desenvolvimento de aviões a jato e o gradual declínio no uso da gasolina de

aviação, a produção de alquilado está dirigindo-se para a fabricação de gasolina

automotiva de alta octanagem.

Uma unidade de alquilação é constituída de duas seções principais descritas a

seguir: seção de reação e seção de recuperação dos reagentes/purificação do

catalisador.

Seção de Reação

O processo tem início com o tratamento da carga destinada ao reator. As correntes

de olefinas e de isobutano que penetram na unidade são enviadas a vasos que

contêm substâncias dessecadoras (sílica-gel e alumina ativada).

É necessária a desidratação da carga, ou seja, o ácido fluorídrico deve ser

totalmente anidro, devido ao alto grau de corrosividade da solução HF-água.

Após a passagem pelos desidratadores, a proporção isobutano/olefina é ajustada, e

a corrente vai ter ao reator,

Na parte inferior, é introduzido o HF, que imediatamente entra em contato com a

carga, ocorrendo as reações.

O reator dispõe de um sistema de agitação, de modo a otimizar o contato

reagentes/catalisador, criando uma emulsão.

Para controlar a temperatura, uma vez que as reações são exotérmicas, existe um

sistema de água de refrigeração instalado no topo. O controle da temperatura é feito

por agitação e resfriamento com água.

Pelo topo do reator sai a emulsão HCs/catalisador, que passa ao tambor de

decantação, no qual o ácido é separado dos HCs.

A fase ácido é recirculada ao reator, enquanto a fase de hidrocarbonetos é enviada

à seção de recuperação de reagentes.

Parte do catalisador vai à seção de purificação, onde os resíduos ácidos formados

durante as reações (fluoretos de alquila) são eliminados do HF.

A concentração do ácido no reator varia de 80 a 90%, quando se deseja produzir um

produto final com um alto índice de octanagem.

Seção de Recuperação dos Reagentes e Purificação do Catalisador

É importante que, no interior do reator, ocorram apenas as reações de síntese de

duas moléculas (dimerização), e não a síntese de mais de duas moléculas de

hidrocarbonetos (polimerização).

A formação de polímeros é indesejável, pois reduz a qualidade do alquilado e

consome reagentes.

Para que a polimerização seja evitada, é indispensável manter-se um excesso de

isobutano em relação às olefinas. Este excesso sai em conjunto com o efluente do

reator e vai ao tambor de decantação, onde fica dissolvido na fase de HCs.

Os HCs que deixam o tambor, são aquecidos e enviados à torre deisobutanizadora,

onde o isobutano e mais leves são removidos dos HCs alquilados. Esta corrente sai

pelo fundo da torre, pronta para estocagem (nafta).

O isobutano, depois de condensado, é dividido em duas correntes. Uma delas vai ao

encontro da carga fresca, incorporando-se como reciclo, e a outra vai a uma torre

depropanizadora, onde o propano é eliminado.

O produto de fundo dessa torre junta-se ao reciclo, enquanto pelo topo sai o C3, que

é enviado à estocagem para a venda como GLP.

É preciso que a concentração de HF no reator seja bastante alta para que a

qualidade do alquilado não seja comprometida.

A concentração é controlada, desviando-se parte do catalisador a uma torre de

purificação do ácido, onde os fluoretos de alquila formados, solúveis em HF, são

eliminados por destilação.

Pelo topo da torre, saem vapores de ácido puro, que, após serem condensados,

juntam-se à corrente de catalisador para o reator.

Os fluoretos ácidos, de pontos de ebulição mais elevados, são eliminados pelo

fundo da torre de purificação, neutralizados e queimados nos fornos.

Principais Variáveis de Operação:

a) Relação isobutano/olefinas

Deve ser mantida num valor alto, de modo a limitar as reações de polimerização.

Isto é obtido reciclando para o reator o excesso de isobutano que é recuperado do

efluente, reintroduzindo-o junto com a carga fresca.

Um reciclo muito baixo provoca uma diminuição de índice de octanagem do

alquilado. Para a produção de nafta, a relação isobutano/olefinas varia, entre 5 e 25.

b) Temperatura de reação

Existe uma temperatura ótima de reação que essencialmente do catalisador

utilizado. Quando o catalisador é o H2SO4, a temperatura ideal situa-se entre 5 e

10ºC. Para o HF, a temperatura é controlada entre 27 e 38ºC.

Uma temperatura muito baixa diminui o rendimento do alquilado, e uma temperatura

muito alta diminui a qualidade do produto final. Para uma carga de butenos, por

exemplo, uma variação de 10ºC fora da faixa ideal ocasiona um abaixamento de um

ponto no I.O.

c) Tempo de reação

Depende do tempo de residência e da relação da mistura catalisador/HCs no interior

do reator e da eficiência da mistura.

O tempo é controlado pela velocidade espacial de alimentação (volume de carga por

hora e por unidade de volume do reator). O aumento da velocidade espacial diminui

o I.O. do alquilado.

Usando-se o H2SO4 como catalisador, o tempo de reação deve ser maior do que

quando o HF é utilizado.

d) Pressão de trabalho

Embora não seja na realidade uma variável do processo, a pressão tem influência

na utilização dos catalisadores.

Para o H2SO4, a pressão pode ser baixa, 1 a 3 kg/cm2, devido a este não ser volátil.

Por outro lado, quando o HF é utilizado, a pressão de trabalho situa-se em torno de

14 kg/cm2, de modo a impedir a vaporização do ácido e, assim, evitar a redução da

concentração de catalisador no reator.

1.6.7 Viscorredução

A Viscorredução é uma operação semelhante ao craqueamento térmico, porém

realizada sob condições mais brandas.

A finalidade principal é diminuir a viscosidade do óleo residual e, assim, evitar que

frações intermediárias sejam a ele adicionadas.

Dependendo da natureza da carga tem-se a formação de gases leves, nafta e

gasóleos.

O resíduo da viscorredução, com uma alta porcentagem de HCs aromáticos

polinucleados, é conhecido como alcatrão de petróleo.

Devido às condições de operação não serem tão severas, a formação de coque não

é substancial como no craqueamento térmico.

O processo tem início com o aquecimento gradual da carga, aproveitando as

correntes quentes que deixam a unidade.

A seguir, o fluxo penetra no forno de viscorredução, onde sua temperatura pode

atingir 480ºC. A pressão de trabalho oscila entre 13 e 35 kg/cm2.

A passagem na fornalha é rápida, em escoamento turbulento, de modo a reduzir a

formação de coque.

O produto efluente, após deixar os fornos, recebe uma corrente de gasóleo pesado,

para que sua temperatura seja reduzida (“quench”).

A mistura resultante, com uma temperatura mais baixa, penetra na torre de

fracionamento.

Na região de entrada de carga, ocorre um “flash”, e as frações leves e intermediárias

são vaporizadas.

O produto residual, com sua viscosidade diminuída, acumula-se no fundo da torre e

é continuamente retirado. Essa corrente é incorporada à produção de óleo

combustível da refinaria.

Gasóleos pesados e leves são retirados lateralmente na fracionadora e, podem ter

duas finalidades: carga para craqueamento térmico ou catalítico, ou incorporação ao

“pool” de óleo combustível.

Pelo topo da fracionadora, saem as frações mais leves, gases e nafta não

estabilizada, que são separadas no tambor de acúmulo de topo.

A nafta de viscorredução, tal como a de craqueamento térmico e a de coqueamento,

possui um pequeno período de indução, devido à grande quantidade de olefinas e

diolefinas.

A viscorredução era um processo empregado quando não se dispunha de

fracionamento a vácuo do cru reduzido. Acoplado a ele quase sempre existia uma

unidade de craqueamento térmico.

Atualmente, esta alternativa não é mais feita, havendo a preferência por destilação a

vácuo e por craqueamento catalítico.

1.6.8 Coqueamento Retardado

É um processo de obtenção de coque a partir de uma grande variedade de cargas,

normalmente, cru reduzido, resíduo de vácuo, óleo decantado, alcatrão de

craqueamento térmico e respectivas misturas.

A unidade de coqueamento produz, ainda, gás combustível, GLP, nafta, gasóleo

leve e gasóleo pesado para FCC.

O coque tem sua principal aplicação como eletrodo, na produção do alumínio, em

que, para cada quilo de alumínio consome-se, em média, 0,4 kg de coque calcinado

e grafitizado.

Usa-se também o coque na produção de abrasivos, produção de titânio, carburetos,

nos eletrodos de fornos elétricos de siderurgia, na recarbonetação do ferro e aço,

etc.

Pode, ainda, ser utilizado como combustível, agente redutor e em misturas com

carvão-de-pedra na produção de coque siderúrgico.

Em termos gerais, é possível afirmar que há 3 tipos de coque: esponja, favo-de-mel

e agulha.

– coque esponja: apresenta poros pequenos e paredes muito grossas entre poros; é

o coque de mais baixa qualidade, resultante de cargas com alto teores de resinas e

asfaltenos; por suas impurezas e alta resistividade, não se presta à fabricação de

eletrodos.

– coque favo-de-mel: tem os poros em forma elipsoidal, uniformemente distribuídos

e unidirecionais, aparentando nitidamente o aspecto de um favo-de-mel quando

cortado em sentido transversal; de qualidade razoável após calcinação e

gratificação, pode produzir ânodos satisfatórios; resulta de cargas com baixos teores

de resinas e asfaltenos.

– coque agulha: o melhor coque para a fabricação de eletrodos; seus poros são

finos, elípticos e unidirecionais; em volta dos poros o coque é frágil, quebrando-se

em lascas ou farpas; resulta de cargas altamente aromáticas, como óleo decantado

e alcatrão de craqueamento térmico.

O processo tem início com o aquecimento e introdução da carga no fundo da

fracionadora, onde o material mais leve sofre um flash.

Os pesados misturam-se com o reciclo e seguem, bombeados, do fundo da torre

para a fornalha, onde são rapidamente aquecidos a cerca de 490ºC.

Daí passam aos tambores de coque, para um período “prolongado”, onde então o

coque é formado e depositado. A temperatura no tambor fica normalmente entre

438ºC e 466ºC.

O equipamento crítico da unidade é a fornalha, pois, como a carga vai ser aquecida

acima da zona de craqueamento incipiente, é necessário evitar a deposição de

coque nas paredes da serpentina.

Se o óleo, ao passar pela zona crítica, estiver no estado líquido e a velocidade linear

relativamente baixa, então, sob a influência da temperatura, a camada em

escoamento laminar tenderá a se polimerizar e a depositar coque na serpentina.

Para impedi-la, normalmente vapor é injetado, o que provoca alta turbulência

naquela região, evitando a deposição de coque.

O coqueamento não se dá então na fornalha, mas é “retardado” para ocorrer no

tambor, fato que originou o nome do processo.

De um modo geral, há dois tambores de coque (pode haver até 6, em unidades de

grande porte), ficando um em linha, enquanto o outro é descoqueificado.

