( PDF ) Evolução do refino de petróleo no Brasil

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UNIVERSIDADE DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO DE QUÍMICA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

EVOLUÇÃO DO REFINO DE PETRÓLEO NO BRASIL

Juarez Barbosa Perissé

Orientadores:

Prof. Dr. Márcio Luís Lyra Paredes

Prof. Dr. Marco Antonio Farah

Rio de Janeiro, Agosto / 2007

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UNIVERSIDADE DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO DE QUÍMICA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

Evolução do Refino de Petróleo no Brasil

Juarez Barbosa Perissé

Dissertação submetida ao corpo docente do Programa de Pós-graduação em Engenharia Química

do Instituto de Química da Universidade do Estado do Rio de Janeiro como requisito final para a

obtenção do Diploma de Mestre em Ciências em Engenharia Química.

BANCA EXAMINADORA

______________________________________________________

Prof. Márcio Luís Lyra Paredes, Ph.D.

______________________________________________________

Prof. Marco Antonio Farah, D.Sc.

______________________________________________________

Profa. Fátima Maria Zanon Zotin, D.Sc.

______________________________________________________

Profa. Maria Adelina Santos Araújo, D.Sc.

______________________________________________________

Prof. Lincoln Fernando Lautenschlager Moro, D.Sc

Rio de Janeiro, RJ – Brasil

Agosto/2007

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CXXX Perissé, Juarez Barbosa

Evolução do Refino de Petróleo no Brasil /

Juarez Barbosa

Perissé- 2007

Xviii, 158 f.

Orientadores: Márcio Luís Lyra Paredes. Marco Antonio Farah

Dissertação (mestrado) –

Universidade do Estado do Rio de

Janeiro, Instituto de Química, Programa de Pós-

graduação em

Engenharia Química

1. Refino de Petróleo – Teses. 2. Petróleo -

Teses. 3. Refino. I.

Paredes, Márcio Luís Lyra. Farah, Marco Antonio. II. Universidade

do Estado do Rio de Janeiro, Instituto de Química, Programa de

Pós-graduação em Engenharia Química. III. Título

CDU XXX.YY

“Sê humilde para evitar o orgulho, mas voa alto para alcançar a sabedoria”

Santo Agostinho

Agradecimentos

A Deus, Pai Magnânimo, pela oportunidade maravilhosa da reencarnação, de

sucessivamente experimentar situações que permitem ao Espírito evoluir, adquirindo passo

a passo, por seu próprio mérito, a capacidade de construir o Céu dentro de si.

A minha família, por ter permitido me dividir com mais uma tarefa, sem cobranças,

apoiando a cada passo. A presença da Maísa, Talitha, Julianne e Pedro no cotidiano de

minha vida me mostra repetidamente quanto sou amado por Deus.

Aos meus pais e irmão pela influência decisiva na minha formação.

Aos meus orientadores Márcio Paredes e Marco Antonio Farah pela presença amiga, pela

solidariedade, pelas inúmeras sugestões que me auxiliaram na consolidação do trabalho.

À PETROBRAS, pelo apoio que nunca faltou. À REDUC, minha grande escola de

aprendizado, que me permitiu aprender muito mais do que Engenharia de Processamento.

Na refinaria, no convívio diário com tantas pessoas, aprendi que todos podemos nos ensinar

uns aos outros, desde o mais humilde dos trabalhadores.

Menção especial ao incentivo para iniciar o Mestrado dado pelo meu amigo e atual gerente

Maucir de Almeida.

A todos os meus amigos do Mestrado que contribuíram muito para que as tardes e, algumas

manhãs, também, se tornassem mais agradáveis.

A todos os Professores do Programa de Mestrado em Engenharia Química pelas aulas que

me permitiram recordar conceitos de anos atrás, além de me trazer muitos outros novos.

Aos inúmeros colegas da PETROBRAS pelas valiosas informações e sugestões que

resultaram numa melhoria do presente trabalho, enriquecendo tanto o histórico quanto as

proposições para o futuro do refino.

Enfim, à Vida...

Resumo da Tese apresentada à PPGEQ/UERJ como parte dos requisitos necessários para a

obtenção do grau de Mestre em Ciências (M. Sc.)

EVOLUÇÃO DO REFINO DE PETRÓLEO NO BRASIL

Juarez Barbosa Perissé

Agosto/2007

Orientadores: Márcio Luís Lyra Paredes

Marco Antonio Farah

Programa: Engenharia Química

Este trabalho tem por objetivo apresentar a evolução da indústria do refino de petróleo no

Brasil desde suas origens, sua evolução ao longo dos anos, explicitando as mudanças no perfil de

produção, na matéria prima processada e na complexidade das nossas refinarias. Busca, também,

apresentar os próximos passos para o refino de petróleo nacional, seus desafios face a produção

de petróleos pesados e ácidos, bem como os impactos provocados pela necessidade de produção

de derivados com especificações cada vez mais restritivas e com menor impacto ambiental.

Optou-se pelo hidrorrefino como o primeiro grande passo para os próximos anos concluindo-se

que unidades para o hidrotratamento de correntes intermediárias ou mesmo produto final

assumirão um papel fundamental nos futuros esquemas de refino. Outra vertente importante

analisada foi a necessidade de aumento de conversão, ressaltando-se que o caminho hoje

escolhido de implantação de Unidades de Coqueamento Retardado se esgota no início da próxima

década abrindo caminho para a tecnologia de hidroconversão de resíduo. Com relação à

qualidade da gasolina e do óleo diesel foi apresentada uma proposta de esquema de refino para

permitir o atendimento de especificações mais rígidas.

Abstract of Thesis presented to PPGEQ/UERJ as a partial fulfillment of the requirements for the

degree of Master of Science (M.Sc.)

CRUDE OIL REFINING EVOLUTION IN BRAZIL

Juarez Barbosa Perissé

August/2007

Advisors: Márcio Luís Lyra Paredes

Marco Antonio Farah

Department: Chemical Engineering

This thesis aims to present the oil refining industry in Brazil since its origin, its evolution

along the years, showing the changes in the production profile, in the crude oils processed and in

the complexity of our refineries. Tries, additionally, to present the next steps for the national oil

refining industry, its challenges facing the acid and heavy crude oil production, besides the

impacts coming from the necessity of producing derivatives with stricter specifications and

reduced environmental impact. Hydro-refining is showed to be the option for the next years, once

intermediary and final products hydro-treating will assume a fundamental role on future refining

scheme. Another important issue analyzed was the increased conversion necessity, highlighting

that the current solution adopted which is the delayed coking units reaches its deadline in the

beginning of the next decade, opening the door for residuum hydro-conversion technology.

Related to gasoline and diesel oil quality, a refining configuration proposal was presented in

order to achieve tighter specifications.

Sumário

1 – Introdução

1.1 – Objetivo do Trabalho

2 - Metodologia

3 - História do Refino no Brasil

3.1- Fases da indústria do refino no Brasil

3.1.1 – Fase inicial da indústria do refino no Brasil

3.1.2 – Gestão do CNP

3.1.3 – Monopólio da Petrobras

3.1.4 – Abertura do Mercado

3.2- História das Refinarias no Brasil

3.2.1 – A Refinaria Nacional de Petróleo: a RLAM

3.2.2 – A Primeira Refinaria de Porte: a RPBC

3.2.3 – A Primeira Refinaria construída pela Petrobras: a REDUC

3.2.4 - Os projetos da década de 60: REGAP e REFAP

3.2.5 – As Aquisições da RECAP e da REMAN

3.2.6 – A Gigante REPLAN

3.2.7 – As mais recentes: REPAR e REVAP

3.2.8 – As Particulares: Ipiranga e Manguinhos

3.2.9 – A Especial: LUBNOR

3.3 - Conclusão

4 – Indicadores de Evolução do Refino Brasileiro

4.1 – Capacidade de Refino

4.2 – Petróleos Processados

4.2.1 – Preço para os petróleos

4.3 – Especificação dos derivados

4.4 – Complexidade

4.5 – Reflexão

5 – Refino Futuro

5.1 – Bases para definição do Refino Futuro

5.1.1 – Matéria Prima

5.1.1.1 – Acidez Naftênica

5.1.1.2 – Baixo Grau API

5.1.1.3 – Teor de Nitrogênio

5.1.1.4 – Premissas de qualidade de petróleo a serem adotadas

5.1.2 – Mercado

5.1.2.1 – Premissas de mercado a serem adotadas

5.1.3 - O Impacto Ambiental

5.2 – Metodologia utilizada

5.2.1 – Exemplo da Aplicação da Metodologia

5.2.2 – Adequação do perfil de produção

5.2.3 – Produção futura de gasolina

5.2.4 – Produção futura de óleo diesel

5.2.5 – Refinarias do Nordeste e Premium

6 – Conclusões

7 – Recomendações

8 – Apêndice I: Processos de Refino

9 - Referências Bibliográficas

Lista de Figuras

Figura 3.1 - Refinarias Petrobras

Figura 3.2 - Linha do Tempo: Fase Inicial

Figura 3.3 - Linha do Tempo: Gestão CNP

Figura 3.4 - Refinarias em operação no Brasil e seu ano de entrada em operação

Figura 3.5 - Linha do Tempo: Monopólio Estatal

Figura 3.6 - Linha do Tempo: Abertura de Mercado

Figura 3.7 – Presidente Getúlio Vargas em visita a RPBC

Figura 3.8 – RPBC em 1956

Figura 3.9 – Diagrama de Blocos do Esquema de Produção de Lubrificantes e Parafinas

Figura 3.10 – Localização da região de Pucallpa – Peru

Figura 3.11 – Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo e Unidade de Craqueamento

Catalítico

Figura 3.12 – Unidade de Hidrotratamento de Instáveis e Unidade de Coqueamento Retardado

Figura 3.13 – Configuração atual da REPAR

Figura 3.14 – Configuração atual da REVAP

Figura 3.15 – ULUB – Unidade de Produção de Lubrificantes Naftênicos

Figura 4.1 – Relação entre a Capacidade de Refino e o Mercado Total Brasil

Figura 4.2 – Evolução da Capacidade de Refino Brasileira

Figura 4.3 – Exportação de Óleo Combustível

Figura 4.4 – ºAPI médio do Petróleo Processado no Brasil

Figura 4.5 – Percentual do Petróleo Nacional Processado no Brasil

Figura 4.6 – Spread para Petróleos Nacionais (US$/bbl com Brent a 60 US$/bbl)

Figura 4.7 – Produtos de Petróleo

Figura 4.8 – Consumo de gasolina e emissões de SO

no Brasil

Figura 4.9 – Índice de Complexidade em janeiro de 2006 do refino em alguns países

Figura 4.10 – Evolução do Índice de Complexidade

Figura 4.11 – Evolução da CED em mil b/d

Figura 4.12 – Evolução da CONV

Figura 4.13 – Evolução da HDR no Brasil

Figura 5.1 – Projeção da Participação das Fontes de Energia Primária no Mundo em 2030

Figura 5.2 – Projeção da Participação das Fontes de Energia Primária no Mundo em 2030

Figura 5.3 – Consumo Energético Brasileiro em 2005

Figura 5.4 – Comparação Acidez Naftênica em mg KOH/g do destilado

Figura 5.5 – Rotas Alternativas para Redução da Acidez de Petróleos

Figura 5.6 – Projeção da Produção de Petróleo no Brasil

Figura 5.7 – Evolução do mercado brasileiro

Figura 5.8 – Sistema de Biofiltragem

Figura 5.9 – Evolução da Capacidade total das Unidades de Conversão em relação a Capacidade

de Destilação e Redução do

API do petróleo processado

Figura 5.10 – Evolução da Capacidade total de Unidades de Coqueamento Retardado em relação

a capacidade de destilação

Figura 5.11 – Alternativas Tecnológicas de Hidrocraqueamento

Figura 5.12 – Correntes utilizadas para a produção de gasolina em possível configuração

Figura 5.13 - Evolução da capacidade de hidrorrefino em relação à capacidade de destilação, do

parque de refino nacional.

Figura 5.14 - Implementação de unidades de hidroconversão (HCC) no parque de refino nacional.

Figura 5.15 – Diagrama de Blocos da Refinaria do Nordeste

Figura 5.16 – Esquema de Refino para atender cenário 2020

Figura 5.17 – Produção de uma Refinaria Premium

Apêndice

Figura 1 - Diagrama de Blocos de uma Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo

Figura 2 – Unidade de Destilação Atmosférica da REMAN (U-2111)

Figura 3 - Diagrama Esquemático de Unidade de Destilação a Vácuo

Figura 4 – Unidade de Desasfaltação a Solvente REDUC (U-1790)

Figura 5 - Diagrama Esquemático de Unidade de Desasfaltação

Figura 6 - Diagrama Esquemático de Unidade de Desaromatização a Furfural

Figura 7 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Desoleificação

Figura 8 - Unidade de Craqueamento Catalítico REPAR

Figura 9 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Craqueamento Catalítico

Figura 10 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Coqueamento Retardado

Figura 11 - Unidade de Coqueamento Retardado REGAP

Figura 12 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Reforma Catalítica

Figura 13 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Craqueamento Térmico

Figura 14 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Viscorredução

Figura 15 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Hidrocraqueamento

Figura 16 - Unidade de Hidrotratamento de Instáveis RPBC

Figura 17 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Hidrotratamento

Figura 18 - Diagrama Esquemático de uma Unidade Bender

Figura 19 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Tratamento Cáustico

Figura 20 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Tratamento DEA

Figura 21 – Esquema de Refino da RECAP

Figura 22 – Esquema de Refino da RPBC

Lista de Tabelas

Tabela 3.1 - Situação do Parque de Refino Brasileiro em 1965

Tabela 3.2 - Atendimento ao Mercado (jan-set/1964)

Tabela 3.3 – Situação do Parque de Refino Brasileiro em 1954

Tabela 3.4 – Capacidade de Produção Inicial da RPBC

Tabela 3.5 – Qualidade do Petróleo

Tabela 3.6 – Percentual de Refino 1955-1965

Tabela 3.7 – Configuração inicial da Refinaria Duque de Caxias

Tabela 3.8 – Unidades que compõem os Conjuntos de Lubrificantes e Parafinas

Tabela 3.9 – Novas Unidades da REDUC após 1990

Tabela 3.10 – Futuras Unidades da REDUC

Tabela 3.11 – Configuração inicial da REGAP e da REFAP

Tabela 3.12 – Evolução da REGAP 1982-1983

Tabela 3.13 – Projeto de Modernização da REFAP : 2002-2006

Tabela 3.14 – Outorgas concedidas pelo CNP para construção de refinarias

Tabela 3.15 - Refinaria de Manaus (atual REMAN)

Tabela 3.16 - Refinaria União (atual RECAP)

