APOSTILAPETRLEOEPETROQUMICA2010

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PETROLEUM AND PETROCHEMICAL (in portuguese); PETRÓLEO E
PETROQUÍMICA
Working Paper · April 2010
DOI: 10.13140/RG.2.2.27317.47843
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Francisco Sávio Gomes Pereira
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RECIFE, 2010
PETRÓLEO E PETROQUÍMICA
PROF.: FRANCISCO SÁVIO GOMES PEREIRA
CAMPUS IPOJUCA
 
 
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INTRODUÇÃO A TECNOLOGIA DO PETRÓLEO
PROFESSOR: FRANCISCO SÁVIO GOMES PEREIRA
INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA DE PERNAMBUCO
RECIFE – 2010
SUMÁRIO
CONTEÚDO Pág.
1 FUNDAMENTOS DO PETRÓLEO ............................................................................... 4
INTRODUÇÃO .............................................................................................................. 4
ORIGEM E FORMAÇÃO DO PETRÓLEO ................................................................... 8
COMPOSIÇÃO E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO ................................................ 10
CARACTERIZAÇÃO E CLASSIFICAÇÃO DO PETRÓLEO E SUAS FRAÇÕES ........ 12
PRODUTOS DE PETRÓLEO ...................................................................................... 13
REFERÊNCIAS ........................................................................................................... 15
2 INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ....................................................................................... 16
INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 16
EXPLORAÇÃO ............................................................................................................ 16
EXTRAÇÃO E PRODUÇÃO ........................................................................................ 18
TRANSPORTE ............................................................................................................. 23
REFINO ........................................................................................................................ 23
DISTRIBUIÇÃO ............................................................................................................ 34
GÁS NATURAL ............................................................................................................. 35
PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL .................................................................... 38
SUPRIMENTO DE GÁS NATURAL ........................................................................ 38
REFERÊNCIAS ........................................................................................................... 40
3 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E O MEIO AMBIENTE .............................................. 41
INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 41
POLUIÇÃO AMBIENTAL E DERRAMAMENTO DE PETRÓLEO ............................... 42
RESÍDUOS DAS REFINARIAS DE PETRÓLEO ......................................................... 43
REFERÊNCIAS ............................................................................................................ 48
4 LOGÍSTICA DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ...................................................... 
INTRODUÇÃO....................................................................................................
DISTRIBUIÇÃO DE DERIVADOS DE PETRÓLEO ..........................................
BASES DE DISTRIBUIÇÃO .............................................................................. ...
BASES DE DISTRIBUIÇÃO – PRIMÁRIAS OU PRINCIPAIS ..............................
BASES SECUNDÁRIAS OU DE INTERIOR .....................................................
REFERÊNCIAS ..................................... ..................................................................
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5 A INDÚSTRIA PETROQUÍMICA ...........................................................................
INTRODUÇÃO ......................................................................................................
A INDÚSTRIA QUÍMICA .......................................................................................
A INDÚSTRIA PETROQUÍMICA ...........................................................................
Histórico da indústria petroquímica no Brasil ........................................................
Pólos Petroquímicos .............................................................................................
Papel da Petrobras ...............................................................................................
ESTRUTURA DA INDÚSTRIA PETROQUÍMICA .................................................
Características da Indústria Petroquímica ............................................................
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MATÉRIAS-PRIMAS DA INDÚSTRIA PETROQUÍMICA ......................................
Gás Natural.............................................................................................................objetivo listado.
Apesar das frações básicas lubrificantes e parafinas apresentarem maior valor agregado que os 
combustíveis, tornando este tipo de refino uma atividade altamente rentável, os investimentos 
necessários para tal são muito maiores.
As parcelas de cada produto obtido no refino dependem de uma série de variáveis: da qualidade do 
petróleo que está sendo processado e da estrutura da refinaria - sua complexidade, unidades e 
mercado em que atua. 
Assim, pode-se ter o caso de conjuntos ou unidades especialmente dedicados à geração de lubrificantes 
e parafinas dentro de uma refinaria para produção de combustíveis.
A Petrobrás possui 11 refinarias, estrategicamente localizadas do norte ao sul do País. Responsáveis 
pelo processamento de milhões de barris diários de petróleo, essas refinarias suprem nosso mercado 
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com todos os derivados que podem ser obtidos a partir do petróleo nacional ou importado: gasolina, 
óleos combustíveis, além de outros. 
Processos de refino - O refino de petróleo é, basicamente, um conjunto de processos físicos e 
químicos que objetivam a transformação dessa matéria-prima em derivados. Ele começa pela destilação 
atmosférica, que consiste no fracionamento do óleo cru a ser processado em toda e qualquer refinaria. 
Tal operação é realizada em colunas de fracionamento, de dimensões variadas, que possuem vários 
estágios de separação, um para cada fração desejada. 
O petróleo, proveniente dos tanques de armazenamento, é pré-aquecido e introduzido numa torre de 
destilação atmosférica. Os derivados deste fracionamento são, principalmente, gás, GLP, nafta, gasolina, 
querosene, óleo diesel e resíduo atmosférico. Tais frações, retiradas ao longo da coluna em seus vários 
estágios de separação, deverão ser tratadas, para se transformarem em produtos finais, ou ser enviadas 
como matéria-prima para outros processos de refino, que as beneficiarão. 
O resíduo atmosférico, fração mais pesada obtida no fundo da torre de destilação atmosférica, após 
novo aquecimento, é submetido a um segundo fracionamento, agora sob vácuo, no qual são gerados 
cortes de gasóleos e um resíduo de vácuo, conhecido como óleo combustível. 
As frações geradas na torre de destilação a vácuo são utilizadas como cargas de outros processos de 
refino que visam, principalmente, a obtenção de produtos de menor peso molecular e maior valor 
agregado. Exemplos clássicos desses processos são o craqueamento catalítico fluido (FCC) de gasóleos 
de vácuo, que apresenta como principais produtos o GLP e a gasolina, e o coqueamento de resíduo de 
vácuo, que gera GLP, nafta e óleo diesel. As correntes obtidas nesses processos de craqueamento 
(catalítico, no primeiro exemplo, e térmico, no segundo) são também enviadas para unidades de 
tratamento, onde transformam-se em produtos acabados.
Os processos normalmente empregados nas refinarias modernas para o processamento do petróleo 
(óleo cru) são: destilação atmosférica e a vácuo, cracking ou craqueamento térmico e catalítico, 
polimerização, alquilação, dessulfurização, dessalinização, desidratação e hidrogenação. 
Os esquemas de refino são estabelecidos em função dos tipos de processos necessários, os quais são 
classificados segundo quatro grupos principais: 
Processos de separação; Processos de conversão; Processos de tratamento; Processos auxiliares.
Processos de separação - Os processos de separação são de natureza física que têm por objetivo 
desmembrar o petróleo em suas frações básicas ou processar uma fração previamente produzida a fim 
de retirar desta um grupo específico de componentes.
O agente de separação é físico e opera sob a ação de energia, na forma de temperatura ou pressão, ou 
massa, na forma de relações de solubilidade com solventes.
As características dos processos de separação são tais que seus produtos, quando misturados, 
reconstituem a carga original, uma vez que a natureza das moléculas não é alterada. No entanto, o 
investimento do processo é alto e o tempo de retorno sobre o capital investido é relativamente longo, em 
muitos casos superior a cinco anos. São exemplos de processos de separação: Dessalinização; 
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Destilação atmosférica; Destilação a vácuo; Desasfaltação a propano; Desaromatização a furfural; 
Desparafinação a MIBC; Desoleificação a MIBC.
Dessalinização – é um processo de retirada de sais corrosivos feitos no petróleo cru. O processo de 
dessalinização também remove alguns metais e os sólidos em suspensão que podem causar danos às 
unidades de destilação, provocar corrosão nos equipamentos, entupimentos em tubulações, formação de 
coque nas tubulações e danificar catalisadores, dentre outros. O petróleo cru é aquecido com cerca de 3 
a 10% de água que dissolverá os sais indesejáveis. A água é separada num vaso através da adição de 
desemulsificadores gerando uma lama oleosa, bem como uma corrente de água salgada residual.
Destilação atmosférica - tem por finalidade separar os produtos do petróleo, de acordo com os seus 
respectivos pontos de ebulição. O petróleo é aquecido em um forno a ± 370ºC e levado a uma torre, sob 
forma de gás e líquido, onde seus produtos são separados. A torre de destilação ou fracionamento 
atmosférica é composta por uma série de bandejas (ou pratos) onde existem as válvulas de 
borbulhamento. 
Figura 2.6 – Esquema de uma torre de fracionamento de petróleo
A parte líquida, ou condensada, desce e é retirada pelo fundo. A gasosa tende a subir. Isto ocorre 
porque a temperatura dentro da torre é mais alta no fundo, decrescendo à medida que se aproxima do 
topo. Cada bandeja possui uma temperatura diferente, e ali se condensam os hidrocarbonetos cujos 
pontos de ebulição (ou de condensação) forem inferiores à temperatura da bandeja. Os gases, subindo 
na torre, ajudados pelo vapor que também é injetado, passam através dos copos e borbulham no líquido 
ali condensado. Se o seu ponto de ebulição for inferior à temperatura do líquido, eles se condensam e 
permanecem na bandeja. Entretanto, se seu ponto de ebulição for superior, eles permanecem sob forma 
gasosa, continuam subindo, e passam pelas bandejas seguintes, até encontrarem a temperatura 
necessária para se condensarem. As bandejas possuem um retorno (refluxo) para a bandeja 
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imediatamente inferior. Isto é necessário para que os hidrocarbonetos que deveriam ficar na bandeja 
inferior, e foram arrastados para cima, retornem ao seu devido lugar. Os hidrocarbonetos que desceram, 
mas que deveriam ficar na bandeja superior, ao atingirem a bandeja abaixo, cuja temperatura é maior 
que o ponto de ebulição, se torna gases novamente, e sobem para a bandeja de origem. As bandejas 
são mantidas a uma temperatura constante, e de algumas delas são, então, retiradas às frações 
desejadas.
Como o controle de fracionamento dos produtos é realizado nas bandejas, se torna necessária uma 
maior confiabilidade operacional, visto que o rendimento de um processo de destilação é diretamente 
dependente delas.
Destilação a vácuo - a operação baseia-se no fato de que quando se trabalha em vácuo, um 
hidrocarboneto irá destilar a uma temperatura menor que aquela da unidade de destilação atmosférica, 
ou seja, aquilo que não destilou nessa última, agora destilará. A alimentação da unidade é feita com rat 
(resíduo atmosférico).A carga é primeiramente aquecida com os derivados que saem em alta 
temperatura da coluna, após tem um aquecimento final no forno, chegando à média de 395ºc, nessa 
condição, entra na parte inferior da coluna, os hidrocarbonetos mais pesados que a carga depositam-se 
no fundo (resíduo de vácuo), usado para produzir óleo combustível que é queimado nos fornos e 
caldeiras ou asfalto que também é vendido. Os mais leves ascendem à coluna, sendo retirados 
lateralmente de forma decrescente: óleo pesado circulante (slop wax), gasóleo pesado e gasóleo leve 
que representam cerca de 65% dos derivados da unidade e que irão alimentar a unidade de 
craqueamento catalítico. Os gases são ejetados no topo através de ejetores de vapor d'água, criando 
vácuo.
Desasfaltação a propano - o resíduo da destilação a vácuo pode conter um gasóleo de alta 
viscosidade. Nesse caso, pode-se tratá-lo segundo um processo de separação que consiste no uso de 
propano líquido a alta pressão como agente de extração.
Esse tipo de gasóleo não pode ser obtido através de destilação, justificando, assim, o uso do processo 
de desasfaltação a propano, em função de seu bom poder solvente e seletividade.
O principal produto é o óleo desasfaltado, que pode ser incorporado ao gasóleo de vácuo na produção 
de combustíveis, sendo para isso enviado à unidade de craqueamento catalítico.
Se o objetivo for a produção de lubrificantes, o produto desasfaltado constitui um óleo básico ou óleo de 
cilindro, que serão submetidos a processos posteriores para melhoria de sua qualidade. Nesse caso, é 
importante observar a faixa de viscosidade do gasóleo produzido.
Trata-se de um processo relativamente simples, formado por três seções principais: extração, 
recuperação de extrato e recuperação de rafinado (solvente).
Desaromatização a furfural - é uma operação tipicamente realizada no processo de produção de 
lubrificantes, em que se emprega o furfural como solvente de extração de compostos aromáticos 
polinucleados de alto peso molecular.
Como os lubrificantes são utilizados sob condições variáveis de temperatura, procuram-se desenvolver 
formulações que apresentem comportamento uniforme frente às variações de viscosidade, a qual sofre 
maiores flutuações devido à presença de compostos aromáticos.
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O objetivo, portanto, é o aumento do índice de viscosidade dos óleos lubrificantes, pois quanto maior 
esse valor, menor será a variação da viscosidade do produto com a temperatura. O produto principal é o 
óleo desaromatizado, que é armazenado para processamento posterior. Como subproduto, tem-se um 
extrato aromático, na forma de um óleo pesado e viscoso.
O processo é bastante semelhante à desasfaltação, contendo seções de extração, recuperação de 
solvente do extrato e recuperação de solvente do rafinado. Em particular, deve-se observar uma etapa 
prévia de desaeração, em que se promove a retirada de oxigênio da carga aquecida antes de seu envio 
às torres extratoras. O oxigênio, nesse caso, poderia reagir com o furfural e formar compostos ácidos de 
elevado poder corrosivo, sendo necessária sua remoção.
Desparafinação a MIBC - também é uma operação realizada no processo de produção de lubrificantes.
Assim como a presença de compostos aromáticos causa alterações na viscosidade do óleo, a presença 
de parafinas lineares aumenta seu ponto de fluidez. Essa propriedade é importante quando se utilizam 
óleos lubrificantes a baixas temperaturas, situação em que se deve evitar a precipitação das parafinas 
para que a lubrificação não seja comprometida.
As parafinas devem, então, ser extraídas do óleo, o que pode ser feito através de solventes. O solvente 
ideal para esta operação deve ser tal que todo o óleo seja diluído, ao mesmo tempo em que ocorra 
precipitação das parafinas.
No passado, empregava-se uma mistura de metil-etil-cetona e tolueno, e, antes disso, o propano líquido.
A remoção atualmente é feita empregando-se metil-isobutilcetona (MIBC) como solvente, que apresenta 
vantagens significativas sobre os demais. Em baixas temperaturas, o solvente solubiliza a fração oleosa 
e causa a separação das n-parafinas como uma fase sólida, podendo-se proceder a sua filtração 
subseqüente.
Os produtos obtidos são o óleo desparafinado, que é armazenado e submetido à hidroprocessamento 
posterior, e a parafina oleosa, que pode ser adicionada ao gasóleo como carga de craqueamento 
catalítico ou sofrer desoleificação para produção de parafinas comerciais.
Desoleificação a MIBC – é um processo idêntico à desparafinação, sendo apenas realizada sob 
condições mais severas, visando remover o óleo contido na parafina, de forma a enquadrá-la como um 
produto de uso comercial. Também é um processo de extração por solvente usando MIBC. A parafina 
oleosa, carga do processo, é desmembrada em duas correntes. A fração oleosa, removida pela ação do 
solvente e da filtração, por tratar-se de um gasóleo, normalmente é enviada ao craqueamento, depois de 
purificada. Ela também pode ser aproveitada para a produção de geléias, óleos, vaselinas e outros 
produtos farmacêuticos. 
Processos de conversão - são processos de natureza química que têm por objetivo modificar a 
composição molecular de uma fração com o intuito de valorizá-la economicamente. Através de reações 
de quebra, reagrupamento ou reestruturação molecular, essa fração pode ou não ser transformada em 
outra(s) de natureza química distinta.
Ocorrem com ação conjugada de temperatura e pressão nas reações, podendo haver ainda a presença 
de catalisadores, caracterizando processos catalíticos ou não-catalíticos (térmicos).
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As características dos processos de conversão são tais que seus produtos, quando misturados, não 
reconstituem de forma alguma a carga original, uma vez que a natureza das moléculas é profundamente 
alterada.
Sua rentabilidade é elevada, principalmente devido ao fato que frações de baixo valor comercial 
(gasóleos e resíduos) são transformadas em outras de maior valor (GLP, naftas, querosene e diesel).
Apesar de o investimento necessário ser também elevado, normalmente se trabalha com um curto tempo 
de retorno do capital investido, principalmente quando se consideram os processos de desintegração 
térmica ou catalítica. 
Os principais processos de conversão utilizados são: craqueamento térmico e catalítico, visco-redução, 
coqueamento, hidrocraqueamento catalítico, hidrotratamento/hidroprocessamento, alquilação, 
isomerização e polimerização. 
Craqueamento térmico - este processo quebra as moléculas de hidrocarbonetos pesados, 
convertendo-as em gasolina e outros destilados com maior valor comercial através do calor e altas 
pressões para efetuar a conversão de moléculas grandes em outras menores. Gasóleos pesados e o 
resíduo do processo de destilação a vácuo são normalmente as correntes de alimentação. A carga é 
aquecida até uma temperatura de 500ºC e alimenta um reator que é mantido a uma pressão de cerca de 
9,5 atm. Desse reator, a corrente de saída é misturada com uma corrente de reciclo, mais fria, que 
interrompe as reações de craqueamento. O produto alimenta uma câmara de vaporização e os produtos 
mais leves são vaporizados e removidos. Esses leves alimentam uma torre de fracionamento onde são 
fracionados e o resíduo de fundo e reciclada para resfriar a corrente que deixa o reator ou misturada com 
outros óleos combustíveis. É mais caro e menos eficiente que o catalítico.
Craqueamento catalítico- é realizado com a presença de catalisadores, que são partículas finamente 
divididas, que possuem a função de auxiliar na reação de craqueamento, aumentando sua eficiência 
sem interferir na reação. Os catalisadores mais usados são: platina, alumina, bentanina ou sílica. 
O craqueamento catalítico é um processo de refino do petróleo utilizado para aumentar a produção de 
gasolina e GLP de uma refinaria através da conversão de frações pesadas, provenientes da destilação 
do petróleo (gasóleo e resíduos), em frações mais leves. Este processo é largamente utilizado em todo o 
mundo, uma vez que a demanda de gasolina em vários países é superior á dos óleos combustíveis. O 
craqueamento catalítico corrige o déficit da produção de gasolina e GLP, suplementando a diferença 
entre a quantidade obtida diretamente do petróleo e a requerida pelo mercado mundial crescente. De 
maneira bastante simplificada, o processo de craqueamento consiste em um reator, o riser; um ciclone, 
para separar as partículas de catalisador dos produtos; e um regenerador, onde estas partículas são 
reativadas pela queima do coque depositado sobre sua superfície. 
Uma Unidade de Craqueamento Catalítico Fluído, também conhecida como U-FCC, tem como objetivo a 
produção de alta octanagem. A U-FCC, ao contrário das unidades de destilação atmosférica e a vácuo, 
nas quais ocorria uma separação física em colunas de destilação ocorre também reações químicas, 
onde a carga da unidade é o gasóleo pesado, o qual entra em contato com minúsculos grãos chamados 
catalisador, a uma temperatura de cerca de 500ºC, ocorre então a quebra dos hidrocarbonetos longos, 
gerando uma mistura de hidrocarbonetos menores, que são a seguir separados em uma coluna de 
destilação. 
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No fundo é retirado resíduo aromático, no meio óleo leve e no topo uma mistura de gás combustível, 
GLP e gasolina que são enviados para a unidade concentradora de gases onde são separados, após 
sendo tratados para a retirada de compostos de enxofre.
Visco-redução – se caracteriza por um tipo de craqueamento realizado a temperaturas mais baixas que 
os demais processos da quebra de moléculas. A sua finalidade é a diminuição da viscosidade dos óleos 
combustíveis, bem como a obtenção de um maior rendimento em gasóleo, para posterior craqueamento 
catalítico e produção de gasolina. A carga é constituída de óleos residuais pesados e semelhante ao 
craqueamento térmico. Esse processo permite aumentar o rendimento de derivados leves e do tipo de 
gasolina que possui mais elevado valor, em detrimento da obtenção de frações mais pesadas, 
economicamente menos interessantes.
Coqueamento Retardado - é um processo de craqueamento térmico utilizado em refinarias de petróleo, 
com o objetivo de aumentar a conversão dos resíduos de destilação do petróleo (resíduos de vácuo, 
resíduos atmosféricos, óleos decantados), transformando-os em produtos mais leves e de maior valor 
agregado. O coque de FCC é um produto que se deposita na superfície dos órgãos de catalisador, 
resultante da degradação do gasóleo nas Unidades de Craqueamento Catalítico. É queimado no 
processo de regeneração contínua do catalisador fornecendo energia para o aquecimento de carga e 
para a geração de vapor.
O coque do petróleo é um produto sólido, negro e brilhante obtido por craqueamento dos resíduos 
pesados (coqueamento). Queima sem deixar cinzas.
Uma das características deste processo é a geração de um material sólido muito concentrado em 
carbono chamado coque. O coque pode apresentar três estruturas físicas distintas: shot, esponja e 
agulha. E a sua estrutura física e suas propriedades químicas é que vão determinar a sua utilização final 
como combustível; anodos para indústria de alumínio; eletrodos para indústria metalúrgica, dentre 
outros.
Nas refinarias o coque é produzido nas Unidades de Coqueamento Retardado (UCR).
O processo de coqueamento é muito importante para óleos pesados, que é o caso brasileiro. Esse 
processo é altamente rentável e está sendo cada vez mais implantado nas refinarias.
Hidrocraqueamento catalítico – é um processo de craqueamento catalítico realizado sob pressões 
parciais de hidrogênio elevadas. A presença do hidrogênio tem como finalidades reduzir a deposição de 
coque sobre o catalisador, hidrogenar os compostos aromáticos polinucleados, facilitando a sua 
decomposição e hidrogenar as mono e diolefinas que são formadas durante o processo de 
craqueamento, aumentando, deste modo, a estabilidade química dos produtos finais. O hidrogênio 
suprime a formação de materiais residuais pesados e aumenta a produção de gasolina ao reagir com os 
produtos craqueados. No entanto, esse processo também quebra as moléculas pesadas que contenham 
enxofre e nitrogênio, e libera essas impurezas que podem contaminar o catalisador.
Hidrotratamento/Hidroprocessamento – são processos similares usados para remover impurezas tais 
como: enxofre, nitrogênio, oxigênio, haletos e traços de metais, que podem desativar os catalisadores de 
processos como craqueamento e hidrocraqueamento catalítico. A operação de hidrotratamento também 
melhora a quantidade das frações ao converter as mono e diolefinas em parafinas, com o propósito de 
reduzir a formação de goma nos combustíveis. Tanto as unidades de hidrotratamento quanto de 
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hidroprocessamento são localizadas antes das unidades dos processos nos quais o enxofre e o 
nitrogênio podem causar efeitos adversos nos catalisadores. Esses processos utilizam catalisadores na 
presença de substanciais quantidades de hidrogênio sob condições de altas pressões e temperaturas, 
para que possam ocorrer as reações entre a carga e este gás.
Isomerização - é usado para promover a alteração da forma de uma molécula sem remover ou adicionar 
nada na molécula original. Normalmente, parafinas tais como butano e pentano são convertidas em 
isoparafinas, que têm maior octanagem. As reações de isomerização ocorrem em temperaturas na faixa 
de 90-200ºC, na presença de um catalisador que usualmente consiste em platina sobre algum material 
suporte.
Alquilação - É um processo semelhante ao da polimerização. Também há conversão de moléculas 
pequenas de hidrocarbonetos em moléculas mais longas, porém difere da polimerização porque neste 
processo pode haver combinação de moléculas diferentes entre si. 
A gasolina obtida por meio da alquilação geralmente apresenta um alto teor de octanagem, sendo de 
grande importância na produção de gasolina para aviação.
Polimerização - ocorre a combinação entre moléculas de hidrocarbonetos mais leves do que a gasolina 
com moléculas de hidrocarboneto de densidades semelhante.
O objetivo do processo é produzir gasolina com alto teor de octano (hidrocarboneto com oito carbonos), 
que possui elevado valor comercial.
No uso petroquímico, em reatores de polimerização, as moléculas de eteno reagem, se juntam e formam 
as cadeias de polímeros. Os polímeros produzidos pelas indústrias petroquímicas formam diferentes 
tipos de resinas plásticas, cada qual voltada para uma finalidade específica. As resinas são usadas pelas 
indústrias de brinquedos, adesivos, caixas d'água, lonas, frascos de soro, tampas para alimentos, 
embalagens para sorvetes, tampas para refrigerantes, frascos para água sanitária, alvejantes e 
desinfetantes, filmes para fraldas descartáveis e coletores de lixo, entre outros.
Já a alquilação é um processo semelhante ao da polimerização. Também há conversão de moléculas 
pequenas de hidrocarbonetosem moléculas mais longas, porém difere da polimerização porque neste 
processo pode haver combinação de moléculas diferentes entre si. 
A gasolina obtida por meio da alquilação geralmente apresenta um alto teor de octanagem, sendo de 
grande importância na produção de gasolina para aviação.
O primeiro processo de polimerização utilizava como matérias-primas hidrocarbonetos gasosos não-
saturados, principalmente o propileno e o butileno.
A alquilação combina essas duas matérias-primas com o isobutano, hidrocarboneto gasoso saturado, 
contribuindo grandemente para a produção de gasolina para aviação.
Processos de tratamento
Muitas vezes as frações obtidas nos processos de separação e conversão contêm impurezas presentes 
em sua composição na forma de compostos de enxofre e nitrogênio que lhes conferem propriedades 
indesejáveis como corrosividade, acidez, odor desagradável, alteração de cor e formação de substâncias 
poluentes.
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Os processos de tratamento ou de acabamento, de natureza química, são portanto empregados com o 
objetivo de melhorar a qualidade dos produtos através da redução dessas impurezas, sem causar 
profundas modificações nas frações.
Quando utilizados em frações leves, como GLP, gases e naftas, os processos de tratamento não 
requerem condições operacionais severas nem grandes investimentos (Processos convencionais). Os 
agentes responsáveis pelo tratamento podem ser hidróxidos de metais alcalinos ou etanolaminas, por 
exemplo.
Quando utilizados em frações médias (querosene e diesel) ou pesadas (gasóleos, lubrificantes, 
resíduos), os processos de tratamento convencionais são ineficazes e novos processos utilizados 
necessitam de condições operacionais mais severas e maiores investimentos.
Nesse caso, o agente responsável pela eliminação de impurezas é geralmente o hidrogênio 
(Hidroprocessamento), atuando na presença de um catalisador. Este processo é conhecido por 
hidrotratamento ou hidroacabamento e promove uma acentuada melhoria na qualidade dos produtos.
Quanto ao grau de remoção do teor de enxofre da carga, os processos de tratamento são divididos em 
duas classes: 
Processos de adoçamento: usados para transformar compostos agressivos de enxofre (S, H2S, R-SH) 
em outros menos nocivos (RSSR – dissulfetos), sem retirá-los do produto; 
Processos de dessulfurização: usados na remoção efetiva dos compostos de enxofre
do óleo cru, tais como: gás sulfídrico, mercaptanas, sulfetos e dissulfetos. Este processo melhora a 
qualidade desejada para o produto final. 
São exemplos de processos de tratamento, portanto:
Tratamento cáustico; Tratamento Merox; Tratamento Bender; Tratamento DEA; Hidrotratamento (HDT).
Tratamento DEA - é um processo específico para remoção de H2S de frações gasosas do petróleo, 
especialmente aquelas provenientes de unidades de craqueamento. Ele também remove CO2 
eventualmente encontrado na corrente gasosa.
O processo é baseado na capacidade de soluções de etanolaminas, como a dietanolamina (DEA), de 
solubilizar seletivamente a H2S e o CO2.
O tratamento é obrigatório em unidades de craqueamento catalítico em função do alto teor de H2S 
presente no gás combustível gerado.
A operação é realizada sob condições suaves de temperatura e pressão.
A DEA apresenta grande capacidade de regeneração, e pode ser substituída por MEA 
(Monoetanolamina) em unidades cujas correntes não contenham sulfeto de carbonila (SCO).
Tratamento MEROX - também conhecido como tratamento cáustico regenerativo, tem a vantagem de 
possibilitar a regeneração da soda cáustica consumida no processo, reduzindo consideravelmente seu 
custo operacional.
Permite a produção de dissulfetos, podendo ser operado como processo de dessulfurização ou 
adoçamento.
Pode ser aplicado a frações leves (GLP e nafta) e intermediárias (querosene e diesel).
Utiliza um catalisador organometálico (ftalocianina de cobalto) em leito fixo ou dissolvido na solução 
cáustica, de forma a extrair as mercaptanas dos derivados e oxidá-las a dissulfetos. 