De 24 em 24 horas, aproximadamente, os tambores são alternados. Este é o tempo

suficiente para a descoqueificação de cada tambor.

Antigamente, o coque era retirado por correntes enroladas dentro do tambor, por

ocasião da partida: quando puxadas, as correntes quebravam o coque, que podia

então ser retirado mecanicamente.

Este processo causava problemas; muitas vezes, era preciso parar a unidade

porque um tambor ainda não havia sido esvaziado e o outro já estava cheio, ou,

trabalhar com maior número de tambores, para prevenir a ocorrência.

Atualmente, usa-se mais o processo hidráulico, que dá mais segurança e reduz em

50% o tempo de descarga. Por este sistema, começa-se abrindo um furo central no

coque acumulado, por meio de uma ferramenta hidráulica que opera a pressões de

água de 1000 a 3000 psig.

Depois, alarga-se o diâmetro deste furo central, com um mandril, pelo furo desce

outra ferramenta hidráulica, que, com seus quatro bocais jorrando água à alta

pressão, corta o coque e o desprende das paredes do tambor.

O coque é retirado pelo fundo do tambor, diretamente para vagões – no caso de

entregas a longa distância – ou para transportadores hidráulicos – no caso de

estocagem próxima à unidade.

O nível dos tambores de coque é geralmente controlado por meio de um dispositivo

que contém Co 60, radioativo, um emissor de raios gama.

O projeto da unidade pode visar ao máximo de nafta ou ao máximo de gasóleo

pesado.

A produção máxima de gasóleo pesado requer baixas pressões e baixos reciclos; a

de gasolina, altas pressões, altos reciclos e altas temperaturas, ou combinações de

todos estes fatores.

1.7 Processos de Tratamento de Derivados

Os derivados de petróleo, da maneira como são produzidos, nem sempre estão

enquadrados nas especificações requeridas.

Faz-se necessário, muitas vezes, um processo de tratamento para especificar o

produto, principalmente quanto ao teor de enxofre.

A finalidade dos diversos processos de tratamento é eliminar os efeitos indesejáveis

destes compostos, presentes em todos os derivados.

A rigor, os processos de tratamento podem ser divididos em duas classes:

processos de adoçamento e processos de dessulfurização.

a) processos de adoçamento: transformam compostos agressivos de enxofre (S,

H2S, RSH) em outros menos prejudiciais (RSSR – dissulfetos), sem os retirar,

contudo, dos produtos. O teor de enxofre total permanece constante. Os processos

mais conhecidos são “Tratamento Doctor”, para nafta (processo já obsoleto),

“Tratamento Bender”, utilizado principalmente para querosene de jato (QAV).

b) processos de dessulfurização: Nestes processos, os compostos de enxofre são

efetivamente removidos dos produtos. Entre eles estão: lavagem cáustica (para

remoção de H2S e mercaptans), tratamento com DEA (remoção de H2S e CO2) e

dessulfurização catalítica (destrói e remove todos os compostos de enxofre).

1.7.1 Tratamento Bender

Processo de adoçamento aplicável às frações intermediárias do petróleo (nafta,

querosene e diesel).

Consiste, basicamente, na oxidação catalítica, em leito fixo, dos mercaptans a

dissulfetos, em meio alcalino, por meio dos agentes oxidantes ar e enxofre

elementar.

O catalisador usado é à base de óxido de chumbo, sendo convertido na unidade a

sulfeto de chumbo, por tratamento com uma solução aquosa de sulfeto de sódio.

Inicialmente, a carga é aquecida e misturada com soda cáustica. A corrente

resultante passa por uma válvula misturadora, onde o turbilhonamento provoca o

íntimo contato entre a carga e a soda.

Para facilitar a quebra da emulsão formada, esta é introduzida num precipitador

eletrostático, onde um campo elétrico de 20.000 V favorece a separação das fases.

A solução cáustica acumula-se no fundo do vaso e, pelo topo, sai a carga.

Esta lavagem cáustica inicial é feita para que sejam removidos compostos ácidos,

tais como fenóis, ácidos naftênicos e H2S, que poderiam interferir no processo de

adoçamento.

Após a lavagem cáustica, a carga é dividida em duas correntes. A de menor vazão é

introduzida na parte superior de um vaso conhecido como torre absorvedora de

enxofre.

Ao atravessar o vaso, a carga absorve o enxofre necessário às reações, reunindo-se

em seguida à corrente principal.

Regulado o teor de enxofre absorvido, a carga recebe uma injeção de ar

comprimido, penetrando no fundo do reator Bender.

No seu interior, existe um leito fixo de catalisador (PbS), que promove as reações.

Próximo ao topo do reator é injetada soda cáustica, de modo a alcalinizar o meio

reacional.

O efluente do reator sai pelo topo deste e recebe uma injeção de água de processo,

para que sejam removidas do produto a soda cáustica e alguma impureza arrastada.

A mistura resultante, depois de submetida a um turbilhonamento, vai ao vaso de

lavagem com água.

Este vaso é um precipitador eletrostático idêntico ao de lavagem cáustica, e aí se

processa a separação entre a fase aquosa e o produto. O produto lavado é resfriado

e segue para a estocagem.

1.7.2 Lavagem Cáustica

A lavagem cáustica é usada para a remoção de mercaptans e H2S, além de outros

compostos ácidos que possam estar presentes no derivado a ser tratado. É um

processo utilizado para frações leves, cujas densidades sejam bem menores que a

da solução cáustica, tais como são o GLP e a nafta.

Por razões econômicas (consumo de soda), o tratamento cáustico só é empregado

quando o teor de enxofre no derivado a ser tratado não é muito elevado.

Utiliza-se uma solução aquosa, contendo de 15 a 20% de NaOH, que circula

continuamente, até que uma concentração mínima (1 a 2%) seja atingida. Neste

ponto a solução está exausta e é descartada e substituída por solução concentrada

(20%).

Conforme o teor de enxofre no derivado, podem ser usados um, dois ou três

estágios de lavagem cáustica. Pode ser também utilizado um estágio final de

lavagem aquosa, evitando possível arraste de soda pelo produto.

A carga inicialmente recebe uma injeção de soda cáustica e passa numa válvula

misturadora, que provoca um turbilhonamento, favorecendo o íntimo contato da soda

com os compostos de S.

Carga e solução cáustica, após misturadas, separam-se em um vaso decantador,

devido à diferença de densidade entre as fases. A fração de petróleo sai pelo topo

do vaso, enquanto a solução cáustica sai pelo fundo.

Dependendo da procedência da carga, a lavagem cáustica pode ser repetida outras

vezes. Se a vazão de produto tratado é muito alta e pode-se ter arraste de soda,

usa-se um tambor de lavagem com H2O, impedindo o arraste.

1.7.3 Tratamento Merox

É um processo de tratamento bastante moderno, aplicável a frações leves (GLP e

nafta) e intermediárias (querosene e diesel).

Baseia-se na extração cáustica de mercaptans presentes nos derivados, com sua

posterior oxidação a dissulfetos, ao mesmo tempo em que a solução cáustica é

regenerada.

Isto é feito em presença de um catalisador organometálico (ftalocioanina de

cobalto), dissolvido na solução de soda cáustica.

O processo pode ser realizado em duas formas: catalisador em leito fixo ou

catalisador em solução.

Processo de leito fixo: é aplicado quando a carga é mais pesada (querosene e

diesel) e a oxidação que ocorre é feita simultaneamente com a extração, não sendo

os dissulfetos retirados do derivado. É, portando um processo de adoçamento.

Processo do catalisador em solução: aplicável a frações leves, a extração e a

oxidação ocorrem em etapas diferentes, retirando-se os dissulfetos do derivado. O

teor de enxofre é sensivelmente reduzido, caracterizando um processo de

dessulfurização.

O produto a ser tratado sofre, em princípio, uma lavagem cáustica, para a

eliminação de H2S e compostos ácidos, que poderiam formar com a soda compostos

estáveis na seção de extração.

Nesta primeira etapa, o produto atravessa um vaso contendo solução cáustica.

Devido ao tempo de contato relativamente curto, os mercaptans não chegam a ser

absorvidos nesta pré-lavagem.

Em seguida, a carga vai à torre extratora, onde ocorre a remoção dos mercaptans.

Isto é feito devido à presença do catalisador em solução e ao maior tempo de

contato.

A carga penetra pelo fundo da torre, em escoamento contracorrente à solução

cáustica com catalisador.

No contato com a solução cáustica, mercaptans são retirados de acordo com a

seguinte reação:

Na regeneração, ocorre a reação:

Em seguida à regeneração, a mistura de soda, ar e dissulfetos passa a um vaso, em

que são separados por decantação, a soda e os dissulfetos.

O excesso de ar sai pelo topo deste vaso separador. Pelo fundo do vaso, a solução

cáustica é removida.

1.7.4 Tratamento com DEA

Tem por objetivo a remoção de H2S do gás combustível e do GLP (os deixa nas

especificações quanto à corrosividade e ao teor de S).

Baseia-se no fato de solução de etanolaminas, em temperatura ambiente,

combinarem-se com H2S e/ou CO2, formando produto estáveis.

Os produtos formados, quando aquecidos, são decompostos regenerando a solução

original e liberando o H2S e/ou CO2.

Estes produtos podem ser encaminhados a uma unidade de recuperação de

enxofre, produzindo este elemento a partir do H2S.

O GLP ácido, do fracionamento, penetra próximo ao fundo da torre de extração,

enquanto que, pelo topo, é injetada a solução de DEA.

Devido às diferenças de densidades, estabelece-se um escoamento em

contracorrente dentro da torre.

Para facilitar contato entre os dois líquidos, a torre possui recheios, possibilitando a

absorção do H2S, presente no GLP pela DEA.

O GLP tratado sai pelo topo da torre, seguindo para o Tratamento Merox, enquanto

a solução de DEA rica (em H2S) deixa o fundo da extratora e é bombeada para a

torre de regeneração.

De modo semelhante ao exposto, o gás combustível pode ser tratado em uma torre

absorvedora.

1.8 Processos de Refino Utilizados na Obtenção de Lubrificantes

1.8.1 Destilação Atmosférica e a Vácuo

A unidade de destilação que produz lubrificantes assemelha-se à de combustíveis,

porém, diferem em dois aspectos principais.

Na produção de lubrificantes, a carga deve ser a mais constante possível, para não

alterar a qualidade do produto final. Assim, enquanto uma unidade de destilação

para combustíveis opera com diversos tipos de petróleos, a unidade de destilação

para lubrificantes geralmente opera apenas com um tipo de óleo cru.

Há diferenças também quanto a seção de vácuo. Quando o objetivo abrange

combustíveis, a seção de vácuo possui uma torre,

Desta torre retiram-se gasóleo leve e pesado e o produto de fundo (resíduo de

vácuo) que é destinado a óleo combustível ou asfalto.

