Submitted by Elizabete Silva (elizabete.silva@ufes.br) on 2015-01-16T17:36:41Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Dissertacao. Vinicius Mansur.pdf: 6740458 bytes, checksum: e8eafab94189779a79691a71dd325fe4 (MD5) / Approved for entry into archive by Elizabete Silva (elizabete.silva@ufes.br) on 2015-02-26T18:19:28Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Dissertacao. Vinicius Mansur.pdf: 6740458 bytes, checksum: e8eafab94189779a79691a71dd325fe4 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-02-26T18:19:28Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Dissertacao. Vinicius Mansur.pdf: 6740458 bytes, checksum: e8eafab94189779a79691a71dd325fe4 (MD5) Previous issue date: 2014 / Os danos causados pelos processos corrosivos em equipamentos presentes nas refinarias de petróleo, durante as destilações, foram descritos inicialmente em 1920. Inúmeras são as referências reportando estudos de processos corrosivos envolvendo tanto os ácidos naftênicos como os compostos sulfurados; em contrapartida, raras são as fontes de estudo envolvendo simultaneamente ambos. Neste trabalho, escolheram-se dois tipos de óleos: um óleo A - com alto teor de enxofre e um petróleo B com elevada acidez. Fez-se então um blend 50/50 em volume obtendo assim o óleo C para verificar a influência tanto da acidez quanto dos teores de enxofre nos processos corrosivos pelos cortes destes óleos. Após a destilação das três amostras, os derivados obtidos foram caracterizados e submetidos aos testes laboratoriais de corrosão. Os cortes do petróleo A apresentaram teores de enxofre e taxas de corrosão crescentes em função do aumento da temperatura final dos derivados, apresentando uma corrosão máxima de 1,66 mm/ano e produtos de corrosão como troilita (FeS) e pirrota (Fe1-xS). As frações de B apresentaram altos valores de NAT na faixa de temperatura de 220-400 °C, enquanto as taxas de corrosão foram de 0,83 mm/ano para esta faixa de temperatura; os produtos de corrosão encontrados foram o óxido de ferro (Fe2O3) e goetite (α-FeOOH). Por fim, os derivados do blend C, apresentaram propriedades intermediárias aos cortes anteriores o que corroborou para taxas de corrosão menores de 0,50 mm/ano até uma temperatura de 300 °C, expondo assim, a eficiência em utilizar a técnica de misturas de petróleos para o refino. / The damage caused by corrosive equipment present in oil refineries, during distillation processes, were first described in 1920. In the literature, extensive references are reporting studies of corrosive processes involving both naphthenic acids such as sulfur compounds, however, very few sources of study involving simultaneously these both. In this study, we chose two types of oils: The oil “A” - high in sulfur; and oil “B” with high acidity. Then there was made a blend 50/50 by volume so getting the oil “C” in order to check the influence of both acidity as the sulfur in the corrosion process by cutting these oils. After distillation of the three samples, the derivatives were characterized and subjected to laboratory corrosion tests. The cuts of “A” oil showed levels of sulfur and corrosion rates increased in relation to the final temperature of derivatives, it was presented a maximum carrion rate of 1,66 mm/year and corrosion products such as troilite (FeS) and pyrrhotite (Fe1-xS). Fractions of “B” showed high values of TAN in a temperature range of 220-400 °C and corrosion rates were 0,83 mm/year for this range of temperature; the corrosion products found were iron oxide (Fe2O3) and goetite (α-FeOOH). Finally, derivatives of blend “C” had properties intermediaries which corroborating to the cuts of this oil presented rates less than 0,50 mm/year up to temperature of 300 °C, thus exposing the efficiency in utilizing the technique of mixtures of oils for refining.