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Tratamento cáustico - consiste na utilização de solução aquosa de NaOH ou KOH para lavar uma 
determinada fração de petróleo. Dessa forma, é possível eliminar compostos ácidos de enxofre, tais 
como H2S e mercaptanas (R-SH) de baixos pesos moleculares.
Como carga, trabalha-se apenas com frações leves: gás combustível, GLP e naftas. Sua característica 
marcante é o elevado consumo de soda cáustica, causando um elevado custo operacional. 
Tratamento BENDER - é essencialmente um processo de adoçamento para redução de corrosividade, 
desenvolvido com o objetivo de melhorar a qualidade do querosene de aviação e aplicável a frações 
intermediárias do petróleo. Consiste na transformação de mercaptanas corrosivas em dissulfetos menos 
agressivos, através de oxidação catalítica em leito fixo em meio alcalino, com catalisador à base de 
óxido de chumbo convertido a sulfeto (PbS) na própria unidade. Não é eficiente para compostos 
nitrogenados, e atualmente é pouco utilizado.
Processos auxiliares.
Os processos auxiliares existem com o objetivo de fornecer insumos para possibilitar a operação ou 
efetuar o tratamento de rejeitos dos outros tipos de processo já citados. Dois processos básicos são 
realizados:
Geração de hidrogênio, como matéria-prima para as unidades de hidroprocessamento;
Recuperação de enxofre, produzido a partir da combustão de gases ricos em H2S.
Cita-se ainda a manipulação de insumos que constituem as utilidades em uma refinaria, tais como vapor, 
água, energia elétrica, ar comprimido, distribuição de gás e óleo combustível, tratamento de efluentes, 
etc. Nesse caso, não se trata de uma unidade de processo propriamente dita, mas as utilidades são 
imprescindíveis ao seu funcionamento.
DISTRIBUIÇÃO 
A atividade de distribuição engloba a aquisição, armazenamento, transporte, comercialização e o 
controle de qualidade dos combustíveis. A empresa responsável por esta atividade deve manter um 
rigoroso sistema de controle de qualidade para que os produtos das refinarias cheguem em condições 
analíticas que atendam a necessidade dos consumidores. A empresa deve contar com uma rede de 
postos e para que possa estar presente em todo o território nacional.
Os produtos finais das estações e refinarias (gás natural, gás residual, GLP, gasolina, nafta, querosene, 
lubrificantes, resíduos pesados e outros destilados) são comercializados com as distribuidoras, que se 
incumbirão de oferecê-los, na sua forma original ou aditivada, ao consumidor final.
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GÁS NATURAL 
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves, que à temperatura ambiente e pressão 
atmosférica, permanece no estado gasoso. É um gás inodoro e incolor, não é tóxico e é mais leve que o 
ar. O gás natural é uma fonte de energia limpa, que pode ser usada nas indústrias, substituindo outros 
combustíveis mais poluentes, como óleos combustíveis, lenha e carvão. Desta forma ele contribui para 
reduzir o desmatamento e diminuir o tráfego de caminhões que transportam óleos combustíveis para as 
indústrias. As reservas de gás natural são muito grandes e o combustível possui inúmeras aplicações em 
nosso dia-a-dia, melhorando a qualidade de vida das pessoas. Sua distribuição é feita através de uma 
rede de tubos e de maneira segura, pois não necessita de estocagem de combustível e por sermais leve 
do que o ar, dispersa-se rapidamente na atmosfera em caso de vazamento. Usando o gás natural, você 
protege o meio ambiente e colabora para acabar com a poluição. 
Origem
É uma energia de origem fóssil, resultado da decomposição da matéria orgânica fóssil no interior da 
Terra, encontrado acumulado em rochas porosas no subsolo, freqüentemente acompanhado por 
petróleo, constituindo um reservatório.
Gás Natural e o Meio Ambiente
Por estar no estado gasoso, o gás natural não precisa ser atomizado para queimar. Isso resulta numa 
combustão limpa, com reduzida emissão de poluentes e melhor rendimento térmico, o que possibilita 
redução de despesas com a manutenção e melhor qualidade de vida para a população. 
A composição do gás natural pode variar bastante, predominando o gás metano, principal componente, 
etano, propano, butano e outros gases em menores proporções. Apresenta baixos teores de dióxido de 
carbono, compostos de enxofre, água e contaminantes, como nitrogênio. A sua combustão é completa, 
liberando como produtos o dióxido de carbono e vapor de água, sendo os dois componentes não tóxicos, 
o que faz do gás natural uma energia ecológica e não poluente. 
O gás natural caracteriza-se por sua eficiência, limpeza e versatilidade. É utilizado em indústrias, no 
comércio, em residências, em veículos. É altamente valorizado em conseqüência da progressiva 
conscientização mundial da relação entre energia e o meio ambiente. 
As especificações do gás para consumo são ditadas pela Portaria n. 41 de 15 de abril de 1998, emitida 
pela Agência Nacional do Petróleo, a qual agrupou o gás natural em 3 famílias, segundo a faixa de poder 
calorífico. O gás comercializado no Brasil enquadra-se predominantemente no grupo M (médio), cujas 
especificações são: 
 Poder calorífico superior (PCS) a 20 °C e 1 atm: 8.800 a 10.200 kcal/m3 
 Densidade relativa ao ar a 20 °C: 0,55 a 0,69 
 Enxofre total: 80 mg/m3 máximo 
 H2S: 20 mg/m3 máximo 
 CO2: 2 % em volume máximo 
 Inertes: 4 % em volume máximo 
 O2: 0,5 % em volume máximo 
 Ponto de orvalho da água a 1 atm: -45 °C máximo 
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http://www.ambientebrasil.com.br/legislacao/verifica_lei.php3?id=(1435)
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 Isento de poeira, água condensada, odores objetáveis, gomas, elementos formadores de goma 
hidrocarbonetos condensáveis, compostos aromáticos, metanol ou outros elementos sólidos ou 
líquidos. 
Aplicações
O gás natural, depois de tratado e processado, é utilizado largamente em residências, no comércio, em 
indústrias e em veículos. Nos países de clima frio, seu uso residencial e comercial é predominantemente 
para aquecimento ambiental. Já no Brasil, esse uso é quase exclusivo em cocção de alimentos e 
aquecimento de água. 
Na indústria, o gás natural é utilizado como combustível para fornecimento de calor, geração de 
eletricidade e de força motriz, como matéria-prima nos setores químico, petroquímico e de fertilizantes, e 
como redutor siderúrgico na fabricação de aço. 
Na área de transportes, é utilizado em ônibus e automóveis, substituindo o óleo diesel, a gasolina e o 
álcool.
Vantagens do Gás Natural
 baixo impacto ambiental: o gás é um combustível ecológico. Sua queima produz uma 
combustão limpa, melhorando a qualidade do ar, pois substituem formas de energias poluidoras 
como carvão, lenha e óleo combustível. Contribui ainda para a redução do desmatamento.
 facilidade de transporte e manuseio: Contribui para a redução do tráfego de caminhões que 
transportam outros tipos de combustíveis. Não requer estocagem, eliminando os riscos do 
armazenamento de combustíveis.
 vetor de atração de investimentos: A disponibilidade do gás atrai novas empresas, 
contribuindo para a geração de empregos na região.
 segurança: Por ser mais leve do que o ar, o gás se dissipa rapidamente pela atmosfera em 
caso de vazamento. Esta é a grande diferença em relação ao gás de cozinha (GLP) que, por ser 
mais pesado que o ar tende a se acumular junto ao ponto de vazamento, facilitando a formação 
de mistura explosiva.
Impactos e Problemas
Por ser um combustível fóssil, formado a milhões de anos, trata-se de uma energia não renovável, 
portanto finita.
O gás natural apresenta riscos de asfixia, incêndio e explosão. Por outro lado, existem meios de 
controlar os riscos causados pelo uso do gás natural. Por ser mais leve que o ar, o gás natural tende a 
se acumular nas partes mais elevadas quando em ambientes fechados. Para evitar risco de explosão, 
devem-se evitar, nesses ambientes, equipamentos elétricos inadequados, superfícies superaquecidas ou 
qualquer outro tipo de fonte de ignição externa.
Em caso de fogo em locais com insuficiência de oxigênio, poderá ser gerado monóxido de carbono, 
altamente tóxico. A aproximação em áreas onde ocorrerem vazamentos só poderá ser feita com uso de 
aparelhos especiais de proteção respiratória cujo suprimento de ar seja compatível com o tempo 
esperado de intervenção, controlando-se permanentemente o nível de explosividade. 
Os vazamentos com ou sem fogo deverão ser eliminados por bloqueio da tubulação alimentadora 
através de válvula de bloqueio manual. A extinção do fogo com extintores ou aplicação de água antes de 
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se fechar o suprimento de gás poderá provocar graves acidentes, pois o gás pode vir a se acumular em 
algum ponto e explodir.
Gasoduto
O gasoduto é uma rede de tubulações que leva o gás natural das fontes produtoras até os centros 
consumidores. O gasoduto Bolívia-Brasil transporta o gás proveniente da Bolívia para atender os 
Estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Transporta 
grandes volumes de gás, possui tubulações de diâmetro elevado, opera em alta pressão e somente se 
aproxima das cidades para entregar o gás às companhias distribuidoras, constituindo um sistema 
integrado de transporte de gás. 
O gás é comercializado através de contatos de fornecimento com as Companhias Distribuidoras de cada 
Estado, detentoras da concessão de distribuição. A TBG (Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-
Brasil S/A), proprietária do gasoduto, é responsável pelo transporte do gás até os pontos de entrega 
(Companhias Distribuidoras).
Rede de Distribuição
As redes de distribuição transportam volumes menores de gás natural a menores pressões, com 
tubulações de diâmetros menores que do gasoduto. É esta rede que recebe o gás nos gasodutos e o 
leva até as indústrias e aos centros urbanos e por fim, até a sua casa. A rede de gás natural é tão 
importante e segura quanto as redes de energia elétrica, telefone, água ou fibra ótica e contribuem para 
facilitar a vida das pessoas e impulsionar o comércio e as indústrias.
Gás Natural: Energia Segura 
Além de segura é ecologicamente correta As redes de distribuição são enterradas e protegidas com 
placas de concreto, faixas de segurança e sinalização. Há algumas medidas de segurança utilizadas nas 
obras:
 Materiais: na fabricação dos dutos são utilizados materiais especiais, de grande resistência e 
durabilidade. As soldas são inspecionadas através de um rigoroso controle de qualidade.
 Válvulas de bloqueio: são instaladas ao longo da rede com o objetivo de interromper o fluxo de 
gás, em caso de um eventual vazamento. Em trechos urbanos são instalados a cada 1 km.
 Proteção das tubulações: as tubulações são enterradas, no mínimo, a 1 metro de 
profundidade. Nas travessias, a tubulação é revestida por um tubo protetor contra ascargas 
externas. Em áreas urbanas, as placas de concreto são instaladas sobre a tubulação, para 
protegê-la de impactos decorrentes de escavações.
 Controle de corrosão: contra o ataque corrosivo do solo, as tubulações são protegidas por um 
sistema conhecido por proteção catódica.
 Sinalização: a finalidade é alertar sobre a presença da rede de gás. A sinalização subterrânea 
consta de fita plástica na cor amarela com 30 cm de largura, instalada abaixo da superfície do 
solo para alertar as pessoas que fazem escavações. A sinalização aérea é constituída de placas 
e avisos instalados ao longo da rede.
 Odorização: tem o objetivo de dotar o gás de um odor característico, para permitir a pronta 
detecção em caso de eventuais vazamentos. 
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PROCESSAMENTO DO GÁS NATURAL
O Processamento de Gás Natural é realizado através de uma instalação industrial denominada Unidade 
de Processamento de Gás Natural (UPGN), cujo objetivo é separar as frações pesadas ou ricas 
(propano e mais pesados) existentes no gás natural úmido ou rico, gerando o chamado gás natural seco 
ou pobre (metano e etano) e uma corrente de Líquido de Gás Natural (LGN). 
O LGN é composto pelas frações mais pesadas que o propano: o gás liquefeito de petróleo (GLP), 
popularmente conhecido como gás de cozinha, e a gasolina natural. Eventualmente, pode-se produzir 
uma corrente de LGN composta de frações mais pesadas que o etano, de onde será possível separar 
frações líquidas de etano, de GLP e de gasolina natural. Nesse caso, recupera-se, também, uma fração 
de gás natural pobre predominante em metano. Essa UPGN recebe o nome de Unidade de Recuperação 
de Líquidos (URL).
O conceito de riqueza empregado diz respeito ao teor de compostos mais pesados que o propano, 
constituído pelas frações de GLP e gasolina natural. Assim, quando se diz que uma determinada 
corrente de gás natural úmido ou rico apresenta riqueza de 6%, isso significa que aquela corrente é 
constituída de 6% de GLP e gasolina natural e 94% de gás natural propriamente dito. E será esta parcela 
de 94% que constituirá, após tratamento e processamento em uma UPGN, a corrente de gás natural 
seco ou pobre, também chamada de gás natural processado ou residual.
Os principais tipos de processos aplicáveis a uma UPGN são os seguintes: 
 Refrigeração simples 
 Absorção refrigerada 
 Expansão Joule-Thompson 
 Turbo-expansão 
De maneira simplificada, pode-se dizer que estes processos realizam as mencionadas separações 
através de uma seqüência de operações, que pode incluir tratamento (para eliminação de teores 
remanescentes de umidade), compressão, absorção e resfriamento, dependendo do tipo a ser 
empregado. Os hidrocarbonetos recuperados podem ser estabilizados e separados por fracionamento, 
para obtenção dos produtos desejados, na própria UPGN ou em outras unidades específicas, tais como 
as Unidades de Fracionamento de Líquidos (UFL) e de Processamento de Condensado de Gás Natural 
(UPCGN).
SUPRIMENTO DE GÁS NATURAL
Exploração - A exploração é a etapa inicial do processo e consiste em duas fases: a pesquisa, onde é 
feito o reconhecimento e o estudo das estruturas propícias ao acúmulo de petróleo e/ou gás natural, e a 
perfuração do poço, para comprovar a existência desses produtos em nível comercial.
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Produção - Ao ser produzido, o gás deve passar inicialmente por vasos separadores, que são 
equipamentos projetados para retirar a água, os hidrocarbonetos que estiverem em estado líquido e as 
partículas sólidas (pó, produtos de corrosão, etc.). Se estiver contaminado por compostos de enxofre, o 
gás é enviado para Unidades de Dessulfurização, onde esses contaminantes serão retirados. Após essa 
etapa, uma parte do gás é utilizada no próprio sistema de produção, em processos conhecidos como 
reinjeção e gás lift, com a finalidade de aumentar a recuperação de petróleo do reservatório. O restante 
do gás é enviado para processamento, que é a separação de seus componentes em produtos 
especificados e prontos para utilização.
A produção do gás natural pode ocorrer em regiões distantes dos centros de consumo e, muitas vezes, 
de difícil acesso, como, por exemplo, a floresta amazônica e a plataforma continental. Por esse motivo, 
tanto a produção como o transporte normalmente são atividades críticas do sistema. Em plataformas 
marítimas, por exemplo, o gás deve ser desidratado antes de ser enviado para terra, para evitar a 
formação de hidratos, que são compostos sólidos que podem obstruir os gasodutos. Outra situação que 
pode ocorrer é a reinjeção do gás para armazenamento no reservatório se não houver consumo para o 
PRODUÇÃO
Jazida de petróleo e gás
PROCESSAMENTO
TRANSPORTE
DISTRIBUIÇÃO
EXPLORAÇÃO
Figura 2.6 - FLUXOGRAMA DE SUPRIMENTO DO GÁS NATURAL
Gás natural bruto
Gás natural purificado
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mesmo, como na Amazônia. Atualmente, dez estados da Federação possuem sistemas de produção de 
gás natural, sendo o Rio de Janeiro o maior deles.
Processamento - Nesta etapa, o gás segue para unidades industriais, onde será desidratado (isto é, 
será retirado o vapor d'água) e fracionado, gerando as seguintes correntes: metano e etano (que formam 
o gás processado ou residual); propano e butano (que formam o GLP - gás liquefeito de petróleo ou gás 
de cozinha); e um produto na faixa da gasolina, denominado C5+ ou gasolina natural. 
Transporte - No estado gasoso, o transporte do gás natural é feito por meio de dutos ou, em casos 
muito específicos, em cilindros de alta pressão. No estado líquido, pode ser transportado por meio de 
navios, barcaças e caminhões criogênicos, a -160 °C, e seu volume é reduzido em cerca de 600 vezes, 
facilitando o armazenamento. Nesse caso, para ser utilizado, o gás deve ser revaporizado em 
equipamentos apropriados. 
Distribuição - A distribuição é a etapa final do sistema, quando o gás chega ao consumidor, que pode 
ser residencial, comercial, industrial ou automotivo. Nesta fase, o gás já deve estar atendendo a padrões 
rígidos de especificação e praticamente isento de contaminantes, para não causar problemas aos 
equipamentos onde será utilizado como combustível ou matéria-prima. Quando necessário, deverá 
também estar odorizado, para ser detectado facilmente em caso de vazamentos. 
REFERÊNCIAS
CARDOSO, Luiz Cláudio dos Santos. Logística do Petróleo: Transporte e Armazenamento. Rio de Janeiro: 
Interciência, 2004. 192 p.
CORRÊA, Oton Luiz Silva. Petróleo: noções sobre exploração, perfuração, produção e microbiologia. Rio de 
Janeiro: Interciência, 2003. 90 p.
GARCIA, Roberto. Combustíveis e combustão industrial. Rio de Janeiro: Interciência, 2002. 202 p.
Gás Natural. Fonte das informações: COMPET - Programa Nacional da Racionalização do Uso dos derivados do 
petróleo e do gás natural
GUIMARÃES, A. O petróleo. Disponível em . Acesso em 15/05/08.
O Petróleo. Disponível em Acesso em 15/05/08.
Petróleo e gás. Disponível em . Acesso em 15/05/08.
Petróleo. Disponível em . Acesso em 15/05/08.
SHREVE, R. N.; BRINK JR, J. A. Indústrias de processos químicos. Guanabara Dois S/A. Rio de Janeiro: 1980. 
4 ed.
Sobre o petróleo. Disponível emAcesso em 15/05/08.
SZKLO, Alexandre Salem. Fundamentos do refino de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2005. 207 p.
40
http://www2.petrobras.com.br/espacoconhecer/
http://www.revisaovirtual.com/site/Artigos.php?id=203
http://www.ambientebrasil.com.br/compose%20=./energia/petroleo/petroleo.html
http://topazio1950.blogs.sapo.pt/arquivo/2005_11.html
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..... 3...... A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E O MEIO AMBIENTE ................
INTRODUÇÃO
O primeiro impacto da exploração do petróleo ocorre quando do estudo sísmico. Esse estudo permite a 
identificação de estruturas do subsolo, e seu princípio tem como base a velocidade de propagação do 
som e suas reflexões nas diversas camadas do subsolo. Em terra os dados sísmicos são coletados por 
meio de uma rede de microfones no solo, que receberão o retorno das ondas sonoras provocadas por 
explosões efetuadas na superfície. São abertas trilhas para a colocação dos microfones, instalados 
acampamentos e provocadas explosões para a emissão das ondas sonoras. No caso do mar, essas 
explosões são efetuadas em navios com canhões de ar comprimido, com o arraste de microfones na 
superfície da água.
Junto com toda a produção de petróleo, existe uma produção de água, cuja quantidade dependerá das 
características dos mecanismos naturais ou artificiais de produção, e das características de composição 
das rochas reservatórios. Essa água produzida da rocha reservatório é identificada pela sua salinidade e 
composição destes sais, normalmente sais de magnésio e estrôncio.
Para manter as condições de pressão na rocha reservatório (fundamentais para a migração do petróleo 
para os poços, pode ser efetuada uma operação de injeção de água nas camadas inferiores da rocha 
reservatório, e ou gás nas camadas superiores). Para impedir a precipitação de sais nos poros das 
rochas no subsolo, muitas vezes são utilizados produtos químicos que são injetados no subsolo, o que 
implica na existência destes produtos nas localidades de produção, e seus cuidados relativos à sua 
presença no meio ambiente. Cuidados especiais devem ser tomados com o descarte destas águas 
produzidas.
Durante a perfuração de poços de petróleo, usa-se um fluído de perfuração, cuja composição química 
induz a comportamentos físico-químicos desejados, para permitir um equilíbrio entre as pressões das 
formações e a pressão dentro dos poços. Esse equilíbrio é fundamental impedindo que o fluído de 
perfuração invada a formação de petróleo danificando a capacidade produtiva do poço, bem como 
impedir que o reservatório de petróleo possa produzir de forma descontrolada para dentro do poço, 
provocando o que é chamado de kick de óleo ou gás. Para o controle destes fluídos de perfuração são 
usados aditivos a lama de perfuração, normalmente baritina e outras argilas. É de fundamental 
importância que esses fluídos e produtos sejam devidamente armazenados e manipulados, evitando 
com isso um impacto ecológico localizado.
Também para análise das formações atravessadas pelo poço perfurado, utilizam-se ferramentas de 
perfilagem radioativas e todo o cuidado tanto com os fluídos utilizados para amortecimento dos poços 
como com a manipulação, transporte e armazenagem dessas ferramentas, deve ser tomado.
Das operações de tratamento do petróleo resultam resíduos oleosos que, mesmo em pequenas 
quantidades, recebem cuidados. Inovações tecnológicas vem permitindo a reutilização de efluentes 
líquidos resultantes das operações de produção.
Os cuidados no refino são muito importantes. As refinarias têm desenvolvido sistemas de tratamento 
para todos os efluentes.
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INTRODUÇÃO A TECNOLOGIA DO PETRÓLEO
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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.
Os despejos líquidos são tratados por meio de processos físico-químicos e biológicos. Além de minimizar 
a geração de resíduos sólidos, as refinarias realizam coleta seletiva, que permite a reciclagem para 
utilização própria ou a venda a terceiros.
O resíduo não-reciclado é tratado em unidades de recuperação de óleo e de biodegradação natural, 
onde microorganismos dos solos degradam os resíduos oleosos. Outros resíduos sólidos são 
enclausurados em aterros industriais constantemente controlados e monitorados.
As refinarias vêm sendo renovadas para processar petróleos brasileiros com baixo teor de enxofre, que 
dão origem a combustíveis menos poluentes.
POLUIÇÃO AMBIENTAL E DERRAMAMENTO DE PETRÓLEO
A crescente industrialização tem causado um aumento na poluição, principalmente nos ambientes 
aquáticos, que recebem diretamente substâncias químicas de despejos industriais e domésticos, sendo 
as regiões costeiras as mais sujeitas aos impactos das atividades antropogênicas.
Os efluentes líquidos e resíduos sólidos que são descartados no ambiente marinho têm despertado 
particular interesse, incluindo aqueles efluentes e resíduos derivados das atividades de desenvolvimento 
e produção de petróleo e gás natural decorrentes do aumento, nos últimos anos, da exploração desses 
energéticos. 
As atividades decorrentes da indústria do petróleo envolvem as etapas de exploração, perfuração, 
produção, transporte, refino e distribuição, com potenciais de causar uma série de impactos ao meio 
ambiente. 
O transporte de petróleo e derivados no Brasil tem como função a importação e a exportação, o 
escoamento da produção dos campos petrolíferos e a distribuição dos produtos processados. Para 
viabilizar estas atividades, tem-se a integração de meios de transporte e instalações, compreendendo os 
modais rodoviário, ferroviário, dutoviário, aquaviário e os terminais. 
No Brasil, o transporte marítimo realizado pelos navios petroleiros constitui-se no principal modal, 
atuando tanto na navegação de longo curso como na navegação de cabotagem ao longo de toda a costa 
brasileira. A interligação com a terra é feita através dos terminais marítimos, peças-chave nesta cadeia 
logística, distribuídos ao longo de toda a costa brasileira. 
A atividade de transporte de petróleo e derivados tem grande potencial poluidor, principalmente devido o 
grande volume transportado. O transporte de petróleo e derivados pode causar descargas de portes 
variáveis, desde as maiores proporcionadas por acidentes com petroleiros até as relativamente 
pequenas, mas freqüentes, descargas operacionais. Mundialmente este transporte lança no ambiente 
cerca de 100.000 toneladas de hidrocarbonetos por ano. Comparando-o a outras fontes de 
hidrocarbonetos e apenas às fontes antropogências, este volume representa 7,7% e 14,3%, 
respectivamente, do total de hidrocarbonetos lançados anualmente no meio ambiente. Apesar de outras 
fontes lançarem volumes superiores àqueles registrados pelo transporte marítimo, o volume derramado 
por esta atividade não é desprezível uma vez que há o potencial de um grande derrame. 
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Na tentativa de minimizar os riscos da atividade e evitar que os impactos potenciais se transformem em 
impactos reais, uma série de mudanças vem sendo implementada ao longo do tempo, refletindo em 
modificações na estrutura dos petroleiros, como a obrigatoriedade do casco duplo e do lastro segregado, 
e nas práticas de navegação. A obrigatoriedadedo casco duplo reduz a probabilidade da carga 
transportada ser derramada no meio ambiente quando da ocorrência de acidentes que geram avarias no 
casco do navio. 
Ao transporte marítimo pode-se atribuir uma série de impactos, tais como emissões atmosféricas, 
geração de resíduos, utilização de tintas tóxicas e transferência de espécies exóticas através da água de 
lastro. Sendo petróleo e derivados a carga transportada, há o risco de impacto ambiental resultante do 
derramamento da carga para o mar, seja proveniente de um acidente, ou durante operações rotineiras 
como carga e descarga. Sendo assim, a poluição marinha por hidrocarbonetos de petróleo ocorre de 
forma crônica como resultado de uma ação rotineira de manutenção dos navios e constantes descargas 
nos portos e terminais, e de forma aguda como resultado de eventuais derrames no meio ambiente em 
função de acidentes com petroleiros. 
Define-se como poluição uma descarga para o meio ambiente de matéria ou energia originadas pelas 
atividades humanas, cuja quantidade altera negativa e significativamente a qualidade do meio receptor, 
resultando em efeitos adversos, como danos aos recursos vivos e à saúde e atividades humana, levando 
a uma perda da qualidade de vida. 
A poluição por óleo, por seu aspecto destruidor, destaca-se como sendo uma das mais agressivas à 
sociedade, mesmo diante de atividades rotineiras que geram efeitos em longo prazo sobre o meio 
ambiente e a economia, como o desenvolvimento desestruturado em áreas costeiras e a pesca 
comercial. 
Um derrame de óleo pode gerar uma série de impactos sobre os organismos e os ecossistemas e em 
atividades costeiras, prejudicando atividades recreativas como banho de praia, mergulho, pescaria, e 
gerando contestações por parte da população, do comércio (hotéis, restaurantes, turismo), do governo 
local, de indústrias que usam recursos do mar e outros setores da sociedade que se utilizam do 
ambiente afetado. 
RESÍDUOS DAS REFINARIAS DE PETRÓLEO
A principal matéria–prima das refinarias é o petróleo cru. Entretanto, elas utilizam e geram uma grande 
quantidade de compostos químicos, muitos dos quais deixam as unidades de processamento sob a 
forma de emissões atmosféricas, efluentes líquidos ou resíduos sólidos.
Os poluentes tipicamente gerados incluem hidrocarbonetos voláteis, monóxido de carbono (CO), óxidos 
de enxofre (SOx), óxidos de nitrogênio (NOx), material particulado, amônia (NH3), sulfeto de hidrogênio 
(H2S), metais, ácidos exaustos e numerosos compostos orgânicos tóxicos.
É importante salientar a diferença entre a geração de poluentes da indústria por si só e a geração de 
poluentes decorrente do uso dos produtos da refinaria. Tomando-se o Brasil como exemplo, o refino de 
petróleo desempenha um importante papel em nossa economia, sendo responsável por cerca de 32 % 
da energia total que é consumida no país, e praticamente toda a energia consumida no setor de 
transporte. No entanto os poluentes gerados nas unidades de processo das refinarias, são modestos 
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frente à poluição total gerada pelo consumo dos produtos derivados do petróleo, seja pelo consumo para 
o transporte, para a manufatura de produtos químicos, para a geração de energia elétrica ou para usos 
comerciais.
Entretanto, não é objetivo deste texto a discussão da poluição que é gerada pelo consumo dos derivados 
de petróleo, independente dos usos a que serão destinados, mas a caracterização de todas as 
conseqüências que a atividade de refinar petróleo traz para o meio ambiente.
Emissões Atmosféricas
As emissões atmosféricas provenientes das refinarias incluem emissões fugitivas dos compostos voláteis 
presentes no óleo cru e nas suas frações, as emissões geradas pela queima de combustíveis nos 
aquecedores de processo e nas caldeiras, e as emissões das unidades de processo propriamente ditas. 