Para a produção de lubrificantes, existem duas torres de vácuo, trabalhando a

pressões mais baixas.

A destilação atmosférica é feita de modo idêntico ao já visto para a produção de

combustíveis.

Na torre, retiram-se 4 cortes laterais (diesel pesado e leve, querosene e nafta

pesada), encaminhados aos strippers para acertar o ponto inicial de ebulição e o

ponto de fulgor de cada corte.

Pelo topo da torre, sai uma mistura gasosa de vapores de nafta leve e GLP, que,

após ser condensada, é enviada à torre estabilizadora para a separação destas

duas frações.

O resíduo atmosférico é enviado à seção de vácuo para seu posterior

desmembramento em cortes básicos.

Até este ponto, a destilação atmosférica para lubrificantes é igual a qualquer outra

unidade de destilação convencional. As principais diferenças irão surgir na seção de

vácuo.

A seção de vácuo, no processamento para a obtenção de cortes básicos, é dividida

em duas partes, primária e secundária, de modo a possibilitar uma boa separação

entre os cortes.

O fracionamento deve ser rigoroso para que os óleos básicos sejam produzidos

dentro das faixas de viscosidade adequadas.

O resíduo atmosférico, inicialmente passa pelo forno de vácuo primário, onde recebe

o calor para vaporização de componentes leves na zona de flash da torre de vácuo

primária.

Na torre de vácuo primária, retira-se um gasóleo leve (adicionado ao diesel) e os

óleos Spindle, Neutro Leve, Neutro Médio e parte do Neutro Pesado.

O acerto da viscosidade da retirada lateral é feito pelo controle de vazão do produto,

como no controle do ponto final de ebulição de um corte lateral de uma torre

convencional.

As frações leves, que poderiam comprometer o ponto de fulgor e baixar a

viscosidade de cada corte, são eliminadas nas torres de retificação, por intermédio

do vapor d’água.

O resíduo da 1ª torre de vácuo (resíduo de vácuo primário) ainda tem frações

lubrificantes que vaporizam a pressões ainda menores.

O resíduo de vácuo primário é bombeado ao forno de vácuo secundário, reaquecido,

e vai à zona de flash da segunda torre (85 mmHg e 370ºC). Assim, vaporiza-se o

neutro pesado restante.

O produto de fundo desta torre é o resíduo de vácuo secundário, que vai à unidade

de desasfaltação, onde dele são retirados, por extração, óleos básicos residuais.

A torre de vácuo secundária dispõe de uma outra retirada lateral chamada “slop-cut”,

localizada imediatamente acima da zona de flash, o que permite variar-se a

densidade de resíduo de vácuo que é enviado à desasfaltação.

Quando o objetivo é extrair na unidade de desasfaltação um óleo residual não muito

pesado (“Bright Stock”), a corrente de “slop-cut” não é retirada, diluindo um pouco o

resíduo de vácuo.

Para a produção de óleos de cilindro (“Cylinder Stock”), o resíduo de vácuo enviado

à desasfaltação deve ser mais pesado (maior densidade e viscosidade). Assim, a

corrente de “slop-cut” é retirada, o que origina um produto de fundo muito mais

denso. O “slop-cut” é incorporado à corrente de óleo combustível da refinaria.

1.8.2 Desasfaltação a Propano

A destilação a vácuo retira do petróleo boa parte das frações lubrificantes (de baixa

e média viscosidade), porém não consegue recuperar os cortes mais pesados.

Frações lubrificantes de alta viscosidade, de grande valor comercial, encontram-se

presentes no resíduo da destilação a vácuo.

As condições necessárias para a recuperação dos lubrificantes deste resíduo por

meio da destilação tornam o processo antieconômico. Deveriam ser usadas

pressões extremamente baixas, bem próximas do vácuo absoluto, o que seria por si

só uma impossibilidade.

Além disso, a temperatura de aquecimento da carga deveria ser superior a 400ºC, o

que provocaria craqueamento nos destilados, fazendo com que o rendimento do

processo fosse muito baixo.

Descobriu-se contudo, que HCs de baixa massa molar solubilizam as cadeias

parafínicas e isoparafínicas contidas no resíduo de vácuo, ao mesmo tempo que

precipitam resinas e asfaltenos.

O propano apresenta uma excelente solvência, aliada à uma boa seletividade, sendo

por isto empregado nos processos de desasfaltação.

A solubilidade dos compostos de petróleo em propano diminui com o aumento da

massa molar, do P.E. e da aromaticidade.

A Desasfaltação a Propano foi um processo originalmente desenvolvido para a

recuperação de frações pesadas lubrificantes.

Mais tarde, devido ao grande impulso dado ao FCC e HCC, o uso da extração com

solvente foi estendida, surgindo o processo de Descarbonização a Propano.

Os dois processos são idênticos, diferindo apenas na aplicação do produto

recuperado. Em ambos os casos deseja-se produzir gasóleos pesados, altamente

parafínicos e com reduzidos teores de enxofre, metais e resinas.

É muito importante, principalmente para o craqueamento catalítico, que o resíduo de

carbono do gasóleo recuperado seja bastante baixo. Para a produção de

lubrificantes é importante a faixa de viscosidade do gasóleo produzido.

Um outro ponto relevante no processo é a excelente qualidade do resíduo asfáltico

produzido.

A Desasfaltação (ou Descarbonização) a propano é um processo relativamente

simples, constituindo a unidade de três seções: extração, recuperação de extrato e

recuperação de rafinado.

A seção de extração consiste em torres de extração líquido-líquido, e seus

equipamentos acessórios (bombas, permutadores, entre outros).

O resíduo de vácuo é alimentado na seção superior da torre, e o propano entra

próximo à base. Devido à diferença de densidade entre propano e o resíduo de

vácuo, estabelece-se um escoamento contracorrente na torre (permite contato do

solvente-óleo e a dissolução dos HCs parafínicos pelo propano).

No contato entre os dois líquidos, formam-se duas fases distintas, de densidades

diferentes. A primeira, rica em solvente, de baixa densidade, composta de propano e

óleo desasfaltado, sai pelo topo da extratora e é conhecida como Fase Extrato. Pelo

fundo da torre sai a outra fase, pobre em solvente e de alta densidade, composta de

asfalto e uma pequena quantidade de propano, conhecida como Rafinado.

O solvente contido nas fases extrato e rafinado necessita ser recuperado por razões

econômicas e de especificações dos produtos. Isto é feito nas seções de

recuperação de solvente do extrato e do rafinado.

1.8.3 Desaromatização a Furfural

Uma característica de grande importância nos lubrificantes é a variação da

viscosidade com a temperatura.

Sabe-se que, quando a temperatura aumenta a viscosidade cai, e, inversamente, a

queda de temperatura, eleva a viscosidade.

Em sistemas de lubrificação, é conveniente que a viscosidade do lubrificante seja a

mais constante possível. É muito indesejável que o óleo, variando-se a temperatura,

“afine” (reduza a viscosidade) ou “engrosse” (aumente a viscosidade).

Para se avaliar o modo como a viscosidade varia com a temperatura, foi criado um

número, denominado de Índice de Viscosidade (I.V.), que traduz esta variação.

Para a determinação do I.V. de um dado óleo, necessita-se conhecer a viscosidade

desse óleo a duas temperaturas (100oF e 210oF).

Quanto maior o Índice de Viscosidade, menor é a variação com a temperatura, e

melhor será a qualidade do óleo sob este aspecto.

Dentre os hidrocarbonetos presentes nos óleos, os que apresentam as menores

variações com a temperatura são as parafinas.

Em contrapartida, os que apresentam menores índices de viscosidade são os

aromáticos, principalmente os polinucleados.

Desta forma, para que o I.V. de um determinado corte seja elevado, faz-se

necessário retirar os compostos aromáticos presentes no óleo lubrificante.

Foram desenvolvidos processos de desaromatização, todos feitos por intermédio de

extrações, em que solventes de características aromáticas foram testados.

A desaromatização é um processo bastante semelhante à desasfaltação, que

apresenta as seções de extração, recuperação de solvente do extrato e recuperação

de solvente do rafinado.

Existe também uma seção de purificação do solvente, onde o furfural é isento de

água e resíduos oleosos.

O processo tem início com o aquecimento da carga e seu envio a uma torre

desaeradora a vácuo (oxigênio pode se combinar com o furfural, formando

compostos ácidos de alto poder corrosivo).

O óleo, uma vez desaerado, segue para a torre de extração, penetrando próximo à

base. Nas imediações do topo é injetado o furfural.

Devido à diferença de densidade entre os dois líquidos (óleo d = 0,9: furfural d =

1,159) estabelece-se um escoamento contracorrente, permitindo a dissolução dos

compostos aromáticos pelo furfural.

No contato entre o furfural e o óleo, surgem duas fases. Pelo topo, sai a fase

rafinado, de baixa densidade, constituída de aproximadamente 90% de óleo

desaromatizado e 10% de furfural. No fundo da extratora, sai a fase extrato, de

maior densidade, constituída de cerca de 90% de furfural e 10% de resíduo

aromático.

As duas correntes vão, respectivamente, às seções de recuperação de solvente do

rafinado e do extrato, para eliminar o furfural.

O rafinado, logo que sai do topo das torres de extração, vai a um vaso de acúmulo,

de onde é bombeado para o sistema de recuperação do furfural.

Inicialmente, a corrente passa por um forno, em que sua temperatura é elevada até

cerca de 200ºC, penetrando, em seguida, na torre de vaporização.

Devido à pressão na torre ser ligeiramente inferior à pressão atmosférica, quase

todo o furfural é vaporizado.

Pelo fundo da torre de vaporização, sai o óleo desaromatizado contendo ainda uma

pequena quantidade de solvente.

Para que este seja totalmente recuperado, o óleo vai a uma torre de retificação,

onde vapor d’água é injetado pelo fundo.

A quantidade de solvente presente na fase extrato é muito grande, e, para sua

inteira recuperação, são necessários três “flashes”. E depois passa ainda pela torre

de retificação

Os vapores de furfural seco (torres de flash) e de furfural úmido (torre de retificação)

são condensados e enviados à seção de purificação do solvente.

1.8.4 Desparafinação a MEK-Tolueno

A desparafinação objetiva a remoção de determinados compostos parafínicos,

caracterizados por possuírem altos pontos de fluidez. Estes compostos dificultam o

escoamento do óleo lubrificante durante a partida de um equipamento em climas

frios.

A ausência de escoamento provoca uma lubrificação deficiente, e a máquina pode

sofrer sérios danos.

Os HCs responsáveis pelo alto ponto de fluidez dos óleos são as n-parafinas, que

devem ser removidas do lubrificante, permanecendo contudo HCs com cadeias

parafínicas ligadas a anéis naftênicos.

A remoção das parafinas é feita por extração com solvente. Metil-Etil-Cetona (MEK)

e tolueno são os dois compostos que se adaptaram melhor ao processo.