Tabela 3.17 – Configuração inicial da REPLAN

Tabela 3.18 – Configuração da REPLAN 1974-1981

Tabela 3.19 – Configuração da REPLAN 1981-1992

Tabela 3.20 – Configuração atual da REPLAN

Tabela 3.21 – Novos Projetos da REPLAN

Tabela 3.22 – Configuração inicial da REPAR

Tabela 3.23 – Configuração atual da REPAR

Tabela 3.24 – Configuração inicial da REVAP

Tabela 3.25 – Capacidade atual em m

/d da Refinaria de Manguinhos e Ipiranga

Tabela 4.1 – Capacidade de Refino em janeiro de 2006

Tabela 4.2 – Maiores refinarias do mundo em capacidade de processamento

Tabela 4.3 – ºAPI Médio da Base de Projeto das Unidades de Destilação e ºAPI Médio em 2005

Tabela 4.4 – Petróleos Processados no BRASIL

Tabela 4.5 – Características dos Petróleos de Referência

Tabela 4.6 – Propriedade de Petróleos Nacionais

Tabela 4.7 – Teor de Nitrogênio de Petróleos Nacionais e os de Referência

Tabela 4.8 – Evolução da especificação do óleo diesel em termos de teor de enxofre máximo (%

massa/massa), densidade e índice de cetano de 1955 a 1989, de acordo com as resoluções do

Conselho Nacional do Petróleo-CNP

Tabela 4.9 – Evolução da especificação do óleo diesel metropolitano de acordo com as resoluções

do Departamento Nacional de Combustíveis e de acordo com a Agência Nacional de Petróleo

Tabela 4.10 – Evolução da especificação do óleo diesel regular de acordo com as resoluções do

Departamento Nacional de Combustíveis e de acordo com a Agência Nacional de Petróleo

Tabela 4.11 – Comparação do Número de Cetano

Tabela 4.12 – Evolução da especificação da gasolina C, em termos de teor de enxofre (% m/m)

de acordo com as resoluções do Conselho Nacional do Petróleo e Agência Nacional de Petróleo

Tabela 4.13 – Evolução da especificação da gasolina C, em termos de teor de benzeno,

aromáticos e olefinas (% v/v) de acordo com as resoluções da Agência Nacional de Petróleo

Tabela 4.14 – Fatores de Complexidade

Tabela 4.15 – Cálculo do Índice de Complexidade

Tabela 4.16 – Relação Capacidade de Hidrorrefino (HDR) e Capacidade de Conversão (CONV)

Tabela 5.1 – Evolução dos Esquemas de Refino para 2020

Tabela 5.2 – Evolução dos Esquemas de Refino até 2020

Tabela 5.3 – Acidez Naftênica expressa em mg KOH/g

Tabela 5.4 –

API de Novas Descobertas

Tabela 5.5 – Premissas de petróleo para planejamento do parque de refino brasileiro

Tabela 5.6 – Proposta de evolução da especificação do óleo diesel no Brasil

Tabela 5.7 – Proposta de evolução da especificação do óleo diesel no Brasil

Tabela 5.8 – Proposta de evolução da especificação da gasolina no Brasil

Tabela 5.9 – Premissas de mercado para planejamento do parque de refino brasileiro

Tabela 5.10 – Rendimentos do Petróleo Golfinho na Destilação Atmosférica

Tabela 5.11 – Rendimentos do RAT Golfinho no Craqueamento Catalítico

Tabela 5.12 – Consumo de Hidrogênio Estimado

Tabela 5.13 – Qualidade das Correntes no “Pool” de Óleo Diesel

Tabela 5.14 – Evolução do Índice de Complexidade

Tabela 5.15 – Qualidade das Correntes no “Pool” de Gasolina

Tabela 5.16 – Indicadores de Complexidade

Tabela 6.1 – Características das futuras configurações das refinarias

Apêndice

Tabela 1 – Condições operacionais típicas HCC e MHC

Tabela 2 – Capacidade de Geração de Hidrogênio em operação

Lista de Abreviaturas

ºAPI: escala idealizada pelo American Petroleum Institute - API, juntamente com a National

Bureau of Standards, utilizada para medir a densidade relativa de líquidos.

ASFOR: Fábrica de Asfaltos de Fortaleza, localizada no município de Fortaleza no estado do

Ceará – atual LUBNOR

Bunker: também conhecido como marine fuel, é um óleo combustível para navios em geral,

podendo ser, em alguns casos, misturado ao óleo diesel em proporções variadas.

Condensado: frações líquidas do gás natural obtidas no processo de separação normal de campo,

mantidas na fase líquida nas condições de pressão e temperatura de separação.

FCC – Fluid Catalytic Cracking (Craqueamento Catalítico)

Gasolina A: gasolina sem a adição de álcool etílico.

Gasolina C: gasolina constituída de uma mistura de gasolina A e álcool etílico anidro

combustível.

GLP (Gás Liqüefeito de Petróleo): mistura de hidrocarbonetos líquidos obtidos do gás natural

através do processamento de gás natural nas UPGNs, ou em processo convencional nas refinarias

de petróleo. Conhecido como gás de cozinha, composto de propano e butano.

LCO (Óleo Leve de Reciclo): corrente produzida no FCC (craqueador catalítico em leito

fluidizado), podendo ser utilizada na diluição de óleo combustível, para diminuir sua viscosidade,

ou como óleo diesel, após hidrotratamento.

LUBNOR: Fábrica de Lubrificantes do Nordeste, localizada no município de Fortaleza no estado

do Ceará – antiga ASFOR

MHC – Mild Hydrocracking (Hidrocraqueamento Moderado)

MTBE: É um éter adicionado à gasolina para aumentar a octanagem, tal como o álcool etílico. O

éter metil-terc-butílico é conhecido pela sigla em inglês MTBE. Esta adição não é permitida no

Brasil.

RAT – Resíduo Atmosférico

RECAP: Refinaria de Capuava, localizada no município de Capuava no estado de São Paulo –

antiga Refinaria União

REDUC: Refinaria Duque de Caxias, localizada no município de Duque de Caxias no estado do

Rio de Janeiro

REFAP: Refinaria Alberto Pasqualini, localizada no município de Canoas no estado do Rio

Grande do Sul

REGAP: Refinaria Gabriel Passos, localizada no município de Betim no estado de Minas Gerais

REMAN: Refinaria Isaac Sabbá, localizada no município de Manaus no estado do Amazonas

REPAR: Refinaria Araucária, localizada no município de São José dos Pinhais no estado do

Paraná

REPLAN: Refinaria do Planalto, localizada no município de Paulínia no estado de São Paulo

REVAP: Refinaria do Vale do Paraíba, localizada no município de São José dos Campos no

estado de São Paulo

RLAM: Refinaria Landulpho Alves - Mataripe, localizada no município de Mataripe no estado da

Bahia

RPBC: Refinaria Presidente Bernardes - Cubatão, localizada no município de Cubatão no estado

de São Paulo

RV – Resíduo de Vácuo

SIX: Unidade de Industrialização de Xisto, localizada no município de São Mateus no estado do

Paraná

1 - Introdução

Desde a descoberta do petróleo nos Estados Unidos, em escala comercial, na segunda

metade do século XIX, o consumo de seus derivados tem crescido continuamente. O petróleo e

seus derivados tornaram-se indispensáveis para o desenvolvimento econômico do planeta,

servindo não apenas como fonte de energia, mas também como insumo para uma série de

indústrias. Os derivados produzidos apresentavam baixo preço, abrindo uma perspectiva de

crescimento econômico nunca experimentado, que se traduziu na necessidade de construção de

diversas refinarias, inicialmente, nos Estados Unidos. Neste contexto, dezenas de pequenas

refinarias foram entrando em operação a cada ano. No ano de 1899, a participação dos derivados

de petróleo na matriz energética americana era de 4,5%, enquanto o carvão atingia 89,1%.

Cinqüenta anos depois, o petróleo já havia superado o carvão (BUONFIGLIO, 1992).

Este processo se estendeu a vários países alterando, irreversivelmente, a face do planeta,

os hábitos das sociedades, enfim, abrindo um novo ciclo em nossa história. Acabou, desta forma,

o reinado do carvão como fonte de energia, um reinado que durou quase trezentos anos, e que

impulsionou a Revolução Industrial, criando condições de mover o mundo de forma mais rápida,

tanto no que tange a movimentação de pessoas e produtos, como acelerando as descobertas e

aplicações da tecnologia. Os derivados de petróleo ocuparam este papel com inegáveis vantagens,

embora ainda trazendo questões relacionadas aos impactos ambientais, menores que o do carvão,

mas ainda extremamente significativos. Sua era, embora dê sinais de esgotamento, ainda está

longe de acabar. São inúmeras as discussões entre aqueles que consideram que já se atingiu o

pico de produção de petróleo (RIFKIN, 2003) e aqueles que acenam com petróleos alternativos

como os ultra-pesados do Canadá e da Venezuela, petróleos produzidos em condições inóspitas

do Alasca e Sibéria ou a partir de poços marítimos com lâminas de água muito elevadas ou até

mesmo abaixo da camada de sal (PETROBRAS, 2007a). Independentemente, porém, das

diferentes previsões, teremos petróleos sendo processados em nossas refinarias por muito tempo

ainda.

Um argumento que comprova a afirmação acima é a disposição mundial de investimento

em novas refinarias já que o tempo de retorno para estes empreendimentos é elevado,

ultrapassando uma década. Depois de anos sem novas unidades de refino de porte significativo,

dezenas de empreendimentos no mundo ratificam esse crescente interesse em se investir neste

segmento. A capacidade de refino mundial tem sido utilizada no seu limite, o que explica a

elevação das margens de refino e o interesse em investimentos para o aumento de capacidade.

Países como Índia e China, com elevadas taxas de crescimento apresentam projetos ambiciosos

de elevação do refino de petróleo com a instalação de refinarias com capacidades de

processamento e complexidades elevadas. Outros países produtores de petróleo também

anunciam novas refinarias com o objetivo de exportar derivados, capturando assim a margem de

refino, com a venda de produtos acabados. Mesmo países da União Européia e os Estados

Unidos, que apresentam severas restrições ambientais para a instalação de uma nova refinaria, já

vêm sinalizando com propostas de empreendimentos significativos.

No caso brasileiro a tendência é semelhante e a PETROBRAS já anunciou para o início

da próxima década a entrada em operação de três novas refinarias. Uma delas estará voltada para

a produção de insumos petroquímicos utilizando petróleo Marlim com

API 19,9, em parceria

com a iniciativa privada; outra para a produção de derivados, notadamente óleo diesel, em

parceria com a PDVSA, processando uma mistura do petróleo Marlim

API 16,1 com um

petróleo melhorado venezuelano de

API semelhante, a ser instalada em Pernambuco; e a última

voltada para a produção de óleo diesel e gasolina premium para exportação. Esta refinaria é

interessante porque viabiliza a exportação dos derivados e não do petróleo bruto.

1.1 – Objetivo do Trabalho

Este trabalho tem como objetivo avaliar a evolução da indústria de refino de petróleo no

Brasil desde o seu início, mostrar sua situação atual e apresentar propostas para seu

desenvolvimento diante de um cenário cada vez mais exigente no que tange a questões

ambientais, qualidade de produtos, e eficiência dos processos. As refinarias, em função do

necessário aumento de complexidade para viabilizar o processamento de petróleos mais pesados,

produzindo derivados de maior valor agregado com qualidade compatível com mercados mais

restritivos, estarão demandando mais energia. Esta necessidade deverá ser contrabalançada por

configuração mais eficiente, reduzindo a demanda energética específica dos processos, e, por

conseqüência, as emissões.

Estamos vivendo um desafio que resultará na entrada em operação, nos próximos dez

anos, de diversas unidades de hidrotratamento e conversão, o que resultará na necessidade de

unidades de geração de hidrogênio, plantas de tratamento de águas residuais, além de unidades

para tratamento dos gases e recuperação de enxofre. Este impacto será apresentado comparando-

se sua magnitude com o desenvolvimento histórico de nosso parque de refino.

2 – Metodologia

Este trabalho foi preparado a partir de uma ampla revisão bibliográfica do tema em

questão, em entrevistas pessoais com engenheiros e técnicos de diversas refinarias e da Sede da

PETROBRAS, busca em páginas da Internet, notadamente as da PETROBRAS, Ministério das

Minas e Energia e Agência Nacional do Petróleo. A extensa bibliografia interna da PETROBRAS

foi consultada tomando-se os devidos cuidados com relação à divulgação de informações

estratégicas.

Um ponto importante para a elaboração deste trabalho foi a própria experiência do autor

na condução de estudos voltados para as modificações no parque de refino da PETROBRAS face

ao atendimento das novas especificações de derivados, processamento de petróleo nacional

pesado e adequação do perfil de produção às demandas do mercado brasileiro.

É importante ressaltar que as projeções apresentadas no trabalho refletem a experiência e

visão do próprio autor, existindo diferentes visões relacionadas com as possíveis opções para o

futuro. O Planejamento do Refino apresenta uma série de incertezas que exigem uma constante

avaliação das premissas que compõem o cenário criado e que resulta na escolha das unidades de

processo, suas capacidades, épocas de implantação e severidade. Os estudos de viabilidade

técnico-econômicos utilizados na avaliação destes empreendimentos são ferramentas

extremamente valiosas já que os valores dos investimentos em questão ficam na casa de bilhão de

dólares. Torna-se fundamental aprofundar as discussões acerca deste importante tema, cada vez

mais significativo com a conquista da auto-suficiência na produção de petróleo. Este marco vai

trazer para a PETROBRAS e para a própria sociedade nos próximos anos a discussão entre

exportar petróleo ou implantar refinarias para viabilizar o processamento do nosso petróleo,

exportando-se os derivados produzidos.

Visando apresentar uma revisão e apresentação didática de conceitos importante ao refino

de petróleo, no Apêndice I são apresentados quatro grandes grupos de processos: Físicos,

Químicos, de Tratamento e Auxiliares. No primeiro grupo são apresentados os processos que têm

como objetivo separar as frações do petróleo sem promover quaisquer modificações nas

estruturas químicas dos compostos presentes. Aquelas referentes aos processos químicos são as

que promovem alteração nas características químicas das frações processadas, buscando a

produção das que apresentam maior valor agregado. Diferente dos processos físicos, estes

processos utilizam reações de quebra das cadeias de hidrocarbonetos, além de reagrupamento ou

reestruturação molecular. O terceiro grupo se refere às Unidades utilizadas para enquadrar os

derivados nas especificações exigidas. Com esses processos se consegue promover um rearranjo

das moléculas e/ou a remoção dos compostos de enxofre, nitrogênio e outros que causam

instabilidade química, corrosão e danos ao Meio Ambiente. O último grupo trata das Unidades

Auxiliares como, por exemplo, as Unidades de Recuperação de Enxofre.