As emissões fugitivas ocorrem em toda a refinaria e escapam das centenas de fontes potenciais dessas 
emissões, que compreendem válvulas, bombas, tanques, válvulas de alívio, flanges etc. Ainda que os 
vazamentos sejam normalmente pequenos, o somatório de todas as emissões fugitivas de uma refinaria 
pode ser uma das maiores fontes de emissões da mesma. Essas emissões podem ser reduzidas através 
do uso de um grande número de técnicas, que incluem o uso de equipamentos com maior resistência a 
vazamentos, a redução do número de tanques de armazenamento e de outras fontes potenciais, o uso 
de tanques com teto flutuante, e talvez o método mais eficaz, o uso de um Programa de Detecção e 
Reparo de Vazamentos.
Os numerosos aquecedores de processo usados nas refinarias de petróleo para aquecer as correntes de 
processo ou gerar vapor (caldeiras) para aquecimento ou retificação com vapor, podem ser fontes 
potenciais de emissões de CO, SOx, NOx, material particulado e de hidrocarbonetos. Quando operadas 
apropriadamente e quando queimam combustíveis limpos, tais como gás de refinaria, óleo combustível 
ou gás natural, tais emissões são relativamente baixas. Se, no entanto, a combustão não for completa ou 
se os aquecedores estiverem sujos com piche ou outros resíduos, tais emissões podem se tornar 
significativas.
A maior parte das correntes gasosas que deixam as unidades de processo das refinarias contém 
quantidades variáveis de gás de refinaria, gás sulfídrico e amônia.
Tais correntes são usualmente coletadas e enviadas para as unidades de tratamento de gás e de 
recuperação de enxofre, com a finalidade de se recuperar o gás de refinaria, que é usado como 
combustível e o enxofre elementar, que pode ser posteriormente vendido.
As emissões da recuperação de enxofre normalmente contêm algum sulfeto de hidrogênio, assim como 
óxidos de enxofre e de nitrogênio.
Outras fontes de emissão provêm da regeneração periódica dos catalisadores de processo. A 
regeneração dos catalisadores gera correntes gasosas que podem conter monóxido de carbono, material 
particulado e hidrocarbonetos voláteis. Antes de serem descartadas para a atmosfera, tais correntes 
precisam ser tratadas, primeiro, passando por uma caldeira de CO, que queima não apenas o monóxido 
de carbono, levando-o a dióxido, mas também quaisquer hidrocarbonetos presentes. Depois, é 
necessário que elas passem através de precipitadores eletrostáticos ou ciclones, que são equipamentos 
que têm como finalidade remover o material particulado presente no gás.
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Efluentes Líquidos
Os efluentes líquidos consistem em águas de resfriamento, águas de processo, água dos esgotos 
sanitários e águas de chuva. Os efluentes são tratados em estações de tratamento de efluentes situadas 
nas próprias refinarias. Após o tratamento são então descarregados em estações de tratamento públicas 
ou em corpos receptores, desde que atendam à legislação ambiental vigente.
Muitas refinarias liberam, não intencionalmente, hidrocarbonetos líquidos no solo ou mesmo em águas 
superficiais. Em algumas refinarias, a contaminação do solo migra, escoando para águas superficiais 
próximas. Tal problema, dependendo dos volumes liberados, é grave e representa um substancial risco 
para o meio ambiente e para a saúde humana.
Resíduos Sólidos
Os resíduos sólidos são gerados em muitos dos processos de refino e em operações de manuseio do 
petróleo, assim como na etapa do tratamento de efluentes.
Tanto resíduos perigosos quanto não perigosos são gerados, tratados e dispostos. Tais resíduos 
normalmente são gerados soba forma de lamas, catalisadores de processo exaustos, cinzas de 
incineradores e borras de filtração.
O tratamento desses resíduos inclui incineração, neutralização, fixação química e disposição em aterros 
sanitários, que podem estar situados dentro ou fora das refinarias.
Uma grande porção do material que sai das refinarias (aquele que não é derivado do petróleo) é 
transportada para fora das mesmas e vendida como co-produto.
Tais materiais incluem enxofre, ácido acético, ácido fosfórico e outros materiais recuperados. Os metais 
dos catalisadores e os do óleo cru, que se depositam sobre os mesmos durante o processamento, são 
também recuperados em unidades apropriadas.
A tabela seguinte mostra as saídas materiais dos principais processos de refino.
Processo Emissões 
Atmosféricas
Efluente do
Processo
Resíduos
Sólidos Gerados
Dessalinização do 
Petróleo Cru
Gás da chaminé do
Aquecedor (CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de 
hidrocarbonetos.
Óleo, H2S, fenol, altos 
níveis de sólidos em 
suspensão, sólidos 
dissolvidos, alta DBO, 
alta temperatura.
Óleo cru/lama do 
dessalinizador
(ferrugem, areia, água, 
cera e óleo emulsionados, 
metais, argila).
Destilação Atmosférica
Gás da chaminé do 
aquecedor (CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de 
hidrocarbonetos.
Emissões do injetor de 
vapor (hidrocarboentos).
Óleo, H2S, NH3, 
sólidos em suspensão, 
cloretos, mercaptans, 
fenol, pH elevado.
Normalmente pouco, ou 
nenhum resíduo sólido é 
gerado.
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Destilação a Vácuo
Gás da chaminé do 
aquecedor (CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de 
hidrocarbonetos.
Emissões do injetor de 
vapor (hidrocarboentos).
Óleo, H2S, NH3, 
sólidos em suspensão, 
cloretos, mercaptans, 
fenol, pH elevado.
Normalmente pouco, ou 
nenhum resíduo sólido é 
gerado.
Craqueamento Térmico/
Visco-Redução
Gás da chaminé do 
aquecedor (CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de 
hidrocarbonetos.
Óleo, H2S, NH3, 
sólidos em suspensão, 
fenol, alto pH, DBO, 
DQO.
Normalmente pouco, ou 
nenhum resíduo é gerado.
Coqueamento
Gás da chaminé do 
aquecedor
(CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de 
hidrocarbonetos.
Emissões do coqueamento 
(hidrocarbonetos e material 
particulado).
Óleo, H2S, NH3, 
sólidos em suspensão, 
fenol, alto pH, DQO.
Resíduo de coque 
(partículas de carbono e 
de hidrocarbonetos)
Craqueamento Catalítico
Gás da chaminé do 
aquecedor
(CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de hidrocarbonetos 
e regeneração do 
catalisador
(CO, NOx, SOx e material 
particulado).
Altos níveis de óleo, 
H2S,
NH3, sólidos em 
suspensão, fenóis, 
cianetos, alto pH, 
DBO,
DQO.
Catalisador exausto 
(metais pesados do óleo 
cru e hidrocarbonetos)
Finos do catalisador 
exausto que vêm dos 
precipitadores 
eletrostáticos (silicato de 
alumínio e metais).
Hidrocraqueamento 
Catalítico
Gás da chaminé do 
aquecedor
(CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de hidrocarbonetos 
e regeneração do 
catalisador
(CO, NOx, SOx e material 
particulado).
Alto nível de DQO, 
H2S,
NH3, sólidos em 
suspensão, níveis 
relativamente baixos 
de DBO.
Finos do catalisador 
exausto (metais pesados 
do óleo cru e 
hidrocarbonetos).
Hidrotratamento/
Hidroprocessamento
Gás da chaminé do 
aquecedor
(CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de hidrocarbonetos 
e regeneração do 
catalisador
(CO, Nox e Sox).
H2S, NH3, sólidos em 
suspensão, fenóis, alto 
pH, DBO, DQO.
Finos do catalisador 
exausto (silicato de 
alumínio e metais).
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Alquilação
Gás da chaminé do 
aquecedor
(CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de 
hidrocarbonetos.
Baixo pH, sólidos em 
suspensão, sólidos 
dissolvidos, DQO, H2S, 
ácido sulfúrico gasto.
Lama de alquilação 
neutralizada (ácido 
sulfúrico ou fluoreto de 
cálcio, hidrocarbonetos).
Isomerização
Gás da chaminé do 
aquecedor
(CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de 
hidrocarbonetos, HCl 
(potencialmente nos leves 
finais).
Baixo pH, cloretos, 
lavagem cáustica e 
concentrações 
relativamente baixas 
de H2S e NH3.
Lama de cloreto de cálcio 
da neutralização do HCl.
Polimerização H2S proveniente da 
lavagem cáustica.
H2S, NH3, lavagem 
cáustica, mercaptans, 
elevado pH.
Catalisador exausto 
contendo ácido fosfórico.
Reforma Catalítica
Gás da chaminé do 
aquecedor
(CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de hidrocarbonetos 
e regeneração do 
catalisador
(CO, NOx, SOx).
Altos níveis de óleo, 
sólidos em suspensão, 
DQO relativamente 
pouco, H2S.
Finos do catalisador 
exausto que vêm dos 
precipitadores
eletrostáticos (silicato de 
alumínio e metais).
Extração por Solvente Solventes fugitivos Óleo e solventes. Normalmente pouco, ou 
nenhum resíduo sólido é 
gerado.
Desparafinação Solventes fugitivos. Óleo e solventes. Normalmente pouco, ou 
nenhum resíduo sólido é 
gerado.
Desasfaltação a 
Propano
Gás da chaminé do 
aquecedor (CO, NOx, SOx, 
hidrocarbonetos e material 
particulado), emissões 
fugitivas de propano.
Óleo e propano. Normalmente pouco, ou 
nenhum resíduo sólido é 
gerado.
Tratamento Merox Emissões fugitivas 
(hidrocarbonetos e 
dissulfetos).
Pouco ou nenhum 
efluente líquido é 
gerado.
Solução Merox cáustica 
gasta, efluente de óleo e 
dissulfeto.
Tratamento de Efluentes
Emissões fugitivas (H2S, 
NH3 e hidrocarbonetos).
_ Lama do separador API 
(fenóis, metais e óleo)
Lama da precipitação 
química
(coagulantes, óleo), lamas 
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biológicas (metais, óleo, 
sólidos em suspensão), cal 
exausta, sobrenadante dos 
flotadores.
Tratamento de Gás e
Recuperação de Enxofre
SOx, NOx e H2S da 
ventilação e emissões do 
gás de fim de processo.
H2S, NH3, Aminas, 
solução de Stretford.
Catalisador exausto.
Composição Emissões fugitivas 
(hidrocarbonetos).
Pouco ou nenhum 
efluente líquido é 
gerado.
Pouco ou nenhum resíduo 
sólido é gerado.
Limpeza dos Trocadores 
de calor
Emissões fugitivas 
periódicas de 
hidrocarbonetos.
Efluentes oleosos. Lama dos trocadores de 
calor (óleo, metais e 
sólidos em suspensão).
Tanques de Estocagem
Emissões fugitivas de 
hidrocarbonetos.
Água drenada dos 
tanques contaminada 
com o conteúdo do 
tanque.
Lama de fundo (ferrugem, 
argilas, areias, água, cera 
e óleo emulsionados, 
metais).
Blowdown e flares Produtos de combustão
(CO, NOx, SOx e 
hidrocarbonetos)
Pouco ou nenhum 
efluente líquido é 
gerado.
Pouco ou nenhum resíduo 
sólido é gerado.
REFERÊNCIAS
CORRÊA, Oton Luiz Silva. Petróleo: noções sobre exploração, perfuração, produção e microbiologia. Rio de 
Janeiro: Interciência, 2003. 90 p.
FARIAS, Robson Fernandes de. Introdução à química do petróleo. Rio de Janeiro. Editora Ciência 
Moderna, 2008. 106p.
MARIANO, Jacqueline Barboza. Impactos ambientais do refino de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência: 2005. 
228 p.
O petróleo. Disponível em . Acesso em 
13/07/09.
SHREVE, R. N.; BRINK JR, J. A. Indústrias de processos químicos. Guanabara Dois S/A. Rio de Janeiro: 1980. 4 
ed.
SZKLO, Alexandre Salem. Fundamentos do refino de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2005. 207 p.
48
http://www.passeiweb.com/saiba_mais/voce_sabia/petroleo
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........... 4 ............ LOGÍSTICA DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO .................
INTRODUÇÃO
Este texto vai apresentar as características da logística do petróleo no Brasil, sua distribuição, transporte 
e localização geográfica das refinarias e bases de distribuição (primárias e secundárias) e os principais 
fluxos de transferência de gasolina e diesel.
Não existe tratamento logístico diferenciado quando o produto a ser movimentado for petróleo e/ou seus 
derivados, a não ser no aspecto de segurança ambiental, cujo tema foge ao escopo deste texto.
O conceito de Logística – Trata-se de uma carga que, partindo de um ponto de origem, necessita chegar 
ao destino no prazo estipulado com menor custo benefício e satisfação do cliente, carga esta 
caracterizada por baixo valor agregado e mínimo de risco de obsolescência (condição que ocorre a um produto 
ou serviço que deixa de ser útil, mesmo estando em perfeito estado de funcionamento, devido ao surgimento de um produto 
tecnologicamente mais avançado) devido à sua demanda estável e, por se tratar de uma demanda estável, 
pode-se adotar uma política de antecipação à demanda.
No futuro próximo, a demanda de combustíveis, como Etanol e GNV, tende a aumentar devido à 
crescente utilização dos veículos do tipo flex-fuel ou combustível flexível.
Em se tratando de um País de grande dimensão geográfica como o Brasil, faz-se necessária a aplicação 
intensiva das novas tecnologias de informação e de ferramentas logísticas mais eficientes, para que toda 
a Cadeia de Suprimentos possa estar total e definitivamente integrada. No caso do mercado de 
combustíveis, podem ser considerados componentes da Cadeia de Suprimentos: transportador 
(ferroviário, rodoviário ou lacustre), produtores de combustíveis (Petrobras, refinarias particulares e 
petroquímicas), distribuidoras (Shell, Texaco, Esso, Br, Ipiranga etc) e consumidores (indústrias ou 
pessoas físicas).
Para que as funções e atividades logísticas iniciem seu fluxo de forma mais precisa, é necessária a 
acuracidade (grau de ausência de erro ou grau de conformidade com o padrão) nas etapas da obtenção da demanda 
que compreende a pesquisa de mercado, análise e desenvolvimento de produtos, aquisição de insumos, 
entre outras. No atendimento posterior a esta demanda está o transporte, a distribuição, a armazenagem 
e o atendimento do pedido no prazo pré-determinado.
Os estoques de produtos refinados são provenientes das refinarias.
Posteriormente, são transportados (através de dutos ou navios) para as Bases Primárias das diversas 
Empresas Distribuidoras atuantes no mercado brasileiro, que, por sua vez, distribuem para suas Bases 
Secundárias, tornando possível o abastecimento dos pontos mais remotos dos Brasil.
Embora o modal dutoviário possua as menores tarifas de transporte – além de ser um dos mais seguros 
- o mesmo ainda é insuficiente no Brasil, possuindo poucos dutos em operação, cerca de 10.000 km – 
sendo que a maior extensão está concentrada na região Sul e Sudeste. Um estudo recente da 
COPPEAD (Centro de distribuição logística, 2005), intitulado “Planejamento Integrado do Sistema 
Logístico de Distribuição de Combustíveis”, mostra que no Brasil ainda não existe escala de volume que 
viabilize a construção de novos dutos. Onde já existe volume, a infra-estrutura dutoviária já está 
instalada, como é o caso das regiões Sul e Sudeste, responsáveis por 68% do consumo de Gasolina e 
Diesel. Nestes locais estão presentes 76% de toda a estrutura dutoviária do país”.
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O transporte entre as instalações de Refinaria e as Bases Primárias é feito geralmente por modal 
dutoviário (cujo proprietário das instalações é a Petrobras Transportes S.A.) ou por navegação de 
cabotagem através da atracação de navios tanques (NT’s) nos portos.
Já as transferências entre as instalações das Bases Primárias e Secundárias são feitas por modal 
rodoviário (caminhões-tanque), e modal ferroviário (vagões tanque). A Figura seguinte mostra os 
principais fluxos de transferências de Diesel e Gasolina entre bases primárias e secundárias existentes 
no Brasil. 
O Gráfico seguinte mostra o percentual destes modais nas transferências.
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DISTRIBUIÇÃO DE DERIVADOS DE PETRÓLEO
Denomina-se distribuição toda atividade ligada ao comércio por atacado com a rede varejista ou com 
grandes consumidores.
No setor de petróleo e derivados, estas atividades são realizadas por empresas especializadas 
chamadas de Distribuidoras. Como atividades principais, têm-se a aquisição de produtos a granel e sua 
revenda por atacado para sua rede varejista ou para grandes consumidores.
Tais atividades abrangem não somente a comercialização, como também a aquisição, armazenamento, 
transporte e o controle de combustíveis líquidos de derivados de petróleo, álcoois combustíveis (anidro 
ou hidratado), gás líquido envasado, lubrificantes e outros combustíveis automotivos.
Bases de Distribuição
Das refinarias, os produtos seguem para as Bases Primárias das Distribuidoras – segundo a melhor 
logística. Atualmente este envio é feito por modal dutoviário – nos casos das Bases do Sul e Sudeste – e 
por navegação de cabotagem – no caso das Bases localizadas no litoral do Nordeste brasileiro.
De acordo com a ANP (Agência Nacional do Petróleo), o Brasil possui 322 bases, entre bases primárias 
e secundárias, das quais 131 (40,7%) situam-se na Região Sudeste, 56 (17,4%) na Região Sul, 47 
(14,6%) na Região Nordeste, 46 (14,3%) na Região Norte e 42 (13,0%) na Região Centro-Oeste.
O grande desafio logístico que as Distribuidoras enfrentam atualmente é o de disponibilizar seus 
produtos nos pontos mais remotos do Brasil, com qualidade e preços competitivos.
De acordo com o estudo da COPPEAD, no que tange ao modal Ferroviário, indica que o atendimento 
das transferências por este modal atinge somente a 56% dos usuários atuais e mercado potencial, ou 
seja, 44% representam gargalos operacionais que geram custos anuais de R$ 50 milhões.
Estes gargalos impactam diretamente nas margens financeiras dos elos da cadeia de suprimentos de 
combustíveis: Revendedores e Distribuidoras.
Para vencer as dimensões brasileiras, as principais Distribuidoras mantêm Bases em diversas regiões. 
Estas instalações possuem toda a infra-estrutura necessária para receber, armazenar, misturar, embalar 
e distribuir os derivados de petróleo. Esse total inclui todas as rotas ferroviárias existentes no Brasil.
Por conveniências financeiras e de investimento, as Bases podem ser próprias (todos os ativos 
pertencentes a uma determinada Distribuidora), pools (cada empresa Distribuidora participa com um 
percentual de investimento) e Bases operadas por terceiros, na qual a empresa Distribuidora não possui 
ativo algum além do produto a ser movimentado, e depende de terceiros para viabilizar a movimentação 
de seus produtos. O Gráfico seguinte ilustra o mercado brasileiro de distribuição de combustíveis. Os 
dados foram obtidos do SINDICOM (2004). O SINDICOM é uma entidade representativa, a nível 
nacional, das companhias distribuidoras de combustíveis, álcool e lubrificantes. Fundado em 1941, o 
SINDICOM tornou-se o fórum apropriado para discussões de assuntos jurídicos, fiscais, operacionais, de 
suprimentos e transportes, e de segurança industrial, saúde ocupacionalFrações do Refino de Petróleo................................................................................
PRODUTOS PETROQUÍMICOS ............................................................................
PROCESSOS DE PRODUÇÃO DE ALGUNS PETROQUÍMICOS BÁSICOS .......
Desidratação Catalítica de Etanol...........................................................................
Aproveitamento de Gás de Refinaria.......................................................................
Recuperação de Propeno da Unidade de Craqueamento Catalítico.......................
Pirólise ou Steam-Cracking.....................................................................................
Complexo Aromático...............................................................................................
FCC Petroquímico.......................................................................................................
REFERÊNCIAS ..........................................................................................................
63
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70
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73
6 CONTROLE DE QUALIDADE EM PETRÓLEO E DERIVADOS 74
INTRODUÇÃO ...........................................................................................................
COMBUSTÍVEIS ...........................................................................................................
ÓLEOS COMBUSTÍVEIS .........................................................................................
ANÁLISES FÍSICO-QUÍMICAS EM PRODUTOS ....................................................
PETRÓLEO ............................................................................................................
ÓLEOS COMBUSTÍVEIS ......................................................................................
ÓLEOS LUBRIFICANTES .......................................................................................
ÓLEOS ISOLANTES .................................................................................................
GASOLINA ..............................................................................................................
QUEROSENE .........................................................................................................
DIESEL ......................................................................................................................
LEGISLAÇÃO, NORMAS BRASILEIRAS E MÉTODOS DE ENSAIO .........................
EQUIPAMENTOS .....................................................................................................
REFERÊNCIAS ........................................................................................................
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7 EXERCÍCIOS DE FIXAÇÃO ..................................................................................... 95
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INTRODUÇÃO A TECNOLOGIA DO PETRÓLEO
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 .......1......................... FUNDAMENTOS DO PETRÓLEO ............................
INTRODUÇÃO
De acordo com a ASTM – American Society for Testing and Materials: “O petróleo é uma mistura de 
ocorrência natural, consistindo predominantemente de hidrocarbonetos e derivados orgânicos 
sulfurados, nitrogenados e/ou oxigenados, o qual é, ou pode ser removido da terra no estado líquido”.
O primeiro poço de petróleo foi descoberto nos Estados Unidos – Pensilvânia – no ano de 1859. Ele foi 
encontrado em uma região de pequena profundidade (21m). Ao contrário das escavações de hoje, que 
ultrapassam os 6.000 metros. O maior produtor e consumidor mundial são os Estados Unidos; por esta 
razão, necessitam importar cada vez mais.
O petróleo ocorre em muitas partes do mundo: extensos depósitos têm sido encontrados no golfo 
Pérsico, nos Estados Unidos, no Canadá, na Rússia (nos Urais e na Sibéria ocidental), na Líbia, no delta 
do rio Níger, na Venezuela, no golfo do México e no mar do Norte. 
Os países que possuem maior número de poços de petróleo estão localizados no Oriente Médio, e, por 
sua vez, são os maiores exportadores mundiais. Os Estados Unidos da América, Rússia, Irã, Arábia 
Saudita, Venezuela, Kuwait, Líbia, Iraque, Nigéria e Canadá, são considerados os maiores produtores 
mundiais.
No Brasil, a primeira sondagem foi realizada em São Paulo, entre 1892-1896, por Eugênio Ferreira de 
Camargo, quando ele fez a primeira perfuração na profundidade de 488 metros; contudo, o poço jorrou 
somente água sulfurosa. Foi somente no ano de 1939 que foi descoberto o óleo de Lobato na Bahia.
A Petrobrás foi criada, em 1953, com o objetivo de monopolizar a exploração do petróleo no Brasil. A 
partir daí muitos poços foram perfurados. Atualmente está entre as maiores empresas petrolíferas do 
mundo e atua em diversas áreas, entre elas as de abastecimento, exploração e produção, gás e energia 
e negócios internacionais. 
A Petrobras abastece quase toda a demanda do mercado brasileiro por derivados de petróleo. Um 
mercado que consome aproximadamente 1,7 milhões de barris/dia. A excelência desse abastecimento 
colocou a empresa como a nona maior companhia no setor downstream (refino, transporte e 
comercialização), segundo avaliação da Petroleum Intelligence Weekly. O termo downstream está ligado 
à boa parte da estrutura operacional: onze refinarias, duas fábricas de fertilizantes, bases, dutos, 
terminais e navios. 
Entre os desafios do setor, a Petrobras trabalha para aumentar a produção de diferentes tipos de óleos 
em suas refinarias e eliminar a dependência da importação. Sempre com a preocupação com a 
qualidade do produto, a segurança do homem e os cuidados ambientais.
4
http://www.suapesquisa.com/paises/brasil
http://www.suapesquisa.com/paises/iraque
http://www.suapesquisa.com/paises/venezuela
http://www.suapesquisa.com/paises/ira/
http://www.suapesquisa.com/paises/eua
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Petróleo e civilização - Não se sabe quando a atenção do homem foi despertada, mas o fato é que o 
petróleo, assim como o asfalto e o betume, eram conhecidos desde os primórdios das civilizações.
Nabucodonosor, por exemplo, usou o betume como material de liga nas construções dos célebres 
Jardins Suspensos da Babilônia. Betume foi também utilizado para impermeabilizar a Arca de Noé. Os 
egípcios o usaram para embalsamar os mortos e na construção de pirâmides, enquanto gregos e 
romanos o empregaram com fins bélicos.
Nos países árabes, onde hoje se concentra a maior produção de petróleo do mundo, esse mineral foi 
usado na construção das pirâmides, na conservação das múmias e como combustível nos dardos 
incendiários nas grandes batalhas. Também os antigos habitantes da América do Sul, como os Incas, 
utilizavam o produto na pavimentação das estradas do seu grandioso império. Outros usos do petróleo 
foram: calafetar embarcações, impermeabilização, pintura e cerâmica.
Só no século XVIII, porém, é que o petróleo começou a ser usado comercialmente, na indústria 
farmacêutica e na iluminação. Até a metade do século XIX, não havia ainda a idéia, ousada para a 
época, de perfuração de poços petrolíferos.
As primeiras tentativas aconteceram nos Estados Unidos, com Edwin L. Drake, que enfrentou diversas 
dificuldades técnicas. Após meses de perfuração, Drake encontra o petróleo, a 27 de agosto de 1859. 
Após cinco anos, achavam-se constituídas, nos Estados Unidos, nada menos que 543 companhias 
entregues ao novo e rendoso ramo de atividade de exploração de petróleo.
Na Europa, paralelamente à fase de Drake, desenvolveu-se uma reduzida indústria de petróleo, que 
sofreu a dura competição do carvão, linhita, turfa e alcatrão. Naquelae proteção ao meio-ambiente 
que sejam comuns às empresas associadas e de representação junto ao governo.
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Bases de Distribuição – Primárias ou Principais
Estas bases têm como característica receber os produtos diretamente de uma refinaria ou através de 
importação. O produto não passa por nenhuma outra Base.
Bases Secundárias ou de Interior
São caracterizadas por receberem o produto de outra Base, seja principal ou secundária.
A Figura seguinte exemplifica as funções das bases primárias e secundárias na logística de distribuição 
de petróleo do Brasil.
Atualmente, por questões de investimento e análise de custo benefício, as Bases da Petrobras que estão 
localizadas em regiões mais remotas servem a diversas outras empresas que não dispõem da estrutura 
logística para conduzir os produtos até aquela região. A Figura 5 representa a localização geográfica de 
todas as Bases de Distribuição de Combustíveis e seus modais de recebimento e distribuição de 
produtos.
Esquema de Distribuição de Petróleo e Derivados no Brasil
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Representação Geográfica das Bases de Distribuição de Derivados de Petróleo
(Sindicom, 2004)
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Refinarias brasileiras e suas localizações.
 
REFERÊNCIAS 
CARDOSO, Luiz Cláudio dos Santos. Logística do Petróleo: Transporte e Armazenamento. Rio de 
Janeiro: Interciência, 2004. 192 p.
CORRÊA, Oton Luiz Silva. Petróleo: noções sobre exploração, perfuração, produção e 
microbiologia. Rio de Janeiro: Interciência, 2003. 90 p.
GARCIA, Roberto. Combustíveis e combustão industrial. Rio de Janeiro: Interciência, 2002. 202 p.
MARIANO, Jacqueline Barboza. Impactos ambientais do refino de petróleo. Rio de Janeiro: 
Interciência: 2005. 228 p.
SHREVE, R. N.; BRINK JR, J. A. Indústrias de processos químicos. Guanabara Dois S/A. Rio de 
Janeiro: 1980. 4 ed.
SZKLO, Alexandre Salem. Fundamentos do refino de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2005. 207 
p.
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............ 5 ..................... A INDÚSTRIA PETROQUÍMICA ............................
INTRODUÇÃO
A indústria do petróleo compreende todas as atividades que envolvem o óleo cru, gás natural e seus 
derivados, desde a exploração e importação ao refino, distribuição, exportação etc.
No Brasil atual, o segmento de refino, que produz matéria-prima para a indústria petroquímica, é formado 
por 13 refinarias, a maioria das quais na Região Sudeste, onde também se concentra o mercado 
consumidor, que estão produzindo no limite de sua capacidade. São elas: Refinaria de Capuava 
(RECAP); Refinaria de Paulínia (REPLAN), a maior do país, Refinaria Henrique Lage (REVAP), Refinaria 
Presidente Bernardes (RBPC), Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR), Refinaria de Manaus 
(REMAN), Fábrica de Lubrificantes e Derivados do Nordeste (LUBNOR), Refinaria Landulpho Alves 
(RLAM), Refinaria Gabriel Passos (REGAP), Refinaria Duque de Caxias (REDUC), Refinaria Alberto 
Pasqualini (REFAP), Refinaria de Petróleo Ipiranga S.A. (RPISA) e Refinaria de Petróleos de 
Manguinhos S.A. (RPDM).