A carga para a unidade é óleo desaromatizado, os produtos são óleo desparafinado

e parafina oleosa.

O óleo é enviado à unidade de hidroacabamento, enquanto a parafina oleosa

constitui a carga para a seção de desoleificação de parafinas.

Uma vez desoleificada, a parafina é enviada à unidade de hidrotratamento para a

especificação final do produto.

Seção de Resfriamento e Filtração

O óleo desaromatizado, recebe, assim que penetra na unidade, uma injeção inicial

de solvente e passa, em seguida, por um pré-aquecedor.

A finalidade deste aquecimento é aumentar a solubilidade entre as fases, de

maneira a promover um íntimo contato entre solvente e óleo.

Depois de passar no pré-aquecedor, a carga é novamente resfriada com água de

refrigeração e segue para um conjunto de permutadores de resfriamento.

Antes de entrar na segunda bateria de resfriamento, a carga recebe uma nova

adição de solvente, diluindo-a ainda mais.

Na segunda bateria de resfriamento, a carga troca calor com propano líquido à alta

pressão.

A vaporização do propano provoca um grande abaixamento da temperatura,

servindo para refrigerar a carga.

Os permutadores da bateria de resfriamento são tubulares, dispondo de lâminas

raspadoras que impedem a deposição de parafina no interior dos tubos, o que

provocaria o bloqueio do fluxo normal.

Depois dos resfriadores, a mistura óleo-parafina cristalizada- solvente é enviada ao

tambor de acúmulo, e daí para os filtros.

O interior do tambor está ligada a uma câmara de baixa pressão (provoca a sucção

para seu interior da fase líquida - filtrado), enquanto a parafina adere à tela de

filtração, formando uma torta.

A torta de parafina sofre em seguida um borrifo de solvente para a lavagem de parte

do óleo entranhado.

O solvente de lavagem é então coletado em uma segunda câmara de baixa pressão.

A torta recebe um sopro de gás inerte para que descole da tela do filtro e seja

removida por uma lâmina raspadora.

Todo o filtrado coletado (óleo desparafinado e solvente) vai a um tambor de

acúmulo, de onde é bombeado para a 1ª bateria de resfriamento da carga, indo

depois, à seção de solvente do filtrado.

A parafina raspada da tela de filtração, cai numa bota, onde é fundida por uma

serpentina de vapor d’água para aquecimento e diluída por uma nova injeção de

solvente.

Esta corrente, denominada de parafina oleosa vai à seção de desoleificação para

que o produto possa ser vendido comercialmente.

A mistura óleo desparafinado-solvente, coletada no tambor de acúmulo de filtrado, é

aquecida para que o solvente seja vaporizado (torre de vaporização).

O processo na torre de vaporização deixa apenas traços de solvente, ao quais são

eliminados, depois, numa torre retificadora.

1.8.5 Desoleificação de Parafinas

A seção de Desoleificação de parafinas é um prolongamento da unidade de

Desparafinação do Conjunto de Lubrificantes.

O objetivo desta seção é recuperar parafinas de qualidade comercial, da parafina

oleosa produzida na seção de resfriamento e filtração

Os produtos desta seção são chamados de parafina dura (que após ser hidrogenada

é vendida como parafina comercial) e parafina mole (mistura de isoparafinas e óleo

residual que é enviada ao craqueamento catalítico)

1.9 Processos Auxiliares

1.9.1 Geração de Hidrogênio

Os processos de hidrotratamento e hidrocraqueamento das refinarias empregam

hidrogênio em abundância, e algumas o produzem nas unidades de reforma

catalítica.

No entanto, para sintetizar H2 em quantidades suficientes ao consumo, pode-se

instalar uma unidade de geração de hidrogênio por 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).

1.9.2 Recuperação de Enxofre

A unidade de recuperação de enxofre (URE) utiliza como carga as correntes de gás

ácido (H2S) produzidas no tratamento DEA ou outras unidades, como o de

hidrotratamento, hidrocraqueamento, reforma catalítica e coqueamento retardado.

As reações envolvidas consistem na oxidação parcial do H2S através do processo

Clauss, com produção de enxofre elementar, segundo as equações químicas

abaixo:

H2S + 3/2 O2 → SO2 + H2O

2 H2S + SO2 → 3 S + 2 H2O

Na URE, mais de 93% do H2S é recuperado como enxofre líquido de pureza superior

a 99,8%.

2. Gás Natural

O gás natural é, por definição, uma mistura de hidrocarbonetos leves de origem fóssil que, sob temperatura ambiente e pressão atmosférica, permanece no estado gasoso. É um gás combustível encontrado em rochas porosas no subsolo, podendo estar ou não associado ao petróleo.

Mais leve que o ar (densidade relativa de aproximadamente 0.6), o gás natural dissipa-se facilmente na atmosfera em caso de vazamento. Para que se inflame, é necessário que seja submetido a uma temperatura superior a 620°C. Além disso, é incolor e inodoro, queimando com uma chama quase imperceptível.

Por questões de segurança, o gás natural comercializado é odorizado com compostos sulfurados.

Sua formação resulta do acúmulo de energia solar por matérias orgânicas soterradas a grandes profundidades, em eventos geológicos pré-históricos associados ao processo de acomodação da crosta terrestre. É composto por gases inorgânicos (basicamente N2 e CO2 em uma proporção de 15%, dependendo do local), hidrocarbonetos saturados, predominando o metano (teor entre 70 a 80% (v/v)) e, em menores quantidades o etano, propano e o butano, dentre outros (totalizando teor próximo a 16%).

Há algumas reservas que contém também grandes quantidades de compostos sulfurados, como o H2S. Em termos de composição, o gás natural é considerado rico quando a soma das porcentagens de todos os componentes mais pesados que o propano (inclusive) é maior que 7%.

A classificação do gás natural é baseada de acordo com a sua ocorrência na natureza: associado e não-associado.

O gás natural associado é aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou sob a forma de uma capa de gás. Neste caso, a produção de gás é determinada diretamente pela produção de óleo. Caso não haja condições econômicas ou técnicas para a sua comercialização, o gás natural é reinjetado na jazida ou mesmo queimado, a fim de evitar o acúmulo de gases combustíveis próximo aos poços de petróleo. Já o gás natural não-associado é definido como aquele que, em seu reservatório, está livre ou associado a pequenas quantidades de óleo.

Neste caso, só se justifica a exploração destas jazidas se houver viabilidade comercial na produção do gás. Estatisticamente, as maiores ocorrências de gás encontram-se sob esta última forma. Entretanto, a maior parte das reservas de gás natural no Brasil encontram-se associadas ao petróleo.

2.1 Aplicações do Gás Natural

O gás natural possui diversas aplicações, nos mais variados setores. Podemos destacar como principais aplicações:

• Setor Industrial: Como combustível, o gás natural proporciona uma combustão limpa, isenta de agentes poluidores, ideal para processos que exigem a queima em contato direto com o produto final, como, por exemplo, a indústria de cerâmicos e a fabricação de vidro e cimento. O gás natural

também pode ser utilizado como redutor siderúrgico na fabricação de aço. Como matéria-prima: na indústria petroquímica, principalmente para a produção de metanol, e na indústria de fertilizantes, para a produção de amônia e ureia.

• Setor Automotivo: No uso em automóveis, ônibus e caminhões, o gás natural recebe o nome de "gás natural veicular – GNV", oferecendo vantagem no custo por quilômetro rodado. Como é seco, o gás natural não provoca resíduos de carbono nas partes internas do motor, aumentando sua vida útil e o intervalo de troca de óleo, além de reduzir significativamente os custos de manutenção. Mais leve que o ar, em caso de vazamento o gás se dissipa na atmosfera, reduzindo o risco de explosão e incêndio. Do ponto de vista ambiental, o GNV é considerado um combustível ecológico, pelo fato de sua queima emitir menos poluentes que os demais concorrentes.

• Setor Residencial: É um mercado em franca expansão, especialmente nos grandes centros urbanos de todo País. As companhias distribuidoras estaduais têm planos de grande ampliação de suas redes, com investimentos expressivos em conversões e adaptações nas residências. O gás natural pode ser usado não só em chuveiros e fogões, mas também em saunas, aquecedores de piscina, lavadoras/secadoras de roupa, sistemas de refrigeração, lareiras, aquecedores de ambiente e até em churrasqueiras.

• Setor Comercial: Com aplicação semelhante ao setor residencial, o gás natural pode ser usado para climatização de ambientes, produção de água quente e cocção. Alguns edifícios comerciais de grande porte, como shopping centers, hospitais e universidades também podem adotar o ar condicionado central a gás natural. Pode ser usado também em sistemas de refrigeração para obtenção de baixas temperaturas, adaptados para câmaras frigoríficas ou geladeiras.

• Setor de Geração de Energia: A disponibilidade de gás natural favorece seu uso para a geração de energia elétrica, cogeração e refrigeração, em processos complementares às demandas energéticas das indústrias, residências e estabelecimentos comerciais. Em algumas situações, a geração distribuída de energia pode representar não apenas "energia complementar", mas ser a fonte única para suprir as demandas dos segmentos mencionados, quando localizados distantes das redes de transmissão ou que necessitem de energia própria.

A utilização do gás natural traz uma série de vantagens em relação às outras fontes de energia, tanto do ponto vista macroeconômico como do ambiental.

A que mais se destaca é a econômica: para se obter o mesmo desempenho de qualquer quantidade de gás, o gasto em dólares é 10% maior com óleo combustível e 85% maior com óleo diesel industrial, desconsiderando-se nestes valores os custos de transporte, estocagem e distribuição, que no caso do gás natural são mais baixos.

Como vantagens ambientais têm-se: a redução da emissão de particulados, a não necessidade do desmatamento ao contrário da utilização de madeira e carvão como fontes de energia, a ausência de compostos orgânicos pesados devido à sua composição química constante, entre outras

2.2 Processo de Produção de Petróleo e Gás Natural – Processamento Primário

A maioria das jazidas de gás existentes no Brasil são constituídas de gás natural associado. Isso quer dizer que durante o processo de formação da jazida ocorre, geralmente, a produção simultânea de gás, óleo e água, juntamente com impurezas (areia, por exemplo).

A separação dessa mistura trifásica (água/óleo/gás) se faz necessária pelo fato da indústria ter interesse econômico pelas frações constituídas pelos hidrocarbonetos (óleo e gás). Além disso, a água deve ser removida e tratada para descarte ou reinjeção.

Petróleos de alta densidade são mais propensos à formação de emulsões estáveis, com viscosidades superiores a do petróleo desidratado, e costumam possuir elevado teor de sal em sua composição, o que torna o processo de separação um pouco mais complexo.