No capítulo 3 busca-se apresentar a história do refino de petróleo no Brasil, história essa

que se confunde com a da PETROBRAS em muitos momentos. Optou-se pela divisão em quatro

grandes períodos: fase inicial, gestão do Conselho Nacional de Petróleo (CNP), monopólio

PETROBRAS e abertura do mercado. Dentro destes períodos se apresentará a história das

primeiras destilarias que operavam em batelada, e seu importante papel como desbravadoras, ou

seja, um pouco desta epopéia que foi trazer o petróleo Ganso Azul do Peru para uma destilaria

em Uruguaiana no Rio Grande do Sul. Outros importantes marcos que serão abordados dizem

respeito a:

- primeira refinaria construída pelo Conselho Nacional de Petróleo (CNP): a atual RLAM;

- primeira refinaria de grande porte construída em Cubatão, a atual RPBC, as discussões sobre

sua localização e configuração, além da sua entrada em operação pela recém-criada

PETROBRAS;

- primeira refinaria construída pela Petrobras: a REDUC;

- os projetos da década de 60: REGAP e REFAP;

- a aquisição das atuais RECAP e REMAN;

- a construção da gigante REPLAN, a Refinaria do Planalto;

- as mais recentes: REPAR e REVAP;

- as particulares: Ipiranga e Manguinhos;

- a LUBNOR, responsável pela produção de lubrificantes naftênicos.

No capítulo 4 são apresentados conceitos tais como o índice de complexidade de Nelson,

capacidade de conversão e hidrorrefino e analisadas diversas questões relacionadas à evolução do

refino de petróleo no Brasil. É mostrada uma série histórica com o aumento expressivo da

capacidade de refino e da complexidade do Parque ao longo dos anos. Um destaque é devotado à

análise da qualidade dos petróleos que foram processados até o crescimento da produção interna

e como ela interferiu na adaptação de nossas refinarias, além das questões referentes às

especificações dos derivados.

No capítulo 5 são apresentadas as bases para a definição do Refino futuro, contemplando

os desafios a serem vencidos no que tange ao processamento do Petróleo Nacional, ao

atendimento da demanda e qualidade dos derivados e ao impacto Ambiental nos próximos anos.

Nesse capítulo cada uma destas questões será avaliada no que se refere às iniciativas em

andamento e apresentadas as projeções do autor para a solução dos desafios a serem superados.

Por fim, são apresentadas as conclusões e recomendações do trabalho, sendo sugerido o

desenvolvimento de um modelo detalhado da configuração de refino brasileiro e do impacto do

hidrorrefino na futura configuração das refinarias.

3 – História do Refino no Brasil

A história da Indústria do Refino do Brasil é extremamente rica, repleta de ações

corajosas de pessoas que acreditavam na importância estratégica do refino de petróleo em nosso

país. Muito se avançou desde os pioneiros que atuaram para a implantação das primeiras

destilarias que processavam o petróleo em bateladas, e que iam buscar a matéria prima em pontos

distantes, primeiramente no Peru, através de balsas, trens e os ma is diversos meios de transporte.

3.1 – Fases da indústria do refino no Brasil

A esta fase inicial do refino no Brasil se seguiram as seguintes: gestão Conselho Nacional

de Petróleo (CNP), monopólio Petrobras e abertura do refino. Analisar esta história e acompanhar

os principais passos deste desenvolvimento leva a um melhor entendimento da situação atual do

nosso parque, suas deficiências e forças.

Ao longo deste texto, poderemos verificar o papel fundamental da Petrobras no

desenvolvimento do parque de refino nacional, tanto no que se refere à implantação de novas

refinarias, como na aquisição de refinarias existentes e na sua modernização. Atualmente, a

Petrobras dispõe de onze refinarias, conforme se observa na Figura 3.1.

Figura 3.1 - Refinarias Petrobras (PETROBRAS, 2006c)

3.1.1 – Fase inicial da indústria do refino no Brasil

As três primeiras décadas no século 20 não apresentaram nenhum investimento no refino

de petróleo no Brasil. Todos os derivados de petróleo eram importados, atingindo-se consumos

médios de 10 mbl/d (1 590 m

/d) na década de 20, e 20 mbl/d (3 180 m

/d) na década seguinte

(MINADEO, 2002).

O primeiro período (Fase Inicial), Figura 3.2, teve como fato marcante a entrada em

operação de algumas “destilarias” de pequena capacidade no Rio Grande do Sul e em São Paulo

na década de 30. Eram unidades extremamente simples que operavam em batelada (processo

descontínuo). A primeira delas foi construída em 1932 em Uruguaiana, Rio Grande do Sul, a

partir de material usado adquirido da Argentina, de onde as instalações foram desmontadas, para

reutilização no Brasil. A Destilaria Sul-Riograndense tinha a capacidade de 150 bl/d (24 m

/d)

(ODDONE, 1965), e processava petróleo peruano, transportado por via marítima até Buenos

Aires, sendo transferida de trem até Los Libres e de barcaça até a “destilaria”.

Em 1935, a Argentina proibiu o tráfego de petróleo pelo país, a Sul-Riograndense ficou

parada até o ano seguinte, quando a Refinaria Ipiranga colocou em operação uma unidade de 1

mbl/d (159 m

/d) que também operava em batelada na cidade do Rio Grande, e criou uma

logística de suprimento de petróleo compatível com estas duas unidades. Também em 1936

entrou em operação a refinaria Matarazzo em São Caetano do Sul, São Paulo, com capacidade de

processamento em batelada de 500 bl/d (80 m

/d). Esta destilaria era de propriedade do Grupo

Matarazzo e tinha como objetivo atender basicamente as necessidades de derivados de petróleo

deste grupo. Tanto esta unidade quanto a de Uruguaiana foram adquiridas pela Petrobras em

1974, sendo desativadas em função da obsolescência do seu processo de destilação. O

processamento contínuo de petróleo mostrou-se muito mais rentável, fazendo com que os

processos de destilação em batelada passassem, apenas, a fazer parte da história do refino no

Brasil. A Refinaria Ipiranga em 1948 passou por um processo de modernização, viabilizando

assim, a partir de processos contínuos, o aumento do processamento de petróleo para 6 mbl/d

(954 m

/d). O esquema de refino incluía uma unidade de craqueamento térmico que não operou

adequadamente e foi adaptada para o processamento de petróleo, elevando a capacidade de refino

da Ipiranga para 9,5 mbl/d (1 510 m

/d) (MARTINS, 1977).

Na Bahia duas pequenas unidades operando em batelada, uma localizada em Aratu e a

outra em Candeias produziam pequena quantidade de gasolina, óleo diesel e querosene de

iluminação a partir de petróleos locais (MATTOS, 2000), mas que se destinavam, basicamente,

ao consumo necessário para a produção de petróleo na região.

Figura 3.2 - Linha do Tempo: Fase Inicial

3.1.2 – Gestão do CNP

A criação do CNP pelo Decreto-Lei n° 395, de 29 de abril de 1938, foi o primeiro passo

para a organização do negócio petróleo no Brasil, iniciando a segunda fase, conforme Figura 3.3.

No que tange ao refino, a legislação previa que as pequenas refinarias existentes seriam

nacionalizadas (o que acabou não ocorrendo em função da pressão exercida pelos grupos

privados), embora existissem condições para participação privada em novos empreendimentos

por meio de concessões.

Na concepção original, o CNP funcionaria como um órgão colegiado, composto pelos

ministros das três Forças Armadas, da Fazenda e do Trabalho, Indústria e Comércio, além de

representantes de sindicatos da indústria e do comércio, sendo seu presidente nomeado pela

Presidência da República. O primeiro presidente foi o general Horta Barbosa que esteve à frente

do órgão no período de 1938 a 1943. Oficial nacionalista, sempre se posicionou firmemente para

a construção da primeira refinaria estatal: a Refinaria Nacional de Petróleo.

Em 1943, enfraquecido, o General Horta Barbosa pediu demissão, sendo nomeado outro

militar, o general João Carlos Barreto, que iniciou uma transição no sentido de se construir bases

mais liberais para o desenvolvimento do refino de petróleo no país. Foram, então, publicados

editais prevendo concessões para a instalação de refinarias privadas no Rio de Janeiro e em São

Paulo. Como resultado da concorrência efetuada pelo CNP, foi dada a concessão em 1945 para o

Grupo Drault Ernany para a construção de uma refinaria de 10 mbl/d (1 590 m

/d) no Rio de

Refinaria Sul Riograndense

Criação do CNP

Fim d a 1

fase

1932 1933 1934 1935 1936 1937 1938

Refinaria Matarazzo

Refinaria Ipiranga

Janeiro (Refinaria de Manguinhos) e outra em 1946 com capacidade de 20 mbl/d (3 180 m

/d)

para o Grupo Soares Sampaio (Refinaria União).

Ambas as refinarias, porém, só entraram em operação em 1954, ano da criação da

Petrobras. Ou seja, nenhuma refinaria privada nova surgiu na fase de gestão do CNP. A nova

refinaria foi a de Mataripe, criada por iniciativa governamental, com capacidade de 2,5 mbl/d

(397 m

/d) que entrou em operação em 1950, como apresentado no item 3.2.1.

O CNP ainda deu uma concessão em 1952 ao Grupo Sabbá para a construção de uma

refinaria de 5 mbl/d (795 m

/d) em Manaus. Este projeto contou com um financiamento do antigo

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico (BNDE), atual BNDES.

Apesar desta fase ter produzido resultados incipientes para o refino no Brasil, é

interessante ressaltar que aí foram formados profissionais brasileiros que tiveram um papel

fundamental na formação técnica inicial da Petrobras. Nesta fase, também, temos o Plano SALTE

(Saúde, Alimentação, Transporte e Energia) apresentado ao Congresso através de uma mensagem

do presidente Eurico Gaspar Dutra em maio de 1948, e que veio a ser executado no período de

1949 a 1953. Este plano foi elaborado por técnicos brasileiros e americanos, e contou com

financiamento dos Estados Unidos. No que tange ao refino, o plano SALTE previa a aquisição e

montagem de uma refinaria para a produção diária de 45 mbl/d (7 155 m

/d), além da ampliação

da capacidade da refinaria de Mataripe, e a aquisição de 15 petroleiros de 15.000 toneladas cada

um, que viriam a constituir a Frota Nacional de Petroleiros (Fronape).

O Plano SALTE previa a construção da primeira refinaria nacional de grande porte para a

época, o que provocou grandes polêmicas sobre a sua localização, culminando pela escolha de

Cubatão, conforme abordado no item 3.2.2. Esta refinaria, porém, não entrou em operação sob a

gestão do CNP já que com a criação da Petrobras em 1954, esta assumiu as obras viabilizando

sua entrada em operação em 1955. A Figura 3.3 apresenta os principais fatos do período referente

à gestão do CNP compreendido entre 1938 e 1954.

Figura 3.3 - Linha do Tempo: Gestão CNP

3.1.3 – Monopólio da Petrobras

A terceira fase surgiu com a Lei 2.004. Esta lei foi sancionada em 3 de outubro de 1953, e

estabelecia o monopólio da União Federal sobre as atividades integrantes da indústria do

petróleo:

- Pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e outros hidrocarbonetos fluidos e gases raros existentes

no território nacional;

- Refinação do petróleo nacional ou estrangeiro;

- Transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados de petróleo

produzidos no país;

- Transporte, por meio de dutos, de petróleo bruto e seus derivados, assim como de gases raros de

qualquer origem.

Esta lei estabelecia, também, que a União poderia constituir a Petróleo Brasileiro S.A. -

Petrobras, como empresa estatal de petróleo para execução deste monopólio. No dia 12 de março

de 1954, durante a 82ª Sessão Extraordinária do CNP, nascia a Petrobras. Em 2 de abril de 1954,

o Governo Federal aprovava a decisão com o Decreto nº 35.308.

Esta fase foi extremamente rica para o crescimento do refino de petróleo no país e

apresentou como marco inicial a construção de uma refinaria com capacidade de 90 mbl/d (14

Concessão construção

Manguinhos

Criação do CNP

Início da 2

fase

1938 1940 1942 1944 1946 1948 1950 1952 1954

Modernização Ipiranga

Plano SALTE

Concessão construção

União

Criação Petrobras

Fim 2

fase

Operação Manguinhos

Operação União

Concessão construção

Manaus

Operação

Mataripe

310 m

/d) em 1961, no Rio de Janeiro – a Refinaria Duque de Caxias, como abordado no item

3.2.3.

A Tabela 3.1 mostra a situação do Parque de Refino Brasileiro em 1965 (ODDONE,

1965).

Tabela 3.1 - Situação do Parque de Refino Brasileiro em 1965

Capacidade (m

/d)

Refinaria Propriedade Localização

Inicial Atual – 1965

Landulpho Alves PETROBRAS

Mataripe - BA 397

6 678

Presidente Bernardes PETROBRAS

Cubatão - SP 7 155

17 490

Duque de Caxias PETROBRAS

Duque de Caxias - RJ 14 310

18 444

Capuava Particular Capuava - SP 3 180

4 929

Manguinhos Particular Rio de Janeiro - RJ 1 590

1 590

Ipiranga Particular Rio Grande - RS 159

1 479

Manaus Particular Manaus - AM 795

795

Matarazzo Particular São Caetano - SP 80

159

Uruguaiana Particular Uruguaiana - RS 24

Do total de nove refinarias em operação no país, apenas três pertenciam à PETROBRAS,

porém, como se pode observar, 82,5% da capacidade total de refino de 324,5 mbl/d (51 595

/d) estava sob o controle da Petrobras.

No ano de 1964, até novembro, a Petrobras refinou em média 256 mbl/d (40 704 m

/d), o

equivalente a uma utilização de 95,5% da capacidade instalada, valor considerado bastante

elevado. Outro ponto interessante, e que vale destacar, é o percentual de petróleo nacional

processado: 30% de petróleo Baiano, 30% de petróleos de procedência russa e os demais 40% de

outras procedências (Venezuela, Oriente Médio e Norte da África).

A Tabela 3.2 mostra o índice de atendimento ao mercado em 1964 (ODDONE, 1965) com

a produção nacional, a partir de dados referentes ao período de janeiro a setembro daquele ano.