Única refinaria da Bahia, a RLAM (primeira beneficiadora de petróleo estatal do país), cuja construção foi 
iniciada em 1949 e entrou em operação no ano seguinte (a partir de quando vem sendo ampliada e 
recebendo significativos investimentos), tem sua história vinculada à descoberta dos primeiros poços de 
petróleo brasileiros, e foi incorporada à Petrobras em 1953, quando esta foi criada, ocupando atualmente 
o segundo lugar no ranking do Sistema Petrobras. Está localizada numa área de 6,4 km2, no distrito de 
Mataripe, do município de São Francisco do Conde, na Região Metropolitana de Salvador (RMS). Com 
capacidade instalada de 307 mil barris/dia, produzindo 43 diferentes produtos, entre os quais propano, 
propeno, isobutano, gás de cozinha, gasolina, nafta petroquímica, querosene, querosene de aviação, 
parafinas, óleos combustíveis e asfaltos. Foi a primeira refinaria a receber a certificação ISO 9002, ISO 
14001 e BS 8800, que comprovam a excelência em processos e produtos, gerenciamento ambiental e 
gestão em saúde e segurança.
Prevê investimentos em novos projetos, ampliando a sua capacidade industrial e ingressando na 
produção de novos derivados, o que também vai exigir a utilização de novas tecnologias.
Até o final da década de 1990, a Petrobras detinha monopólio tanto da produção quanto da importação 
da nafta, principal insumo do setor petroquímico, embora esse setor também utilize o gás natural como 
matéria-prima do processo, menos poluente que a nafta.
A Lei 9.478/1997 – denominada de Lei do Petróleo – quebrou o monopólio da Petrobras, o que permitiu 
que outras empresas estrangeiras também participassem da exploração, produção, refino e transporte 
do petróleo.
A INDÚSTRIA QUÍMICA
Considerada como o maior segmento da indústria de transformação brasileira, a indústria química é a 
base do processo de produção de inúmeras indústrias. Quase todos os produtos de uso diário, no 
mundo contemporâneo, tem componentes e/ou insumos originários da indústria química, a exemplo de 
alguns bens finais da agroindústria, indústria automobilística, eletroeletrônica, brinquedos, farmacêutica, 
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alimentos, cosméticos, detergentes, tintas, têxteis etc. Essa transformação de produtos naturais, que não 
podem ser usados diretamente pelo homem, exige alto grau de desenvolvimento científico e tecnológico.
De acordo com a Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), existe uma grande divergência 
quanto à conceituação e abrangência desse segmento, por causa de sua própria história, uma vez que o 
refino do petróleo, por suas características industriais, era considerado atividade da indústria química, 
enquanto outras, específicas do setor, como as relativas à produção de resinas termoplásticas, não o 
eram. A Organização das Nações Unidas (ONU) aprovou uma classificação internacional para a indústria 
química. No Brasil, porém, o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), com o apoio da 
Abiquim estabeleceu uma nova classificação, na qual se insere o segmento petroquímico, que 
compreende a fabricação de:
a) produtos químicos inorgânicos, entre os quais cloro e álcalis, intermediários para fertilizantes e gases 
industriais;
b) produtos químicos orgânicos – início da produção de petroquímicos, com os petroquímicos básicos, 
intermediários para resinas e fibras etc.;
c) resinas e elastômeros;
d) fibras, fios, cabos e filamentos contínuos artificiais e sintéticos;
e) produtos farmacêuticos;
f) defensivos agrícolas;
g) sabões, detergentes, produtos de limpeza e artigos de perfumaria;
h) tintas, vernizes, esmaltes, lacas e produtos afins;
i) produtos e preparados químicos diversos, como adesivos e selantes, explosivos, catalisadores, 
aditivos de uso industrial, chapas, filmes, papéis, discos etc.
Embora seja responsável pela fabricação de extensa variedade de produtos, conforme demonstrado 
acima, e constitua um importante segmento industrial, a indústria química brasileira ainda é deficitária na 
balança comercial, pois, mesmo considerandoo crescimento de suas exportações, o país importa muitos 
produtos químicos. Os produtos que mais concorrem para o crescimento da indústria química no Brasil, 
representando mais da metade de seu faturamento, são, especificamente, os de uso industrial.
A INDÚSTRIA PETROQUÍMICA
Histórico da indústria petroquímica no Brasil
A indústria petroquímica no Brasil começou a se desenvolver pouco depois do início da implantação 
dessa indústria no mundo. O primeiro núcleo petroquímico no Brasil surgiu na década de 1950 ao redor 
da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão, São Paulo, utilizando o eteno produzido 
naquela refinaria. Indústrias privadas como a Union Carbide, CBE, Rhodia e Copebras iniciaram sua 
produção nesta época, sendo que as duas primeiras cogitaram realizar uma produção própria adicional 
de eteno, o que não foi realizado. Também no Brasil, as indústrias petroquímicas e de fertilizantes 
desenvolveram-se em paralelo. A Fábrica de Fertilizantes de Cubatão (FAFER) foi implantada em 1958 
visando à produção de amônia para a síntese de ácido nítrico e fertilizantes nitrogenados. A participação 
da Petrobras na indústria petroquímica iniciou-se em 1960 com a implantação da Fábrica de Borracha 
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Sintética (FABOR, COPERBO, PETROFLEX e atual LANXESS), no Rio de Janeiro, e a Companhia 
Petroquímica da Bahia (COPEB, atual FAFEN, da PETROBRÁS), para a produção de amônia e uréia.
Na década de 1960, começou-se a projetar o primeiro pólo petroquímico do Brasil. O projeto pioneiro da 
Refinaria União tinha como sócios a Phillips Petroleum, o Grupo Moreira Sales e o Grupo Ultra e 
pretendia fazer uma ampliação da Refinaria União (atual RECAP), em Mauá, São Paulo, e criar a 
Petroquímica União (PQU). A principal diferença em relação às indústrias instaladas em Cubatão e que 
faz com que o empreendimento em Mauá possa ser chamado de Pólo Petroquímico está na estrutura 
criada. Em Mauá, a Petroquímica União seria a central de matérias-primas que produziria os produtos 
petroquímicos básicos e os forneceriam as indústrias de segunda geração instaladas ao redor.
A ampliação da Refinaria União foi vetada pelo Governo Federal, pois a lei do monopólio permitia a 
manutenção das refinarias privadas no país, mas não a criação de novas ou ampliação de capacidade 
das já existentes.
Em 1968, foi criada a Petrobras Química S.A., subsidiária para o ramo químico, que poderia associar-se 
minoritariamente com outras empresas. A Petrobras, através da Petroquisa, teve papel de destaque na 
implantação da indústria petroquímica e de fertilizantes no Brasil.
A indústria petroquímica brasileira atual é conseqüência do planejamento estatal iniciado em 1965 com a 
instalação do GEIQUIM - Grupo Executivo da Indústria Química, responsável pelas orientações básicas 
na concepção dos três pólos petroquímicos, que iniciaram as suas atividades ao longo de um período de 
10 anos: pólo de São Paulo (Capuava/Santo André), em 1972; pólo da Bahia (Camaçari), em 1978, e 
pólo do Rio Grande do Sul (Triunfo), em 1982. Nestes pólos, situados próximos as refinarias, está hoje 
localizada a quase totalidade das indústrias petroquímicas de primeira e segunda gerações, embora 
existam algumas instalações destas modalidades, de menor porte, em outros centros industriais do país. 
Apesar da expressiva produção brasileira de 3,5 milhões de toneladas por ano de eteno corresponder 
atualmente a 3% da produção mundial, ainda não existem no país empresas petroquímicas de grande 
porte, totalmente integradas e empresarialmente verticalizadas, a semelhança do que ocorre nos 
Estados Unidos, Europa e Japão.
As privatizações dos anos 90, iniciadas no governo Collor, acompanhadas pela abertura comercial e pelo 
fim das proteções tarifárias, não favoreceram novos investimentos na indústria petroquímica, cujo 
crescimento praticamente estagnou durante a década. Nesse período, a Petroquisa deixou de atuar 
como planejadora e arquiteta da política industrial do setor e teve de alienar a maior parte de suas 
participações societárias. Mais recentemente, em 2000, foi interrompido o subsídio à nafta recebida da 
Petrobras. Tendo em vista que, em média, 83% dos custos variáveis da indústria provêm da matéria-
prima, este fato teve impacto fortemente negativo na competitividade das empresas nacionais, 
principalmente nas de segunda geração, mais suscetíveis à concorrência de produtos similares 
importados.
Na década de 2000, ocorreu um processo de integração da indústria petroquímica, iniciando-se com a 
criação da Braskem, em 2002, resultante da incorporação à Copene dos ativos petroquímicos dos 
grupos controladores (Odebrecht e Mariani). A Petrobras retomou seus investimentos em petroquímica 
com a criação da Companhia Petroquímica do Rio de Janeiro (COMPERJ) e a aquisição da Suzano 
Petroquímica e da Ipiranga, em conjunto com a Braskem e o Grupo Ultra. A partir de então, foi realizado 
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um processo de troca de ativos entre a Petrobras e a Braskem, aumentando a participação da Petrobras 
no capital da maior companhia petroquímica da América Latina.
Além disso, Petrobras e Unipar criaram uma nova empresa: a Quattor, segunda maior companhia 
petroquímica brasileira.
As três centrais petroquímicas do país (Quattor, Braskem Bahia e Braskem Sul) são companhias de 
capital predominantemente nacional. No entanto, empresas mundiais, como Dow Química, Rhodia, 
Basell (associação petroquímica entre Basf e Shell), Solvay e outras, têm aqui expressiva presença na 
segunda geração através de suas filiais, algumas delas já instaladas antes do surgimento dos pólos 
petroquímicos. As empresas globais se distinguem das nacionais pelos produtos de maior valor 
agregado, atuando destacadamente na área de especialidades químicas, com forte conteúdo 
tecnológico, constantemente atualizado e ampliado através do apoio dos centros de P&D localizados nos 
países de origem.
Pólos Petroquímicos
A produção de petroquímicos de primeira e segunda geração no Brasil concentra-se ao redor de três 
pólos petroquímicos principais. São eles:
• Pólo Petroquímico de Camaçari, localizado em Camaçari no Estado da Bahia;
• Pólo Petroquímico de São Paulo, localizado em Capuava, no Estado de São Paulo ou Pólo 
Petroquímico de São Paulo e;
• Pólo Petroquímico de Triunfo, localizado em Triunfo, no Estado do Rio Grande do Sul.
Figura 5.1 - Estrutura de um pólo petroquímico – Fonte Abiquim (modificado)
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Cada pólo petroquímico tem um único produtor de primeira geração, também chamado “centro de 
matérias-primas”, e vários produtores de segunda geração que compram insumos do centro de matérias-
primas.
O Pólo Petroquímico de Camaçari iniciou suas atividades em 1978 e consiste de 28 produtores de 
segunda geração situados ao redor do centro de matérias-primas operado pela Braskem. Em 31 de 
dezembro de 2003, esse centro de matérias-primas apresentava capacidade de produção anual de 
eteno de 1.280.000 toneladas, estimada por aproximadamente 44% da capacidade de produção de 
eteno do Brasil.
Figura 5.2 - Pólo petroquímico do nordeste – Camaçari/BA
O Pólo Petroquímico de São Paulo, o mais antigo pólo petroquímico do Brasil, iniciou suas atividades em 
1968. A Petroquímica União é o centro de matérias-primas desse pólo petroquímico, fornecendo 
petroquímicos deprimeira geração a 11 produtores de segunda geração. Em 31 de dezembro de 2003, a 
Petroquímica União apresentava capacidade de produção anual de eteno de 500.000 toneladas.
O Pólo Petroquímico de Triunfo iniciou suas atividades em 1982. A Copesul, na qual nós detemos 
participação societária de 29,5%, é o centro de matérias-primas desse Pólo, fornecendo petroquímicos 
de primeira geração a seis produtores de segunda geração, inclusive a nossa unidade de negócio de 
poliolefinas. Em 31 de dezembro de 2003, a Copesul apresentava capacidade de produção anual de 
eteno de 1.135.000 toneladas.
Um quarto pólo petroquímico é o Complexo Integrado da Rio Polímeros S.A., inaugurado em junho de 
2005. Primeiro empreendimento gás-químico do Brasil, a Riopol encontra-se instalada próxima à 
Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no distrito de Campos Elíseos, município de Duque de Caxias (RJ). 
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Num local de fácil acesso e próximo aos principais pólos consumidores do Brasil, a Riopol está a poucas 
horas dos principais portos, rodovias, ferrovias e aeroportos do país. A Rio Polímeros S.A figura como 
 primeiro complexo industrial gás-químico integrado e o segundo principal produtor de polietilenos no 
Brasil. O controle acionário da Riopol é composto pela Quattor, com 75% (deste montante, 60% são da 
Unipar e 40 % da Petrobras) e pelo BNDES, com os outros 25%. Usando tecnologia limpa, a Riopol 
fabrica resinas a partir de frações etano e propano do gás natural proveniente da Bacia de Campos, no 
interior do Estado do Rio de Janeiro. A estrutura da Riopol integra a primeira e a segunda geração 
petroquímica, o que resulta em maior competitividade operacional. Com tecnologias ABB Lummus e 
Univation, a Riopol produz aproximadamente 520 mil toneladas de eteno, 75 mil toneladas de propeno e 
540 mil toneladas anuais de polietilenos.
Papel da Petrobras
Anteriormente a 1995, a Constituição do Brasil concedia ao governo brasileiro um monopólio, exercido 
por intermédio da Petrobras, sobre a pesquisa, exploração, produção, refino, importação e transporte de 
petróleo bruto e produtos de petróleo refinado (com exclusão de produtos petroquímicos) no Brasil. A 
Constituição Federal também previa que subprodutos do processo de refino, tais como a nafta, poderiam 
ser fornecidos no Brasil somente pela Petrobras ou por seu intermédio. A nafta é o principal insumo 
utilizado no Brasil para produção de petroquímicos básicos, tais como eteno e propeno. Em 1995, a 
Constituição Federal foi alterada para permitir que as atividades de petróleo e relacionadas a petróleo 
fossem realizadas por empresas privadas, por meio de concessão ou autorização do governo brasileiro. 
Desde 1995, o governo brasileiro tomou várias medidas para liberalizar o setor petroquímico do Brasil.
Em 1997, a Lei nº. 9.478/97 regulamentou a Emenda Constitucional de 1995 por meio da criação do 
Conselho Nacional de Política Energética e da Agência Nacional de Petróleo, encarregados de 
regulamentar e fiscalizar o setor petrolífero e o setor de energia brasileiro. Subseqüentemente à criação 
da Agência Nacional de Petróleo, foram introduzidas novas regras e regulamentos destinados a 
gradualmente eliminar o monopólio da Petrobras. Desde 1997, produtores de primeira geração, inclusive 
a nossa companhia, vêm importando nafta de empresas comerciais exportadoras e de produtores de 
petróleo e de gás do exterior.
ESTRUTURA DA INDÚSTRIA PETROQUÍMICA
A petroquímica é o setor industrial responsável pela transformação de produtos de refino do petróleo e 
do gás natural em bens de consumo e bens industriais para as mais diversas finalidades, como, por 
exemplo, filmes, potes, sacos, fibras e embalagens.
De uma forma geral, a indústria petroquímica é dividida em primeira, segunda e terceira gerações. A 
figura abaixo apresenta um esquema da integração das indústrias de refino e petroquímica.
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Produtores de Primeira Geração
Os produtores de primeira geração do Brasil, denominados “craqueadores” fracionam ou “craqueiam” a 
nafta, seu principal insumo, em petroquímicos básicos. As unidades de craqueamento compram nafta, 
que é subproduto do processo de refino de petróleo, principalmente da Petrobras, bem como de outros 
fornecedores localizados fora do Brasil. 
Os petroquímicos básicos produzidos pelas unidades de craqueamento de nafta incluem:
• olefinas, principalmente eteno, propeno e butadieno; e
• aromáticos, tais como benzeno, tolueno e xilenos.
Os petroquímicos básicos, que apresentam forma gasosa ou líquida, são primordialmente transportados 
às plantas dos produtores de segunda geração, em geral localizadas próximo às unidades de 
craqueamento de nafta, por meio de dutos, para passarem por processamento adicional.
Produtores de Segunda Geração
Os produtores de segunda geração processam os petroquímicos básicos comprados das unidades de 
craqueamento de nafta, produzindo petroquímicos intermediários. Esses petroquímicos intermediários 
incluem:
• polietileno, óxido de eteno, poliestireno e PVC (produzidos a partir do eteno);
• polipropileno, acrilonitrila, noneno e tetrâmero de propeno (produzidos a partir do propeno);
• caprolactama, cumeno e estireno (produzida a partir do benzeno); e
• polibutadieno e borracha de estireno-butadieno (produzido a partir do butadieno).
Há aproximadamente 50 produtores de segunda geração operando no Brasil. Os petroquímicos 
intermediários são produzidos na forma sólida em péletes de plástico ou em pó e são transportados 
primordialmente por caminhão a produtores de terceira geração que, em geral, não ficam situados 
próximo aos produtores de segunda geração. 
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Produtores de Terceira Geração
Os produtores de terceira geração, denominados transformadores, compram os petroquímicos 
intermediários de produtores de segunda geração e os transformam em produtos finais, incluindo:
• plásticos (produzidos a partir de polietileno, polipropileno e PVC);
• fibras acrílicas (produzidas a partir de acrilonitrila);
• nylon (produzido a partir de caprolactama);
• elastômeros (produzidos a partir de butadieno); e
• embalagens descartáveis (produzidas a partir de poliestireno).
Os produtores de terceira geração fabricam vários bens de consumo e industriais, inclusive recipientes e 
materiais de embalagem, tais como sacos, filme e garrafas, tecidos, detergentes, tintas, autopeças, 
brinquedos e bens de consumo eletrônicos. Existem mais de 6.000 produtores de terceira geração 
operando no Brasil. 
De forma mais gráfica pode-se ilustrar a estrutura da indústria petroquímica como:
Características da Indústria Petroquímica 
De um modo geral, a indústria petroquímica compreende a 1ª e 2ª gerações e caracteriza-se como um 
setor intensivo em capital, onde as plantas possuem uma escala mínima de economicidade. Por essa 
razão o crescimento da oferta do setor se dá através de "saltos" ao longo do tempo, conferindo um 
caráter cíclico de rentabilidade;
A configuração do setor atualmente mostra um predomínio de "players" com crescente integração entre 
1ª e 2ª gerações. Em alguns casos, a integração é mais abrangente, envolvendo a etapa de refino. 
Porém, esta integração refino-petroquímica ainda não é predominante no mercado;
O eteno é o principal produto petroquímico básico, e em termos mundiais, é predominantemente obtido 
via carga líquida (notadamente nafta), rota que representa cerca de60% da produção global de eteno;
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Via de regra, a escolha da matéria-prima a ser utilizada na produção de eteno (carga líquida ou gasosa) 
é fortemente influenciada pela disponibilidade e facilidade de acesso. Por exemplo, na América do Norte 
e Oriente Médio, onde há farta disponibilidade de gás natural, há um predomínio da produção de eteno 
via etano/propano. Na Europa e Ásia, onde há maior disponibilidade de nafta, este é o insumo mais 
utilizado pelos produtores.
Deve ser destacado que enquanto a indústria de refino trabalha com mistura de produtos e propriedades 
médias das correntes, a indústria petroquímica utiliza produtos puros. A escala de produção das 
indústrias também é bastante diferente. Enquanto uma refinaria produz cerca de milhões de toneladas 
de combustíveis e lubrificantes em um ano, a maior parte das indústrias petroquímicas apresentam 
capacidades de produção da ordem de centenas de milhares de toneladas anuais. Essa diferença de 
escala de produção se reflete na rentabilidade das duas indústrias. Um produto petroquímico possui 
preço de comercialização e margem de lucro superiores aos dos produtos da indústria de refino.
A manutenção da competitividade exige que as modernas indústrias petroquímicas estejam fisicamente 
interligadas em pólos petroquímicos, com os fornecedores de nafta ou de gás natural a montante 
(upstream), e com as empresas utilizadoras de seus produtos a jusante (downstream). Normalmente, 
nas atividades de primeira geração dos pólos estão também incluída a prestação de serviços de 
utilidades, tais como fornecimento de água industrial, energia, tratamento de efluentes, manutenção, etc. 
Enquanto que as plantas de primeira e segunda gerações freqüentemente ficam localizadas nos pólos, a 
maioria das indústrias de terceira geração se apresenta distribuída por outras regiões, mais próximas 
dos centros consumidores.
Em geral, a competitividade da indústria petroquímica está criticamente associada a fatores como grau 
de verticalização empresarial, grandes economias de escala, disponibilidade e garantia de fornecimento 
de matéria-prima, altos investimentos em tecnologia e logística de distribuição de produtos.
MATÉRIAS-PRIMAS DA INDÚSTRIA PETROQUÍMICA
Gás Natural
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos desde o metano até C7 ou maiores, além de gases 
ácidos como gás carbônico e gás sulfídrico. Os hidrocarbonetos mais pesados que o metano são 
excelentes matérias-primas para a indústria petroquímica. O etano é a matéria-prima mais valorizada 
quando se deseja produzir eteno com um mínimo de co-produtos. Propano e butano podem ser 
craqueados a olefinas. O butano pode ser também desidrogenado até butadieno. Nesses usos, o valor 
final dos produtos é muito superior ao seu uso como GLP combustível. A fração correspondente à nafta, 
chamada gasolina natural, tem alto teor de compostos parafínicos e baixo teor de enxofre, o que a torna 
excelente carga para o craqueamento para a produção de olefinas e para a produção de aromáticos por 
reforma.
As grandes reservas de gás natural existentes nos Estados Unidos fizeram com que a indústria 
petroquímica naquele país se desenvolvesse em torno dessa matéria-prima. Investimentos atuais em 
novas plantas petroquímicas no Oriente Médio também utilizam gás natural como matéria-prima. A 
tabela abaixo ilustra os usos diversos dos constituintes do gás natural.
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Os teores de compostos mais pesados que o metano presentes no gás natural variam entre as reservas. 
O metano, principal constituinte do gás natural, também é excelente matéria-prima para a produção de 
metanol e de amônia, que também são produtos petroquímicos básicos importantes. 
Frações do Refino de Petróleo
Diversas frações do refino de petróleo podem ser usadas como matérias-primas para a indústria 
petroquímica, como o gás combustível, o GLP, a nafta petroquímica e os gasóleos.
A composição do gás combustível depende dos processos existentes na refinaria. O gás combustível é 
produzido nos processos de destilação (gás saturado), reforma catalítica (gás saturado), 
hidrotratamentos (gás saturado), FCC (gás rico em eteno) e coqueamento retardado (contém eteno, mas 
com muitos contaminantes). A principal utilização do gás combustível é fechar o balanço de 
combustíveis dessa refinaria. No caso de haver excedente de gás, os seus constituintes podem ser 
aproveitados pela indústria petroquímica. Por exemplo, o eteno e o eventual propeno presentes podem 
ser usados, após purificação, como matérias-primas petroquímicas. Já o etano pode ser utilizado como 
carga da unidade de pirólise para produção de eteno. 
A nafta de destilação direta oriunda de petróleos parafínicos apresenta-se como excelente carga para o 
processo de pirólise para a produção de olefinas leves. Além disso, pode também ser usada para a 
produção de compostos aromáticos por reforma catalítica. Outras correntes de nafta produzidas em 
refinarias também podem ser utilizadas como matérias-primas petroquímicas como as naftas produzidas 
em unidades de hidrocraqueamento (HCC) e unidades GTL(Gas to Liquid ). Esta última é considerada a 
nafta petroquímica ideal pelo seu elevadíssimo teor de compostos parafínicos. Além dessas correntes, o 
rafinado da unidade de extração de aromáticos também pode ser utilizado como carga da unidade de 
pirólise.
No Brasil, a substituição do petróleo importado pelo nacional nas refinarias vem reduzindo 
significativamente a oferta e a qualidade da nafta petroquímica. O petróleo árabe leve, por exemplo, 
fornece cerca de 24% em volume de nafta petroquímica com concentração de compostos parafínicos de 
cerca de 65% em volume. O petróleo Marlim, por sua vez, gera cerca de 10% em volume de nafta 
petroquímica com concentração de compostos parafínicos da ordem de 55% em volume. As naftas 
petroquímicas comercializadas internacionalmente apresentam concentração em volume típica de 72% 
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para a nafta full range (faixa de destilação de 35 a 180°C) e de 52 a 72% p ara a nafta leve (faixa de 
destilação de 35 a 140°C).
As parafinas lineares da faixa de destilação do querosene (C10 a C13) também são importantes 
matérias-primas para a produção de detergentes biodegradáveis. No Brasil, a Refinaria Landulpho Alves 
(RLAM) produz essas parafinas que são utilizadas pela DETEN, única empresa na América do Sul a 
produzir o LAB (linear alquil-benzeno). O LAB é o intermediário para a fabricação do LABS (linear alquil-
benzeno sulfonato de sódio), principal constituinte dos detergentes biodegradáveis.
Cargas mais pesadas como os gasóleos também podem ser usados nas unidades de pirólise, mas a 
excessiva formação de coque e a presença de compostos poli-aromáticos limitam esta utilização. 
Algumas tecnologias foram desenvolvidas nos últimos anos para a produção de produtos petroquímicos 
a partir de cargas mais pesadas como o DCC (Deep Catalytic Cracking) e o CPP (Catalytic Pyrolisys 
Process), desenvolvidos pela companhia chinesa Sinopec, e tecnologias de FCC petroquímico, 
desenvolvidas independentemente por diversas empresas, como, por exemplo, Petrobras, UOP, Indian 
Oil e KBR para cargas diferentes. A tecnologia de FCC petroquímico da Petrobras será utilizada no 
Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro para a produção de petroquímicosbásicos utilizando o 
petróleo Marlim como carga significativa, mas, até 2015, não deverá haver instalações de grande porte 
com base nessas matérias-primas.
Com a incorporação de novas tecnologias baseadas no FCC petroquímico, as frações pesadas passam 
a ser um segmento importante entre as fontes de matérias-primas. Pode ser também viável um retorno 
às matérias-primas alternativas de origem vegetal como o etanol para geração de eteno, cuja tecnologia 
é dominada pela Petrobras, a utilização de glicerina, subproduto da produção de biodiesel para a 
geração de propeno, ou mesmo a utilização de processos fermentativos para a produção de ácidos ou 
álcoois a partir de açúcares.
Existem ainda diversos processos desenvolvidos para a produção de produtos petroquímicos a partir do 
acetileno. Essa matéria-prima é produzida em grande quantidade na indústria do carvão e as maiores 
restrições para o seu uso residem nos problemas ambientais causados na sua produção.
PRODUTOS PETROQUÍMICOS
Os produtos petroquímicos são usualmente classificados como básicos, intermediários e finais. Os 
produtos básicos podem ser definidos como os blocos de construção de toda a cadeia de produtos 
petroquímicos. Os petroquímicos intermediários são produzidos a partir dos produtos básicos e servem 
de matéria-prima para obtenção dos produtos petroquímicos finais que podem ser polímeros ou não.
Os principais produtos básicos são as olefinas e diolefinas leves (eteno, propeno, butenos e butadienos), 
que são empregados para a obtenção de diversos polímeros, e os compostos aromáticos (benzeno, 
tolueno e xilenos), utilizados também como monômeros para polímeros ou como solventes. Além 
desses, também são classificados como petroquímicos básicos o acetileno, o metanol e a amônia. O 
acetileno, derivado da indústria do carvão, pode ser utilizado no lugar do eteno para a produção de 
diversos produtos intermediários e finais. Os principais produtos petroquímicos finais derivados do 
metanol são as resinas fenólicas, ureicas e melamínicas e os “acrílicos” (na verdade, polimetacrilato de 
metila). Já a amônia é utilizada para na produção de produtos petroquímicos finais nitrogenados como as 
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poliamidas, as resinas ureicas e melamínicas e explosivos. O principal uso da amônia, entretanto, é a 
produção de fertilizantes nitrogenados.
A seguir, listamos uma série de cadeias dos produtos petroquímicos básicos e os principais produtos 
intermediários e finais obtidos a partir desses.
Cadeia petroquímica: das matérias-primas aos produtos básicos
Cadeia petroquímica: principais derivados do benzeno
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Cadeia petroquímica: principais derivados do tolueno
Cadeia petroquímica: principais derivados dos xilenos
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Cadeia petroquímica: principais derivados do etileno
Cadeia petroquímica: principais derivados do propileno
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Cadeia petroquímica: principais derivados do butadieno
Cadeia petroquímica: principais derivados do metanol
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PROCESSOS DE PRODUÇÃO DE ALGUNS PETROQUÍMICOS BÁSICOS
Desidratação Catalítica de Etanol
Esse processo foi desenvolvido pela Petrobras na década de 1980 com o objetivo de permitir a produção 
de eteno a partir de matéria-prima renovável, em função da crise do petróleo que ocorreu naquela época. 