Esta remoção evita o superdimensionamento do sistema de bombeio e transferência e o comprometimento de certas operações de processo nas refinarias, além de eliminar um volume ocioso na transferência e tancagem do petróleo, que pode gerar também problemas de incrustação e corrosão nos oleodutos de exportação.

O processo de separação da fase gás é relativamente fácil devido à grande diferença de densidade apresentada entre as fases líquida e gasosa, bastando apenas uma fragmentação inicial do fluido, pelo emprego de dispositivos apropriados, seguido de um baixo tempo de separação (tempo de residência).

Essa separação é importante pelo fato do gás em presença de água acelerar o processo de formação de hidratos sólidos que bloqueiam a passagem de gás nos gasodutos. Para que a separação da mistura trifásica seja realizada, é necessário dotar os campos de produção (sejam eles marítimos ou terrestres) de “facilidades de produção”, que são instalações destinadas a efetuar, sob condições controladas, “o processamento primário de fluidos”, que corresponde à separação do óleo, do gás e da água com as impurezas em suspensão, o tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam ser transferidos para as refinarias onde é efetuado o processamento propriamente dito (refino) e o tratamento da água para reinjeção ou descarte.

Dependendo do tipo de fluidos produzidos e da viabilidade técnico-econômica, uma planta de processamento primário pode ser simples ou complexa. As mais simples efetuam apenas a separação gás/óleo/água, enquanto que as mais complexas incluem o condicionamento e compressão do gás, tratamento e estabilização do óleo e tratamento da água para reinjeção ou descarte.

A separação da água do petróleo realiza-se normalmente em duas etapas operacionais: a desidratação e a dessalgação.

A desidratação é realizada nas unidades operacionais de produção instaladas em campo. Nesta etapa, adiciona-se desestabilizante (desemulsificante) à corrente a ser processada, com a finalidade de competir e deslocar os emulsificantes naturais presentes na interface permitindo a coalescência das gotas e a separação das fases líquidas.

Em seguida, a emulsão é aquecida, e quando necessário, é fornecida ao sistema padrão de escoamento adequado para que haja separação de fases.

A dessalgação do petróleo é efetuada nas refinarias, e consiste em lavar o petróleo com água doce para remover grande parte do sal residual presente.

O processamento primário é realizado em vasos que são usualmente chamados de separadores trifásicos quando quantidade significativa de gás é separada do líquido no mesmo vaso, ou freewater knockouts (FWKO’s) quando existe pouco ou nenhum gás a ser liberado. Em algumas áreas, os FWKO’s são tanques onde pequena quantidade de gás é separada. A água produzida, quando enquadrada nas condições de descarte definidas pela legislação, pode ser lançada ao mar.

Conforme exigência da Resolução CONAMA 20/86, a água proveniente da unidade de tratamento deverá ser adequada à temperatura máxima de 40ºC e teor máximo de 20 ppm de óleo para evitar danos ao meio ambiente marinho.

Outros equipamentos estão disponíveis nas facilidades de produção para auxiliar o processo de separação da mistura trifásica. Dentre eles estão compressores, bombas, trocadores de calor, além de sistemas de geração de energia e queima em flares, para atuar em casos de emergência (despressurizações ou falhas em equipamentos)

O processamento do gás natural consiste das etapas de condicionamento e o processamento propriamente dito (fracionamento do gás em compostos de maior valor agregado) sendo este último realizado em Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN’s).

O condicionamento do gás abrange as etapas de desidratação (para evitar a corrosão e a redução da capacidade dos gasodutos através da formação de hidratos) e a dessulfurização, que é a remoção de compostos de enxofre (H2S, mercaptanas, dissulfeto de carbono, etc.), causadores de corrosão. O CO2 só é removido quando presente no gás em grandes quantidades, de

modo a reduzir o custo de transporte e, assim como no caso dos compostos sulfurados, a ocorrência de processos corrosivos.

Para a desidratação do gás são utilizados colunas de absorção onde o gás flui em contracorrente a uma solução de glicol, de grande poder higroscópico, que é posteriormente regenerada através de aquecimento em uma coluna de esgotamento em menor pressão, retornando ao processo.

Uma outra tecnologia de desidratação consiste na adsorção, realizada com materiais que apresentem, dentre outras características, grande área superficial e afinidade pela água, como a alumina, sílica-gel e as peneiras moleculares. Este material adsorvente é regenerado por ação do calor quando saturado de água.

A dessulfurização pode ser efetuada através dos processos de absorção química ou física. Os processos de absorção física possuem um melhor desempenho a altas pressões, pois a solubilidade dos gases ácidos aumenta linearmente com a pressão parcial. Como o solvente físico não forma ligação química com o componente sulfurado, pode ser regenerado apenas por redução de pressão, o que reduz o consumo de energia. Esses processos são isentos de problemas de corrosão.

Os processos de absorção química são mais favoráveis para baixa pressão parcial do gás ácido. Nesse caso a regeneração do solvente requer normalmente um stripping com vapor, a fim de quebrar a ligação química do solvente com o componente sulfurado.

O gás é, então, enviado para as UPGN’s, onde é promovida a separação das frações leves (metano e etano que constituem o chamado gás residual formando o gás natural combustível – GNC) das pesadas, que apresentam um maior valor comercial (gás liquefeito de petróleo – GLP constituído de propano e butano e a “gasolina natural”).

Para essa operação, podem ser utilizados diversos processos que variam conforme a composição, pressão disponível, recuperações desejadas, etc.

2.3 Processamento (UPGN)

Denominamos como Processamento de Gás Natural o processo de separação das frações mais leves do gás natural (C1 e C2) das frações mais pesadas, condensáveis (LGN, Líquido de Gás natural), de maior valor econômico. O processo é realizado nas Unidades de Processamento de Gás Natural, as UPGNs também chamadas de Plantas de Gasolina.

Por fim, o processamento do gás natural constitui-se na diminuição da temperatura e/ou no aumento da pressão para promover a condensação dos compostos mais pesados. Devido a alguns aspectos, tais como, composição

do gás, pressão disponível, recuperações desejadas, podem ser usados os seguintes processos:

Os principais processos são:

• Refrigeração simples: condensação de hidrocarbonetos mais pesados pela

redução de temperatura, através da utilização de um fluido refrigerante;

• Absorção refrigerada: o gás é submetido a um contato com um fluido auxiliar

numa torre a alta pressão e baixa temperatura;

• Turbo-expansão: condensação de hidrocarbonetos mais pesados pela

redução da temperatura, através da expansão em uma turbina;

• Expansão Joule-Thompson: condensação de hidrocarbonetos mais pesados

através do abaixamento da temperatura, obtida através de forte redução de

pressão por expansão em uma válvula adiabática.

Parte do gás residual é consumido diretamente nos próprios campos de

produção para elevação artificial (gas-lift) e principalmente como gás

combustível sendo o excedente exportado através de gasodutos. Uma outra

aplicação do gás natural é a geração de energia térmica na própria

plataforma, que é levado às caldeiras, evitando-se assim, perdas por queima

Antes de ser processado o Gás Natural é denominado de “gás úmido”, por conter líquido de gás natural (LGN), enquanto o gás industrial (ou gás residual) é o “gás seco”, pois não possui hidrocarbonetos condensáveis.

3. Carvão

O carvão mineral é uma rocha sedimentar, combustível, formada a partir da

decomposição de vegetais que sofreram soterramento e se compactaram em bacias

pouco profundas.

O carvão mineral é um recurso não renovável, cuja formação por decomposição de

matéria orgânica leva milhões de anos, sob determinadas condições de temperatura

e pressão. É composto por átomos de carbono, oxigênio, nitrogênio, enxofre,

associados a outros elementos rochosos (como arenito, siltito, folhelhos e

diamictitos) e minerais, como a pirita.

O carvão é um material sólido, poroso, de fácil combustão e capaz de gerar grandes

quantidades de calor e originar-se de um longo processo natural, denominado

encarbonização, pelo qual substâncias orgânicas, sobretudo vegetais, são

submetidas à ação da temperatura terrestre durante milhões de anos e transformam-

se em carvão mineral. Em função da natureza desses processos, o carvão vegetal é

também chamado de artificial, e o carvão mineral, de natural.

De acordo com a maior ou menor intensidade da encarbonização, o carvão mineral

– também chamado carvão fóssil ou de pedra – pode ser classificado como linhito,

carvão betuminoso e sub-betuminoso (ambos designados como hulha) e

antracito. A formação de um depósito de carvão mineral exige inicialmente a

ocorrência simultânea de diversas condições geográficas, geológicas e biológicas.

Primeiro, deve existir uma vegetação densa, em ambiente pantanoso, capaz de

conservar a matéria orgânica. A água estagnada impede a atividade das bactérias e

fungos que, em condições normais, decomporiam a celulose. A massa vegetal assim

acumulada, no prazo de algumas dezenas de milhares de anos – tempo curto do

ponto de vista geológico – transforma-se em turfa, material cuja percentagem de

carbono já é bem mais elevada que a da celulose.

Entre os recursos energéticos não renováveis, o carvão mineral ocupa a primeira

colocação em abundância e perspectiva de vida útil, a longo prazo a mais importante

reserva energética mundial. Ainda, na composição da matriz energética global, o

carvão mineral fica abaixo apenas do petróleo

Tanto o carvão o mineral como o vegetal, obtido a obtido a partir da carbonização da

lenha, podem ser usados na indústria (principalmente siderúrgica) e na produção de

energia elétrica. No entanto, enquanto o carvão vegetal é pouco utilizado – exceto

no Brasil, maior produtor mundial –, o consumo do carvão vegetal está bastante

aquecido. Este movimento tem a ver não só com a disponibilidade de reservas, mas

com a qualidade do carvão, medida pela capacidade de produção de calor – ou

poder calorífico, expresso em kcal/kg. Este poder calorífico, por sua vez, é

favorecido pela incidência de carbono e prejudicado pela quantidade de impurezas

(elementos rochosos e minerais).

O carvão responde pela maior parte da produção da eletricidade em vários países.

Por exemplo, China e Estados Unidos que, segundo a IEA, em 2006 produziram

mais da metade dos 7.775 terawatts-hora (TWh) gerados no mundo. Além disso,

países como Alemanha, Polônia, Austrália e África do Sul usam o carvão como base

da geração de energia elétrica devido à segurança de suprimento e ao menor custo

na comparação com outros combustíveis.

No Brasil, o minério representa, no entanto, pouco mais de 1,5% da matriz da

energia elétrica. Em 2007, ano em que 435,68 TWh foram produzidos no País, o

carvão foi responsável pela geração de 7,9 TWh, a partir da operação de usinas

termelétricas que estão localizadas na região Sul, nas proximidades das áreas de

mineração.