Tabela 3.2 - Atendimento ao Mercado (jan-set/1964)

Derivado % consumo atendido

GLP 62,7

Gasolinas 93,4

Gasolina de Aviação -

Solventes 100,0

Querosene 100,0

Combustível para jato 0,3

Óleo diesel 90,0

Lubrificantes 0,2

Óleo Combustível 95,7

Asfalto 93,8

Média Ponderada 87,7

Nessa década ainda, mais duas novas refinarias, uma em Betim - Minas Gerais (Refinaria

Gabriel Passos) e outra em Canoas (Rio Grande do Sul), ambas com 45 mbl/d (7 155 m

/d),

entraram em operação, em 1968 (tema abordado no item 3.2.4). A ASFOR (atual LUBNOR)

entrou em operação em 1966 com o objetivo de produzir asfaltos para atendimento do mercado

da região Nordeste.

No início da década de 70, a Petrobras adquiriu quatro das refinarias particulares (apenas

Manguinhos e Ipiranga não foram adquiridas). A Destilaria Rio-Grandense e a Matarazzo foram

desativadas tendo em vista a obsolescência das suas instalações. As outras duas, a antiga

Refinaria União, atual Refinaria de Capuava, com capacidade de 20 mbl/d (3 180 m

/d) e a

Refinaria de Manaus, atual Refinaria Isaac Sabbá, com 5 mbl/d (795 m

/d), foram modernizadas

pela Petrobras e permanecem em operação, como abordado no item 3.2.5.

Esta década presenciou também a entrada em operação, em 1972, da Refinaria do Planalto

em Paulínia – São Paulo, com capacidade inicial de 126 mbl/d (20 034 m

/d). Esta refinaria

sofreu diversas modificações ao longo do tempo e hoje é a refinaria de maior capacidade de

processamento de petróleo da Petrobras, Item 3.2.6. Em 1977 entrou em operação a Refinaria

Presidente Getúlio Vargas em Araucária – PR, com capacidade de 125 mbl/d (19 875 m

/d) e em

1980, a Refinaria Henrique Lage em São José dos Campos – SP com 188 mbl/d (29 892 m

/d)

(ver Item 3.2.7), completando o grupo de refinarias brasileiras. A Figura 3.4 mostra a localização

das refinarias brasileiras e o ano em que entraram em operação.

Figura 3.4 - Refinarias em operação no Brasil e seu ano de entrada em operação

A Figura 3.5 apresenta os principais fatos deste período quando o regime existente no país

era o monopólio estatal.

LUBNOR (CE)

1966

RLAM (BA) - 1950

REGAP (MG)

1968

MANGUINHOS (RJ) - 1954

REDUC (RJ)

1961

REVAP (SP)

1980

RPBC (SP)

1955

REFAP (RS)

1968

IPIRANGA (RS)

1936

REPAR (PR)

1977

REPLAN (SP)

1972

REMAN (AM)

1956

RECAP (SP) -1954

Operação

Duque de Caxias

1954 1956 1958 1960 1962 1964 1966 1968 1970

Operação

REGAP

REFAP

Operação

Cubatão

Ampliação

Mataripe

Ampliação

Cubatão

Operação

ASFOR

Operação REPAR

AdquiridaCapuava

AdquiridaRio Grandense

1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1997

Operação REVAP

Fim Monopólio Estatal

Fim 3a fase

Operação REPLAN

Adquirida Matarazzo

Operação Usina Irati

Adquirida

REMAN

Figura 3.5 - Linha do Tempo: Monopólio Estatal

3.1.4 – Abertura do mercado

A 4ª fase é a da abertura do mercado. A participação da Petrobras permaneceu elevada e a

única alteração significativa até o momento na estrutura do refino foi a resultante da troca de

ativos com a Repsol. Nesta troca a Petrobras passou a controlar uma refinaria na Argentina (EG-

3) e 30% da REFAP passou para o controle da empresa espanhola. Este movimento reduziu a

participação da Petrobras no refino nacional para 96%.

A Figura 3.6 apresenta as principais ações implementadas no período após o fim do

monopólio estatal.

Lubrificantes

naftênicos

LUBNOR

1996 1998 2000 2002 2004 2006

Nova destilação RLAM

Abertura do Mercado

Início 4a fase

Parceria com PDVSA

Refinaria do Nordeste

Refinaria Petroquímica

Figura 3.6 - Linha do Tempo: Abertura de Mercado

3.2 - HISTÓRIA DAS REFINARIAS NO BRASIL

De modo a se entender melhor a história do Refino no Brasil, vale acompanhar os passos

trilhados em cada grande empreitada. As refinarias foram sendo implementadas, modificadas,

adequadas à nossa realidade, enfim, tornando-se parte de um complexo Parque de Refino.

3.2.1 - A Refinaria Nacional de Petróleo – a RLAM

Com a descoberta do petróleo em terras baianas (a preciosa matéria-prima jorrou pela

primeira vez em Lobato em 1939), o então recém criado Conselho Nacional de Petróleo, ligado à

presidência da República, responsabilizou-se pela perfuração de novos poços em Lobato e no

Recôncavo Baiano.

Em 1941 foi descoberto o campo de Candeias e, em seguida, o de Itaparica. Estes

petróleos, altamente parafínicos com grande dificuldade de manuseio (devido ao elevado ponto

de fluidez), influenciaram decisivamente na escolha da localização da refinaria em Mataripe a 6

km de Candeias, no Recôncavo Baiano, em 1946.

A autorização para a construção da Refinaria de Mataripe, através do Decreto Federal nº

9.881, publicado no Diário Oficial da União de 17 de setembro de 1946, foi motivada pelo

crescimento da economia brasileira, já que a demanda de derivados passou a apresentar um

expressivo impacto nas importações. O investimento inicial aprovado foi de Cr$ 50.000.000,00

(cinqüenta milhões de cruzeiros), sendo que 50% (cinqüenta por cento) desse capital deveria ser

subscrito pela União. Entre 1947 e 1948, a importação de gasolina aumentou em 200 mil

toneladas; de óleos combustíveis em 419 mil toneladas; e de querosene em 54 mil toneladas.

A empresa norte-americana M. W. Kellogg venceu a concorrência para elaboração do

projeto, construção, montagem e pré-operação da nova refinaria. Foram implementadas,

inicialmente, unidades de destilação, reforma e craqueamento térmico (projeto 7665-1), com

capacidade de processar 2,5 mbl/d (397 m

/d), e uma central termoelétrica (projeto 7665-2)

composta de duas caldeiras. A adoção de um esquema de refino integrando a destilação e o

craqueamento térmico tinha como objetivo reduzir o investimento total. Desta forma,

equipamentos como a torre de destilação e o forno eram únicos, sendo utilizados por ambos os

processos.

As obras foram iniciadas em agosto de 1949, sendo que no dia 17 de setembro de 1950 foi

processada a primeira carga de petróleo, entrando em operação a U-1, uma casa de força com

duas caldeiras e demais utilidades. Uma represa nas proximidades de Mataripe garantia o

suprimento de água doce e o Porto de Candeias facilitava o transporte marítimo dos derivados. A

RLAM estava começando a sua história com o nome de Refinaria Nacional de Petróleo S.A.,

sendo a primeira refinaria construída sob a responsabilidade do CNP, produzindo gasolina, óleo

diesel e óleo combustível.

Em 1953, a Refinaria Nacional de Petróleo sofreu sua primeira ampliação, duplicando a

sua capacidade de processamento de petróleo. O projeto também foi conduzido pela M. W.

Kellogg. Foram construídas novas unidades de destilação, reforma e craqueamento térmico

(projeto 5051-1) iguais à anteriores (projeto 7665-1) e uma unidade de polimerização catalítica de

propenos (projeto-5051-3) com capacidade de carga de 93 m

/d. Esta foi a primeira unidade

catalítica em terras brasileiras e tinha como objetivo o aumento da produção de gasolina usando

propeno e butenos, de baixo valor econômico na época, como carga. A central termoelétrica

também foi ampliada (projeto 5051-2) com a adição de mais uma caldeira. Posteriormente, foi

montada uma quarta caldeira a fim de permitir maior flexibilidade na geração de vapor. O

segundo conjunto de unidades de destilação, reforma e craqueamento térmico começou a

funcionar em março de 1954. Já a unidade de polimerização catalítica iniciou sua operação em

novembro desse mesmo ano, sendo desativada em 1968 assim como a segunda unidade de

polimerização catalítica que havia iniciado sua atividade em 1959.

Em 10 de maio de 1954, a Refinaria Nacional foi incorporada ao patrimônio da Petrobras.

A partir de 14 de dezembro de 1957, por ato do Presidente da República, a Refinaria Nacional de

Petróleo passou a ser denominada Refinaria Landulpho Alves, em homenagem ao Senador

Landulpho Alves de Almeida, parlamentar baiano de participação ativa na aprovação da lei

2 004, que criou o monopólio estatal do petróleo. No final desta década a refinaria passou por sua

primeira grande ampliação. Entrou em operação em 1959 a U-4 (Destilação Atmosférica) com

capacidade de processamento de 3 500 m

/d de petróleo e a U-5 (Destilação a Vácuo) com

capacidade de 2 000 m

/d. Na seqüência, em 1960, uma outra destilação a vácuo, com capacidade

de 1 348 m

/d, junto com a ampliação da Unidade 1, que passou a ter a capacidade de processar

2 835 m

/d de petróleo e a primeira Unidade de Craqueamento Catalítico desta refinaria

conferiram à RLAM condições de alcançar o patamar de atendimento de aproximadamente 10%

do consumo nacional de derivados.

Entrou em operação, também em 1960, o Conjunto de Unidades para a Produção de

Lubrificantes e Parafinas, composto por unidades de desasfaltação, desaromatização (extração

com fenol), desparafinação, destilação de parafinas (unidade já desativada) e percolação de óleos

e parafinas. Desta forma, a RLAM passou a ser a primeira refinaria brasileira capaz de produzir

óleos básicos lubrificantes parafínicos e parafinas. Outro importante aspecto foi a utilização de

petróleo nacional produzido na Bahia como matéria prima desta produção.

Em 1962, o condensado de gás natural passou a ser fracionado na refinaria, que passou

ainda a contar dois anos depois, com um fracionamento adicional de nafta. Em 1970, novo

aumento de capacidade, com a entrada em operação de mais uma Unidade de Fracionamento de

Líquido de Gás Natural. Neste período, a capacidade de refino foi também ampliada com a

entrada em operação de uma Unidade de Produção de Asfalto a partir de petróleo pesado, além de

outras modificações nas unidades U-1, U-2, e U-4.

Na década de 70, foi ampliada a Unidade de Craqueamento Catalítico, a qual passou por

outras modificações para aumento de capacidade nas décadas seguintes, e foram implantadas uma

nova Unidade de Desparafinação de Óleos Básicos, além das Unidades de Hidrogenação de

Óleos Lubrificantes e Hidrogenação de Parafinas.

A história de crescimento desta refinaria prosseguiu firme nos anos que se seguiram.

Novas Unidades de Destilação Atmosférica e a Vácuo foram implantadas em 1978, ampliações

de Unidades existentes aconteceram nas décadas de 80 e 90, culminando com a implantação da

U-32 (Destilação Atmosférica e a Vácuo) que entrou em operação em 1997 com capacidade de

27 000 m

/d e alcançando atualmente o patamar de 30 000 m

/d. Com esta nova Unidade foram

desativadas as antigas unidades U-1 e U-2, fazendo com que a capacidade total de processamento

desta refinaria se situe hoje em 44 600 m

/d. Adicionalmente, a refinaria passou a contar em 2001

com a maior Unidade de Craqueamento Catalítico de Resíduo projetada pela PETROBRAS com

capacidade de 10 000 m

/d, processando resíduo atmosférico e resultando em um expressivo

aumento do grau de complexidade desta refinaria.

No que tange a preocupações ambientais, a primeira Unidade de Recuperação de Enxofre

desta refinaria entrou em operação em 2001, minimizando as emissões de SO

para a atmosfera, a

exemplo do que ocorreu com as demais refinarias. Os desafios, porém, continuam. A RLAM

conta para os próximos anos com dois grandes empreendimentos, sendo um voltado para a

produção de gasolina e outro para a produção de óleo diesel com teores de enxofre inferiores a 50

ppm.

3.2.2 - A Primeira Refinaria de Grande Porte – a RPBC

A primeira refinaria de grande porte construída no Brasil foi concebida através do

conjunto de projetos do Plano SALTE apresentado pelo presidente Dutra, tendo havido muita

polêmica com relação à sua localização. Um aspecto interessante desta discussão começou no

final dos anos 40 quando o engenheiro-coronel Arthur Levy, junto com outros engenheiros do

CNP, passaram a analisar os terrenos da Baixada Santista. O objetivo era definir o melhor

percurso para o futuro oleoduto Santos-São Paulo e encontrar o lugar apropriado para instalar a

estação de bombeio. Este duto tinha uma importância estratégica, já que naquela época o

transporte de combustíveis entre o Porto de Santos e a cidade de São Paulo já superava um

milhão de toneladas anuais, o que resultava em custos crescentes devido à estrutura logística

(ferroviária e rodoviária) necessária.

A construção deste oleoduto passou a fazer parte dos projetos contidos no Plano SALTE,

sendo que a construção e operação foram outorgadas à Estrada de Ferro Santos-Jundiaí, pela

autorização n.º 850, de 27 de agosto de 1948, do CNP. Esta concessão se devia ao fato da Santos-

Jundiaí já transportar 80% do volume de combustíveis líquidos recebidos pelo Porto de Santos

(COUTO, 2003).

A firma norte-americana Willian Brother Inc. (Tulsa/EUA) foi encarregada de preparar o

projeto, sendo o engenheiro do CNP Leopoldo Miguez de Mello encarregado da compra do

material necessário para a construção e o engenheiro-coronel Arthur Levy responsável pela

presidência da Comissão de Construção do Oleoduto (COUTO, 2003).

Em outubro de 1951, o primeiro oleoduto com 10 polegadas de diâmetro entrou em

operação transportando produtos claros. Em setembro do ano seguinte o segundo com 18

polegadas passou a operar escoando óleo combustível e petróleo. Este conjunto de oleodutos foi o

primeiro construído na América Latina, sendo adquirido pela PETROBRAS em 1974.

Em paralelo com a decisão sobre o trajeto do oleoduto outra discussão ocupava a

sociedade brasileira: onde deveria ser instalada a refinaria de grande porte, com capacidade

compatível com 80% do consumo brasileiro na época (os restantes 20% seriam supridos pelas

refinarias particulares cuja concessão já havia sido expedida e pela RLAM, cuja ampliação

também estava prevista no Plano SALTE). A Lei N

650 de 13 de março de 1949 autorizou o

CNP a adquirir projeto e equipamentos para esta refinaria, destacando-se que ela deveria ter

capacidade de craqueamento, com o objetivo de aumentar a produção de derivados de maior

valor agregado. Para o desenvolvimento do projeto e acompanhamento da obra foi selecionada a

empresa norte-americana Pan American Hydrocarbon Research Inc. e para o fornecimento dos

equipamentos, o consórcio francês Fives-Lille & Schneider & Cie.