O processo ocorre pela desidratação do etanol em fase vapor, segundo a reação: C2H5OH  C2H4 + H20.
O etanol hidratado é alimentado aos reatores de leito fixo, com catalisador de alumina, junto com vapor 
d’água. A função do vapor d’água é de suprir a carga térmica necessária ao processo (a reação é 
endotérmica), reduzir a formação de coque e reduzir a formação de sub-produtos. Para garantir a 
conversão global mínima de 98%, podem ser utilizados diversos reatores em série. O eteno produzido é 
seco em torres com peneira molecular 3A, sendo que o produto final possui pureza de 99,7%. 
Aproveitamento de Gás de Refinaria
O gás combustível produzido nos diversos processos de refino em uma refinaria de petróleo pode conter 
teores significativos de hidrocarbonetos com dois átomos de carbono. Utilizando-se processos de 
separação criogênica similares aos utilizados nas Centrais Petroquímicas é possível separar correntes 
de etano e eteno puros. O eteno pode ser utilizado diretamente como matéria-prima petroquímica 
enquanto o etano pode ser enviado para o processo de steam cracking aumentando a produção de 
eteno.
Recuperação de Propeno da Unidade de Craqueamento Catalítico
A fração C3-C4 proveniente da unidade de craqueamento catalítico (FCC) é usualmente destinada ao 
pool de GLP das refinarias. Nesta corrente, existe quantidade significativa de propeno que é destinado à 
queima. O aproveitamento desse propeno como matéria-prima para petroquímica constitui-se em um 
aumento da rentabilidade das refinarias em função da grande diferença no preço de comercialização dos 
produtos. Além disso, existe um crescimento significativo do mercado de propeno no mundo, da ordem 
de 4,5% ao ano, superior inclusive ao crescimento do mercado de eteno. O excedente de gasolina 
produzido no Brasil permite que se opere a unidade de FCC para maximização de GLP e a recuperação 
do propeno desse GLP produzido para abastecimento das unidades petroquímicas de segunda geração. 
O objetivo da unidade de recuperação de propeno é a obtenção de um produto com pureza superior a 
99,5%, teor de água inferior a 2 mg/kg e teor de enxofre total inferior a 4 mg/kg.
A recuperação do propeno presente na corrente efluente da UFCC é obtida apenas por processos de 
separação física e de tratamento para remoção de contaminantes. A separação das correntes é feita por 
destilação da carga que passa inicialmente por uma torre debutanizadora para separação pelo fundo da 
corrente C4, que é enviada ao pool de GLP após tratamento. O produto de topo dessa primeira torre, 
após passar por lavagens cáustica e com água, é enviada para uma torre desetanizadora, onde o C2 
produzido no topo é enviado ao circuito de gás combustível da refinaria e o produto de fundo, constituído 
apenas de hidrocarbonetos de 3 átomos de carbono (propano e propeno), é enviado à maior torre 
fracionadora da unidade para separação dos compostos.
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O propano obtido no fundo é enviado também para o pool de GLP, enquanto o propeno é comprimido e 
passa por um leito de catalisadores (ZnO + CuO) onde ocorre a remoção de sulfeto de carbonila e 
arsina. 
A maior parte do propeno produzido será comercializada para empresas produtoras de polipropileno. 
Pirólise ou Steam-Cracking
O processo de pirólise consiste no craqueamento térmico de cargas líquidas ou gasosas visando à 
produção de olefinas leves, como eteno e propeno. A unidade de pirólise também é exportadora de 
utilidades como águas desmineralizada, vapor d’água de alta pressão, energia elétrica, hidrogênio, entre 
outras.
O processo inicia-se pelo craqueamento térmico da carga, em presença de vapor d’água, em um fornode pirólise de forma a se obter as olefinas leves, sendo o eteno o principal produto. As principais reações 
que ocorrem no forno de pirólise são:
· desidrogenação: geração de olefinas, alquinos, diolefinas e compostos aromáticos, além do hidrogênio;
· craqueamento: geração de compostos de menor massa molar;
· polimerização: geração de compostos de maior massa molar;
· condensação: geração de naftênicos e aromáticos.
As principais variáveis que controlam o processo são o tipo de carga processada, a temperatura e a 
pressão da reação, a velocidade de passagem no forno e a relação vapor-carga. 
O número de produtos formados e a proporção relativa entre eles dependem principalmente da carga 
utilizada, sendo também influenciadas pelas condições operacionais. O metano, por exemplo, não é uma 
carga comercialmente viável devido ao alto consumo de energia, pois as ligações carbono-hidrogênio da 
molécula só são rompidas em temperaturas superiores a 1000°C. O etano é a carga ideal para a 
produção de eteno, pois o radical alil formado é estável, minimizando a produção de propeno e de outras 
olefinas de maior massa molar. A complexidade da mistura de produtos formada cresce com a massa 
molar da carga. A tabela seguinte apresenta as reações primárias que ocorrem no forno de pirólise 
utilizando-se etano, propano e butano como carga.
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Além da massa molar, a composição da carga também influencia significativamente as reações que 
ocorrem. Os compostos normais parafínicos são craqueados mais facilmente que os iso-parafínicos. Os 
compostos naftênicos apresentam grande dificuldade em sofrer reações de craqueamento, enquanto que 
os aromáticos não sofrem craqueamento, sendo responsáveis pelas reações de formação de coque. Por 
essa razão, existe um teor mínimo requerido de compostos parafínicos na nafta petroquímica, em geral, 
em torno de 55%. 
Para cada tipo de carga, o rendimento em eteno atinge um máximo em determinada conversão. 
Aumentando-se a conversão, cresce a formação de hidrogênio, metano e aromáticos, reduzindo o 
rendimento em eteno. A redução do rendimento em eteno ocorre via reação de condensação de Diels-
Alder formando butadieno que reage com outra molécula de eteno (ou outra olefina) produzindo 
compostos aromáticos. A formação de compostos aromáticos pode ocorrer também por reações de 
polimerização, via radicais livres. 
A redução do rendimento em eteno pode ocorrer também pela participação desta molécula na formação 
de coque na presença de compostos aromáticos e temperaturas superiores a 800°C.
Na pirólise de nafta, o aumento da severidade do processo leva ao aumento do rendimento em eteno, 
mas também aumenta a formação de produtos não desejáveis como metano e aromáticos. Além disso, 
um aumento da severidade do processo causa a redução da produção de olefinas de maior massa molar 
como propeno, hidrocarbonetos de 4 átomos de carbono e de gasolina de pirólise. 
Complexo Aromático
O complexo aromático de Centrais Petroquímicas utiliza nafta petroquímica como matéria-prima e é 
constituída principalmente por uma unidade de reforma catalítica e por unidades de extração e de 
fracionamento de aromáticos. O seu objetivo é complementar a produção de compostos aromáticos, 
principalmente benzeno, orto e para xilenos e etilbenzeno, pois a produção desses compostos na 
unidade de pirólise é limitada.
O complexo aromático possui diversos processos para a obtenção dos produtos desejados:
• Pré-fracionamento de nafta  ajuste da carga aos produtos desejados
• Hidrotratamento  remoção dos compostos de enxofre, de nitrogênio e de oxigênio que são 
venenos para o catalisador de metal nobre da reforma catalítica.
• Reforma catalítica  conversão das parafinas e naftênicos presentes na carga em compostos 
aromáticos.
• Extração de aromáticos  separação dos aromáticos produzidos do efluente do reator.
• Transalquilação  conversão do tolueno e dos aromáticos de nove ou mais átomos de carbono 
formados em benzeno e xilenos.
• Recuperação de p-xileno  separação do p-xileno da mistura de xilenos por adsorção em leito 
móvel simulado.
• Isomerização de xilenos e desalquilação de etil benzeno  aumento da produção de p-xileno e 
de tolueno.
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• Purificação do hidrogênio produzido utilização de processo de adsorção (PSA) para obtenção 
de hidrogênio de alta pureza (>99,9% em volume).
FCC Petroquímico
O aumento do mercado de produtos petroquímico em todo o mundo e a baixa disponibilidade de nafta 
petroquímica e de gás natural levaram diversas empresas a pesquisarem e desenvolverem processos 
para a conversão de cargas mais pesadas tais como: gasóleos, resíduo atmosférico (RAT) e resíduos de 
vácuo (RV), em produtos petroquímicos básicos. Esses processos, chamados genericamente de FCC 
petroquímico, têm por objetivo o aumento do rendimento em eteno, propeno e butenos (incluindo 
isobutenos), com foco na maximização da produção de propeno que é a olefina leve com maior 
crescimento do mercado nos últimos anos. Além disso, produzem aromáticos como benzeno, tolueno e 
xilenos.
O desenvolvimento desse processo foi baseado no processo de FCC tradicional com modificações dos 
catalisadores e nas principais variáveis de processo (temperatura, tempo de residência, relação 
catalisador-óleo e razão vapor/carga).
O processo Petrobras também se baseia no desenvolvimento de catalisadores especiais, no projeto do 
conversor e na utilização de variáveis de processo adequadas para a maximização de propeno. O 
processo Petrobras será utilizado no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ).
REFERÊNCIAS 
Esquema da indústria petroquímica. Disponível em . Acesso 
em 02/02/2010.
Pólo petroquímico de Duque de Caxias. Disponível em . Acesso em 
02/02/2010.
Setor petroquímico. Disponível em . Acesso 
em 02/02/2010.
SOUSA, E. C. M; PINTO, R. R. C; TEIXEIRA, S. C. S. Processos Petroquímicos. Universidade 
Petrobrás. Outubro, 2009. (Apostila).
SHREVE, R. N.; BRINK JR, J. A. Indústrias de processos químicos. Guanabara Dois S/A. Rio de 
Janeiro: 1980. 4 ed.
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http://www.riopol.com.br/
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........ 6 ........ CONTROLE QUÍMICO DE QUALIDADE DO PETRÓLEO E DERIVADOS .............
INTRODUÇÃO
Da cadeia petrolífera, os combustíveis são os principais produtos de uso cotidiano. Para isso, o principal foco 
de controle de qualidade em derivados de petróleo está relacionado a estes produtos. 
Não devendo esquecer que o controle de qualidade também está presente no óleo cru, cujos parâmetros 
analíticos servirão de subsídios para os processos de valoração e refinação. 
COMBUSTÍVEIS
O combustível é um material cuja queima é utilizada para produzir calor, energia ou luz. A queima ou 
combustão é uma reação química na qual os constituintes do combustível se combinam com o oxigênio 
do ar. Para iniciar a queima de um combustível é necessário que ele atinja uma temperatura definida, 
chamada de temperatura de ignição. 
O poder calorífico de um combustível é dado pelo número de calorias desprendida na queima do 
mesmo. Os combustíveis são classificados segundo o estado em que se apresenta (sólidos, líquidos ou 
gasosos). Além dos produtos naturais existem os artificiais.
Tabela 6.1 – Classificaçãode combustíveis quanto ao estado físico
ESTADO FÍSICO COMBUSTÍVEIS NATURAIS COMBUSTÍVEIS ARTIFICIAIS
SÓLIDO Lenha, turfa, carvão, xisto
Coque, briquetes, carvão vegetal, tortas 
vegetais 
LÍQUIDO Petróleo
Produtos da destilação de petróleo de 
alcatrão; álcool, gasolina sintética 
GASOSO Gás Natural
Hidrogênio, acetileno, propano, butano, 
gás de iluminação, gás de gasogênio, gás 
de alto - forno 
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Combustível Sólido
Os principais combustíveis sólidos naturais são a madeira e os produtos de sua decomposição natural, 
turfa e carvão. Para que um sólido possa ter valor como combustível é necessário que tenha um poder 
calorífico tão elevado quanto possível e queime com facilidade, com ou sem chama.
Combustível Líquido
O combustível líquido tem certas vantagens comparação com os sólidos, tais com poder calorífico 
elevado, maior facilidade e economia de armazenagem e fácil controle de consumo. Quase todos os 
combustíveis líquidos são obtidos a partir do petróleo. O combustível líquido são: gasolina, querosene, 
óleo diesel e álcool.
Combustível Gasoso
Apresentam certas vantagens em relação aos combustíveis sólidos, tais como: permitir a eliminação de 
fumaça e cinzas, melhor controle de temperatura e comprimento das chama. Os combustíveis sólidos 
são: gás natural, gás de iluminação, gás de água, gás de gasogênio, acetileno, propano e butano.
ÓLEOS COMBUSTÍVEIS
 Os óleos combustíveis, que hoje são os principais energéticos utilizados em processos térmicos 
industriais, certamente continuarão a representar uma contribuição valiosa no suprimento energético 
brasileiro para o futuro. 
É importante a escolha do tipo correto de óleo combustível para cada aplicação, para que seja alcançada 
a eficiência máxima da instalação e ao mesmo tempo, seja feita uma contribuição favorável à 
Conservação de Energia e Proteção Ambiental. 
Hoje, cerca de 55% do petróleo processado nas refinarias brasileiras é nacional e o restante importado. 
Normalmente, o petróleo nacional apresenta melhor qualidade que o importado, possuindo menores 
teores de enxofre e resíduos metálicos. 
As políticas nacionais e internacionais de energia são responsáveis por afetarem o pacote do suprimento 
tradicional de óleo cru (petróleo bruto) importado para as refinarias em qualquer época, assim com o 
resultado de qualquer variação de qualidade, dentro dos limites especificados pelo Departamento 
Nacional de Combustíveis - DNC. 
Classificação e Aplicações
Os óleos combustíveis são produzidos a partir de petróleos das mais diversas origens mundiais, 
apresentando variações consideráveis em suas características. Além dos requisitos especiais de 
qualidade, o consumidor deverá usar um óleo combustível que proporcione uma economia maior na 
fábrica e, portanto, mudando para tipos mais viscosos e mais baratos. A dimensão, arranjo e 
característica do processo da fábrica podem, todavia, restringir a viscosidade do combustível a ser 
queimado com eficiência porque os combustíveis mais viscosos necessitam de níveis de temperaturas 
superiores, maiores investimentos em equipamentos de aquecimento e apresentam maiores custos 
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operacionais. Todos estes aspectos devem ser considerados, bem como os custos globais de utilização 
de cada óleo combustível, antes da tomada de decisão pelo uso de um determinado tipo. 
Os tipos de óleos combustíveis são especificados pelo DNC (Resolução CNP N° 03/86), baseando-se 
em teores de enxofre e faixas de viscosidade. 
Óleos combustíveis de alto (A) teor de enxofre
São os óleos normalmente empregados em combustão contínua. 
Óleos combustíveis de baixo (B) teor de enxofre
São utilizados nas indústrias em que o teor de enxofre é muito importante na qualidade do produto 
fabricado, como por exemplo, certos tipos de cerâmicas, vidros finos, metalurgia de metais não ferrosos; 
ou quando existem restrições governamentais de meio ambiente. 
Óleos combustíveis convencionais
São considerados assim os óleos tipos 1 A/B e 2 A/B. São utilizados para os fins industriais gerais. 
Óleos combustíveis ultra-viscosos
São considerados assim os óleos, a partir dos tipos 3 A/B até os tipos 9 A/B. São utilizados em grandes 
fornos e caldeiras, onde o consumo de combustível é bem elevado, onde são considerados cuidados 
adicionais à suas utilizações e são disponíveis equipamentos especiais para seus aquecimentos de 
armazenagem, transferência e nebulização. 
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Tabela 6.2 – Classificação de óleos combustíveis em função do teor de enxofre e da viscosidade
Especificações
As especificações estabelecem padrões de qualidade permitindo ao usuário a escolha do combustível 
mais satisfatório ao seu propósito. O quadro de especificações é mostrado através das Tabelas 6.2 e 
6.3. 
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Tabela 6.3 – Especificações do óleo combustível em função do ponto de fluidez
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Propriedades
Quando analisamos combustíveis líquidos, comparando-os às suas especificações, é essencial que os 
métodos padrões de ensaio sejam usados e que nenhuma mudança seja feita nos aparelhos ou métodos 
estabelecidos. No Brasil, os combustíveis devem ser testados pelos métodos da ABNT (Associação 
Brasileira de Normas Técnicas) ou ASTM (American Society for Tests and Materials). As especificações 
expostas nas Tabelas 6.2 e 6.3 e outras propriedades são consideradas em detalhes a seguir, 
objetivando-se uma melhor apreciação do significado de cada item, em respeito à qualidade e 
desempenho do combustível. 
ANÁLISES FÍSICO-QUÍMICAS EM PRODUTOS
PETRÓLEO
Destilação fracionada do petróleo bruto
O objetivo é determinar, pelo processo da destilação, as frações componentes do petróleo bruto: 
benzina, óleos médios, óleos pesados e resíduos. Equipamento básicos de laboratório usado para 
destilação e provetas graduadas para recolhimento. 
Determinação de água e sedimentos em produtos de petróleo
O objetivo é determinar o teor de água e sedimentos em óleos minerais crus, óleos combustíveis e 
produtos correlatos, por meio de centrifugação. Roteiro a seguir é a norma ABNT-MB-38. Reagentes 
pode ser o benzeno ou o tolueno.
Determinação do poder calorífico
Processo da bomba de Mahler e objetivo de conhecer o poder calorífico do petróleo bruto quando este 
se destina a ser usado como combustível.
Determinação do teor de enxofre no petróleo bruto
O objetivo é conhecer o teor total de enxofre e suas combinações agressivas no petróleo bruto a fim de 
determinar o método de tratamento do mesmo. Determinação atrelada ao poder calorífico, pois é dosada 
a solução obtida na bomba calorimetria e tratamento com reagentes específicos: ácido clorídrico, cloreto 
de bário 10%, solução de nitrato de prata 1%.
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ÓLEOS COMBUSTÍVEIS
Determinação da viscosidade (MB-293; MB-326; D-2171)
Os métodos de determinação de viscosidade Cinemática e Saybolt são os padrões para medição em 
nosso país, sendoos valores expressos em Centistokes (cSt) e Segundos Saybolt Furol (SSF), 
respectivamente, seguindo-se a Resolução CNP N° 03/86 que estabelece a determinação de 
viscosidade pelos seguintes métodos: MB-293 da ABNT-IBP, em cSt a 60°C ou MB-326 da ABNT-IBP, 
em SSF a 50°C. A curva de variação de Viscosidade x Temperatura dos óleos combustíveis residuais é 
apresentada na Figura 6.1. 
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Figura 6.1 - Curva de Viscosidade
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Determinação da densidade relativa (MB-104)
As densidades dos derivados líquidos de petróleo são analisadas, no Brasil, em temperatura de 20°C, 
comparativamente a densidade da água medida a 4°C sendo, portando expressa a 20/4°C. Embora 
adimensional, a densidade relativa do produto é numericamente igual à densidade ou massa específica 
na temperatura de referência, que pode ser expressa em quilogramas por litro (kg/L). 
Determinação do ponto de fulgor
O ponto de fulgor (com o seu teste realizado no aparelho de vaso fechado de Pensky-Martens) é a 
temperatura em que o óleo desprende vapores que, em contato com o oxigênio presente no ar, podem 
entrar em combustão momentânea, na presença de uma fonte de calor. O ponto de fulgor não tem 
relação direta no desempenho do combustível, mas um valor mínimo é estabelecido para garantir 
segurança no armazenamento e manuseio do produto. 
 
Determinação do teor de enxofre
O enxofre existe na maioria dos combustíveis sólidos, líquidos e gasosos e os óxidos de enxofre 
formados na combustão geralmente não causam problemas, contanto que todas as superfícies em 
contato com os gases de combustão sejam mantidas em temperatura acima do ponto de orvalho do 
ácido sulfúrico, evitando-se, assim, a condensação de ácidos corrosivos e, consequentemente, corrosão 
no sistema. 
Determinação de água e sedimentos (MB-37; MB-38; MB-294; D-1796)
O óleo combustível pode reter pequena quantidade destes materiais em suspensão. Por especificação, a 
quantidade de água e sedimentos dos óleos combustíveis residuais não pode exceder a 2,0% em 
volume. Durante a utilização dos combustíveis em clientes, os tanques de armazenagem podem 
acumular água e sedimentos.
Determinação do teor de cinzas (MD-47)
Cinzas é o resíduo mineral que permanece da combustão completa do óleo combustível. Os 
componentes das cinzas (compostos de metal) podem causar a formação de depósitos em superfícies 
de troca térmica. Quando em proporções elevadas, as cinzas podem fundir-se e causar a corrosão de 
alta temperatura nos metais e reagir com os materiais cerâmicos (isolamentos térmicos e forros 
internos). 
Determinação do ponto de fluidez
Ponto de fluidez é a menor temperatura em que o combustível ainda escoa. Este ponto é uma medida 
importante para a determinação das características de armazenagem e de transporte do combustível na 
instalação. Não há uma relação direta entre o ponto de fluidez e a viscosidade do óleo combustível. 
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Determinação do poder calorífico
Poder calorífico é a quantidade de calor produzida pela combustão completa de uma unidade de massa 
do combustível, sendo expresso normalmente dm kcal/kg. O calor liberado pela combustão de uma 
unidade de massa de um combustível numa bomba de volume constante, com toda água condensada 
(no estado líquido), é definido como Poder Calorífico Superior (PCS). Já o Poder Calorífico Inferior (PCI) 
apresenta o calor liberado pela combustão de uma unidade de massa de um combustível, em pressão 
constante, com a água permanecendo no estado de vapor.
PCI = PCS - entalpia de vaporização da água
O Poder Calorífico de combustíveis é definido como a quantidade de energia interna contida no 
combustível, sendo que quanto mais alto for o poder calorífico, maior será a energia contida. 
Um combustível é constituído, sobretudo de hidrogênio e carbono, tendo o hidrogênio o poder calorífico 
de 28700 kcal/kg enquanto que o carbono é de 8140 kcal/kg, por isso, quanto mais rico em hidrogênio 
for o combustível maior será o seu poder calorífico.
 
Há dois tipos de poder calorífico: 
• poder calorífico superior 
• poder calorífico inferior 
Poder Calorífico Superior 
É a quantidade de calor produzida por 1 kg de combustível, quando este entra em combustão, em 
excesso de ar, e os gases da descarga são resfriados de modo que o vapor de água neles seja 
condensado. 
Poder Calorífico Inferior 
É a quantidade de calor que pode produzir 1kg de combustível, quando este entra em combustão com 
excesso de ar e gases de descarga são resfriados até o ponto de ebulição da água, evitando assim que 
a água contida na combustão seja condensada. 
Como a temperatura dos gases de combustão é muito elevada nos motores endotérmicos, a água 
contida neles se encontra sempre no estado de vapor, portanto, o que deve ser considerado é o poder 
calorífico inferior e não o superior. 
Fórmula para determinar o poder calorífico inferior. PCI = PCS - entalpia de vaporização da água
Onde:
PCI = PODER CALORIFICO INFERIOR 
PCS = PODER CALORIFICO SUPERIOR
Alguns exemplos práticos para calcular o poder calorífico inferior de derivados do petróleo.
Para a gasolina: PCI = PCS - 780 kcal/kg 
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Para o benzol: PCI = PCS - 415 
Para álcool etílico: PCI = PCS - 700 
Para o óleo diesel: PCI =PCS - 730 
Para álcool metílico: PCI = PCS - 675 
A Resolução CNP N° 03/86 não especifica o poder calorífico dos óleos combustíveis. Um gráfico típico 
de variação do poder calorífico em função da densidade e do teor de enxofre é apresentado na Figura 
6.2. 
Figura 6.2 – Relação entre parâmetros analíticos em óleos combustíveis.
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Tabela 6.4 - Características dos Óleos Combustíveis
Calor específico
O valor médio de calor específico que pode ser considerado para os óleos combustíveis nos cálculos de 
aquecimento de sistemas de armazenagem e de manuseio é: Cm = 0,5 kcal/kg °C (2,1 kJ/kg °C)
ÓLEOS LUBRIFICANTES
Nos óleos lubrificantes usados em motores, há algumas análises importantes, a saber:
TBN
O “total basicity number” ou número de basicidade (ou alcalinidade) total é realizado principalmente em 
óleos lubrificantes usados em motores diesel. Estes óleos têm uma reserva alcalina, destinada à 
neutralização dos ácidos formados pela combustão do diesel. Em geral essa contaminação é de enxofre 
e a neutralização ocorre por aditivação alcalina, verificada pelo TBN, expressão que indica quanto desta 
reserva ainda resta no óleo. Quanto maior for esse valor, maior será a vida útil do óleo. Para a Engeoil, o 
número mínimo aceitável para TBN é de 2 mg KOH/g de amostra, para que ele possa continuar sendo 
usado sem que haja risco de uma corrosão ácida no motor.
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TAN e pH inicial
O número de acidez total ou “total acidity number”, juntamente com o pH permitem a avaliação da 
presença de contaminantes ácidos no óleo.
Viscosidade
É uma das características mais importantes de um óleo lubrificante e deveser mantida dentro de limites 
pré-estabelecidos, com um valor ideal para cada óleo em particular. Indica o grau de atrito, isto é, a 
resistência que o líquido oferece ao fluir. Nos lubrificantes, costuma-se determinar a viscosidade 
cinemática, ou seja, a medida do tempo que um fluido leva para escoar em um capilar, a uma 
temperatura específica. É expressa em Stokes (centímetro quadrado por segundo). A viscosidade se 
modifica com a temperatura. No caso de óleos, as determinações de viscosidade são efetuadas em 
temperaturas controladas ou corrigidas por tabelas.
Figura 6.3 – Viscosímetros cinemáticos para testes a 40 ºC e 100 ºC
A diminuição no valor de viscosidade pode ser devida à reposição feita com óleo de menor viscosidade 
ou contaminação por combustível, solventes ou óleo de lavagem. Já o aumento da viscosidade 
geralmente indica reposição feita com óleo de maior viscosidade, presença de contaminantes insolúveis, 
oxidação pronunciada, contaminação com água, inadequação ou ineficiência dos sistemas de filtração 
ou quantidade de óleo insuficiente em circulação, favorecendo o processo de oxidação.
Insolúveis
Com este ensaio mede-se a quantidade de produtos de oxidação do óleo, tais como borras, lacas, 
resinas, fuligem (material carbonizado) etc.
Índice de viscosidade
É o valor da variação da viscosidade do óleo com a temperatura, sendo comparado com um óleo 
referência de índice de viscosidade zero a índice de viscosidade 100. Para efeito de comparação é 
preciso saber pelo menos o valor de duas viscosidades do mesmo óleo em temperaturas diferentes, em 
geral 40°C e 100oC.
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Ponto de fulgor ou inflamação 
É a temperatura mínima em que um óleo aquecido libera vapores suficientes para se inflamar em 
presença de chama livre, não sendo capazes de manter a chama acesa. Este ensaio permite avaliar se o 
óleo em uso está ou não contaminado por combustível, seja diesel, gasolina ou álcool.
Ponto de combustão
É a temperatura em que os vapores são liberados de modo acelerado, permitindo a combustão.
Água
A presença de água no óleo é indesejável, por isso deve ser analiticamente avaliada. As técnicas usadas 
são Karl Fisher ou destilação.
Densidade
Relação entre o peso de um determinado volume de matéria e o peso de igual volume de água, na 
mesma temperatura.
Cinzas sulfatadas
São resíduos sulfatados oriundos de uma quantidade de óleo calcinada sob ação de ácido sulfúrico. É 
um ensaio quantitativo expresso por percentagem em peso, cujo resíduo final é uma mistura de óxidos 
metálicos e sulfatos. É feito como em análise de cinzas usual, isto é, em mufla a 780°C - 1000oC. Os 
óleos naftênicos costumam apresentar maior teor de cinzas sulfatadas.
Ponto de fluidez
É a menor temperatura na qual um óleo ainda consegue fluir. O declínio de temperatura é feito em 
condições determinadas e com o óleo em repouso.
ÓLEOS ISOLANTES
Usados nos equipamentos elétricos, como transformadores e outros, os óleos isolantes também devem 
ter suas propriedades constantemente avaliadas. As análises realizadas são fundamentais para 
prolongar a vida útil do equipamento elétrico, evitando com isso a interrupção do fornecimento de 
energia. Por meio de análises físico-químicas controla-se a qualidade do óleo e por métodos 
cromatográficos pode-se detectar a existência de falha nos equipamentos.
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Tabela 6.5 – Ensaios em óleos isolantes e métodos indicados
Ensaio Método Descrição
Cor MB 351
Ensaio comparativo com padrões de cores; não é um 
ensaio crítico, mas útil na avaliação sobre o estado de 
oxidação do óleo isolante.
Densidade NBR - 7148
Ensaio empregado para classificar o óleo isolante 
como naftênico ou parafínico, também pode ser usado 
para verificação de mudanças marcantes no óleo 
isolante.