3.1 Classificação do Carvão Mineral

A formação de um depósito de carvão mineral exige inicialmente a ocorrência

simultânea de diversas condições geográficas, geológicas e biológicas. Primeiro,

deve existir uma vegetação densa, em ambiente pantanoso, capaz de conservar a

matéria orgânica. A água estagnada impede a atividade das bactérias e fungos que,

em condições normais, decomporiam a celulose. A massa vegetal assim acumulada,

no prazo de algumas dezenas de milhares de anos – tempo curto do ponto de vista

geológico – transforma-se em turfa, material cuja percentagem de carbono já é bem

mais elevada que a da celulose.

Na etapa seguinte, que leva algumas dezenas de milhões de anos, à medida em

que a turfa vai sendo soterrada, sua constituição físico-química vai mudando, o teor

de carbono vai progressivamente aumentando, enquanto os voláteis (H2O, CO, H2,

CH4) vão diminuindo até que ocorra a sua transformação em linhito, cujo nome

provém de sua aparência de madeira. Na etapa seguinte, surge a hulha, primeiro

como carvão betuminoso, depois como sub-betuminoso. Na fase final, a hulha se

transforma em antracito, com teores de até noventa por cento de carbono fixo.

Quanto maior o teor de carbono, maior também é o poder energético. Por isso, a

turfa, que em teores muito baixos e altas percentagens de umidade, nem sempre

pode ser aproveitada como combustível, e nesse caso serve para aumentar a

composição de matéria orgânica dos solos. Encontrada nos baixos e várzeas, ou em

antigas lagoas atulhadas, a turfa caracteriza-se pela presença abundante de restos

ainda conservados de talos e raízes. Já o linhito, muito mais compacto que a turfa, é

empregado na siderurgia, como redutor, graças a sua capacidade de ceder oxigênio

para a combustão como matéria-prima na carboquímica. Quando o linhito se

apresenta brilhante e negro, recebe o nome de azeviche.

A hulha é composta de carbono, restos vegetais parcialmente conservados,

elementos voláteis, detritos minerais e água. É empregada tanto como combustível

quanto como redutor de óxidos de ferro e, graças a suas impurezas, na síntese de

milhares de substâncias de uso industrial. O antracito, última variedade de carvão

surgida no processo de encarbonização, caracteriza-se pelo alto teor de carbono

fixo, baixo teor de compostos voláteis, cor negra brilhante, rigidez e dificuldade com

que se queima, dada sua pobreza de elementos inflamáveis. É usado como redutor

em metalurgia, na fabricação de eletrodos e de grafita artificial. Uma de suas

principais vantagens consiste em proporcionar chama pura, sem nenhuma fuligem.

A hulha é um carvão mineral com 80% de carbono (abaixo de 80% ocorre o linhito e,

acima, antracito)

O carvão mineral, em qualquer de suas fases, compõe-se de uma parte orgânica,

formada de macromoléculas de carbono e hidrogênio e pequenas proporções de

oxigênio, enxofre e nitrogênio. Essa é a parte útil, por ser fortemente combustível. A

outra parte mineral, contém os silicatos que constituem a cinza. As proporções

desses elementos variam de acordo com o grau de evolução do processo de

encarbonização: quanto mais avançado, mais alto o teor de carbono na parte

orgânica e menor o teor de oxigênio.

Como o carbono é o principal elemento presente no carbono, o teor deste elemento

é muito, pois determina a maturidade geológica do carvão, denominada rank, ou

seja, o estágio de carbonificação atingido na sequencia evolutiva. A umidade, o

poder calorífico, os teores de carbono e hidrogênio ou a fluorescência, são

propriedades que permitem estimar o rank, uma vez que a elevação da

carbonificação aumenta o poder refletor e reduz o hidrogênio e as matérias voláteis.

O aumento do grau do rank origina um enriquecimento relativo do teor de carbono e

elevação do poder calorífico e uma diminuição de hidrogênio, oxigênio, matéria

volátil e umidade higroscópica.

Composição Química dos Tipos de Carvão

Em virtude dessa estrutura complexa e variável é que o carvão mineral apresenta

diversos tipos. Seu emprego para fins industriais obedece a uma classificação que

toma como base a produção de matéria volátil e a natureza do resíduo. Assim, há

carvões que se destinam à produção de gás, de vapor ou de coque, que é um

carvão amorfo, resultante da calcinação do carvão mineral, e de largo emprego na

siderurgia.

Para combustão em caldeira, é preferível o carvão com pequenos teor de cinza e

quantidades moderadas de matéria volátil, condições que proporcionam bom

rendimento térmico. É preferível que apresente também o mínimo de enxofre e

poder calorífico elevado, já que o calor por ele gerado vai ser utilizado diretamente

ou transformado em outras formas de energia. Para a produção do coque

metalúrgico com propriedades mecânicas para uso em altos fornos, o carvão mineral

precisa apresentar propriedades aglomerantes ainda maiores e teores mais baixos

de enxofre e cinza. Na destilação do carvão para produção de gás combustível ou

coque metalúrgico, obtêm-se também águas amoniacais, das quais extraem-se a

amônia e o alcatrão.

3.2 Extração e transporte

A extração (ou mineração) do carvão pode ser subterrânea ou a céu aberto. A

opção por uma ou outra modalidade depende, basicamente, da profundidade e do

tipo de solo sob o qual o minério se encontra. Se a camada que recobre o carvão é

estreita ou o solo não é apropriado à perfuração de túneis (por exemplo, areia ou

cascalho), a opção é a mineração a céu aberto. Se, pelo contrário, o mineral está em

camadas profundas ou se apresenta como veios de rocha, há a necessidade da

construção de túneis. Neste último caso, a lavra pode ser manual, semimecanizada

ou mecanizada.

A mineração a céu aberto envolve a escavação do nível do solo à camada de

carvão, ao longo de toda a área a ser trabalhada. Ela pode ser definida como o

processo de remoção das camadas do solo e de rochas que cobrem a camada de

carvão, quando ela está próxima da superfície do solo. Após a exposição do carvão,

ele é desmontado, carregado em caminhões e transportado para a planta de

preparação ou alimentado em vagões para entrega direta aos consumidores.

Geralmente, a mineração a céu aberto é o meio mais rápido e eficiente para a

mineração de carvão localizado próximo da superfície da terra. Ela, caso possa ser

adotada, apresenta vantagens sobre a mineração de subsolo, tais como maior

recuperação das reservas, maior segurança para os operários e maior nível de

produtividade. Apresenta como desvantagens limitação da profundidade da camada

a ser trabalhada e o sempre desfavorável impacto sobre o meio ambiente vizinho.

A mineração de subsolo é usada quando a camada de carvão está numa

profundidade tal que torna a mineração a céu aberto inviável. A maior parte das

reservas estão localizadas em profundidades tais que só podem ser trabalhadas por

métodos de subsolo. Geralmente, as minas de subsolo exigem técnicas mais

complexas para o desenvolvimento do trabalho de acesso às camadas de carvão

antes de começar a produção, para a produção em si e quanto a aspectos relativos

à segurança. As minas atingem camadas que estão muito profundas no interior da

terra. Um poço é escavado verticalmente até a camada de carvão. Em seguida

operários desenvolvem entradas horizontais através da camada de carvão de tal

modo que ela é minerada através de túneis a partir do poço. Elevadores, similares

aos usados em edifícios, são usados para que os mineradores e equipamentos

possam ser levados entre a entrada da mina e a frente de trabalho. Elevadores

especiais ou guindastes de minas transportam o carvão para o exterior.

A mineração em subsolo apresenta dois métodos básicos de extração do carvão,

mineração convencional e contínua.

Na mineração convencional o carvão é extraído numa sequência de operações em

que, inicialmente, uma máquina faz cortes profundos na camada de carvão para

permitir que o carvão se desloque mais facilmente quando do desmonte. Os

mineiros fazem furos na face de carvão para colocação de explosivos. A explosão

propicia o desmonte do carvão e veículos de carregamento o levam para vagonetas

ou correias transportadoras.

Na mineração contínua, uma máquina única, o minerador contínuo (figura 3.9), é

usada para quebrar o carvão e carregá-lo em um shuttle car, eliminando as

operações separadas da mineração convencional. O minerador contínuo opera na

face da camada de carvão, retirando até 20t/min carvão. Os suportes do teto e

ventilação são avançados à medida em que a mineração avança

O transporte é a atividade mais complexa e dispendiosa da cadeia produtiva do

carvão. A título de exemplo, conforme está registrado no Plano Nacional de Energia

2030, em 2004 o preço CIF – que inclui frete e seguro – de uma tonelada de carvão

metalúrgico no Japão era de US$ 61, enquanto o custo do frete chegava a US$

49,50 por tonelada.

Para distâncias muito curtas, o método mais eficiente de transporte é a esteira. Para

os trajetos mais longos, utiliza-se caminhões, trens e barcaças. O carvão pode

também ser transportado tanto em graneleiros comuns como em navios usados para

cargas líquidas e/ou secas. A capacidade dos navios pode chegar a 165.000

toneladas mas a utilização de navios de grande porte depende da capacidade dos

portos de receber esses navios e manusear suas cargas.

O carvão também pode ser misturado à água formando uma lama que é

transportada por meio de dutos. Além disso, geralmente só são transferidos, de um

local para outro, os tipos de carvão com baixo teor de impurezas.

Os demais são utilizados nas proximidades do local de mineração – onde, em geral,

também são construídas as termelétricas abastecidas por esse combustível. É o que

ocorre nas cinco usinas termelétricas movidas a carvão em operação no Brasil,

todas localizadas no sul do País, nas proximidades das áreas de mineração. Do

ponto de vista econômico, é mais eficiente investir na construção de linhas de

transmissão de eletricidade do que no transporte do carvão.

Dependendo da localização da empresa consumidora, o carvão descarregado dos

navios pode ir diretamente para pátios internos de estocagem ou serem empilhados

em pátios próximos aos portos e então serem formados trens para transporte até a

empresa consumidora.

3.3 Beneficiamento

O carvão bruto, obtido diretamente da mina, é denominado de minério run-of-mine

(ROM). O beneficiamento do carvão se refere ao tratamento dado ao carvão ROM,

logo após sua extração, a fim de assegurar a qualidade do mesmo e aumentar sua

potencialidade para o uso. O beneficiamento consiste numa série de processos que

visam à redução da matéria inorgânica, tais como rocha (estéril), de enxofre e

impurezas, existente no carvão. O tratamento depende das propriedades do carvão

e de seu uso pretendido, podendo exigir uma simples lavagem/moagem ou

necessitar de processos mais complexos de tratamento.

O processamento mineral é feito logo após a mineração e transforma o run-of-mine

em um ou mais produtos de maior valor e com alguma utilidade (produtos comerciais

de qualidade e quantidade efetivamente controladas).

Os métodos de processamento de carvão run-of-mine usam a densidade para a

remoção das impurezas. O carvão após ser minerado é beneficiado em plantas de

preparação, passando por diversas etapas:

Britagem;

Lavagem;

Classificação;

Secagem.