Após os estudos desenvolvidos por uma comissão técnica designada para definir entre

quatro diferentes regiões (Rio de Janeiro, Santos, Recife e Belém), qual seria o melhor local para

instalação da refinaria, o general João Carlos Barreto, presidente do Conselho Nacional do

Petróleo, anunciou em 17 de agosto de 1949 que o Rio de Janeiro havia sido escolhido em função

de fatores econômicos, políticos, técnicos e militares (COUTO, 2003, citando a Tribuna de

Santos 1949).

A opção por Belém era cogitada em função da proximidade ao fornecedor de petróleo

(Venezuela) e da expectativa de descoberta de petróleo na Região Amazônica. Rio de Janeiro e

Santos, porém, eram opções mais interessantes em função da facilidade de mão de obra, da

questão de segurança que fervilhava no pós-guerra (2ª Guerra Mundial), infra-estrutura de

transporte (portos, ferrovias e rodovias), assim como proximidade do mercado consumidor

brasileiro.

No entanto, a decisão unânime do CNP de aprovar o parecer da Comissão Técnica, que

definia o Distrito Federal (ou adjacências) como o melhor local para a instalação da grande

refinaria, não foi à frente, já que o presidente da República Eurico Gaspar Dutra se decidiu pela

região de Santos. A Secretaria da Presidência divulgou a seguinte nota para a imprensa, da

reunião realizada no dia 2 de setembro de 1949, no Palácio do Catete:

“O Sr. presidente da República reuniu o Conselho de Segurança Nacional, para decidir sobre a localização

da refinaria de petróleo do Estado para 45 000 barris diários e apreciar a situação atual dos municípios

anteriormente declarados bases militares. Quanto à primeira parte, foi indicado o porto de Santos para

instalação da refinaria, de acordo com a deliberação da maioria dos presentes, incluída a manifestação

favorável do Sr. presidente da República" (COUTO, 2003, citando a Tribuna de Santos 03/09/1949).

No dia 4 de outubro de 1949, o presidente do CNP, João Carlos Barreto, designou o

coronel Arthur Levy e o engenheiro Paulo Mendes de Oliveira Castro para constituírem a

Comissão encarregada de selecionar a área mais conveniente, em Santos, para a instalação da

refinaria. A Comissão estava encarregada de analisar a natureza do subsolo, as possibilidades de

acesso rodoviário e ferroviário, o fornecimento de energia elétrica, a propriedade dos terrenos,

seu preço e condições de venda. Finalmente, em dezembro de 1949, o Conselho Nacional de

Petróleo anunciou, para todo o país, que o município de Cubatão era o local escolhido para sediar

a refinaria. Outras áreas estudadas na região de Santos se mostraram precárias em função da

natureza do subsolo, que exigiria um gasto elevado com fundações. E, assim, no dia 30 de

dezembro, na sede do CNP no Rio de Janeiro, contando com a presença do prefeito de Cubatão,

Armando Cunha, o general João Carlos Barreto assinou as primeiras escrituras de compra e

venda dos terrenos, situados no sopé da Serra de Cubatão.

A pedra fundamental, simbolizando o início das obras de construção, foi colocada no dia

4 de setembro de 1950, com a presença do presidente da República, general Eurico Gaspar Dutra.

No dia 28 de junho de 1952, o presidente da República, Getúlio Vargas, visitou a cidade para

inaugurar a torre C (Destilação), a primeira torre instalada, conforme Figura 3.7.

Figura 3.7 – Presidente Getúlio Vargas em visita a RPBC

No dia 21 de maio de 1954, a Refinaria de Cubatão foi incorporada oficialmente à

PETROBRAS que assumiu a responsabilidade do término de sua construção. Nesta ocasião, a

situação do refino no Brasil estava de acordo com a Tabela 3.3.

Tabela 3.3 – Situação do Parque de Refino Brasileiro em 1954

Refinaria Capacidade (m

/d) Situação

Capuava 3 180

Particular (Iniciando operação)

Manguinhos 1 590

Particular (Iniciando operação)

Ipiranga 795

Particular (Em operação)

Matarazzo 143

Particular (Em operação)

Riograndense 64

Particular (Em operação)

Manaus 795

Particular (Em construção)

Mataripe 795

Petrobras (Em operação)

O prazo inicial previsto pelo presidente da Comissão da Refinaria de Cubatão, general

Stenio de Albuquerque Lima, para que a Refinaria entrasse em operação no início de 1954 não

foi cumprido. A refinaria só recebeu a primeira remessa de petróleo bruto em 7 de dezembro de

1954. Foram 16 000 tone ladas de petróleo venezuelano bombeados pelo Oleoduto da Estrada de

Ferro Santos-Jundiaí para os tanques da Refinaria. A refinaria só iniciou o processamento de

petróleo em 30 de janeiro do ano seguinte, efetuando a primeira entrega de derivados às

companhias distribuidoras em 17 de fevereiro de 1955. A inauguração oficial da refinaria se deu

no dia 16 de abril de 1955, recebendo o nome do Presidente Arthur Bernardes em homenagem ao

ex-presidente falecido alguns dias antes, em 23 de março de 1955, contando com a presença das

mais importantes figuras políticas do país.

Figura 3.8 – RPBC em 1956

Na sua configuração original a refinaria tinha a capacidade de produção apresentada na

Tabela 3.4.

Tabela 3.4 – Capacidade de Produção Inicial da RPBC (PETROBRAS, 1954)

Derivado Produção (m

/d)

GLP 262

Gasolina Comum 3 015

Gasolina Aviação 358

Querosene 715

Óleo Diesel 715

Óleo Combustível 1 768

A capacidade de processamento era de 7 500 m³/dia, tendo como carga dois tipos de

petróleo: o Lagotreco (Venezuela) e o Árabe Leve (Arábia Saudita), Tabela 3.5. Com o aumento

da produção dos petróleos baianos a refinaria passou a recebê-los, após ser submetida a uma série

de modificações de processo em 1957.

Tabela 3.5 – Qualidade do Petróleo

A capacidade de processamento, com o aprendizado adquirido na operação das unidades e

a implementação de algumas modificações, foi sendo elevada. Em 1956, já era de 65 mbl/d

(10 335 m

/d), atingindo 70 mbl/d (11 130 m

/d) em dezembro de 1957. No período de 1955 a

1965, conforme Tabela 3.6, a RPBC foi a maior refinadora de petróleo brasileira, sendo superada

pela REDUC na segunda metade daquela década.

Tabela 3.6 – Percentual de Refino 1955-1965 (SUAREZ, 1985)

Refinaria 1955 1956

1957

1958

1959

1960

1961

1962

1963

1964

1965

RPBC 50,5 55,6

54,5

56,3

58,0

53,6

49,1

38,7

36,7

35,1

35,5

RLAM 7,2 5,9

5,1

6,4

6,0

15,3

16,9

12,2

12,4

13,1

13,9

REDUC --- --- --- --- --- --- 10,2

30,0

33,0

34,5

32,5

Particulares

42,3 38,5

40,4

37,3

36,0

31,1

24,3

19,2

17,9

17,3

18,2

Na década de 60, uma das Unidades de Craqueamento Térmico foi modificada passando a

operar como Unidade de Destilação Atmosférica, aumentando a capacidade de processamento da

refinaria em 38 mbl/d (6 042 m

/d). Em 1970, a refinaria passou por outro ciclo de expansão e

modernização, alcançando a capacidade de processamento de 160 mbl/d (25 440 m

/d), a partir

da adaptação da outra Unidade de Craqueamento Térmico para o processamento de petróleo (o

objetivo principal era fornecer nafta à Petroquímica União). Além disto, foram instaladas três

novas torres de vácuo e uma Unidade de Craqueamento Catalítico de 63 mbl/d (10 017 m

/d), que

passou a processar o gasóleo, produzindo gasolina de melhor qualidade.

Petróleo

Lagotreco

Árabe Le

API 32,4 32,7

Acidez Naftênica (mg KOH/g petróleo)

0,24 0,01

Teor de Enxofre (%m/m) 1,13 1,87

Em 1974, entrou em operação a primeira Unidade de Coqueamento Retardado no Brasil

com capacidade de 17 mbl/d (2 703 m

/d). Esta Unidade tem um importante papel na mudança do

perfil de produção de uma refinaria, reduzindo expressivamente a produção de óleo combustível.

Ainda hoje, a RPBC é uma das refinarias com menor percentual de produção deste derivado no

Parque de Refino Brasileiro.

Na década seguinte mais dois acréscimos: a Unidade de Alquilação para a produção de

Gasolina de Aviação que entrou em operação em 1984 com capacidade de 3 mbl/d (477 m

/d), e

a segunda Unidade de Coqueamento Retardado que entrou em operação em 1986 com capacidade

de processamento igual à da primeira. Esta Unidade foi projetada pela Petrobras a partir de um

processo de transferência de tecnologia. Com o aumento da produção de petróleo nacional,

tornou-se necessária a adaptação metalúrgica das Unidades de Destilação Atmosférica e a Vácuo

da refinaria, viabilizando-se, deste modo, o processamento de petróleo Marlim a partir de 1992.

No ano seguinte iniciou-se a construção de uma Unidade de Hidrotratamento de Diesel projetada

pela PETROBRAS. Esta Unidade entrou em operação em março de 1998, viabilizando-se a

produção de óleo diesel com baixo teor de enxofre nesta refinaria.

A RPBC encontra-se atualmente em fase de avaliação das suas instalações de modo a ser

preparada para o processamento de petróleos ainda mais ácidos e pesados, produzindo derivados

com qualidade compatível com os mercados mais exigentes.

3.2.3 - A primeira refinaria construída pela Petrobras: a REDUC

No dia 4 de abril de 1952 o CNP aprovou um Plano de Localização de Refinarias de

Petróleo. Neste plano estava prevista uma refinaria localizada na costa e que teria como área de

influência os estados da Guanabara, posteriormente fundido ao Rio de Janeiro, Rio de Janeiro,

Espírito Santo e sul de Minas Gerais. Fruto de um extenso estudo das alternativas, optou-se pela

implantação da refinaria no município de Duque de Caxias, fronteiriço ao do Rio de Janeiro em

local relativamente isolado. A área disponível era compatível com uma refinaria de grande porte

e ainda suficiente para um expressivo crescimento de indústrias nas circunvizinhanças deste

empreendimento. Outros importantes aspectos que foram determinantes para esta escolha foram a

proximidade com a Baía de Guanabara que facilitava a logística de transferência de petróleo e

derivados, e a disponibilidade de água.

Em 1956, foi aberta uma concorrência pública para definir qual seria a empresa

responsável pela construção da refinaria. O processo culminou com a escolha da empresa

americana Foster Weeler em 30 de abril de 1957. As obras foram realizadas no período de 1958 a

1961, sendo que a primeira de muitas estacas foi cravada no dia 23 de junho de 1959. Por estar

localizada em área de manguezais, a necessidade de estaqueamento é enorme em qualquer obra

realizada nesta refinaria.

A refinaria foi inaugurada pelo Presidente da República Juscelino Kubitschek com a

presença do Presidente da Petrobras Idálio Sardenberg em 20 de janeiro de 1961, entrando em

operação efetivamente em 9 de setembro daquele ano, quando foi produzida a primeira batelada

de derivados de petróleo na REDUC (REDUC, 2001).

O primeiro período de operação da refinaria se caracterizou pela produção de

combustíveis já que a configuração inicial consistia das unidades apresentadas na Tabela 3.7.

Tabela 3.7 – Configuração inicial da Refinaria Duque de Caxias

TAG Unidade Carga (m

/d)

U-1210 Destilação Atmosférica e a Vácuo 14 310

U-1220 Reforma Catalítica 1 749

U-1240 Desasfaltação a Solvente 1 908

U-1270 Tratamento Cáustico de Gasolina 2 385

U-1280 Tratamento Cáustico de GLP 1 113

A capacidade de destilação foi rapidamente aumentada em função do aprendizado na

operação da refinaria e do aproveitamento das folgas existentes no projeto, atingindo em 1963 o

patamar de 110 mbl/d (17 490 m

/d) e 120 mbl/d (19 080 m

/d) no ano seguinte. Em 1964 entrou

em operação a U-1250 (Unidade de Craqueamento Catalítico) com a capacidade inicial de 30

mbl/d (4 770 m

/d).

Na década seguinte a refinaria experimentou um outro significativo ciclo de crescimento

que podemos chamar de etapa dos Lubrificantes e Parafinas. O primeiro Conjunto de

Lubrificantes entrou em operação em 1973, sendo que o 2º Conjunto foi inaugurado pelo

Presidente da Petrobras Araken de Oliveira em 1979, tornando o Brasil auto-suficiente na

produção de óleos básicos lubrificantes parafínicos. Os dois conjuntos são compostos das

Unidades descritas na Tabela 3.8.

Tabela 3.8 – Unidades que compõem os Conjuntos de Lubrificantes e Parafinas

TAG Unidade Carga inicial

/d)

Carga atual

/d)

Partida

U-1510 Destilação Atmosférica e Vácuo 7 300

8 000

Fev/72

U-1520 Desaromatização 1 470

2 000

Out/72

U-1530 Desparafinação 1 030

1 700

Mai/73

U-1540 Hidrotratamento de Lubrificantes 860

1 700

Jun/73

U-1620 Geração de Hidrogênio (*) 68 000 Nm

68 000 Nm

Dez/75

U-1630 Desoleificação 200

350

Fev/76

U-1640 Hidrotratamento de Parafinas 130

150

Jun/76

U-1710 Destilação Atmosférica e Vácuo 7 300

8 000

Dez/78

U-1720 Desaromatização 1 470

3 000

Out/79

U-1730 Desparafinação 1 030

1 700

Fev/79

U-1740 Hidrotratamento de Lubrificantes 860

1 200

Mar/79

U-1790 Desasfaltação a Propano 1 700

3 600

Out/79

U-1820 Geração de Hidrogênio (*) 68 000 Nm

68 000 Nm

Set/79

(*) Projetadas inicialmente para produção de H

a partir de nafta e adaptadas para gás natural em

1984 e 1986, respectivamente

No caso da REDUC, em função do processamento de petróleos cujas características

implicam na necessidade de remoção de uma expressiva parcela de compostos aromáticos com o

objetivo de conferir qualidade adequada aos lubrificantes, o esquema de produção de

lubrificantes e parafinas efetua a desaromatização logo após a separação dos cortes por

destilação, conforme Figura 3.9, inversamente ao que acontece na RLAM.