Tensão
 interfacial (*)
NBR - 6234
Ensaio empregado para avaliar se a presença de 
contaminantes polares e/ou produtos de oxidação do 
óleo isolante ainda permitem seu uso.
Teor de água
 (ppm) (*)
NBR - 10710
Ensaio empregado para determinar a concentração de 
água dissolvida no óleo.
Índice de
neutralização(*)
NBR - 14248
Ensaio empregado para quantificar a presença de 
contaminantes polares ácidos, normalmente produtos 
de oxidação do óleo isolante.
Rigidez
 dielétrica (*)
NBR - 6869
Ensaio usado para avaliar a capacidade do óleo 
isolante de suportar tensões elétricas sem falhar; 
usualmente, este parâmetro é influenciado pela 
presença de partículas e/ou água no óleo isolante.
Fator de
 dissipação a
 100ºC
NBR - 12133
Ensaio empregado como indicativo de contaminantes 
solúveis no óleo isolante; deve ser avaliado como 
comparativo em relação aos resultados anteriores.
(*) testes usados como referencial para indicar o momento em que se deve regenerar ou substituir o óleo.
O óleo isolante é, em grande parte dos casos, um óleo mineral, isto é, composto de hidrocarbonetos 
derivados de petróleo. Para aplicações em equipamentos elétricos são, em geral, empregados dois tipos 
de óleo mineral isolante: naftênicos e parafínicos.
O óleo mineral isolante em serviço está continuamente deteriorando-se devido às reações de oxidação, 
que podem ser aceleradas pela presença de compostos metálicos, oxigênio, alto teor de água e calor 
excessivo. Tais alterações podem levar ao comprometimento do equipamento. Como conseqüências, 
podem ocorrer mudanças de cor no óleo, formação de compostos ácidos e num estágio mais avançado 
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da oxidação, precipitação de borra. Essas mudanças nas características devem ser acompanhadas por 
análises físico-químicas periódicas. A metodologia recomendada está descrita na NBR-10576, cujo título 
é “Guia para acompanhamento de óleo mineral isolante de equipamentos elétricos”. Os ensaios para 
avaliação do desempenho do óleo indicados por essa norma, assim como a metodologia que deve ser 
usada, são os apresentados na Tabela 6.5 que inclui breve explicação sobre a importância de cada 
determinação. 
A amostragem de óleos isolantes deve seguir os procedimentos indicados nas normas NBR-7070 e 
NBR-8840.
Tabela 6.6 – Ensaios para avaliação de desempenho em óleos isolantes 
Ensaio Método Descrição
Teor de inibidor
 de oxidação
 (DBPC)
MB -3475
Ensaio empregado para determinar a concentração 
de dibutil-paracresol (DBPC) em óleo mineral 
isolante pelo método espectrofotométrico.
Teor de
 ascarel (PCB) NBR - 13882
Ensaio empregado para determinar a concentração 
de policloreto de bifenila (PCB) em óleo mineral 
isolante pelo método do eletrodo seletivo a cloreto.
Teor de
 furfuraldeído
Em desenvolvimento 
na ABNT
Ensaio empregado para determinar a concentração 
de furfuraldeído em óleo mineral isolante pelo 
método espectrofotométrico.
Viscosidade
 cinemática NBR - 10441
Avalia se um óleo isolante apresenta fluidez 
adequada para emprego em aplicações elétricas, 
bem como na sua capacidade de refrigeração.
Índice de
 refração NBR - 5778
Avalia se um óleo isolante não está contaminado o 
suficiente, principalmente por outros tipos de 
hidrocarbonetos, impedindo seu uso em aplicações 
elétricas.
Ponto de
 fluidez NBR - 11349
Determinação da temperatura mínima (ponto de 
congelamento) em que um óleo isolante se 
apresenta como um líquido.
Ponto de fulgor NBR - 11341
Ensaio empregado para determinar a temperatura 
mínima no qual os vaporesdo óleo isolante se 
tornam inflamáveis; serve de indicativo da presença 
de contaminantes, usualmente outros tipos de 
hidrocarbonetos.
Ponto de
 combustão NBR - 11341
Determina a temperatura mínima no qual o óleo 
isolante se inflama; serve de indicativo da presença 
de contaminantes, usualmente outros tipos de 
hidrocarbonetos.
Ponto de MB - 290 Este ensaio pode ser indicativo de concentração 
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 anilina inadequada de compostos aromáticos no óleo.
Cloretos e
 sulfatos NBR - 5779
Ensaio qualitativo empregado para acusar a 
presença ou não de cloretos e/ou sulfatos como 
contaminantes no óleo.
Enxofre
 corrosivo NBR - 10505 Ensaio qualitativo empregado para acusar a 
presença ou não de enxofre.
Estabilidade à
 oxidação IEC - 1125 Avalia a resistência do óleo à oxidação.
Compatibilidade
 de materiais
 isolantes
NBR - 14274
Ensaio empregado para avaliar se algum 
componente ou matéria-prima (papel, borracha, 
tintas, etc.) utilizada na construção de 
equipamentos elétricos são incompatíveis com 
óleos isolantes.
Fonte: Brastrafo do Brasil Ltda.
Na Tabela 6.6 são apresentados outros ensaios realizados em óleo mineral isolante, igualmente com 
algumas sugestões de métodos e descrição dos testes. Vê-se, nessa tabela, que o método 
espectrofotométrico para determinação de furfuraldeído ainda está sendo aperfeiçoado. O furfuraldeído é 
considerado o principal composto da decomposição do papel isolante, constituinte igualmente importante 
de equipamentos elétricos, como os transformadores. Dessa forma, monitorar a concentração de 
furfuraldeído no óleo isolante pode oferecer informações relevantes a respeito das condições do papel 
na isolação do transformador. Mais especificamente, o teor de furfuraldeído permite estimar o grau de 
polimerização do papel isolante, podendo, a princípio, prever quando seria o fim de sua vida útil sem 
necessidade de amostrar uma porção desse papel, o que só seria possível fazer com o transformador 
desenergizado. Esse método apresenta, portanto, uma vantagem em relação ao da determinação do 
grau de polimerização diretamente no papel, também utilizado.
Muitas empresas prestadoras de serviços de análises referenciam-se também ao regulamento técnico 
DNC 03/94 como indicativo dos testes a serem feitos em óleos isolantes. 
Quanto à análise cromatográfica, trata-se de um poderoso instrumento para identificação precoce de 
falhas em equipamentos elétricos, tais como arco, descargas parciais, sobreaquecimento e outras.
O óleo mineral isolante gera gases durante o processo de envelhecimento normal, sendo essa geração 
acentuada quando ocorrem falhas no equipamento elétrico. A análise cromatográfica tem como objetivo 
determinar a composição dessa mistura de gases que normalmente se dissolve no óleo isolante. As 
falhas incipientes, ou seja, do início, usualmente levam a baixas concentrações de gases e, portanto, o 
acompanhamento por meio de análises periódicas pode evitar danos mais sérios ao equipamento 
elétrico. Os gases que devem ser analisados, de acordo com a NBR 7070 são hidrogênio, oxigênio, 
nitrogênio, metano, monóxido de carbono, dióxido de carbono, etileno, etano e acetileno.
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GASOLINA
É o carburante mais utilizado atualmente nos motores endotérmicos, sendo uma mistura de 
hidrocarbonetos obtidos do petróleo bruto, por intermédio de vários processos como o “cracking”, 
destilação e outros. É um líquido volátil e inflamável. 
Esses hidrocarbonetos são, em geral, mais "leves" do que aqueles que compõem o óleo diesel, pois são 
formados por moléculas de menor cadeia carbônica (normalmente de 4 a 12 átomos de carbono). Além 
dos hidrocarbonetos e dos oxigenados, a gasolina contém compostos de enxofre, compostos de 
nitrogênio e compostos metálicos, todos eles em baixas concentrações. A faixa de destilação da gasolina 
automotiva varia de 30 a 220°C.
No Brasil, atualmente encontram-se no comércio vários tipos de gasolina que são: 
Gasolina do tipo A ( 73 octanas - gasolina amarela ) 
Gasolina do tipo B ( 82 octanas - gasolina azul) 
Gasolina do tipo C ( 76 octanas - gasolina + álcool )
Gasolina verde - cujo NO = 110 - 130 
Esta última é somente utilizada na aeronáutica. A gasolina empregada nos motores endotérmicos deve 
possuir os seguintes requisitos:
• Volatilidade média 
• Ausência de impurezas 
• Alto poder calorífico 
• Alta resistência à detonação 
• Índice de Octano (autodetonância) 
 
O combustível é classificado segundo seu poder antidetonante, em número de octanagem (NO). Quanto 
maior for o “NO”, mais antidetonante será o combustível e, por conseguinte maior será a sua capacidade 
de suporte as altas compressões sem sofrer a detonação. O número de octano de um combustível 
representa o percentual de isoctano (C8H18) e de heptano (C7H16) contidos nele. 
 
Aditivos Utilizados 
Em alguns casos, o NO de um combustível pode ser aumentado, adicionando-se uma pequena 
quantidade de aditivos de grande poder antidetonante. 
 Os aditivos geralmente são: 
• chumbo tetraetila Pb(C2H5) e 
• chumbo tetrametila Pb(CH3)4 
 Entre os dois aditivos, o mais eficaz é o chumbo tetraetila, porém é tóxico para o ambiente e seres 
humanos.
 A adição destes aditivos ao combustível causa os seguintes inconvenientes: 
• Produz formação de depósitos de óxido de chumbo, ocasionando corrosão nas paredes dos cilindros 
• São tóxicos 
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http://pt.wikipedia.org/wiki/Destila%C3%83%C2%A7%C3%83%C2%A3o
http://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Met%C3%A1l&action=edit
http://pt.wikipedia.org/wiki/Nitrog%C3%83%C2%AAnio
http://pt.wikipedia.org/wiki/Enxofre
http://pt.wikipedia.org/wiki/Diesel
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• Não podem ser utilizados nos combustíveis empregados para alimentar motores com catalisadores no 
tubo de descarga. 
 A percentagem adicionada destes aditivos no combustível, com a finalidade de aumentar o número de 
octanas, varia na ordem de 0,08 cm3/litro a 0,9 cm3/litro.
No Brasil o aditivo utilizado para este fim é o álcool etílico anidro que mantém grande octanagem da 
gasolina.
Composição
A gasolina básica (sem oxigenados) possui uma composição complexa. A sua formulação pode 
demandar a utilização de diversas correntes nobres oriundas do processamento do petróleo como nafta 
leve (produto obtido a partir da destilação direta do petróleo), nafta craqueada que é obtida a partir da 
quebra de moléculas de hidrocarbonetos mais pesados (gasóleos), nafta reformada (obtida de um 
processo que aumenta a quantidade de substâncias aromáticas), nafta alquilada (de um processo que 
produz isoparafinas de alta octanagem a partir de isobutanos e olefinas) etc. Quanto maior a octanagem 
(número de moléculas com octanos) da gasolina melhor será sua qualidade.
A Tabela 6.7 mostra os principais constituintes da gasolina, bem como de suas propriedades e 
processos de obtenção.
Tabela 6.7 – Constituintes da gasolina e algumas propriedades
Constituintes Processo de Obtenção
Faixa de
ebulição
(°C)
Índice de 
Octano
Motor (Clear)
Butano Destilação e processos de transformação - 101
Isopentano Destilação, processos de transformação, 
isomerização. 27 75
Alcoilada alcoilação 40 - 150 90 - 100
Nafta leve de 
destilação Destilação 30 - 120 50 - 65
Nafta pesada de 
destilação Destilação 90 - 220 40 - 50
Hidrocraqueada Hidrocraqueamento 40 - 220 80 - 85
Craqueada 
cataliticamenteépoca, as zonas urbanas usavam 
velas de cera, lâmpadas de óleo de baleia e iluminação por gás e carvão. 
Enquanto isso, a população rural não dispunha de iluminação noturna, despertando com o sol e 
dormindo ao escurecer.
Sua primeira aplicação em larga escala foi na iluminação das casas e das cidades, substituindo o óleo 
de baleia. Com o tempo, passou também a ser empregado nas indústrias, no lugar do carvão. Contudo, 
um acontecimento notável fez do petróleo o combustível que move o mundo: a invenção dos motores a 
gasolina, que passaram a movimentar os veículos, até então puxados por tração animal ou movidos a 
vapor. 
E assim a vida, os hábitos e os costumes foram se transformando, conduzidos pelas inovações que o 
petróleo proporcionou com seus inúmeros derivados, até chegar aos dias atuais, quando se tornou um 
produto indispensável à vida moderna.
Reservas de petróleo e gás natural - Certas condições geológicas especiais determinaram à 
distribuição do petróleo em nosso planeta de maneira bastante irregular. Existem no mundo algumas 
áreas que reuniram características excepcionais da natureza que permitiram o aparecimento do petróleo. 
O melhor exemplo disso é o Oriente Médio. Lá estão cerca de 65% das reservas mundiais de óleo e 36% 
das reservas de gás natural. Confira no quadro abaixo os países que possuem as maiores reservas de 
óleo e gás natural:
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RESERVAS DE ÓLEO % RESERVAS DE GÁS %
Arábia Saudita 25,0 Federação Russa 30,5
Iraque 10,7 Irã 14,8
Emirados Árabes Unidos 9,3 Qatar 9,2
Kuwait 9,2 Arábia Saudita 4,1
Irã 8,6 Emirados Árabes Unidos 3,9
Venezuela 7,4 Estados Unidos 3,3
Federação Russa 5,76 Argélia 2,9
Estados Unidos 2,9 Venezuela 2,7
Líbia 2,8 Nigéria 2,3
Nigéria 2,3 Iraque 2,0
China 1,7 Indonésia 1,7
Qatar 1,5 Austrália 1,6
México 1,2 Malásia 1,4
Noruega 1,0 Noruega 1,4
Argélia 0,9 Turcomenistão 1,3
Brasil 0,8 Kasaquistão 1,2
Total no Mundo:
1,04 trilhão de barris 155,78 trilhões de m³
Fonte: BPAMOCOALIVE Statistical Review of World Energy - 2003
No Brasil, cerca de 85% das reservas estão localizadas na bacia de Campos, no estado do Rio de 
Janeiro. As bacias sedimentares brasileiras são de três tipos: 
 Interiores: muito extensas e pouco espessas (profundas). Apresentam, hoje, baixa produção de 
petróleo. Exemplos: Solimões, Amazonas, Paraná e Parnaíba. 
 Rift: estreitas, alongadas, profundas e apresentam produção média de petróleo. Exemplos: 
Tucano, Recôncavo, Alagoas e Marajó.
 Marginais: de extensão e profundidades variáveis. São grandes produtoras de petróleo. 
Exemplos: Campos, Santos, Sergipe e Espírito Santo. 
O Brasil possui 64 milhões de km² de terrenos sedimentares, 35 bacias sedimentares, sendo que mais 
de 90% delas ainda subexploradas. 
Nos estados do Maranhão e do Pará, apesar de possuírem bacias sedimentares e terem passado por 
vários processos exploratórios, a presença de petróleo é pouca ou nenhuma.
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ESTADO BARRIS POR DIA %
Rio de Janeiro 1.253.570 80.550
Rio Grande do Norte 80.572 5.170
Amazonas 56.002 3.600
Bahia 50.483 3.240
Espírito Santo 44.759 2.880
Sergipe 41.647 2.685
Ceará 16.810 1.100
Alagoas 7.214 0.460
Paraná 3.490 0.220
São Paulo 1.585 0.100
TOTAL 1.556.132 100
Dados de fevereiro de 2003 (Petrobras)
O petróleo e o futuro - O petróleo é um produto de grande importância mundial, principalmente em 
nossa atualidade. É difícil determinar alguma coisa que não dependa direta ou indiretamente do petróleo. 
Os solventes, óleos combustíveis, gasolina, óleo diesel, querosene, gasolina de aviação, lubrificantes, 
asfalto, plástico entre outros são os principais produtos obtidos a partir do petróleo.
Se para gerar o petróleo nas rochas sedimentares, a natureza levou cerca de 500 milhões de anos e se 
a humanidade está consumindo de forma acelerada e irresponsável este recurso energético, certamente 
não haverá tempo suficiente para que a natureza reúna todas as condições necessárias para gerá-lo 
novamente. Por esse motivo, podemos considerar o petróleo como uma fonte energética não-renovável, 
isto é, um dia ele vai acabar. 
Depois de um longo período de produção, as reservas de petróleo fatalmente se esgotam. Os 
prognósticos apontam que, daqui a 15 anos, apenas seis países terão a possibilidade de exportar 
petróleo: Arábia Saudita, Iraque, Kuwait, Emirados Árabes Unidos, Venezuela e México. Isto caso não 
ocorram descobrimentos de novos campos de petróleo até lá. 
Antes que o petróleo chegue ao fim, certamente serão encontrados substitutos para as necessidades 
mundiais de energia. Mas não deixa de ser motivo para reflexão o fato de o homem ter esgotado, em 
dois ou três séculos, o que a natureza levou até centenas de milhões de anos para criar.
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ORIGEM E FORMAÇÃO DO PETRÓLEO
Origem - A origem do petróleo é bastante polêmica, existindo teorias orgânicas e inorgânicas. As mais 
curiosas delas são a da formação principalmente pela decomposição da matéria orgânica do plâncton 
marinho, sobretudo o remanescente das plantas marinhas (fitoplâncton transformado em sedimentos no 
momento da deposição), e a da inversão da atmosfera da terra originalmente composta por gás 
carbônico (CO2), que explicaria o volume de petróleo existente no subsolo da terra.
A mais aceita é que ele surgiu através de restos orgânicos de animais e vegetais. Trata-se de uma 
mistura inflamável, de coloração variável entre amarela e preta, encontrada nas rochas de bacias 
sedimentares e originada da decomposição da matéria orgânica depositada no fundo de mares e lagos 
que sofreu transformações químicas ao longo de milhares de anos pela ação de temperatura, pressão, 
pouca oxigenação e bactérias. Portanto, o "óleo da pedra" (do latim petro: pedra + oleum: óleo) é um 
produto da ação da natureza. Tais transformações prosseguem em maior ou menor grau até o momento 
da descoberta da jazida e extração do petróleo nela contido. Dessa forma, é virtualmente impossível a 
obtenção de amostras de petróleo com a mesma composição química, até mesmo em um mesmo 
campo produtor.
Estima-se que as jazidas petrolíferas mais novas têm menos de dois milhões de anos, enquanto as mais 
antigas estão em reservatórios com cerca de 500 milhões de anos.
Os geólogos, entretanto, acreditam que grande parte do petróleo gerado se perdeu na superfície, por 
falta dos obstáculos naturais. Essas exsudações, ou vazamentos, explicam a razão pela qual alguns 
povos antigos já conheciam e utilizavam o petróleo em sua forma natural, 4.000 anos antes de Cristo.
Formação - Quase todos os petróleos conhecidos mostram atividade ótica, sendo a maioria dextrógira. 
Conseqüentemente, ele deve ser oriundo de organismos vivos, pois apenas estes são oticamente ativos. 
No petróleo bruto estão presentes compostos que se decompõem acima de 200°C, dos quais a porfirina 
é o mais conhecido. Isto se leva a admitir que ao longo de seu processo de formação, a temperatura não 
tenha sido superior a este valor. 
Com a ação de temperatura e pressão e ainda com a ação de bactérias ao longo do tempo, a massa de 
detritos se transformaria em gases e compostos solúveis em água e em material sólido remanescente, 
que continuaria a sofrer a ação das bactérias até passar para um estado semi-sólido (pastoso).
Através de um processo de craqueamento catalisado por minerais contidos na rocha-matriz, este 
material sólido passaria para o estado líquido.Craqueamento catalítico 40 - 220 78 - 80
Polímeros Polimerização de olefinas 60 - 220 80 - 100
Craqueada 
termicamente Coqueamento retardado 30 - 150 70 - 76
Reformada Reforma catalítica 40 - 220 80 - 85
92
http://pt.wikipedia.org/wiki/Olefina
http://pt.wikipedia.org/wiki/Butano
http://pt.wikipedia.org/wiki/Octanagem
http://pt.wikipedia.org/wiki/Parafina
http://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Gas%C3%B3leos&action=edit
http://pt.wikipedia.org/wiki/Nafta
http://pt.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%83%C2%B3leo
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Os parâmetros físico-químicos mais usados na qualificação da gasolina são: aspecto,cor, massa 
específica, destilação, MON e IAD e a composição química das classes de hidrocarbonetos (olefinas, 
aromáticos, parafinas, isoparafinas e naftênicos) ou possíveis aditivos e adulterantes.
QUEROSENE
Querosene é um líquido resultante da destilação do petróleo, com temperatura de ebulição entre 150 e 
300 graus Centígrados, fração entre a gasolina e o óleo diesel, usado como combustível e como base de 
certos inseticidas.
É um composto formado por uma mistura de hidrocarbonetos alifáticos, naftalênicos e aromáticos, com 
faixa de destilação compreendida entre 150oC e 239oC. O produto possui diversas características 
específicas como uma ampla curva de destilação, conferindo a este um excelente poder de solvência e 
uma taxa de evaporação lenta, além de um ponto de inflamação que oferece relativa segurança ao 
manuseamento. É insolúvel em água.
Os usos mais comuns do querosene são para iluminação, solventes e QAV (querosene para aviação).
DIESEL
O óleo diesel é um combustível derivado do petróleo, constituído basicamente por 
hidrocarbonetos, o óleo diesel é uma mistura de compostos formados principalmente por 
átomos de carbono, hidrogênio e em baixas concentrações por enxofre, nitrogênio e 
oxigênio e selecionados de acordo com as características de ignição e de escoamento 
adequadas ao funcionamento dos motores diesel. É um produto inflamável, medianamente 
tóxico, volátil, límpido, isento de material em suspensão e com odor forte e característico. 
Recebeu este nome em homenagem ao seu criador, o engenheiro alemão Rudolf Diesel.
Utilização
O óleo diesel é utilizado em motores de combustão interna e ignição por compressão (motores do ciclo 
diesel) empregados nas mais diversas aplicações, tais como: automóveis, furgões, ônibus, caminhões, 
pequenas embarcações marítimas, máquinas de grande porte, locomotivas, navios e aplicações 
estacionárias (geradores elétricos, por exemplo). Em função dos tipos de aplicações, o óleo diesel 
apresenta características e cuidados diferenciados.
Tipos de Diesel
O óleo diesel pode ser classificado, de acordo com sua aplicação, nos seguintes tipos:
Tipo "B" (máximo 0,35% de enxofre) 
Tipo "D" (máximo 0,2% de enxofre) 
Tipo "S500" (máximo de 0,05% de enxofre) 
O óleo diesel Tipo "D" é utilizado nas regiões com as maiores frotas em circulação e condições 
climáticas adversas a dispersão dos gases resultantes da combustão do óleo diesel, necessitando de 
maior controle das emissões. Para as demais regiões do país é utilizado o óleo diesel Tipo "B". A partir 
93
http://pt.wikipedia.org/wiki/Motores_de_combust%C3%83%C2%A3o_interna
http://pt.wikipedia.org/wiki/Rudolf_Diesel
http://pt.wikipedia.org/wiki/Alemanha
http://pt.wikipedia.org/wiki/Suspens%C3%83%C2%A3o
http://pt.wikipedia.org/wiki/Motor_a_diesel
http://pt.wikipedia.org/wiki/Oxig%C3%83%C2%AAnio
http://pt.wikipedia.org/wiki/Nitrog%C3%83%C2%AAnio
http://pt.wikipedia.org/wiki/Enxofre
http://pt.wikipedia.org/wiki/Hidrog%C3%83%C2%AAnio
http://pt.wikipedia.org/wiki/Carbono
http://pt.wikipedia.org/wiki/Hidrocarboneto
http://pt.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%83%C2%B3leo
http://pt.wikipedia.org/wiki/Combust%C3%83%C2%ADvel
http://pt.wikipedia.org/wiki/Inflama%C3%83%C2%A7%C3%83%C2%A3o
http://pt.wikipedia.org/wiki/Evapora%C3%83%C2%A7%C3%83%C2%A3o
http://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Solv%C3%AAncia&action=edit
http://pt.wikipedia.org/wiki/Hidrocarboneto
http://pt.wikipedia.org/wiki/Inseticida
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de 2005 nas grandes metrópoles brasileiras, o Diesel S500 passou a ser comercializado adequando-se 
às tendências internacionais de redução da emissão de enxofre na atmosfera. Esse Diesel tem no 
máximo 0,05% de enxofre. 
Extra Diesel Aditivado 
O Extra Diesel Aditivado é um óleo diesel que contém um pacote multifuncional de aditivos com objetivo 
de manter limpo o sistema de alimentação de combustível, reduzir o desgaste dos bicos injetores, reduzir 
a formação de sedimentos e depósitos, proporcionar melhor separação da água eventualmente presente 
no diesel e conferir maior proteção anticorrosiva a todo o sistema de alimentação. 
A utilização continuada do Extra Diesel Aditivado garante uma pulverização mais eficaz do combustível 
na câmara de combustão, permitindo uma mistura mais homogênea do combustível com o ar, 
melhorando o rendimento do motor, evitando o desperdício de óleo diesel e reduzindo as emissões, 
contribuindo para uma melhor qualidade do ar. 
A utilização do Extra Diesel Aditivado traz como conseqüência, a redução da freqüência de manutenção 
dos componentes do sistema de alimentação e o aumento da vida útil do motor. 
De referência (também chamado diesel padrão) 
O chamado óleo diesel de referência é produzido especialmente para as companhias montadoras de 
veículos a diesel, que o utilizam para a homologação de motores nos ensaios de consumo, desempenho 
e de emissões. 
Óleo diesel marítimo
Também ocorrem subdivisões no caso do óleo diesel marítimo de forma a se dispor da qualidade 
requerida pelo usuário. São encontrados os seguintes tipos, comercializados no país e/ou destinados à 
exportação: 
Marítimo comercial 
Destinado a motores diesel utilizado em embarcações marítimas. Difere do óleo diesel automotivo 
comercial apenas na necessidade de se especificar a característica de ponto de fulgor relacionada a 
maior segurança deste produto em embarcações marítimas. Como ponto de fulgor entende-se a menor 
temperatura que o óleo diesel vaporiza em quantidade suficiente para formar com o ar uma mistura 
explosiva, capaz de se inflamar momentaneamente, quando sobre ele se incidir uma chama (fonte de 
ignição). Para o óleo diesel marítimo o ponto de fulgor é fixado em um valor mínimo de 60°C. 
Especial para a Marinha / Ártico 
Os tipos Especial para a marinha e Ártico são produzidos para atender necessidades militares e 
apresentam maior rigidez quanto às características de ignição, de volatilidade, de escoamento a baixas 
temperaturas e de teor de enxofre. Isto se deve às condições adversas de sua utilização em 
embarcações militares - rapidez e desempenho - baixas temperaturas (Oceano Ártico, por exemplo). 
94
http://pt.wikipedia.org/wiki/C%C3%83%C2%A2mara_de_combust%C3%83%C2%A3o
http://pt.wikipedia.org/wiki/Sedimento
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LEGISLAÇÃO, NORMAS BRASILEIRAS E MÉTODOS DE ENSAIO
Resoluções do CNP (Conselho Nacional do Petróleo)
N°08/71 - Instruções Gerais Armazenamento de Petróleo e Seus Derivados Líquidos 
N°03/86 - Estabelece o Regulamento Técnico N°09/82 - Revisão N°1 para as Especificações dos Óleos 
Combustíveis. 
Normas brasileiras
NB-89 - Tanques Soldados para Armazenamento de Petróleo e Derivados 
NB-98 - Armazenamento e Manuseio de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis 
NB-190 - Fabricação e Instalaçãode Tanques Subterrâneos para Postos de Serviço de Distribuição de 
Combustíveis Líquidos 
NB-216 - Armazenamento de Petróleo e seus derivados 
Métodos de ensaio para:
MB-293 - Determinação da Viscosidade Cinemática e Dinâmica 
MB-326 - Determinação de viscosidade Saybolt de Produtos de Petróleo 
MB-104 - Determinação de Densidade de Petróleo e Derivados (Método do Densímetro) 
MB-48 - Determinação do Ponto de Fulgor (Método pelo Vaso Fechado Pensky-Martens) 
MB-106 - Determinação de Enxofre em Produtos de Petróleo 
MB-38 - Determinação de Água e Sedimentos em Petróleos Brutos e Óleos Combustíveis (Método de 
Centrifugação) 
MB-37 - Determinação de Água em Petróleo e outros Materiais Betuminosos (Método por Destilação) 
MB-294 - Determinação de Sedimentos em Petróleo e Óleos Combustíveis (Método por Extração) 
MB-47 - Determinação do Teor de Cinzas dos Produtos de Petróleo 
MB-102 - Determinação dos Pontos de Névoa e de Fluidez de Produtos de Petróleo 
EQUIPAMENTOS 
Existem no mercado equipamentos específicos para análise de óleos e combustíveis. Por exemplo, a 
empresa Radchrom Analítica fornece vários analisadores de combustíveis e óleos, dentre eles o “FOx 
FUEL/ OIL ANLYSER, ZnSe Optics”. O equipamento, da marca Midac, contém espectrofotômetro 
infravermelho com transformada de Fourier, e pode ser programado e calibrado para analisar gasolina, 
óleo diesel, querosene de aviação, álcool e óleos lubrificantes. Mais especificamente, o aparato permite 
a execução de todas as análises listadas na Tabela 6.8. O “FOx” apresenta uma estrutura de software 
totalmente aberta, onde o próprio cliente pode fazer ou alterar a calibração.