Os chamados lavadores de carvão utilizam tecnologias modernas que atuam no

sentido de melhoria da qualidade do carvão por abaixamento, principalmente, dos

teores de cinza e enxofre.

Os equipamentos de lavagem do carvão incluem jigues, mesas concentradoras,

ciclones de meio denso, classificadores, peneiras, células de flotação etc., que

permitem que o carvão bruto, com seus vários tamanhos de grão e impurezas, seja

transformado em um produto de qualidade comercial através de inúmeros processos

de maior ou menor complexidade. As etapas do processo de lavagem que o carvão

sofre são em função da granulometria do material a ser tratado.

3.4 caracterização do carvão

3.4.1 Caracterização de Carvões para a Produção de Coque

Para o processo de coqueificação é necessário que o carvão possua propriedades

coqueificantes, isto é, quando aquecido em ausência de ar ele deve amolecer,

inchar, aglomerar e, finalmente, solidificar na forma de um sólido poroso e rico em

carbono, chamado coque. Os carvões que formam coque são denominados carvões

coqueificantes. Os fatores que norteiam a caracterização de um carvão metalúrgico

estão diretamente relacionados com a qualidade do coque, o que, por sua vez, é

função dos parâmetros de processo dos altos-fornos. O coque, para sua utilização

na redução de minério de ferro, via alto-forno, deve ter determinadas características

que são provenientes do carvão de origem. Em vista disso, a avaliação de um

carvão coqueificantes é constituída de ensaios analíticos de caracterização física,

petrográfica, química e de testes de laboratório (propriedades plásticas) que tentam

simular condições da prática industrial, baseados no processo de fabricação do

coque ou nas características exigidas para seu emprego no alto-forno.

A escassez de carvões coqueificáveis faz com que na maior parte do mundo,

inclusive no Brasil, se utilize uma mistura de vários tipos de carvões, cujo somatório

de suas propriedades possibilita produzir um coque adequado. A siderurgia

brasileira costuma empregar em suas misturas cerca de sete a dez carvões

diferentes, classificados como baixo, médio e alto volátil, que apresentam distintas

propriedades coqueificantes. Fatores econômicos são sempre levados em

consideração.

3.4.2 Caracterização de Carvões para a Injeção em Altos-Fornos

A injeção de carvão pulverizado nas ventaneiras do alto-forno pode substituir uma

parte do coque necessário para a produção do ferro-gusa por carvão energético de

menor custo. O carvão para este fim não deve ter características aglutinantes, mas

deve ter restrições químicas (cinzas, enxofre, álcalis) similares ao do carvão para

coqueificação.

3.4.3 Caracterização de Carvões para outros Processos de Redução

Os processos de Redução Direta, ou os processos de Redução-Fusão, permitem a

utilização de carvões não coqueificáveis mais baratos como fonte de energia e de

gás redutor. As características dos carvões (matéria volátil e cinzas) variam para

cada do tipo de processo. Há de se destacar o processo de redução direta com

redutor sólido, já testado no Brasil, que permite a utilização de carvões com altos

teores de cinzas e voláteis. Essa tecnologia foi passada para a Índia, que possui

carvões similares ao brasileiro.

3.5 Processo de Coqueificação

Basicamente, o processo de coqueificação consiste em um aquecimento de carvões

coqueificáveis, em ausência de ar, até cerca de 1100ºC. Ocorre, então, uma

decomposição térmica que dá origem aos produtos voláteis e a um resíduo sólido

carbonoso, macroporoso e de alta resistência mecânica, chamado coque. A

utilização dos produtos voláteis vai depender do tipo de processo de coqueificação

empregado. O coque pode ser produzido em bateria de fornos com frente de

coqueificação vertical ou horizontal. Uma bateria é constituída por vários fornos

agrupados (visando economizar energia e espaço), formando uma unidade de

produção. As baterias de fornos de coque dividem-se entre aquelas que permitem

ou não o aproveitamento dos subprodutos. Esses subprodutos líquidos processados

originam uma ampla variedade de produtos químicos comercializáveis. Os resíduos

e os gases são usados como combustíveis. No Brasil, tradicionalmente, todas as

usinas siderúrgicas produzem coque no processo “Com-recuperação de

Subprodutos” (by-products). Portanto, permitem a coleta, para posterior tratamento,

da matéria volátil liberada do carvão durante o processo de coqueificação. Em uma

bateria sem-recuperação (non-recovery ), como os subprodutos não são

recuperados, o processo é chamado de fabricação de coque sem-recuperação e se

o gás residual é alimentado em uma caldeira de recuperação de calor que converte

o excesso de calor em vapor para geração de energia, o processo é chamado de

“sem-recuperação - com-recuperação de calor” ou non-recovery/heat-recovery –

(NRHR). A combustão interna dos hidrocarbonetos no forno parece eliminar todas as

emissões de hidrocarbonetos e, como os fornos são de pressão negativa, não

ocorrem vazamentos de quantidades apreciáveis de emissões. Esse tipo de

coqueria foi recentemente implantado no Brasil, na grande Vitória-ES.

3. 6 Caracterização Química

A qualidade química do coque tem relação direta com qualidade dos carvões

utilizados. As principais análises para definir a composição química do carvão são:

análise elementar, análise imediata, análise dos componentes das cinzas e análise

do enxofre e suas formas. Elementos como o fósforo, álcalis e cloro também são

analisados pela sua influência nas condições operacionais dos altos-fornos e na

qualidade final do aço. Embora essas análises não forneçam informações sobre a

estrutura do carvão, ou seja, de como os seus elementos estão molecularmente

combinados, são importantes já que seus resultados possibilitam a previsão das

características químicas do coque e podem ser correlacionados com muitos

aspectos do comportamento do carvão durante a coqueificação ou do coque no alto-

forno.

Análise Elementar de Carvão

O carvão (base seca e livre de cinza) consiste essencialmente de carbono,

oxigênio, hidrogênio, nitrogênio e enxofre. Os carvões coqueificantes apresentam

como composição elementar aproximada:

Carbono: 83 a 90,5%;

Hidrogênio: 5,5 a 4,0%;

Oxigênio: 8,0 a 4,0%;

Nitrogênio: 1,5 a 1,0%

Enxofre orgânico: 0,3 a 0,8%.

Os elementos químicos presentes originalmente em um carvão submetido a

coqueificação em bateria de fornos horizontais carregados por gravidade distribuem-

se entre os diversos produtos (coque, gás, alcatrão e amônia), sendo que todos os

cinco principais (C, H, O, N e S) são encontrados no coque

Análise Imediata de Carvão

A análise imediata foi desenvolvida como um meio simples para determinar a

distribuição dos produtos obtidos no aquecimento de uma amostra de carvão (sob

condições padrão), sendo expressa em termos de umidade, cinza, matéria volátil e

carbono fixo. O carbono fixo é o valor obtido, subtraindo-se de 100 a soma das

percentagens de umidade, matéria volátil e cinza.

Umidade de Carvão

Os diferentes tipos de carvão contêm quantidades variáveis de água, presente em

parte como uma mistura mecânica e em parte como uma mistura física. A água

mesclada mecanicamente sobre a superfície das partículas e no interior de fissuras

e capilares maiores, dando ao carvão a aparência de molhado, é chamada de

umidade superficial ou livre. Esta apresenta pressão de vapor normal, mesmas

propriedades da água comum e sua concentração aumenta com a diminuição do

tamanho do carvão. A água mantida fisicamente no interior da estrutura de poros do

carvão (em capilares menores e poros), apresentando pressão de vapor inferior à

normal e considerada como sendo aquela presente na camada de carvão, é

chamada de umidade inerente (quanto mais poroso o carvão maior a concentração).

O carvão contém ainda a água de constituição, combinada principalmente com a

matéria mineral e que só é liberada em temperaturas mais elevadas do que as de

determinação de umidade total. A primeira determinação efetuada sobre as

amostras de carvão, por razões comerciais e analíticas, é a de umidade total

(inerente mais superficial). Como a umidade constitui um inerte que, salvo correção,

será valorizado ao preço do carvão, contratualmente é fixado um valor de referência

para ela. Na determinação da umidade total do carvão, é obtido um valor que pode

ser chamado de umidade comercial, por ser aquele que intervém na futura

negociação de preço e no estabelecimento de prêmios ou multas para valores

diferentes do previsto em contrato. As razões analíticas estão ligadas ao fato de que

todas as análises são efetuadas sobre o carvão seco e assim é necessário

determinar a umidade contida na amostra do carvão. A umidade de carvão em

termos práticos origina aumento do consumo de calor e perda de produção da

coqueria por redução da carga por forno, já que, para uma mesma distribuição

granulométrica, um aumento de umidade origina uma queda na densidade de carga

(à medida em que a umidade da carga de carvão é reduzida, a produtividade e a

eficiência energética da bateria de coque, bem como a qualidade de coque, são

melhoradas).

Cinza de Carvão

O carvão contém inclusões inorgânicas intimamente misturadas à parte orgânica,

que após calcinação constituem a cinza do carvão. A maior parte das inclusões

inorgânicas é de materiais argilosos (silicatos de alumina) que perdem água de

constituição tanto na determinação de matéria volátil quanto de cinza (o mesmo

acontece no processo de coqueificação em forno horizontal de coqueria). Além

disso, alguns carvões contêm compostos de enxofre (sulfetos e sulfatos), carbonatos

(como anquerita e siderita) e cloretos que na determinação de matéria volátil sofrem

decomposição parcial com evolução de produtos gasosos. Apesar dessas perdas, a

cinza é considerada como uma "quantidade conservada" durante a coqueificação e

como a natureza do resíduo da cinza do carvão é, praticamente, a mesma do

produzido a partir do coque correspondente, a relação de cinza do carvão para cinza

do coque produzido está ligada ao rendimento em sólidos. Assim, a percentagem de

cinza do coque pode ser calculada com razoável precisão a partir da cinza e matéria

volátil dos carvões componentes da mistura que o originou. Matéria Volátil de

Carvão - A matéria volátil de uma amostra de carvão ou coque é o material liberado,

exceto a umidade, quando ela é aquecida, em ausência de ar, sob condições

rigidamente padronizadas. A matéria volátil é compreendida de uma grande

variedade de hidrocarbonetos, hidrogênio, monóxido de carbono, vapores

alcatroados, dióxido de carbono e água "quimicamente ligada". Ela foi, até ser

substituída pela refletância do carvão, o índice mais usado para caracterizar o rank

de carvão, sendo de grande utilidade para balanços de massa, pois ela se relaciona

diretamente com o rendimento em sólidos do processo. O rendimento em coque é

calculado através de fórmulas estatísticas, válidas para as condições em que foram

determinadas.