CRU Destilados Rafinado

DESTILAÇÃO

ATMÓSFERICA

E A VÁCUO

DESAROMATIZAÇÃO

COM

FURFURAL

DESPARAFINAÇÃO

COM

MIBC

DESASFALTAÇÃO A

PROPANO

Desasfaltado

Desparafinado

HIDROACABAMENTO

Óleo Básico

Resíduo de Vácuo

Figura 3.9 – Diagrama de Blocos do Esquema de Produção de Lubrificantes e Parafinas

A capacidade inicial de produção de óleos básicos era de 250 000 m

/ano, passando após

a implantação do 2º conjunto e de sucessivas ampliações ao patamar de 650 000 m

/ano de óleos

básicos e 30 000 t/ano de parafinas.

Com o aumento da produção de petróleo na Bacia de Campos gerando, por conseqüência,

a necessidade de escoamento e processamento do gás natural associado, na década de oitenta

foram instaladas duas Unidades de Processamento de Gás Natural na refinaria. Estas Plantas

tinham como objetivo retirar produtos nobres do gás, como o GLP e a nafta, disponibilizando

para consumo um gás natural processado rico em metano com qualidade praticamente constante,

evitando variações de qualidade e riscos de condensação em pontos das tubulações de

distribuição.

Em 1989 entrou em operação a primeira Unidade de Hidrotratamento projetada pela

Petrobras. Esta Unidade tinha como objetivo produzir querosene de aviação a partir de querosene

oriundo de petróleo nacional, rico em compostos nitrogenados, que conferem instabilidade

química aos derivados. Permitia, também, o processamento de óleo diesel promovendo

expressiva redução no teor de enxofre deste derivado. A U-2700 entrou em operação com

capacidade de processar 5 000 m

/d de querosene ou 4 000 m

/d de óleo diesel.

Outras importantes unidades se seguiram conforme se observa na Tabela 3.9.

Tabela 3.9 – Novas Unidades da REDUC após 1990

TAG Unidade Ano

U-3100 Separação de Propeno Grau Polímero 1996

U-3200 Produção de MTBE 1997

U-3300 Recuperação de Enxofre 1998

U-2800 Hidrotratamento de Instáveis 2003

U-3400 Fracionamento de Líquidos 2004

A Unidade de Separação de Propeno, Grau Polímero, tem como objetivo a separação do

Propeno da corrente C

produzida na Unidade de Craqueamento Catalítico. Este propeno é

comercializado para a produção de polipropileno. A Unidade de Produção de metil-terc-butil éter

(MTBE) promove a reação de metanol com o isobuteno produzido no FCC, gerando um

“booster” de octanagem. A atual legislação brasileira não permite a adição de nenhum outro

oxigenado que não seja o álcool etílico na gasolina, o que limita esta produção à exportação. O

MTBE, porém, tem sofrido restrições com relação ao seu uso em vários países em função da

ocorrência de contaminação do lençol freático com prejuízos para a saúde da população atingida.

Está em estudo na Petrobras uma alternativa para a adaptação destas Unidades para a produção de

isooctano, também considerado “booster” de octanagem.

Depois de todos estes ciclos de crescimento, a REDUC se tornou uma refinaria complexa,

sendo a mais complexa do Sistema Petrobras. Porém, sua necessidade de crescimento

objetivando aproveitar novas oportunidades ainda não cessou. Está prevista para os próximos

anos uma seqüência de novas unidades que vão conferir ainda mais competitividade a esta

refinaria. A Tabela 3.10 mostra a capacidade destas futuras unidades e a previsão de entrada em

operação.

Tabela 3.10 – Futuras Unidades da REDUC

Unidade Ano Capacidade (m

/d)

Coqueamento Retardado 2008 5 000

Hidrotratamento de Nafta de Coque 2008 2 000

Hidrodessulfurização de Nafta Craqueada 2009 5 000

Hidrotratamento de Instáveis 2010 4 000

Hidrocraqueamento Catalítico 2013 5 500

Com este novo conjunto de Unidades, a REDUC estará preparada para o desafio de

atender um mercado cada vez mais exigente, tanto no que se refere aos combustíveis quanto aos

lubrificantes, oferecendo produtos com teores de enxofre inferiores a 50 ppm, processando

petróleos nacionais.

3.2.4 – Projetos da década de 60: REGAP e REFAP

As concepções originais da REGAP e da REFAP foram idênticas, envolvendo uma

Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo e uma Unidade de Craqueamento Catalítico,

privilegiando a produção de gasolina a partir do processamento de petróleos importados leves

com

API superior a 33 (MARTINS, 1977). Ambas as refinarias tinham como objetivo atender o

mercado regional, o que foi se tornando possível em função do aumento do número de refinarias

instaladas no território nacional. A REGAP destinaria sua produção para Minas Gerais, Goiás e

Brasília e a REFAP para o Sul do país.

A localização final da REGAP no município de Betim, às margens da Rodovia Fernão

Dias, distante aproximadamente 25 km de Belo Horizonte, foi definida em função da facilidade

do escoamento da produção. O nome, Gabriel Passos, teve como objetivo homenagear o político

mineiro que foi ministro das Minas e Energias, grande defensor do monopólio estatal de petróleo,

falecido em 1962. Esta refinaria entrou em operação em 30 de março de 1968, mas o oleoduto

Rio-Belo Horizonte (ORBEL) permitiu já no ano anterior o recebimento de derivados da

Refinaria Duque de Caxias.

Inicialmente estas refinarias apresentaram um conjunto de unidades semelhantes,

conforme apresentado na Tabela 3.11.

Tabela 3.11 – Configuração inicial da REGAP e da REFAP

Refinaria Unidade Carga inicial

/d)

Carga atual

/d)

Partida

Destilação Atmosférica e a Vácuo 7 150

12 000

1968

REGAP

Craqueamento Catalítico 1 920

3 200

1970

Destilação Atmosférica e a Vácuo 7 150

8 000

1968

REFAP

Craqueamento Catalítico 1 920

3 300

1970

Cada refinaria, porém, foi submetida a um diferente processo de evolução no seu esquema

de refino, após uma etapa inicial de ajustes de capacidade, aproveitando-se as folgas existentes

nos projetos. No final da década de setenta, a REGAP já processava 12 000 m

/d na Destilação e

2 600 m

/d no FCC, ao mesmo tempo a REFAP atingia patamares semelhantes. No início da

década seguinte a REGAP recebeu um segundo conjunto de unidades, contando a partir daí com

duas Destilações e duas Unidades de Craqueamento Catalítico. Além disso, recebeu à semelhança

da REVAP, a mais nova das refinarias brasileiras, um conjunto de Unidades de Hidrotratamento

passando a ter um conjunto de unidades de acordo com Tabela 3.12.

Tabela 3.12 – Evolução da REGAP 1982-1983

Unidade Carga inicial

/d)

Carga atual

/d)

Partida

Destilação Atmosférica e Vácuo II 10 000

12 000

1982

Craqueamento Catalítico II 3 000

3 800

1983

Hidrotratamento de Nafta Leve 1 800

1 800

1983

Hidrotratamento de Querosene 1 800

1 800

1983

Hidrotratamento de Óleo Diesel 2 600

2 600

1983

Adicionalmente, a REGAP passou a contar com uma Unidade de Coqueamento Retardado

no início da década de 90, melhorando expressivamente o seu perfil de produção de derivados.

Em 2004, recebeu, também, a sua primeira Unidade de Hidrotratamento de Instáveis, passando a

contar com um total de quatro unidades de hidrotratamento.

Já a REFAP seguiu um caminho distinto, recebendo apenas uma nova Unidade de

Destilação Atmosférica na década de 80. A grande expansão desta refinaria se deu no período

2002-2006 quando passou por um expressivo processo de modernização de suas instalações

passando a contar com o conjunto de unidades apresentado na Tabela 3.13, sendo que todas estas

unidades foram projetadas pela Petrobras.

Tabela 3.13 – Projeto de Modernização da REFAP: 2002-2006

Unidade Carga inicial (m

/d)

Hidrotratamento de Instáveis 4 000

Craqueamento Catalítico Resíduo 7 000

Coqueamento Retardado 2 000

Ambas as refinarias estão sendo submetidas a um processo de adequação do seu esquema

de refino para o atendimento às novas especificações de gasolina e óleo diesel, o que resultará

num aumento de sua complexidade no final da década.

3.2.5 – As Aquisições da RECAP e da REMAN

Em 01 de outubro de 1945, o Conselho Nacional de Petróleo através da Resolução n

resolvia:

Permitir, de acordo com a legislação em vigor, a instalação de refinarias no País, por companhias privadas,

utilizando inicialmente o petróleo importado, desde que a aparelhagem e o processo de operação sejam de

alto rendimento, a juízo do Conselho, consoante os projetos que foram apresentados pelos interessados.

Criava-se, assim, a possibilidade de um desenvolvimento do refino nacional pela

iniciativa privada. Os questionamentos eram muito expressivos na ocasião com relação ao

modelo a ser adotado. O compromisso entre os investimentos estatais e os da iniciativa privada

levaria à adoção de dois caminhos: a construção de uma refinaria com participação estatal e a

participação privada. Naquele momento apenas três pequenas destilarias, em regime de batelada,

se encontravam em operação no país.

A resolução n

01/45 do CNP orientava, também, que os interessados na instalação de

refinarias com capacidade de 10 mbl/d (1 590 m

/d) no Distrito Federal ou em São Paulo

deveriam apresentar uma série de documentos (CNP, 1945) no prazo de 30 dias para que

pudessem ser avaliados pelo órgão.

Em resposta às solicitações recebidas, foi emitida a Resolução n

2 em 18 de janeiro de

1946 onde se outorgava a autorização para a instalação de quatro refinarias aos concorrentes

apresentados na Tabela 3.14, e se estabelecia o prazo de 90 dias para que fosse cumprida uma

série de exigências (CNP, 1946).

Tabela 3.14 – Outorgas concedidas pelo CNP para construção de refinarias

Concorrente Estado Capacidade (m

/d)

Aristides de Almeida São Paulo 1 590

Alberto Soares de Sampaio Distrito Federal 1 272, possível expansão para 1 590

Drault Ernnany de Mello e Silva Distrito Federal 1 272, possível expansão para 1 590

Edgard Raja Gabaglia São Paulo 954

Na resolução n

5, de 21 de junho de 1946, as autorizações para Edgard Raja Gabaglia e

Aristides de Almeida foram revogadas por não terem cumprido as exigências necessárias, sendo

emitidas duas autorizações. O Título de Autorização n

753 concedido a Drault Ernnany de Mello

e Silva autorizava a Refinaria de Petróleos do Distrito Federal S.A. com capacidade inicial de 8

mbl/d (1 272 m

/d) que poderia ter a capacidade elevada para 10 mbl/d (1 590 m

/d) tão logo as

condições de mercado assim o permitissem. O Título de Autorização n

807 concedido a Alberto

Soares de Sampaio autorizava a Refinaria e Exploração de Petróleo União S.A. a instalar e

explorar uma refinaria em São Paulo com a capacidade de 20 mbl/d (3 180 m

/d). Ambas

refinarias encontraram uma série de dificuldades na implantação e só entraram efetivamente em

operação em 1954. No caso da Refinaria União foram utilizados os petróleos Kuwait, Árabe Leve

e Oficina na base de projeto. Estes petróleos apresentavam ºAPI na faixa de 32 a 34.

Adicionalmente, na resolução n

1, de 14 de março de 1952, o CNP outorgou autorização

ao requerimento de Isaac Sabbá e Cia Ltda para a construção de uma refinaria de pequeno porte

em Manaus, inicialmente de 2,5 mbl/d (397 m

/d). O Título de Autorização n

1088 (CNP, 1953)

já apresentava autorização para 5 mbl/d (795 m

/d) de petróleo peruano Ganso Azul.

O projeto da refinaria foi elaborado pela Southwestern Enginnering Company

(SOWECO), sendo a primeira refinaria brasileira a possuir uma Unidade de Craqueamento

Catalítico Fluido (FCC). A refinaria foi construída em ritmo acelerado, entrando em operação em

agosto de 1956. O petróleo Ganso Azul, proveniente da região de Pucallpa, Figura 3.10, era

transportado em barcaças de 25 000 barris cada uma, vencendo uma logística extremamente

desafiadora semelhante à experimentada na distribuição dos derivados produzidos por esta

refinaria.

Figura 3.10 – Localização da região de Pucallpa – Peru

A Tabela 3.15 apresenta a evolução da atual REMAN.

Tabela 3.15 - Refinaria de Manaus (atual REMAN)

Processo Capacidade inicial

/d)

Capacidade atual

/d)

Destilação Atmosférica 795

7 300

Destilação a Vácuo 477

1 400

Craqueamento Catalítico 318

500

Esta refinaria foi financiada pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e, a

partir de agosto de 1968, foi autorizada a refinar 2 mbl/d (318 m

/d) acima da sua capacidade

original de projeto (CNP, 1968). Foi adquirida pela Petrobras em 30 de dezembro 1971, passando

a ser chamada de REMAN. Outra ampliação em 1996 permitiu o aumento de sua capacidade de

1 800 m

/d para 2 300 m

/d, e os estudos para implantação de uma Unidade de Destilação

Atmosférica para o processamento de petróleo Urucú produzido na região elevaram a capacidade

total de processamento da refinaria para 45,9 mbl/d (7 300 m

/d). À semelhança do que está

ocorrendo com a RECAP, encontra-se em andamento um processo de modernização desta

refinaria com o objetivo de se viabilizar a produção de óleo diesel e gasolina com teores máximos

de enxofre da ordem de 50 ppm.

A Tabela 3.16 mostra a evolução da capacidade de refino da atual RECAP.

Tabela 3.16 - Refinaria União (atual RECAP)

Processo Capacidade inicial

/d)

Capacidade atual

/d)

Destilação Atmosférica 3 180 7 800

Craqueamento Catalítico 3 021 3 180

Esta refinaria foi adquirida pela Petrobras em 1974, teve sua Unidade de Craqueamento

Catalítico (Thermal Catalytic Cracking) reprojetada em 1995, passando a operar como um RFCC

(Resid Fluid Catalytic Cracking). Está, atualmente, em processo de modernização de suas

instalações através da implantação de Unidades de Hidrotratamento com o objetivo de se

viabilizar a produção de óleo diesel e gasolina com teores máximos de enxofre da ordem de 50

ppm.