95
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Tabela 6.8 – Alguns ensaios em derivados de petróleo e etanol
GASOLINA DIESEL
QUEROSENE DE 
AVIAÇÃ
O
ÁLCOOL ÓLEO LUBRIFICANTE
DENSIDADE DENSIDADE DENSIDADE ETANOL ÁGUA
DESTILAÇÃO DESTILAÇÃO DESTILAÇÃO ÁGUA RESÍDUO DE 
CARBONO
RON PONTO DE FULGOR PONTO DE 
FULGOR DENSIDADE GLICOL
MON ÍNDICE DE 
CETANOS
PONTO DE 
CONGELAMENTO SOLVENTES DILUIÇÃO POR 
COMBUSTÍVEIS
AROMÁTICOS NÚMERO DE 
CETANOS FSII OXIDAÇÃO
OLEFINAS CFPP ADITIVOS SULFATAÇÃO
SATURADOS AROMÁTICOS NITRATAÇÃO
OXIGENADOS ÁGUA ADITIVOS
BENZENO ENXOFRE (> 0.2) 
RVP ADITIVOS 
ADITIVOS 
SOLVENTES 
A forma correta de amostragem e o método de ensaio também são descritos nessa norma. A 
interpretação dos resultados deve ser baseada na NBR 7274.
REFERÊNCIAS:
Combustível. Disponível em 
. Acesso em 
10/05/09.
Gasolina. Disponível em . Acesso 
em 09/05/10.
Óleos combustíveis. Disponível em 
http://www.demec.ufmg.br/disciplinas/ema003/liquidos/oleocomb/oleos.htm. Acesso em 10/05/09.
96
http://www.demec.ufmg.br/disciplinas/ema003/liquidos/oleocomb/oleos.htm
http://www.carroantigo.com/portugues/conteudo/curio_gasolina.htm
http://www.adorofisica.com.br/trabalhos/fis/equipes/maquinasavapor/combustivel.htm
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Poder calorífico. Disponível em . Acesso em 10/05/09.
REFERÊNCIAS ADICIONAIS:
CARDOSO, Luiz Cláudio dos Santos. Logística do Petróleo: Transporte e Armazenamento. Rio de Janeiro: 
Interciência, 2004. 192 p.
CORRÊA, Oton Luiz Silva. Petróleo: noções sobre exploração, perfuração, produção e microbiologia. Rio de 
Janeiro: Interciência, 2003. 90 p.
GARCIA, Roberto. Combustíveis e combustão industrial. Rio de Janeiro: Interciência, 2002. 202 p.
SHREVE, R. N.; BRINK JR, J. A. Indústrias de processos químicos. Guanabara Dois S/A. Rio de Janeiro: 1980. 4 
ed.
SZKLO, Alexandre Salem. Fundamentos do refino de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2005. 207 p.
....... 7 ........................ EXERCÍCIOS DE FIXAÇÃO .....................................
Questão 01. 
De acordo com a ASTM – American Society for Testing and Materials: “O petróleo é uma mistura de 
ocorrência natural, consistindo predominantemente de hidrocarbonetos e derivados orgânicos 
sulfurados, nitrogenados e/ou oxigenados, o qual é, ou pode ser removido da terra no estado 
líquido”.
Explique esta definição usando como recursos o seu domínio técnico sobre o tema e assuntos coligados.
Questão 02.
Faça um esquema cronológico evolutivo, em fluxograma (figuras geométricas), do histórico do petróleo. 
Neste esquema incluir datas, fatos e importância na evolução tecnológica e usos pela humanidade.
Questão 04. 
Construa, de forma resumida, um texto explicando a origem e formação do petróleo. Neste resumo, 
inclua as palavras-chave: óleo de pedra, jazida, rocha-matriz, rochas sedimentares, intemperismo, 
migração, reservatórios, porosidade, permeabilidade, trapas, rochas-reservatórios. Neste texto, 
utilize sua criatividade e entendimento sobre o tema, e não apenas transcrição da apostila.
97
http://www.mundoeducacao.com.br/quimica/poder-calorifico-combustiveis.htm
http://www.mundoeducacao.com.br/quimica/poder-calorifico-combustiveis.htm
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Questão 05. 
Considere as palavras-chave: trapas, grau API, corrosividade, frações, conversão, refinação e 
hidrocarbonetos. Construa um texto criativo e coerente tendo como idéia base a tecnologia de petróleo. 
Na construção do texto, as palavras podem estar em qualquer ordem e devem ser grifadas para que a 
avaliação seja mais fácil. (Nota: Se não forem grifadas haverá perda de pontos na questão).
Questão 06. 
Explique objetivamente a exploração, extração e transporte do petróleo.
Questão 07.
Quais os critérios utilizados para classificar o petróleo? Explique e exemplifique de forma ampla.
Questão 08. 
A refinação do petróleo é composta por diversos processos físicos e químicos. Explique o processo de 
refino e escolha uma operação de cada processo envolvido e faça uma descrição sucinta da sua 
finalidade, dos requisitos necessários e possíveis impactos ambientais.
Questão 09.
Quais os principais produtos derivados do petróleo? Como eles são caracterizados quimicamente? E 
comercialmente?
Questão 10.
Faça uma tabela incluindo os tipos de plataformas utilizadas em produção de petróleo, mostrando as 
suas utilidades e requisitos essenciais.
Questão 11.
Construa um fluxograma em figuras geométricas da indústria do petróleo e comente, de forma resumida, 
cada operação unitária envolvida.
Questão 12.
Comente sobre o refino do petróleo.
Questão 13.
Escolha 3 operações envolvidas numa refinaria e faça uma descrição sucinta da finalidade, requisitos 
necessários e possíveis impactos ambientais.
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Questão 14.
Como são classificados os processos utilizados no refino do petróleo? Quais as finalidades essenciais de 
cada um desses processos? Exemplifique.
Questão 15.
Indique, pelo menos, 3 impactos ambientais verificados na indústria do refino do petróleo e sugira 
técnicas de eliminar ou minimiza-los. Explique detalhado.
Questão 16.
Comente sobre a poluição ambiental por derramamento de petróleo mostrando os motivos dessa 
ocorrência e formas de seu controle.
Questão 17.
O que é logística do petróleo? Explique mostrando uma possibilidade de logística desde o óleo cru até os 
derivados de uso cotidiano.
Questão 18.
Explique e exemplifique sobre a cadeia de suprimentos na indústria do petróleo e derivados.Questão 19.
O que são bases primárias e secundárias na logística de derivados de petróleo? Exemplifique criando 
uma situação ilustradora.
Questão 20.
Quais os modais mais comuns na logística do petróleo? Escolha um deles e indique suas vantagens e 
desvantagens nesta logística.
Questão 21.
Que requisitos de infra-estrutura são necessários numa distribuidora de derivados de petróleo? Ilustre 
com uma situação cotidiana. (Nota: Pode criar empresas e produtos comerciais fictícios).
Questão 22.
Proponha um fluxograma em blocos que ilustre um pólo petroquímico hipotético (empresas fictícias) 
mostrando pelo menos 4 rotas petroquímicas possíveis e inclua produtos de 1ª, 2ª e 3ª gerações. 
Explique detalhado essa proposição.
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Questão 23.
Proponha um fluxograma em blocos que ilustre um pólo petroquímico hipotético (empresas fictícias) 
mostrando pelo menos 4 rotas petroquímicas possíveis e inclua produtos de 1ª, 2ª e 3ª gerações. 
Explique detalhado essa proposição.
Questão 24.
Admita a cadeia petroquímica do propileno (propeno) até a produção do propilenoglicol tendo como 
intermediário o óxido de propileno e responda: Calcule a quantidade do produto petroquímico de 
segunda geração admitindo que foram utilizados 50 toneladas do produto básico com 20% de impurezas 
inertes e o rendimento da reação foi de 80%. Equacione as reações desta cadeia petroquímica 
considerando que foram realizadas duas conversões: epoxidação em presença de peróxido de 
hidrogênio e hidratação, respectivamente.
Questão 25.
Admita a cadeia petroquímica do etileno (eteno) até a produção do etilenoglicol tendo como intermediário 
o óxido de etileno e responda: Calcule a quantidade do produto petroquímico de segunda geração 
admitindo que foram utilizados 80 toneladas do produto básico com 10% de impurezas inertes e o 
rendimento da reação foi de 90%. Equacione as reações desta cadeia petroquímica considerando que 
foram realizadas duas conversões: oxidação e hidrólise ácida, respectivamente.
Questão 26.
Quais as principais matérias-primas de uma indústria petroquímica? Comente sobre uma delas, 
mostrando sua versatilidade de aplicações.
100
View publication stats
https://www.researchgate.net/publication/311995956
	COMBUSTÍVEIS ...........................................................................................................
	ÓLEOS COMBUSTÍVEIS .........................................................................................
	ÓLEOS COMBUSTÍVEIS ......................................................................................
	ÓLEOS ISOLANTES .................................................................................................
	QUEROSENE .........................................................................................................
	INTRODUÇÃO
	A migração ocorre em dois estágios: 
	A armadilha ideal deve apresentar:
	As armadilhas podem ser dos seguintes tipos:
	Estruturais - É a forma mais comum de acumulação de petróleo. Ocorre em regiões em que a crosta esteve sujeita a compressão horizontal.
	Estratigráficas - Essas armadilhas ocorrem em regiões em que a crosta esteve sujeita a compressão vertical.
	Combinadas - É quando temos uma combinação dos dois tipos anteriores, ou seja, estruturais e estratigráficas.
	MARIANO, Jacqueline Barboza. Impactos ambientais do refino de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência: 2005.
	Existem dois tipos de bacias petrolíferas: Onshore - Ocorre quando a bacia encontra-se em terra. São originadas de antigas bacias sedimentares marinhas; Offshore - Ocorre quando a bacia está na plataforma continental ou ao longo da margem continental. A maioria das bacias petrolíferas brasileiras encontram-se offshore. A exploração de petróleo onshore é muito reduzida no Brasil, devido ao baixo potencial de nossas bacias em terra.
	As parcelas de cada produto obtido no refino dependem de uma série de variáveis: da qualidade do petróleo que está sendo processado e da estrutura da refinaria - sua complexidade, unidades e mercado em que atua. 
	Destilação a vácuo - a operação baseia-se no fato de que quando se trabalha em vácuo, um hidrocarboneto irá destilar a uma temperatura menor que aquela da unidade de destilação atmosférica, ou seja, aquilo que não destilou nessa última, agora destilará. A alimentação da unidade é feita com rat (resíduo atmosférico). A carga é primeiramente aquecida com os derivados que saem em alta temperatura da coluna, após tem um aquecimento final no forno, chegando à média de 395ºc, nessa condição, entra na parte inferior da coluna, os hidrocarbonetos mais pesados que a carga depositam-se no fundo (resíduo de vácuo), usado para produzir óleo combustível que é queimado nos fornos e caldeiras ou asfalto que também é vendido. Os mais leves ascendem à coluna, sendo retirados lateralmente de forma decrescente: óleo pesado circulante (slop wax), gasóleo pesado e gasóleo leve que representam cerca de 65% dos derivados da unidade e que irão alimentar a unidade de craqueamento catalítico. Os gases são ejetados no topo através de ejetores de vapor d'água, criando vácuo.
	O Petróleo. Disponível em Acesso em 15/05/08.
	MARIANO, Jacqueline Barboza. Impactos ambientais do refino de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência: 2005. 228 p.
	MARIANO, Jacqueline Barboza. Impactos ambientais do refino de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência: 2005. 228 p.
	COMBUSTÍVEIS
	Combustível Sólido
	Combustível Líquido
	Combustível Gasoso
	ÓLEOS COMBUSTÍVEIS
	Óleos combustíveis de baixo (B) teor de enxofre
	Óleos combustíveis convencionais
	Óleos combustíveis ultra-viscosos
	Propriedades
	ÓLEOS COMBUSTÍVEIS
	Determinação da viscosidade (MB-293; MB-326; D-2171)
	Determinação da densidade relativa (MB-104)
	Determinação do ponto de fulgor
	Determinação do teor de enxofre
	Determinação de água e sedimentos (MB-37; MB-38; MB-294; D-1796)
	Determinação do teor de cinzas (MD-47)
	Determinação do ponto de fluidez
	Determinação do poder calorífico
	Tabela 6.4 - Características dos Óleos Combustíveis
	Calor específico
	ÓLEOS ISOLANTES
	Ensaio
	Método
	Descrição
	Ensaio
	Método
	Descrição
	Composição
	Processo de Obtenção
	QUEROSENE
	DIESEL
O óleo diesel é um combustível derivado do petróleo, constituído basicamente por hidrocarbonetos, o óleo diesel é uma mistura de compostos formados principalmente por átomos de carbono, hidrogênio e em baixas concentrações por enxofre, nitrogênio e oxigênio e selecionados de acordo com as características de ignição e de escoamento adequadas ao funcionamento dos motores diesel. É um produto inflamável, medianamente tóxico, volátil, límpido, isento de material em suspensão e com odor forte e característico. Recebeu este nome em homenagem ao seu criador, o engenheiro alemão Rudolf Diesel.
	Utilização
	Tipos de Diesel
	Extra Diesel Aditivado 
	Óleo diesel marítimo
	Resoluções do CNP (Conselho Nacional do Petróleo)
	Normas brasileiras
	Métodos de ensaio para:
	GASOLINA
	DIESEL
	QUEROSENE DE AVIAÇÃO
	ÁLCOOL
	ÓLEO LUBRIFICANTEEsta substância líquida separar-se-ia da água do mar que restava nestes sedimentos, e flutuaria em 
função de sua menor densidade. Com a pressão das camadas da rocha-matriz, o óleo fluiria no sentido 
da pressão mais baixa através dos poros da rocha, até encontrar uma posição de equilíbrio em que a 
pressão por ele exercida seja igual à da água também presente nos poros.
O petróleo se esconderia nestes poros e ainda poderia sofrer pequenas variações em sua composição 
através de processos físicos, até sua descoberta na fase exploratória. 
Bacias Sedimentares - Aos detritos de rochas, resultantes da erosão da crosta terrestre pela ação da 
natureza, dá-se o nome de sedimentos. Por longo tempo, os sedimentos foram se acumulando em 
camadas, dando origem às rochas sedimentares. As rochas sedimentares são derivadas de restos e 
detritos de outras rochas pré-existentes. O intemperismo faz com que as rochas Magmáticas, 
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Metamórficas ou Sedimentares estejam constantemente sendo alteradas. O material resultante é 
transportado pela água, vento ou gelo e finalmente depositado como um sedimento. Deve haver então, 
uma compactação ou cimentação do material para ele se transformar em uma rocha sedimentar. 
As diversas camadas dessas rochas formam as bacias sedimentares. Estes terrenos são formados por 
camadas ou lençóis porosos de areia, arenitos ou calcários. O petróleo aloja-se ali, ocupando os poros 
rochosos como forma de "lagos". Ele acumula-se, formando jazidas. Ali são encontrados o gás natural, 
na parte mais alta, e petróleo e água nas mais baixas. 
O petróleo só poderá ser encontrado em áreas onde houve acumulação de restos orgânicos e rochas 
sedimentares. Todavia, depois de formado, o petróleo não se acumula na rocha em que foi gerado. Ele 
passa através dos poros das rochas, até encontrar uma outra rocha que o aprisione, formando a jazida. 
A jazida é, então, uma rocha cujos poros são ocupados pelo petróleo. No entanto, isso não significa que 
toda rocha sedimentar contenha uma jazida. Sua busca é tarefa árdua, difícil e exige muita paciência. 
O Brasil possui 6.430.000 km2 de bacias sedimentares, dos quais 4.880.000 km2 em terra e 1.550.000 
km2 em plataforma continental. No entanto, para a formação de petróleo é necessário que as bacias 
tenham sido formadas em condições muito específicas. Normalmente, são áreas em que sucessões 
espessas de sedimentos marinhos foram soterradas a grandes profundidades.
A maioria dos hidrocarbonetos explorados no mundo inteiro provêm de rochas sedimentares. Em termos 
de idade, praticamente 60% provêm de sedimentos cenozóicos, pouco mais de 25% de depósitos 
mesozóicos e cerca de 15% de sedimentos paleozóicos. No Brasil, a maior parte da produção está 
ligada a sedimentos mesozóicos. 
Migração e Reservatórios - Ao contrário do que se pensa o petróleo não permanece na rocha que foi 
gerado - a rocha matriz - mas desloca-se até encontrar um terreno apropriado para se concentrar. Este 
deslocamento é chamado de migração. Devido à alta pressão e temperatura, os hidrocarbonetos são 
expelidos das rochas geradoras, e migram para as rochas adjacentes. A partir da migração é que o 
petróleo terá chances de se acumular em um reservatório e formar reservas de interesse econômico. 
A migração ocorre em dois estágios: 
Migração primária: movimentação dos hidrocarbonetos do interior das rochas fontes e para fora destas;
Migração secundária: em direção e para o interior das rochas reservatórios.
Devidos à falhas estruturais no subsolo, ou então devido a variações nas propriedades físicas das 
rochas, o processo de migração é interrompido e os hidrocarbonetos vão se acumulando nas rochas 
reservatórios. 
Quando encontrado na natureza o petróleo está nos poros das rochas reservatórios, cuja permeabilidade 
irá permitir a sua produção. Permeabilidade e porosidade são duas propriedades características de 
rochas sedimentares, motivo pelo qual as bacias sedimentares são os principais locais de ocorrência. 
Porosidade é uma característica física, definida como o percentual entre volume vazio e o volume total 
das rochas. Permeabilidade é a característica física relacionada com a intercomunicação entre os 
espaços vazios, e permite que ocorra a vazão de fluidos no meio poroso. Na natureza as rochas 
sedimentares são as mais porosas, e quando possuem permeabilidade elevada, formam o par ideal para 
a ocorrência de reservatórios de petróleo economicamente exploráveis. O Petróleo por possuir uma 
densidade média de 0,8, inferior a das rochas que constituem o subsolo, tende a migrar para a superfície 
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provocando os clássicos casos de exudações. As rochas reservatórios devem ser porosas e permeáveis, 
pois o petróleo pode ser encontrado nos espaços existentes nestas rochas, e ele só poderá ser extraído 
se a rocha for permeável. Se no caminho para a superfície encontra uma estrutura impermeável 
(armadilha), que faça o seu confinamento e impeça a sua migração, acaba formando um reservatório de 
petróleo. Vale salientar que esse processo ocorre lentamente (alguns milhares de anos), e gota a gota.
Armadilhas do Petróleo - A rocha, ou conjunto de rochas que deverá ser capaz de aprisionar o petróleo 
após sua formação, evitando que ele escape, são as armadilhas. Também conhecidas por trapas, são 
estruturas geológicas que permitem a acumulação de óleo ou gás. 
Essas armadilhas impermeáveis são estruturas de grande proporção, que podem ser anticlinais, falhas 
geológicas, derrame de basalto ou domos de sais, identificados por estudos sísmicos e geológicos, mas 
o mais importante é observar que devem existir várias camadas de solo, outro motivo pelo qual o 
petróleo é mais facilmente encontrado em bacias sedimentares. 
Existem reservatórios de petróleo em diversas profundidades e os mais rasos (-10 m que podem ser 
explorados por mineração) são os mais pastosos e com predominância na composição com 
hidrocarbonetos de cadeias carbônicas pesadas (graxas), e os mais leves em grandes profundidades (na 
faixa de - 2.500 m a - 5.000 m).
A armadilha ideal deve apresentar:
 Rochas-reservatório adequadas, ou seja, porosidade entre 15% e 30%
 Condições favoráveis para a migração do petróleo das rochas fonte para as rochas-reservatório 
(Permeabilidade das rochas)
 Um selante adequado para evitar a fuga do petróleo para a superfície. 
Podem existir bacias sedimentares com rocha fonte sem petróleo, se não havia armadilha para 
armazenar o petróleo gerado. 
As armadilhas podem ser dos seguintes tipos:
Estruturais - É a forma mais comum de acumulação de petróleo. Ocorre em regiões em que a crosta 
esteve sujeita a compressão horizontal.
Estratigráficas - Essas armadilhas ocorrem em regiões em que a crosta esteve sujeita a compressão 
vertical.
Combinadas - É quando temos uma combinação dos dois tipos anteriores, ou seja, estruturais e 
estratigráficas.
COMPOSIÇÃO E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
O petróleo é considerado uma fonte de energia não renovável, de origem fóssil e é matéria-prima da 
indústria petrolífera e petroquímica. Possui em sua composição uma cadeia de hidrocarbonetos, cujas 
frações leves formam os gases e as frações pesadas o óleo cru. A distribuição destes percentuais de 
hidrocarbonetos é que define os diversos tipos de petróleo existentes no mundo.
Constituído quimicamente por átomos de carbono e hidrogênio em níveis variáveis. Em proporções bem 
menores, o petróleo também possui átomos de oxigênio, nitrogênio, enxofre e metais pesadosque se 
combinam de formas distintas com os hidrocarbonetos. Outra característica do petróleo é apresentar 
densidade menor do que a água. Tanto a composição química (de base parafínica, naftênica ou mista) 
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quanto à aparência do petróleo variam. O aspecto pode ser viscoso, com tonalidades que vão do 
castanho-escuro ao preto, passando pelo verde, ou fluido e de cor clara.
O petróleo cru tem uma composição centesimal com pouca variação, à base de hidrocarbonetos de 
séries homólogas. As diferenças em suas propriedades físicas são explicadas pela quantidade relativa 
de cada série e de cada componente individual. 
Os hidrocarbonetos formam cerca de 80% de sua composição. Complexos organometálicos e sais de 
ácidos orgânicos respondem pela constituição em elementos orgânicos. Gás sulfídrico (H2S) e enxofre 
elementar respondem pela maior parte de sua constituição em elementos inorgânicos. Geralmente, 
gases e água também acompanham o petróleo bruto. 
Os compostos que não são classificados como hidrocarbonetos concentram-se nas frações mais 
pesadas do petróleo.
Os hidrocarbonetos podem ocorrer no petróleo desde o metano (CH4) até compostos com mais de 60 
átomos de carbono.
Os átomos de carbono podem estar conectados através de ligações simples, duplas ou triplas, e os 
arranjos moleculares são os mais diversos, abrangendo estruturas lineares, ramificadas ou cíclicas, 
saturadas ou insaturadas, alifáticas ou aromáticas.
Os alcanos têm fórmula química geral CnH2n+2 e são conhecidos na indústria de petróleo como parafinas. 
São os principais constituintes do petróleo leve, encontrando-se nas frações de menor densidade. 
Quanto maior o número de átomos de carbono na cadeia, maior será a temperatura de ebulição.
As olefinas são hidrocarbonetos cujas ligações entre carbonos são realizadas através de ligações duplas 
em cadeias abertas, podendo ser normais ou ramificadas (Fórmula química geral CnH2n). Não são 
encontradas no petróleo bruto; sua origem vem de processos físico-químicos realizados durante o refino, 
como o craqueamento. Possuem características e propriedades diferentes dos hidrocarbonetos 
saturados.
Os hidrocarbonetos acetilênicos são compostos que possuem ligação tripla (Fórmula química geral 
CnH2n-2). Os ciclanos, de fórmula geral CnH2n, contêm um ou mais anéis saturados e são conhecidos na 
indústria de petróleo como compostos naftênicos, por se concentrarem na fração de petróleo 
denominada nafta. 
São classificados como cicloparafinas, de cadeia do tipo fechada e saturada, podendo também conter 
ramificações. As estruturas naftênicas que predominam no petróleo são os derivados do ciclopentano e 
do ciclohexano.
Em vários tipos de petróleo, podem-se encontrar compostos naftênicos com 1, 2 ou 3 ramificações 
parafínicas como constituintes principais. Em certos casos, pode-se ainda encontrar compostos 
naftênicos formados por dois ou mais anéis conjugados ou isolados. 
Os cortes de petróleo referentes à nafta apresentam uma pequena proporção de compostos aromáticos 
de baixo peso molecular (benzeno, tolueno e xileno). 
Os derivados intermediários (querosene e gasóleo) contêm compostos aromáticos com ramificações na 
forma de cadeias parafínicas substituintes. Podem ser encontrados ainda compostos mistos, que 
apresentam núcleos aromáticos e naftênicos.
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Todos os tipos de petróleos contêm efetivamente os mesmos hidrocarbonetos, porém em diferentes 
quantidades.
A quantidade relativa de cada classe do hidrocarboneto presente é muito variável de petróleo para 
petróleo. Como conseqüência, as características dos tipos de petróleo serão diferentes, de acordo com 
essas quantidades.
No entanto, a quantidade relativa dos compostos individuais dentro de uma mesma classe de 
hidrocarbonetos apresenta pouca variação, sendo aproximadamente da mesma ordem de grandeza para 
diferentes tipos de petróleos.
Uma forma simples de separar os constituintes básicos do petróleo é promover uma destilação da 
amostra. Com isso, obtêm-se curvas de destilação características, que são gráficos de temperatura 
versus volume percentual de material evaporado. Determinam-se, assim, os tipos de hidrocarbonetos 
presentes na amostra analisada, em função das faixas de temperatura dos materiais destilados. A 
amostra poderá então ser classificada em termos de cortes ou frações.
A destilação atmosférica é normalmente a etapa inicial de transformação realizada em uma refinaria de 
petróleo, após dessalinização e pré-aquecimento.
CARACTERIZAÇÃO E CLASSIFICAÇÃO DO PETRÓLEO E SUAS FRAÇÕES
Uma amostra de petróleo e mesmo suas frações podem ser caracterizadas pelo grau de densidade API 
(°API), do American Petroleum Institute, definida por: 
° API = (141,5 / Densidade Específica) - 131,5
A densidade específica do material é calculada tendo-se como referência a água. Obviamente, quanto 
maior o valor de °API, mais leve é o composto. Por exemplo, podem-se ter:
Asfalto: 11°API; Óleo bruto pesado: 18°API; Óleo bruto leve: 36°API; Nafta: 50°API; Gasolina: 60°API.
Dessa forma, uma amostra de petróleo pode ser classificada segundo o grau de densidade API, como 
segue:
Petróleos Leves: acima de 30°API ( 0,92 g/cm3)
Segundo o teor de enxofre da amostra, tem-se a seguinte classificação para o óleo bruto:
Petróleos “Doces” (sweet): teor de enxofre 0,5 % em massa
Em especial, o índice de acidez naftênica expressa a quantidade de KOH, em miligramas, necessária 
para retirar a acidez de uma amostra de 1g de óleo bruto.
Segundo a razão dos componentes químicos presentes (hidrocarbonetos) no óleo, podem-se 
estabelecer a seguinte classificação:
Óleos Parafínicos: Quando existe predominância de hidrocarbonetos parafínicos. Este tipo de petróleo 
produz subprodutos com as seguintes propriedades:
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- Gasolina de baixo índice de octanagem.
- Querosene de alta qualidade.
- Óleo diesel com boas características de combustão.
- Óleos lubrificantes de alto índice de viscosidade, elevada estabilidade química e alto ponto de fluidez.
- Resíduos de refinação com elevada percentagem de parafina.
- Possuem cadeias lineares.
Óleos Naftênicos: Quando existe predominância de hidrocarbonetos naftênicos. O petróleo do tipo 
naftênico produz subprodutos com as seguintes propriedades principais:
- Gasolina de alto índice de octanagem.
- Óleos lubrificantes de baixo resíduo de carbono.
- Resíduos asfálticos na refinação.
- Possuem cadeias cíclicas.
Óleos Aromáticos: Quando existe predominância de hidrocarbonetos aromáticos. Este tipo de petróleo é 
raro, produzindo solventes de excelente qualidade e gasolina de alto índice de octanagem. Não se utiliza 
este tipo de petróleo para a fabricação de lubrificantes. 
Óleos Asfálticos: Contêm uma quantidade relativamente grande de compostos aromáticos polinucleados, 
alta concentração de asfaltenos e menor teor relativo de parafinas. 
Óleos Mistos: Quando possuem misturas de hidrocarbonetos parafínicos e naftênicos, com propriedades 
intermediárias, de acordo com maior ou menor percentagem de hidrocarbonetos parafínicos e 
naftênicos.