Composição Química da Cinza de Carvão

As limitações relacionadas com a composição química da cinza estão ligadas à

presença de elementos químicos que têm efeitos adversos na qualidade do gusa

(por exemplo, fósforo e enxofre), ou que possam provocar perturbações

operacionais na coqueria (cloro) ou nos altos-fornos (sódio e potássio). Por métodos

apropriados de análise, os teores dos seguintes óxidos são comumente

determinados: SiO2, Al2O3, CaO, MgO, TiO2, P2O5, Na2O, K2O, ZnO e SO3. Os

três óxidos mais importantes em termos de quantidade nos carvões são: SiO2,

Fe2O3, Al2O3, que representam aproximadamente 90% do total da cinza (SiO2 e

Al2O3, como principais componentes, apresentam grande efeito no volume de

escória).

Enxofre em Carvão

O enxofre está presente no carvão sob três formas: orgânico (compostos de enxofre

orgânico na substância do carvão), pirítico (pirita ou marcassita) e sulfático. O

enxofre do carvão é apenas parcialmente retido no coque, dependendo das

quantidades relativas de enxofre orgânico e mineral e de outros fatores como rank

do carvão, quantidade e composição da matéria mineral, taxa de coqueificação e

etc. A taxa de dessulfuração durante a coqueificação é de cerca de 40%, sendo o

enxofre liberado sob a forma de H2S e outros compostos de enxofre para o gás

bruto. A previsão do enxofre total do coque deve ser feita a partir do enxofre dos

carvões componentes da mistura, não podendo ser desenvolvida uma fórmula de

uso geral devido às diferenças nas condições de coqueificação entre baterias

distintas.

Álcalis em Carvão

Os álcalis do carvão não se volatilizam durante a coqueificação e passam para a

cinza do coque. O coque é uma das principais fontes de álcalis nos altos-fornos. Os

álcalis e seus compostos (K, KCN, K2SiO3, K2CO3, Na e Na2O) são vaporizados na

parte inferior da zona de elaboração e se condensam em regiões superiores do alto-

forno, originando perturbações operacionais como desgaste de refratários, redução

do tamanho e aumento do consumo de coque (por acelerar a reação de gaseificação

e favorecer a sua fragilização), formação de cascão e etc. Assim, é importante

reduzir a participação de carvões de altos teores de álcalis para controle do teor no

coque. O teor de álcalis no coque é controlado geralmente em valores inferiores a

0,27%.

Fósforo em Carvão

Apesar dos baixos teores no carvão, o teor de fósforo é controlado já que apresenta

um efeito adverso na qualidade do gusa. O fósforo ocorre na matéria orgânica do

carvão e não pode, portanto, ser removido nas operações de beneficiamento. A

redução do teor de fósforo no gusa possibilita melhor controle de seu teor na aciaria

LD.

Cloro em Carvão

A determinação de cloro não é considerada na análise elementar do carvão pois

sua quantidade é, geralmente, muito baixa. Ela é realizada em conexão com

problemas encontrados em plantas de processamento, em que o cloro liberado

provoca corrosão em certos equipamentos. O cloro está presente no carvão sob a

forma de cloretos, e estima-se que cerca de 40% desse cloro estariam presentes

como cloreto inorgânico (sob a forma de cloreto de sódio). A excessiva quantidade

de cloretos poderia levar a problemas de manutenção nas plantas de preparação de

carvão e baterias de coque (por causa da 24 natureza corrosiva dos seus

compostos) e ao passar para os sistemas da planta de carboquímicos aumentariam

a quantidade de água para removê-los dos alcatrões. Os carvões recebidos pela

USIMINAS e algumas outras siderúrgicas brasileiras contêm cloro em quantidades

inferiores às consideradas inadequadas (valores superiores a 3 mg/g já são

considerados como altos).

Caracterização Física Distribuição Granulométrica de Carvão

O carvão run-of-mine processado em plantas de beneficiamento é britado e

separado em frações granulométricas (grossa, intermediária e fina). Essas frações

sofrem tratamentos independentes e originam produtos de diferentes distribuições

granulométricas colocados no mercado separadamente ou recombinados. Os

contratos de compra especificam faixas granulométricas bastante amplas para os

carvões usados em coqueria: 50-0mm, 25-0mm, 15-0mm, etc. Na preparação de

carga para fabricação de coque, os carvões são britados em britadores de impacto

(ou martelo) a uma faixa estreita de tamanhos (85% < 3mm, minimizando-se a

fração < 0,15mm).

A análise granulométrica compreende a separação por tamanhos das partículas de

um carvão britado e consiste na superposição de peneiras, ordenadas de cima para

baixo em função de suas aberturas, em um vibrador rotap. Uma certa quantidade de

carvão é colocada na peneira superior e a percentagem em peso de carvão retido

(ou passante) em cada peneira é chamada retido (ou passante) dessa peneira. Ela

fornece uma série de índices, cada um indicando o retido ou passante em uma dada

malha. A granulometria do carvão, embora seja um importante fator de fabricação do

coque, principalmente por seu efeito na densidade de carga e resistência do coque,

não é geralmente considerada nos modelos de seleções de carvões. Algumas vezes

são inseridas restrições na etapa da formulação de misturas, relacionadas com a

distribuição granulométrica e o índice de britabilidade Hardgrove, principalmente,

quando do uso de carvões já recebidos com elevadas proporções de finos (caso

típico de alguns carvões médio e baixo voláteis do Canadá) ou muito macios. A

razão para tal é evitar perturbações operacionais como depósito de carbono em

tubos de ascensão, teto e 25 paredes de fornos de coqueria, aumento dos insolúveis

no alcatrão e de poluição ambiental, originadas pela maior presença de finos.

Índice de Britabilidade Hardgrove (HGI)

Britabilidade é uma medida da facilidade com a qual um carvão pode ser britado a

uma finura adequada ao seu uso como combustível pulverizado, sendo dependente

sobretudo das propriedades do carvão e das características mecânicas da máquina

teste. Ela originou-se da observação de que o desempenho de equipamentos, que

utilizavam carvão como combustível, era altamente dependente do tipo do carvão,

sendo aplicada na previsão das características granulométricas de carvões

submetidos a britagem e na definição das condições de britagem/peneiramento para

carvões em empresas que usam o processo de britagem seletiva. O HGI (ASTM

D0409) é determinado pela cominuição de uma amostra de carvão em máquina

Hardgrove (figura 3.13), pulverizador tipo anel-bola no qual a britagem é efetuada

por oito esferas de aço de 1" de diâmetro. As esferas giram em um anel fixo

(elemento inferior de britagem) e são dirigidas pela parte superior por um anel

rotativo (elemento superior de britagem) e submetidas a um peso constante (29kg).

50g de uma amostra de carvão seca ao ar e granulometria entre 1,19 a 0,59mm são

uniformemente distribuídos no elemento inferior de britagem contendo as esferas

(igualmente espaçadas) e britados por 60 revoluções a 20rpm. O carvão britado é

peneirado em 0,074mm em rotap por 25 minutos.

Caracterização Petrográfica

O carvão é composto de inúmeras substâncias orgânicas e inorgânicas, arranjadas

em um padrão de textura que pode ser visualizado ao nível do microscópio óptico. A

petrografia de carvão é a análise de composição do carvão através de métodos

microscópicos, podendo ser aplicada desde a etapa de exploração de jazidas,

mineração, beneficiamento, até os diferentes campos de utilização de carvão, em

particular, na fabricação de coque de alto-forno. A petrografia de carvão emprega

princípios e técnicas adaptadas das originalmente usadas em metalografia.

Consiste, principalmente, do estudo de superfícies polidas de carvão em um

microscópio de luz refletida.

Macerais de Carvão

Macerais são os constituintes microscópicos elementares do carvão, distintos com

base em diferenças de propriedades como refletância, cor, morfologia, tamanho,

anisotropia e dureza. São originados de restos de diferentes órgãos e tecidos de

plantas e suas propriedades físicas e químicas variam conforme a carbonificação se

processa. Os macerais são identificados e classificados com base em suas

morfologias, tipos de matéria orgânica que os originaram, cor ou nível de refletância

e natureza de formação. Para fins práticos, notadamente na coqueificação, os

macerais que apresentam refletâncias aproximadamente vizinhas são reunidos em

um dos três seguintes grupos: o grupo da vitrinita com refletância média, o grupo da

exinita e o grupo da inertinita com refletâncias, respectivamente, inferior e superior à

da vitrinita correspondente. Os vários componentes podem ser fácil e prontamente

reconhecidos ao microscópio. Quando cortado em seção delgada e examinado sob

luz transmitida, o carvão não mais se apresenta preto mas exibe inúmeras cores.

Por exemplo, a vitrinita é vermelha, a exinita é amarela e a inertinita preta. Sob luz

refletida, a vitrinita é cinza clara, a exinita é preta e a inertinita é branca. Além disso,

há uma ampla variação nas proporções relativas desses componentes de carvão

para carvão e como eles se comportam de maneira diferente na coqueificação é

importante que se possa diferenciá-los e medir suas quantidades relativas.

Análise de Maceral de Carvão

A análise compreende a determinação da percentagem em volume dos diferentes

macerais, através da técnica de "contagem de um número estatístico de pontos"

sobre superfícies polidas de carvão. Completada a análise, o número de pontos

contados para cada maceral, grupo maceral, ou matéria mineral, é expresso em

percentagem em relação ao total de pontos. A técnica de contagem de pontos dá

uma boa estimativa da percentagem em volume dos macerais, porém os resultados

estão sujeitos a erros pois o número total de pontos contados é finito.

Grau de Carbonificação ou Rank de Carvão

O rank ou grau de carbonificação designa o estágio atingido por um carvão ao curso

da carbonificação (enriquecimento em carbono durante sua história geológica).

Como ele não é uma grandeza diretamente mensurável é necessário que seja

medida uma determinada propriedade física ou química que varie contínua e

significativamente ao curso da carbonificação. Como a maioria das propriedades dos

diversos constituintes do carvão não variam segundo as mesmas leis, para que

possam ser obtidos valores comparáveis, o que se faz é a determinação do rank

sobre um mesmo maceral. Para o caso particular de carvão, o rank é determinado

sobre o maceral vitrinita em função da vitrinita ser o maceral mais abundante e, em

consequência, o mais representativo, e suas propriedades variarem de modo

contínuo ao curso da carbonificação, podendo ser distinta ao microscópio em toda a

escala de evolução, além de relativamente fácil de ser isolada.

Dentre os métodos químicos, físicos e físicoquímicos de determinação do rank,

podem ser citados o índice de matéria volátil (base seca, carvão isento de cinza), a

composição elementar (carbono, hidrogênio e oxigênio da vitrinita), o teor de

umidade e poder calorífico da vitrinita (carvão isento de cinza), a densidade real e

microdureza Vickers da vitrinita e a medida de refletância da vitrinita. É através da

petrografia de carvão, por medida de refletância da vitrinita sob imersão em óleo,

que se obtém a melhor definição do rank, já que a refletância varia de forma muito

sensível com o grau de carbonificação.

Processos de Refino de Petróleo e Processamento de Gás Natural e Carvão

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