3.2.6 - A gigante REPLAN

A maior refinaria brasileira iniciou o processamento de petróleo em 2 de fevereiro de

1972, sendo inaugurada três meses depois. A refinaria foi construída em mil dias, atingindo a

meta traçada. A chamada refinaria do Planalto (REPLAN) teve sua localização fortemente

influenciada pelos seguintes fatores: facilidade de escoamento da produção, boas condições de

abastecimento de água e a existência de uma zona industrial na região. A princípio, o objetivo era

localizar a refinaria próximo ao grande centro consumidor paulista, então abastecido pela RECAP

e RPBC, mas por conta da disponibilidade de água optou-se pela localização entre dois rios,

Jaguari e Atibaia, formadores do Rio Piracicaba. Outro fator importante foi a doação para a

Petrobras de uma área com 950 hectares da antiga Fazenda São Francisco pela prefeitura do

Município de Paulínia. A maior refinaria da Petrobras teve suas obras iniciadas em julho de 1969

chegando a empregar, no pico da obra, cerca de 10 mil trabalhadores.

A capacidade inicial de processamento era de 126 mbl/d (20 034 m

/d) e o esquema de

refino consistia de uma Destilação Atmosférica e a Vácuo e uma Unidade de Craqueamento

Catalítico, processando inicialmente petróleos leves como o Árabe Leve, Abu-Dabi e até

condensados. A Tabela 3.17 mostra a configuração inicial da refinaria.

Tabela 3.17 – Configuração inicial da REPLAN

Unidade Carga inicial

/d)

Destilação Atmosférica 20 000

Destilação a Vácuo 10 000

Craqueamento Catalítico 5 500

Esta configuração é básica em um esquema de refino voltado para a produção de óleo

diesel e gasolina com requisitos de qualidade menos rígidos, não contando com unidades de

hidrotratamento. A Figura 3.11 apresenta as Unidades da REPLAN na sua configuração inicial.

Figura 3.11 – Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo e Unidade de Craqueamento

Catalítico

Este trem de processamento foi replicado posteriormente com a entrada do 2º conjunto de

Unidades fazendo com que a refinaria passasse a ocupar a posição de maior refinaria brasileira

em termos de capacidade de processamento.

Em 1974, quando entrou em operação a segunda Unidade de Destilação Atmosférica (a

seção de vácuo só entrou em operação sete anos depois), o RAT foi destinado para a produção de

óleo combustível que dispunha na ocasião de expressivo mercado. Esta unidade, assim como a

primeira, com o aprendizado de operação e pequenas modificações, teve sua capacidade de

processamento elevada sensivelmente. As obras da segunda Unidade de Craqueamento

Catalítico, iniciadas em 1975 foram interrompidas, fazendo com que a configuração da REPLAN

no período 1974-1981 estivesse de acordo com a Tabela 3.18.

Tabela 3.18 – Configuração da REPLAN 1974-1981

Unidade Carga inicial

1º Conjunto (m

/d)

Carga inicial

2º Conjunto (m

/d)

Destilação Atmosférica 28 000

28 000

Destilação a Vácuo 10 000

---

Craqueamento Catalítico 7 500

---

No final da década de 70, em função das dificuldades no fornecimento de petróleo

provocadas pela guerra Irã-Iraque e o segundo choque do petróleo, a especificação de ponto de

fulgor e destilação do óleo diesel foi alterada, com conseqüente aumento da faixa de destilação.

Esta medida permitiu a utilização de frações mais leves e pesadas na composição deste derivado

que já apresentava naquela ocasião, elevado consumo. Verificou-se, então, que as unidades de

destilação da REPLAN em campanha “máximo diesel”, atingiam a capacidade de 24 000 m

/d,

alterando-se, mais uma vez, a capacidade de processamento desta refinaria. Adicionalmente, em

1981, entrou em operação a segunda Unidade de Destilação a Vácuo, ficando a configuração

conforme mostra a Tabela 3.19.

Tabela 3.19 – Configuração da REPLAN 1981-1992

Unidade Carga inicial

1º Conjunto (m

/d)

Carga inicial

2º Conjunto (m

/d)

Destilação Atmosférica 24 000

24 000

Destilação a Vácuo 10 000

10 000

Craqueamento Catalítico 7 500

---

Com o aumento da produção de petróleo nacional e redução do mercado de óleo

combustível tornou-se necessário dotar a refinaria de condições econômicas de operação. Foi

promovido, então, um ajuste do seu esquema de refino com a entrada em operação da segunda

Unidade de Craqueamento Catalítico cuja obra havia sido interrompida (esta Unidade entrou em

operação em 1992), uma Unidade de Coqueamento Retardado e uma Unidade de

Hidrotratamento de Instáveis (entraram em operação em 1999). Os projetos básicos da HDT e da

Unidade de Coqueamento Retardado foram realizados pela Petrobras. Em 2004, este conjunto foi

duplicado, passando a refinaria a contar com dois trens de processo completos: Destilação

Atmosférica e a Vácuo, Craqueamento Catalítico, Coqueamento Retardado e Hidrotratamento de

Instáveis. A Figura 3.12 mostra estas Unidades.

Figura 3.12 – Unidade de Hidrotratamento de Instáveis e Unidade de Coqueamento Retardado

A situação atual da refinaria está apresentada na Tabela 3.20.

Tabela 3.20 – Configuração atual da REPLAN

Unidade Carga inicial

1º Conjunto (m

/d)

Carga inicial

2º Conjunto (m

/d)

Destilação Atmosférica 27 200

30 000

Destilação a Vácuo 13 000

17 000

Craqueamento Catalítico 7 500

8 500

Hidrotratamento Instáveis 5 000

5 000

Coqueamento Retardado 5 000

5 000

Atualmente, a Refinaria de Paulínia responde por cerca de 20% de todo o refino de

petróleo no Brasil. Sua história de crescimento de capacidade de processamento e complexidade,

porém, não para por aqui, já que se encontra em andamento uma série de empreendimentos que

lhe conferirão maior capacidade de superar os desafios, e, conseqüentemente, melhores condições

de rentabilidade. A Tabela 3.21 mostra estes projetos e o ano previsto para entrada em operação.

Tabela 3.21 – Novos Projetos da REPLAN

Unidade Ano

Destilação Atmosférica I (ampliação) 2009

Destilação Vácuo I (ampliação) 2009

Separação de Propeno 2009

Duas HDS Nafta Craqueada 2010

HDT Nafta de Coque 2010

Reforma Catalítica 2010

Coqueamento Retardado 2012

HDT Instáveis 2012

3.2.7 – As mais recentes: REPAR e REVAP

As duas mais recentes refinarias foram concebidas com o objetivo de conferir à Petrobras

uma capacidade de refino de 1 300 mbl/d (206 700 m

/d) até o final da década de 80. A

configuração inicial delas foi diferente da adotada na REPLAN, optando-se por esquemas de

refino mais complexos do que os considerados até então. Enquanto a REPAR (Refinaria

Presidente Getúlio Vargas), que entrou em operação em 1977, trazia uma Unidade de

Desasfaltação a Propano, a REVAP contava com três Unidades de Hidrotratamento processando,

respectivamente, nafta, querosene e óleo diesel.

Com relação à localização, a REPAR foi construída a 25 quilômetros de Curitiba, no

município de Araucária. A refinaria ocupou uma área de 10 milhões de metros quadrados, com

aproximadamente 20% de área construída, e o restante de áreas verdes naturais conservadas

(REPAR, 2006). Na sua concepção original contava com as Unidades apresentadas na Tabela

3.22.

Tabela 3.22 – Configuração inicial da REPAR

Unidade Carga inicial

/d)

Destilação Atmosférica e a Vácuo 20 000

Craqueamento Catalítico 6 500

Desasfaltação a Solvente 4 500

Os projetos básicos destas Unid ades foram elaborados pela Japan Gasoline Corporation

(JGC). Com o passar dos anos uma série de modificações nestas Unidades resultou em um

significativo aumento da capacidade de processamento. A Figura 3.13 mostra a refinaria na sua

configuração atual.

Figura 3.13 – Configuração atual da REPAR

Além disso, em 2004 entrou em operação uma Unidade de Hidrodessulfurização de Óleo

Diesel projetada pela Petrobras. A situação atual desta refinaria é descrita na Tabela 3.23.

Tabela 3.23 – Configuração atual da REPAR

Unidade Carga inicial

/d)

Destilação Atmosférica e a Vácuo 32 000

Craqueamento Catalítico 9 200

Desasfaltação a Solvente 5 100

Hidrodessulfurização de Óleo Diesel 5 000

Atualmente, encontram-se em fase de implantação os seguintes novos projetos para a

REPAR, com previsão de entrada em operação para o período 2008-2010: ampliação da

Destilação Atmosférica e Vácuo, Unidade de Separação de Propeno, HDS Nafta Craqueada,

Coqueamento Retardado, HDT Nafta de Coque, Reforma Catalítica e HDT Instáveis.

A Refinaria do Vale do Paraíba, REVAP, localizada em São José dos Campos possui uma

área equivalente à da REPAR. Sua construção foi iniciada em 01 de fevereiro de 1974 (REVAP,

2005), entrando em operação em 24 de março de 1980. A Tabela 3.24 apresenta a configuração

inicial da refinaria.

Tabela 3.24 – Configuração inicial da REVAP

Unidade Carga inicial

/d)

Destilação Atmosférica e Vácuo 30 000

Craqueamento Catalítico 9 000

Hidrotratamento de Nafta 3 000

Hidrotratamento de Querosene 3 500

Hidrotratamento de Óleo Diesel 6 500

A opção por um esquema de refino com Unidades de Hidrotratamento representa o

primeiro passo significativo em busca da melhoria da qualidade dos derivados. Em 1993, entrou

em operação a Unidade de Desasfaltação a Solvente projetada pela Petrobras, viabilizando o

aumento da oferta de carga para a Unidade de Craqueamento Catalítico. Esta unidade sofreu

sucessivas modificações de processo viabilizando o aumento gradativo da carga processada,

atingindo, atualmente, 14 000 m

/d. A Figura 3.14 mostra uma imagem atual da REVAP.

Figura 3.14 – Configuração atual da REVAP

No que tange à Unidade de Destilação Atmosférica o mesmo processo resultou em um

aumento de capacidade para 40 000 m

/d, sendo esta atualmente a maior Unidade de Destilação

no Brasil.

A REVAP é hoje responsável pelo abastecimento de aproximadamente 15% do mercado

brasileiro. Encontra-se, também, em franco processo de modernização, e estará contando no

período 2008-2010 com as seguintes novas unidades: Separação de Propeno, HDS Nafta

Craqueada, HDT Nafta de Coque, Reforma Catalítica, Coqueamento Retardado e HDT Instáveis.

3.2.8 – As Particulares: Ipiranga e Manguinhos

As duas refinarias particulares existentes hoje no Brasil foram concebidas antes da

existência da Petrobras. Ambas apresentam uma pequena capacidade de processamento, o que

gera dificuldades expressivas quanto à economicidade de sua operação. Além disso, suas

configurações não sofreram expressivas modificações ao longo dos últimos anos, o que vai

representar um grande desafio mantê-las em operação num cenário cada vez mais exigente no

que tange à qualidade de produtos.

Com relação à configuração inicial destas refinarias, podem-se destacar diferenças

interessantes de configuração. A Refinaria de Manguinhos não apresenta Unidade de Destilação a

Vácuo, o que obrigatoriamente implica na necessidade de processamento de petróleos leves. A

configuração é simples ainda dispondo de processos térmicos de conversão do resíduo

atmosférico (Unidades de Craqueamento Térmico e Viscoredução). Em 1989, com a proibição da

utilização do chumbo tetraetila como “booster” de octanagem, tornou-se necessária a implantação

de uma Unidade de Reforma Catalítica, que entrou em operação em 1992. Esta refinaria foi

adquirida pela Repsol-YPF após a quebra do monopólio estatal e necessita de investimentos para

superar os desafios que se apresentam para a indústria do refino, principalmente, na questão de

atendimento às especificações dos derivados e exigências ambientais. Suas unidades industriais

encontram-se, atualmente, fora de operação, operando apenas a parte de transferência e

estocagem para a comercialização de derivados, produzidos por misturas de frações de petróleo

compradas no mercado nacional ou internacional.

Já a refinaria da Ipiranga apresenta um esquema de refino semelhante aos originais das

demais refinarias da Petrobras com Destilação Atmosférica e a Vácuo e Craqueamento Catalítico.

A capacidade atual das Unidades destas refinarias é apresentada na Tabela 3.25.

Tabela 3.25 – Capacidade atual em m

/d da Refinaria de Manguinhos (OIL&GAS, 2006) e

Ipiranga (IPIRANGA, 2006)

Processo Manguinhos

Ipiranga

Destilação Atmosférica 2 226

2 544

Destilação a Vácuo ---

795

Craqueamento Catalítico ---

550

Craqueamento Térmico 600

---

Viscorredução 1 000

---

HDT Nafta 477

---

Reforma Catalítica 477

---

3.2.9 – A Especial: LUBNOR

A concepção desta refinaria data do início da década de 60 quando se decidiu investir na

implantação de uma fábrica de asfalto no Ceará. Em 24 de junho de 1966, foi inaugurada a

Fábrica de Asfalto de Fortaleza (ASFOR). Inicialmente, a Unidade processava 450 m³/dia de

petróleo pesado venezuelano. Esta refinaria não possui torre de Destilação Atmosférica, sendo o

petróleo dessalgado enviado diretamente para a Torre de Vácuo. Ao longo dos anos, passou por

várias ampliações, atingindo atualmente a capacidade de processamento de 1.100 m³/dia

(LUBNOR, 2006).

Um importante aspecto que deve ser lembrado diz respeito à importante iniciativa de se

substituir o petróleo importado por petróleos nacionais. O petróleo venezuelano Bachaquero

deixou de ser processado nesta refinaria, passando-se a processar uma mistura de petróleos

nacionais pesados como o Fazenda Alegre, Fazenda Belém e Jubarte.

Outro aspecto importante foi a instalação de uma Unidade de Processamento de Gás

Natural em 1987 e a entrada em operação em 1998 da primeira Unidade de Produção de

Lubrificantes Naftênicos da Petrobras. Esta Unidade tem como objetivo hidrotratar determinadas

faixas de gasóleos produzindo os lubrificantes básicos naftênicos. A Figura 3.15 apresenta esta

Unidade.

Figura 3.15 – ULUB – Unidade de Produção de Lubrificantes Naftênicos

Com esta iniciativa, a ASFOR passou a ser chamada LUBNOR (Lubrificantes do

Nordeste).

3.3 – Conclusão

Conforme se pode observar, a configuração do Parque de Refino brasileiro foi sendo

alterada significativamente ao longo dos anos em função da mudança dos cenários externos, tanto

de qualidade dos produtos quanto da matéria prima processada.

O capítulo 5 apresentará a evolução dos cenários e do Parque tanto no que se refere ao

aumento da capacidade quanto à complexidade, permitindo deste modo uma adequada

visualização da extensão destas alterações. A análise destes dados indica como os esquemas de

refino sofrem mudanças ao longo do tempo.