Outras grandezas também definem um tipo de óleo bruto. Entre elas, citam-se:Teor de sal: Podendo ser expresso em miligramas de NaCl por litro de óleo, indica a quantidade de sal 
dissolvido na água presente no óleo em forma de emulsão
Ponto de fluidez: Indica a menor temperatura que permite que o óleo flua em determinadas condições de 
teste.
Teor de cinzas: Estabelece a quantidade de constituintes metálicos no óleo após sua combustão 
completa.
PRODUTOS DO PETRÓLEO
O petróleo é uma mistura de diversos componentes, na sua grande maioria hidrocarbonetos, que tem 
pouca aplicação no seu estado natural. Nas refinarias, a separação destes componentes permite a 
geração de diversos produtos (mais de 350 tipos) com características distintas, o que traz grande 
utilidade. A destilação é o modo mais comum de se efetuar a primeira fase desta separação. Outros 
processos podem vir em seqüência, dependendo do que se quer separar. A gasolina é um derivado do 
petróleo. Além dos processos de separação, onde as moléculas do petróleo in natura não são 
modificadas, existem outros que as modificam, como o craqueamento (onde moléculas com grandes 
cadeias carbônicas são quebradas em cadeias menores) e a reforma (onde o arranjo atômico é 
modificado, dando nova forma a molécula). No final de todos estes processos, os produtos derivados de 
petróleo são obtidos e comercializados.
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Figura 1.1 – Derivados de petróleo e suas aplicações
De forma resumida, podem ser classificados em: 
 Gases de refinaria - formado em maioria por metano e etano e em geral consumido nas próprias 
refinarias em função de sua dificuldade de armazenagem (é bastante similar ao gás natural); 
 Gás liquefeito de petróleo - GLP (gás de cozinha) - formado em maioria por propano e butano; 
como pode ser facilmente armazenado por se liquefazer a baixas pressões (cerca de 15kgf/cm2), 
geralmente é envasado e vendido para uso domiciliário; 
 Produtos leves - gasolinas, querosene e nafta; 
 Produtos intermediários - óleo diesel e alguns óleos lubrificantes; 
 Produtos pesados - óleos combustíveis e alguns lubrificantes, parafina, asfalto, coque e vaselina. 
Na destilação são produzidos os seguintes componentes: 
 De 20 – 60 ºC  Éter de petróleo 
 De 60 - 90 ºC  Benzina 
 De 90 - 120 ºC  Nafta 
 De 40 - 200 ºC  Gasolina 
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 De 150 - 300 ºC  Querosene 
 De 250 - 350 ºC Gasóleo 
 De 300 - 400 ºC  Óleos Lubrificantes 
 Subprodutos  Parafina e vaselina
 Resíduos  Asfalto, piche e coque 
Nafta: líquido combustível, mais leve que a água, incolor, muito inflamável, volátil, de cheiro ativo e 
penetrante, que se obtém a partir da destilação do petróleo e é utilizado industrialmente como carburante 
para máquinas e no fabrico de borrachas.
Querosene: óleo resultante da destilação do petróleo natural, composto por uma mistura de 
hidrocarbonetos e utilizado como constituinte dos combustíveis de explosão e em iluminação.
Piche: substância negra, resinosa, muito pegajosa, produto da destilação do alcatrão ou da terebintina.
Coque: espécie de carvão.
REFERÊNCIAS
CARDOSO, Luiz Cláudio dos Santos. Logística do Petróleo: Transporte e Armazenamento. Rio de 
Janeiro: Interciência, 2004.
CORRÊA, Oton Luiz Silva. Petróleo: noções sobre exploração, perfuração, produção e 
microbiologia. Rio de Janeiro: Interciência, 2003.
GARCIA, Roberto. Combustíveis e combustão industrial. Rio de Janeiro: Interciência, 2002.
GUIMARÃES, A. O petróleo. Disponível em . Acesso em 15/05/08.
MARIANO, Jacqueline Barboza. Impactos ambientais do refino de petróleo. Rio de Janeiro: 
Interciência: 2005.
Petróleo e gás. Disponível em . Acesso em 15/05/08.
Sobre o petróleo. Disponível em Acesso em 
15/05/08.
SHREVE, R. N.; BRINK JR, J. A. Indústrias de processos químicos. Guanabara Dois S/A. Rio de 
Janeiro: 1980. 4 ed.
SZKLO, Alexandre Salem. Fundamentos do refino de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2005.
15
http://www2.petrobras.com.br/espacoconhecer/
http://www.ambientebrasil.com.br/compose%20=./energia/petroleo/petroleo.html
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....... 2 ........................ INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ....................................
INTRODUÇÃO
A indústria do petróleo é composta dos segmentos básicos: Exploração, Extração, Produção, 
Transporte, Refino e Distribuição. 
EXPLORAÇÃO
Localização - A definição do local com maior probabilidade de um acúmulo de óleo e gás é baseada na 
sinergia entre a Geologia, a Geofísica e a Geoquímica, destacando-se a área de Geo-Engenharia de 
Reservatórios.
EXTRAÇÃO/
PRODUÇÃO
Jazida de petróleo e gás
TRANSPORTE
REFINO
DISTRIBUIÇÃO
EXPLORAÇÃO
(PROSPECÇÃO/
PERFURAÇÃO)
Figura 2.1 - FLUXOGRAMA DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Óleo bruto
Produtos derivados
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O ponto de partida na busca do petróleo é a exploração que realiza os estudos preliminares para a 
localização de uma jazida. A exploração envolve a observação das rochas e a reconstrução geológica de 
uma área, com o objetivo de identificar novas reservas petrolíferas. 
Para identificar o petróleo nos poros das rochas e decidir a melhor forma de extraí-lo das grandes 
profundidades na terra e no mar, o homem utiliza os conhecimentos das ciências. A utilização de 
medições gravimétricas, magnéticas e sísmicas, permitem o mapeamento das estruturas rochosas e 
composições do subsolo.
A Geologia realiza estudos na superfície que permitem um exame detalhado das camadas de rochas 
onde possa haver acumulação de petróleo. A Geofísica, mediante o emprego de certos princípios da 
física, faz uma verdadeira radiografia do subsolo. 
Os métodos comuns empregados para se explorar petróleo são o sísmico, o magnético, o gravimétrico e 
o aerofotométrico. 
Figura 2.2 - Operação sísmica em terra e no mar
No método sísmico, avalia-se o tempo de propagação de ondas artificiais nas formações geológicas 
estudadas. Tais formações influenciam a intensidade e direção do campo magnético da terra, cujas 
variações podem ser medidas através de métodos magnéticos. Esse método compreende verdadeiros 
terremotos artificiais, provocados, quase sempre, por meio de explosivos, produzindo ondas que se 
chocam contra a crosta terrestre e voltam a superfície, sendo captadas por instrumentos que registram 
determinadas informações sobre o subsolo. Pode ser realizada em terra ou no mar, utilizando 
equipamento diferente. 
Há sempre três componentes: uma fonte sísmica, sensores e equipamento de registro.
Explosões controladas, vibrações ou ar comprimido enviam ondas de energia através das rochas. 
As ondas são recolhidas por geofones e registradas por sismógrafos 
Os cientistas criam uma "imagem" da estrutura das camadas de rocha, medindo o tempo que as ondas 
de energia levam a atingir a superfície. 
Uma vez os dados sísmicos recolhidos têm de ser processados e interpretados cuidadosamente para 
decidir se são necessários mais testes ou se a exploração pode começar. 
De modo semelhante, o método gravimético consiste no uso de equipamentos na superfície do solo para 
observar pequenas alterações locais na gravidade do planeta.
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Finalmente, podem-se ainda obter imagens do solo, analisadas segundo métodos aerofotométricos, 
particularmente com o uso de satélites.
Após o conhecimento adquirido por essas ciências, os pesquisadores montam um painel de 
conhecimentos sobre a espessura, profundidade e comportamento das camadas das rochas 
sedimentares que é o refúgio do petróleo e do gás. Esses conhecimentos levam à definição do melhor 
ponto para que possa haver a perfuração do solo, embora ainda não seja possível nesta fase afirmar 
com segurança se há petróleo no subsolo.
Existem dois tipos de bacias petrolíferas: Onshore - Ocorre quando a bacia encontra-se em terra. São 
originadas de antigas bacias sedimentares marinhas; Offshore - Ocorre quando a bacia está na 
plataforma continental ou ao longo da margem continental. A maioria das bacias petrolíferas brasileiras 
encontram-se offshore. A exploração de petróleo onshore é muito reduzida no Brasil, devido ao baixo 
potencial de nossas bacias em terra.
Prospecção - A técnica mais comum de prospecção é o sistema de perfuração rotativo - um sistema 
mecânico altamente eficiente usado no mar e em terra. 
Quando as pesquisas sísmicas e outros dados indicam que pode existir petróleo e/ou gás é realizado um 
furo de teste. 
O equipamento de perfuração é constituído por: Equipamento de elevação, Broca, Tubo de perfuração, 
Equipamento de rotação, Equipamento para extração de lamas, Válvulas de segurança, Fonte de 
energia. 
A torre suporta a broca subindo-a e descendo-a no furo. A broca tem três cones com dentes endurecidos 
para corte. O tubo de perfuração é acrescentado à medida que o furo avança. Um sistema de 
engrenagens faz rodar a broca de perfuração. As lamas são bombeadas para fora do furo para reduzir o 
atrito e a pressão e retirar pedaços de rocha. O sistema de segurança fecha o poço se o petróleo ou gás 
a alta pressão é inflamado. Motores acionam o sistema de elevação, a mesa rotativa e o sistema de 
circulação de lamas. 
A perfuração é uma operação contínua. Um supervisor de perfuração dirige uma equipa de especialistas 
trabalhando por turnos. Os furos são normalmente feitos na vertical, mas podem ser feitos em ângulo. 
Esta técnica, chamada perfuração direcionada, é usada para aumentar a produção. 
À medida que o furo se aproxima do fim, engenheiros, geologistas e gestores têm de decidir se há 
petróleo e gás suficiente para o poço ser concluído ou se deve ser abandonado. 
EXTRAÇÃO E PRODUÇÃO
Perfuração: sondas e plataformas - A perfuração é a uma etapa fundamental de busca do petróleo. 
Ela ocorre em locais previamente determinados pelas pesquisas geológicas e geofísicas. No local com 
maior probabilidade de acúmulo de petróleo e gás natural, é instalada uma sonda formada por uma torre 
metálica e um tubo vertical em cuja extremidade há uma broca. Ela perfura o solo, e o material 
encontrado passa por uma avaliação que estima a capacidade de produção e a profundidade das 
jazidas. Para tanto, perfura-se um poço - o poço pioneiro - mediante o uso de uma sonda (ou Torre de 
Perfuração) que é o equipamento utilizado para perfurar poços. Esse trabalho é feito através de uma 
Torre que sustenta a coluna de perfuração, formada por vários tubos. Na ponta do primeiro tubo 
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encontra-se a broca, que, triturando a rocha, abre o caminho das camadas subterrâneas. Comprovada a 
existência de petróleo, outros poços são perfurados para se avaliar a extensão da jazida. Essa avaliação 
é que vai determinar se é comercialmente viável, ou não, produzir o petróleo descoberto. Caso positivo, 
o número de poços perfurados forma um campo de petróleo - poço de desenvolvimento. Como o tempo 
de vida útil de um campo de petróleo é de cerca de 30 anos, a extração é feita de forma racional para 
que esse período não seja reduzido.
O petróleo é encontrado em equilíbrio com excesso de gás natural (gás associado ou livre), água e 
impurezas, e contém certa quantidade de gás dissolvido (gás em solução) e água emulsionada. A 
quantidade relativa dessas fases determina o tipo de reservatório. A relação entre os volumes de gás 
associado e óleo em um reservatório define a razão gás/óleo, denotada por RGO.
RGO = Produção Volumétrica de Gás Associado / Produção Volumétrica de óleo
O poço é então perfurado e preparado para produção, caracterizando a fase de completação. Em 
reservas terrestres, dependendo das condições físicas do poço, a produção é feita através de 
bombeamento mecânico, injeção de gás ou injeção de água.
Figura 2.3 - Sondas de perfuração
Em reservas marítimas, por sua vez, a produção poderá ser feita em plataformas fixas, plataformas auto-
eleváveis (em águas rasas: aproximadamente 90 m) ou plataformas semi-submersíveis e auxiliadas por 
navios-sonda. Em determinados casos, pode haver integração entre esses métodos e adaptações.
O Brasil domina a tecnologia de perfuração submarina em águas profundas - acima de 400 metros - e 
ultraprofundas - acima de 2.000 metros-, sendo o recorde nacional um poço exploratório perfurado em 
lâmina d'água de 2.853 metros, no mar da Bacia de Campos.
Sondas - As sondas utilizadas na perfuração de poços de petróleo são classificadas de acordo com sua 
utilização como terrestres ou marítimas. 
Se a perfuração ocorrer em terra - conhecida como onshore -, o equipamento utilizado possui brocas que 
giram para romper a rocha, trazendo até a superfície o material extraído do subsolo. 
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As sondas de perfuração terrestres são muito semelhantes. Uma das variáveis é o transporte para 
chegar ao local a ser perfurado: nos de fácil acesso, é feito por estradas, enquanto que nos mais difíceis, 
como, por exemplo, ilhas ou florestas, há a necessidade de embarcações ou helicópteros.
O sistema de perfuração marítima, offshore, segue os mesmos moldes da terrestre, contudo, as sondas 
marítimas diferem entre si por se adequarem às diferentes profundidades em que atuam. Esses 
equipamentos são instalados em plataformas fixas, móveis ou sobre navios. 
Plataformas fixas - São instaladas em campos localizados em lâminas d'água de até 200 metros. Elas 
possuem a vantagem de serem completamente estáveis até nas piores condições do mar. 
Em todo o mundo, essas plataformas utilizam, com maior freqüência, estruturas moduladas de aço - a 
outra opção é o concreto. A instalação dos equipamentos no local de operação é feita com estacas 
cravadas no solo marinho. 
Estes verdadeiros "gigantes de aço" são projetados para receber todos os equipamentos de perfuração, 
estocagem de material, alojamento de pessoal e todas as instalações necessárias para a produção dos 
poços de petróleo. 
Plataformas móveis - Podem ser dos tipos auto-eleváveis, semi-submersíveis, plataformas de pernas 
atirantadas, navios-sonda e plataformas tipo FPSO.
Auto-eleváveis: Plataforma marítima com três ou mais pernas de tamanho variável, que pode ser 
posicionada em locais de diferentes profundidades, em lâminas d'água entre 5 e 130 metros - na zona 
situada entre a praia e o início dos abismos oceânicos.
O sistema é composto por uma balsa de casco chato e largo, triangular ou retangular, que suporta as 
pernas. O transporte da plataforma até o local de perfuração dos poços exploratórios é feito por 
rebocadores ou por propulsão própria. 
Quando chegam ao local, suas pernas são arriadas lentamente, por meio de macacos hidráulicosou 
elétricos, até o fundo do mar. Seu casco fica acima do nível da água, a uma altura segura e fora da ação 
das ondas. 
Semi-submersíveis: plataformas flutuantes constituídas de uma estrutura de um ou mais conveses. O 
apoio é feito por flutuadores submersos que sofrem movimentação devido à ação das ondas, ventos e 
correntezas.
Este tipo de plataforma fica situado na superfície do mar para que sofra menor impacto das condições 
impostas por ele. Além disso, possui um sistema de ancoragem ou de posicionamento dinâmico. 
Ancoragem: esse sistema restaura o posicionamento original pela ação de 8 a 12 âncoras e cabos (e/ou 
correntes) fixados no fundo do mar e que funcionam como molas, produzindo esforço capaz de reagir ao 
efeito das ondas, ventos ou correntezas. 
Posicionamento dinâmico: as plataformas que utilizam esse sistema não possuem ligação física com o 
fundo do mar, exceto pelos equipamentos de perfuração.
Elas possuem sensores acústicos que identificam a deriva. A restauração da sua posição flutuante é 
feita por propulsores presentes no seu casco, acionados por computador. 
A profundidade de operação das plataformas que apresentam sistema de ancoragem é limitada, 
enquanto que as que utilizam o posicionamento dinâmico podem perfurar em águas de cerca de 500 
metros de profundidade.
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Plataforma de pernas atirantadas: unidades flutuantes que possuem estrutura semelhante à da 
plataforma semi-submersível. A diferença entre elas ocorre no sistema de ancoragem no fundo do mar.
A ancoragem é feita por meio de estruturas tubulares, com tendões fixos no fundo do mar por estacas e 
mantidos esticados pelo excesso de flutuação da plataforma. Esse sistema proporciona uma maior 
estabilidade da plataforma porque diminui drasticamente os seus movimentos. Com isso, as operações 
de perfuração e produção se assemelham às executadas em plataformas fixas. 
Navios-sonda - São navios projetados para explorar poços submarinos situados em águas muito 
profundas. Eles possuem uma abertura no centro do casco por onde passa a coluna de perfuração.
Da mesma forma que as plataformas semi-submersíveis, os navios mais modernos são equipados com 
sistemas de posicionamento dinâmico. Por meio de sensores acústicos, propulsores e computadores, 
são anulados os efeitos do vento, ondas e correntezas, que geralmente deslocam o navio de sua 
posição. A utilização dos navios-sonda em perfurações proporciona algumas vantagens em relação aos 
outros tipos de plataformas: grande capacidade de estocagem, perfuração de poços em qualquer 
profundidade e operação sem a necessidade de barcos de apoio ou de serviços. 
Plataformas tipo FPSO - Os FPSOs (Floating, Production, Storage and Offloading) são navios com 
capacidade para processar e armazenar o petróleo, e prover a transferência do petróleo e/ou gás 
natural. No convés do navio, é instalada uma planta de processo para separar e tratar os fluidos 
produzidos pelos poços. Depois de separado da água e do gás, o petróleo é armazenado nos tanques 
do próprio navio, sendo transferido para um navio aliviador de tempos em tempos.
O navio aliviador é um petroleiro que atraca na popa da FPSO para receber petróleo que foi armazenado 
em seus tanques e transportá-lo para terra. O gás comprimido é enviado para terra através de gasodutos 
e/ou reinjetado no reservatório. Os maiores FPSOs têm sua capacidade de processo em torno de 200 
mil barris de petróleo por dia, com produção associada de gás de aproximadamente 2 milhões de metros 
cúbicos por dia.
 
Figura 2.4 – Produção de petróleo onshore e offshore, respectivamente
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http://images.google.com.br/imgres?imgurl=http://www.nbmg.unr.edu/slides/oil/1.jpg&imgrefurl=http://ambientalistas.blogspot.com/2004/08/energias-renovveis-mais-baratas-que-o.html&usg=__Ee0Ov1Jf6wcNNcZ0YimZygqmMUk=&h=983&w=1500&sz=393&hl=pt-BR&start=16&um=1&tbnid=Nf-Bz-MYSnAcWM:&tbnh=98&tbnw=150&prev=/images%3Fq%3DPETROLEO%26hl%3Dpt-BR%26sa%3DN%26um%3D1
http://images.google.com.br/imgres?imgurl=http://www.core-rn.org.br/newsite/images/stories/noticias/foto1.jpg&imgrefurl=http://www.core-rn.org.br/newsite/index.php&usg=__xXXdWAeSqcFrF8Ngz1CaJy8QW6o=&h=328&w=346&sz=32&hl=pt-BR&start=2&um=1&tbnid=f17N0-mhCShTBM:&tbnh=114&tbnw=120&prev=/images%3Fq%3DPETROLEO%26hl%3Dpt-BR%26sa%3DN%26um%3D1
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Operacionalização - Revelando-se comercial, é desenvolvido um plano para obter a maior produção ao 
mais baixo custo e começa a fase da produção naquele campo. A fase de extração do petróleo começa 
após a avaliação da extensão da jazida. Em cada poço é introduzida uma tubulação de aço na superfície 
até o fundo, chamada de revestimento. 
O espaço entre as rochas perfuradas e o revestimento é preenchido com cimento para impedir a 
comunicação entre as várias zonas porosas que foram atravessadas pelo poço. O passo seguinte é 
descer o canhão pelo interior da tubulação de aço. Essa ferramenta perfura o revestimento e o cimento 
criando uma comunicação entre a jazida e o interior do poço.
Os fluidos que migram da rocha geradora são extraídos através de uma coluna de produção - tubulação 
de menor diâmetro introduzida no revestimento, enquanto que o controle da vazão espontânea desses 
fluidos é realizado pela árvore de natal - nome dado ao equipamento composto por um conjunto de 
válvulas instalado na superfície do poço. 
Nos poços surgentes, o óleo chega à superfície espontaneamente, impelido pela pressão interna dos 
gases, em outros, como a pressão interna é reduzida, são necessários processos mecânicos que 
suprem a pressão dos gases no reservatório, isto é, eles elevam artificialmente a pressão interna dos 
gases. Água, gás, químicos e vapor podem ser usados para aumentar os índices de recuperação. 
Quando o óleo não consegue ser extraído dos poços pelos processos naturais (surgência) e artificiais 
(elevação artificial), é utilizada a recuperação secundária, cujo objetivo é também maximizar o volume de 
petróleo a ser produzido e extraído das jazidas. Os mais utilizados na indústria de petróleo são: bombeio 
mecânico, bombeio por cavidades progressivas, bombeio centrífugo submerso, bombeio hidráulico e 
elevação pneumática ou gás-lift. A recuperação secundária pode ser realizada por técnicas tradicionais 
que são a injeção de água (ou de gás) ou através de técnicas mais sofisticadas, como por exemplo, a 
injeção de gás carbônico e de polímeros, entre outras.
Ao se descobrir petróleo, pode-se encontrar também gás natural. Isso acontece, principalmente nas 
bacias sedimentares brasileiras, na qual o gás aparece dissolvido no petróleo. Este duplo achado recebe 
o nome de gás associado ao petróleo. 
Os trabalhos em mar seguem os mesmos critérios aplicados em terra, mas utilizam equipamentos 
especiais de perfuração e produção: as Plataformas e os Navios-Sonda. 
O petróleo e o gás descobertos não são totalmente produzidos. Boa parte deles fica em disponibilidade 
para futuras produções, em determinado momento. São chamadas Reservas de Petróleo e de Gás. A 
Estação de Produção separa o petróleo, o gás e a água e trata-os para o transporte e refinação. 
O petróleo bruto e o gás natural podem conter impurezas, tais como, sulfeto de hidrogênio ou dióxido de 
carbono. Se estes estiverem presentes o petróleo e o gás são designados por "sour", de outro modo 
serão "sweet". Petróleo, gás e água podem surgir do mesmo poço com areia ou outro material sólido. 
Campos distintos requerem diferentes métodos de separação, transporte e processamento.No offshore, o petróleo e o gás são extraídos de poços para plataformas. Vários poços podem alimentar 
uma única plataforma. Nas plataformas, é feita uma separação inicial de gás, condensado (um tipo de 
petróleo leve) e petróleo. A dimensão das plataformas varia muito com o tamanho do campo, com as 
operações realizadas na plataforma e com a distância a terra. O gás e o condensado são muitas vezes 
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conduzidos para terra por tubagens no fundo do mar, para posterior processamento. O petróleo pode 
também ser bombeado para terra ou em alguns casos pode ser armazenado em depósitos flutuantes e 
instalações de descarga (FPSO). Um petroleiro transporta então o petróleo para os mercados 
internacionais. 
Dos campos de produção, seja em terra ou mar, o petróleo e o gás seguem para o parque de 
armazenamento, onde ficam estocados. Este parque é uma grande área na qual se encontram 
instalados diversos tanques que se interligam por meio de tubulações. 
O petróleo extraído vai para os separadores, de onde é retirado o gás natural. O óleo restante passa por 
um tratamento e vai para o transporte.
TRANSPORTE
Pelo fato dos campos petrolíferos não serem localizados, necessariamente, próximos dos terminais e 
refinarias de óleo e gás, é necessário o transporte da produção. 
O petróleo que é extraído dos poços, na terra ou no mar, é transportado através de caminhões, vagões, 
ou tubulações (oleodutos e gasodutos) ou navios petroleiros até os terminais marítimos - um porto 
especial para carga e descarga. 
Outra etapa do processo é levar esse petróleo dos terminais até as refinarias, onde será processado e 
dará origem a gasolina, diesel, gás, óleo combustível, lubrificantes, asfalto entre outros derivados. 
No transporte marítimo, os navios-tanque carregam cargas comumente classificadas como “escuras” 
(óleo cru, combustível ou diesel) ou “claras” (consistindo em produtos já bastante refinados, como 
gasolina de aviação).
Em produção marítima, os oleodutos têm por função básica o transporte do óleo bruto dos campos de 
produção para os terminais marítimos, e então destes para as refinarias. 
Em produção terrestre, o transporte é feito dos campos de produção direto para as refinarias.
Os oleodutos são também empregados para enviar alguns importantes produtos finais das refinarias 
para os centros consumidores.
Oleodutos e Gasodutos são sistemas que transportam, respectivamente, o óleo e o gás, por meio de 
dutos (tubos) subterrâneos. Navios Petroleiros transportam gases, petróleo e seus derivados e produtos 
químicos. 
Terminais Marítimos são instalações portuárias para a transferência da carga dos navios para a terra e 
vice-versa. 
Instalados estrategicamente em diversos pontos do País, a Petrobras dispõe, de 8 Terminais, uma rede 
de dutos e uma ampla frota de Navios Petroleiros. 
REFINO 
Apesar da separação da água, óleo, gás e sólidos produzidos, ocorrer em estações ou na própria 
unidade de produção, é necessário o processamento e refino da mistura de hidrocarbonetos 
provenientes da rocha reservatório, para a obtenção dos componentes que serão utilizados nas mais 
diversas aplicações (combustíveis, lubrificantes, plásticos, fertilizantes, medicamentos, tintas, tecidos, 
etc.). 
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Figura 2.5 - Vista de instalações industriais de uma refinaria de petróleo
O óleo cru extraído do poço não tem aplicação direta. A sua utilização ocorre por meio de seus 
derivados. Para que isso ocorra, o petróleo é fracionado em seus diversos componentes através do 
refino ou destilação fracionada.
O refino do petróleo compreende uma série de operações físicas e químicas interligadas entre si que 
garantem o aproveitamento pleno de seu potencial energético através da geração dos cortes, ou 
produtos fracionados derivados, de composição e propriedades físico-químicas determinadas.
Refinar petróleo é, portanto, separar suas frações e processá-las, transformando-o em produtos de 
grande utilidade.
Este processo aproveita os diferentes pontos de ebulição das substâncias que compõem o petróleo, 
separando-as e convertendo em produtos finais. 
Os derivados mais conhecidos são: gás liquefeito (GLP) ou gás de cozinha, gasolinas, naftas, óleo 
diesel, querosenes de aviação e de iluminação, óleos combustíveis, asfaltos, lubrificantes, combustíveis 
marítimos, solventes, parafinas, coque de petróleo. 
As parcelas de cada produto obtido no refino dependem de uma série de variáveis: da qualidade do 
petróleo que está sendo processado e da estrutura da refinaria - sua complexidade, unidades e mercado 
em que atua.
Qualidade do petróleo - Conhecer a qualidade do petróleo que vai ser destilado é imprescindível para 
os processos de refino, porque, dependendo da sua composição química e do seu aspecto, serão 
produzidos tipos distintos de derivados em proporções diferentes.
Petróleo mais leve produz maior volume de gasolina, GLP e naftas (produtos leves); qualidades mais 
pesadas produzem mais óleos combustíveis e asfaltos; tipos com densidade intermediária produzem 
derivados médios, como o óleo diesel e o querosene, por exemplo.
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Para se analisar a qualidade deve-se levar em conta alguns aspectos: o tipo de solo de onde o petróleo 
foi extraído e a natureza da matéria orgânica que lhe deu origem são fatores determinantes na variação 
da composição química, densidade e coloração do petróleo. 
O processamento do petróleo mais pesado, como o encontrado no Brasil, requer uma capacidade maior 
das unidades para converter as frações em combustíveis nobres.
Os produtos finais das refinarias são finalmente encaminhados às distribuidoras, que os comercializarão 
em sua forma original ou aditivada.
Na instalação de uma refinaria, diversos fatores técnicos são obedecidos, destacando-se sua 
localização, as necessidades de um mercado e o tipo de petróleo a ser processado. A refinaria pode, por 
exemplo, estar próxima a uma região onde haja grande consumo de derivados e/ou próxima a áreas 
produtoras de petróleo.
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.
A seqüência 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.
Os objetivos básicos de uma refinaria de petróleo são:
Produção de combustíveis e matérias-primas petroquímicas;
Produção de lubrificantes básicos e parafinas.
Em função da maior necessidade de obtenção de frações que originem GLP, gasolina, diesel, 
querosene, óleo combustível e correlatos, na maior parte dos casos encontram-se refinarias que se 
dedicam primordialmente ao primeiro