4 – Indicadores de Evolução do Refino Brasileiro

A história do Parque de Refino Brasileiro se desenvolveu sob os cenários mais diversos:

desde a inexistência de capacidade de refino à escassez de petróleo; desde especificações

extremamente simplificadas até as atualmente adotadas para o querosene de aviação com dezenas

de itens; desde a necessidade de importar todo o petróleo processado até a possibilidade de

processar unicamente petróleo nacional. Sob cenário tão diversificado, a configuração dos

esquemas de refino foi continuamente sendo alterada. Será apresentado neste capítulo como esta

estrutura foi sendo modificada, assim como a evolução da capacidade de refino e do grau de

complexidade das instalações adotando-se uma periodização de cinco anos desde 1935 até 2005.

Será apresentada, também, a evolução das especificações dos derivados (gasolina e óleo diesel),

assim como a mudança do perfil da matéria prima. Outro ponto importante que será abordado diz

respeito à evolução da preocupação com as questões ambientais no projeto de novas Unidades e

no equacionamento de problemas antigos.

4.1 – Capacidade de Refino

A capacidade de refino brasileira, cujo marco inicial foi a Destilaria Riograndense, vem

crescendo continuamente, se situando, em vários momentos de nossa história, em patamar

superior ao mercado interno, fazendo com que existisse uma acentuada ociosidade no parque de

refino. Atualmente, o Brasil está em mais um ciclo de déficit de refino, o que indica a

necessidade de investimento em aumento de capacidade. A Figura 4.1 apresenta uma relação

entre capacidade de refino e o mercado brasileiro nas últimas décadas, ilustrando a questão. É

importante ressaltar que não basta atingirmos um determinado patamar de refino, mas deve-se ter

um perfil de produção adequado ao mercado que se deseja atender.

Percentual

103

109

143

121

109

101 101

100

110

120

130

140

150

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Ano

Percentual

103

109

143

121

109

101 101

100

110

120

130

140

150

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Ano

Figura 4.1 – Relação entre a Capacidade de Refino e o Mercado Total Brasil

Ao longo do tempo, a concepção de refinarias de pequeno porte foi dando lugar à

implantação de refinarias com elevada capacidade. Em função disto, o acréscimo de cada nova

refinaria passou a impactar significativamente na capacidade de refino total do país. A Figura 4.2

ilustra esta evolução e o impacto causado por cada novo empreendimento. Outro aspecto

interessante que se pode observar é o aumento de capacidade por aproveitamento das folgas de

projeto e pela introdução de pequenos projetos de engenharia. Em termos práticos, uma refinaria

com capacidade de destilação da ordem de 300 mil bl/d surgiu a partir destas ações no período

1995 a 2005.

Capacidade de refino (mil bl/d)

1 1 8

132

315

517

694

1199

1419

1448

1530

1772

1901

500

1000

1500

2000

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Ano

Capacidade de refino (mil bl/d)

1 1 8

132

315

517

694

1199

1419

1448

1530

1772

1901

500

1000

1500

2000

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Ano

Figura 4.2 – Evolução da Capacidade de Refino Brasileira

Pode se observar o monopólio bem exercido pela PETROBRAS através do incremento na

capacidade de refino. Em 1955, um ano após sua criação, o patamar era de 77 mil bl/d

(12 243 m

/d), evoluindo para 1199 mil bl/d (190 141 m

/d) em 1980, o que corresponde a um

acréscimo de quase dezesseis vezes. Existe, também, um impacto causado pela qualidade do

petróleo na capacidade de processamento. Algumas refinarias, em função do aumento do

percentual de petróleo nacional pesado na sua carga processada, sofreram redução na sua

capacidade de processamento ao longo da sua história. Este impacto não se observa nas curvas

apresentadas já que existiu uma compensação pelo aumento de capacidade em outras refinarias

fazendo com que sempre houvesse uma elevação na capacidade de processamento total no Brasil.

As refinarias desativadas também não significaram problemas já que eram todas de pequena

capacidade.

A situação atual brasileira é de liderança na América do Sul e no Caribe, ocupando o 12º

lugar no mundo em termos de capacidade total, sendo responsável por 2% da capacidade de

refino mundial. A Tabela 4.1 apresenta os vinte países com maior capacidade de refino

(OIL&GAS JOURNAL, 2006), e que apresentam capacidade de processamento superior a um

milhão de barris por dia. Na América do Sul e Caribe apenas Brasil e Venezuela superam esta

marca.

Tabela 4.1 – Capacidade de Refino em janeiro de 2006

Posição

País Número de

refinarias

Capacidade total de refino

(mil bl/d)

1 Estados Unidos 131 17 126

2 China 51 6 246

3 Rússia 41 5 341

4 Japão 31 4 672

5 Coréia do Sul 6 2 577

6 Alemanha 15 2 428

7 Itália 17 2 324

8 Índia 17 2 255

9 Arábia Saudita 7 2 095

10 Canadá 21 2 017

11 França 13 1 980

12 Brasil 13 1 908

13 Reino Unido 11 1 877

14 México 6 1 684

15 Irã 9 1 451

16 Singapura 3 1 337

17 Venezuela 5 1 282

18 Espanha 9 1 272

19 Holanda 6 1 222

20 Taiwan 4 1 220

Outra informação interessante diz respeito às maiores refinarias do mundo. A Tabela 4.2

mostra a capacidade total de processamento e local onde foram construídas as nove refinarias

com capacidade superior a 500 mil b/d (OIL&GAS JOURNAL, 2006).

Tabela 4.2 – Maiores refinarias do mundo em capacidade de processamento

Posição

Nome Local Capacidade total de

refino (mil bl/d)

1 Paraguana Refining Center

Cardon/Judibana, Falcon,

Venezuela

940

2 SK Corp. Ulsan, Coréia do Sul 817

3 Reliance Petroleum Ltd. Jamnagar, Índia 660

4 LG-Caltex Yosu, Coréia do Sul 650

5 ExxonMobil Refining &

Supply Co.

Jurong/Pulau Ayer Chawan,

Singapura

605

6 ExxonMobil Refining &

Supply Co.

Baytown, Texas – Estados

Unidos

563

7 Saudi Arabian Oil Co.

(Saudi Aramco)

Ras Tanura, Arábia Saudita

550

8 S-Oil Corp. Onsan, Coréia do Sul

520

9 ExxonMobil Refining &

Supply Co.

Baton Rouge, Lousiana –

Estados Unidos

501

Refinarias com pequena capacidade de processamento e baixa complexidade têm maiores

dificuldades de sobrevivência num cenário de margens de refino reduzidas. A média mundial

hoje entre as 662 refinarias em operação é de 129 mil bl/d (20 511 m

/d), enquanto a brasileira é

superior, atingindo 147 mil bl/d (23 373 m

/d). Estes números nem se comparam com os

adotados no parque de refino da Coréia do Sul, onde as seis refinarias apresentam uma média de

429 mil bl/d (68 211 m

/d), embora tenham baixa complexidade.

A situação brasileira, porém, é muito interessante já que o aumento na disponibilidade de

petróleo nacional, conjugado ao crescimento do mercado interno, tem gerado forte interesse em

aumentar esta capacidade, fazendo com que o Brasil esteja caminhando para alcançar, no início

da próxima década, o grupo dos dez maiores refinadores do mundo.

4.2 – Petróleos Processados

O Parque de Refino brasileiro foi projetado utilizando-se como base petróleos importados,

então disponíveis no mercado internacional, e que apresentavam elevado ºAPI. Esta característica

implica numa produção elevada de derivados leves e médios de maior valor, sem a necessidade

de unidades de conversão, gerando, portanto, um Esquema de Refino simples. A Tabela 4.3

apresenta os petróleos utilizados na base de projeto das unidades de Destilação Atmosférica e

Vácuo das refinarias da PETROBRAS (MARTINS, 1977). Adicionalmente, são apresentados os

valores médios do ºAPI de projeto e os valores médios processados em 2005 (Dados compilados

pelo autor).

Tabela 4.3 – ºAPI Médio da Base de Projeto das Unidades de Destilação e ºAPI Médio em 2005

Refinaria Petróleo (base de projeto) ºAPI projeto API em 2005

REVAP Árabe Leve, Kuwait, Safaniya 34 24

REPAR Baiano, Kuwait, Abu Dhabi 36 26

REPLAN Baiano, Safaniya, Abu Dabhi 36 26

REGAP Árabe Leve, Baiano, Lagotreco 34 25

REFAP Árabe Leve, Baiano, Lagotreco 34 32

RECAP Kuwait, Árabe Leve, Oficina 34 29

REMAN Ganso Azul 39 46

RPBC Árabe Leve, Baiano 34 25

REDUC

(U-1210)

Baiano, Árabe Leve, Lagomar,

Tia Juana, Nova Olinda

34 26

REDUC Árabe Leve, Basrah, Lagomedio 33 33

RLAM Dom João, Baiano, Kuwait,

Safaniya, Árabe Leve

36 30

LUBNOR

Boscan 17 14

Como se pode observar, a diferença entre a base de projeto e o patamar atualmente

processado é expressiva. Excetuando-se a LUBNOR, refinaria voltada para a produção de

asfaltos e, conseqüentemente, projetada para o processamento de petróleos de baixo ºAPI, a

REMAN afetada pela descoberta do petróleo Urucu e os dois conjuntos voltados para a produção

de lubrificantes e parafinas da REDUC, todas passaram a processar petróleos mais pesados.

Com relação ao conjunto de petróleos processados ao longo do tempo nas refinarias da

PETROBRAS, a Tabela 4.4 ilustra a variabilidade do elenco e a expressiva predominância de

crus importados de diversas origens, nas fases iniciais do refino no Brasil (MARTINS, 1977).

Tabela 4.4 – Petróleos Processados no BRASIL

1956 1966 1976

Nacionais:

Baiano

Carmópolis

Dom João

Importados:

Abqaiq

Árabe Leve

Oficina

Tia Juana

Nacionais:

Baiano

Carmópolis

Importados:

Aghajari

Árabe Leve

Árabe Pesado

Bachaquero

Basrah

Boscan

Lagomedio

Muhanoviskaja

Nigeriano

Pillon

Recón – Lacocinco

Recón – Lagotreco

Rio Zulia

Romanshinskaja

Nacionais:

Alagoano

Baiano

Carmópolis

Importados:

Abu Dabhi

Árabe Leve

Árabe Pesado

Arzew

Bachaquero

Basrah

Boscan

Fereidoon

Iraniano Leve

Iraniano Pesado

Kirkuk

Kuwait

Lagomedio

Mandji

Nigeriano

Ras al Kafji

Ras Gaharib

Recón – Lagotreco

Recon Merey

Rumaila

Sarir

Sasan

Shiviyacu

Ural

Zarzaitine

Zueitina

Com as descobertas da Bacia de Campos e os investimentos em exploração e produção

nas décadas de 80-90, a PETROBRAS foi aumentando o processamento de petróleos nacionais,

mais pesados que os importados, o que implica em um acréscimo na produção de óleo

combustível, produto de menor valor agregado, ou seja, de menor interesse econômico.

Adicionalmente, a oferta de gás natural, seja o produzido no Brasil, ou o gás boliviano, reduziu o

mercado de óleo combustível. Em função disto, o Brasil passou a ser exportador deste derivado.

A Figura 4.3 apresenta a exportação brasileira de óleo combustível ao longo dos últimos anos

(ANP, 2007).

109

128

103

100

120

140

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Exportação de óleo combustível (mil bl/d)

Ano

109

128

103

100

120

140

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Exportação de óleo combustível (mil bl/d)

Ano

Figura 4.3 – Exportação de Óleo Combustível

As características do petróleo nacional não podem ser generalizadas, já que dispomos, na

verdade, de uma ampla gama de petróleos diferentes produzidos no Brasil. Existe, porém, uma

tendência, notadamente nos poços da Bacia de Campos, que são responsáveis pelo fornecimento

de aproximadamente 80% do petróleo produzido no país, de se processar crus com maiores teores

de compostos nitrogenados que geram instabilidade química nos derivados, além de efeitos

nocivos aos catalisadores de processo. Outras questões são a sua acidez naftênica mais elevada e

o baixo

API, o que acelera o processo de degradação das instalações e o aumento do rendimento

das frações pesadas (gasóleos e resíduo de vácuo).

Em função destas características tornou-se necessário estabelecer um processo de

adequação metalúrgica gradativa das instalações das refinarias que passaram a processar estes

petróleos em percentuais mais elevados (PERISSÉ, 2004). Além disto, a capacidade de conversão

de resíduo de vácuo, com a implantação de unidades de coqueamento retardado começou a ser

incrementada a partir do aumento da disponibilidade dos petróleos produzidos no Brasil (LEITE,

2001). A Figura 4.4 ilustra a queda do ºAPI do petróleo processado ao longo dos anos (Dados

compilados pelo autor) fruto do aumento do processamento do petróleo nacio nal nas refinarias

brasileiras.

31,4

30,5

28,7

29,2

28,6

28,9

29,2

29,8

31,0

31,2

30,7

29,0

31,1

30,3

31,0

31,2

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

API

Ano

31,4

30,5

28,7

29,2

28,6

28,9

29,2

29,8

31,0

31,2

30,7

29,0

31,1

30,3

31,0

31,2

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

API

Ano

Figura 4.4 – ºAPI médio do Petróleo Processado no Brasil

Outra informação interessante, e que se complementa com a expressa acima, é o

percentual do petróleo nacional processado que é apresentado na Figura 4.5.

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Figura 4.5 – Percentual do Petróleo Nacional Processado no Brasil

Como se pode observar nessa figura, o patamar de 80% já atingido em 2002 se mantém,

tornando necessárias algumas medidas que possibilitem o processamento econômico do petróleo

nacional, minimizando-se as trocas de petróleo. Atualmente, pratica-se a exportação de petróleos

nacionais pesados e a importação de petróleos mais leves para aumento da produção de óleo

diesel, produto que ainda apresenta déficit em relação ao mercado.

No Capítulo 6 serão apresentados os empreendimentos já em avaliação, assim como

possíveis alternativas que confiram ao nosso parque de refino condições de processar o petróleo

nacional de forma economicamente interessante.

4.2.1 – Preço para os Petróleos

Um aspecto muito importante para o desenvolvimento de qualquer modelo de

planejamento do refino é o estabelecimento de uma estimativa para o preço dos petróleos. Uma

interessante metodologia é apresentada pelo Energy Sector Management Assistance Programme

(ESMAP) que é gerenciado pelo Banco Mundial. Sua missão é promover a aplicação da energia

na redução da pobreza e no crescimento econômico em bases ambientalmente responsáveis. Sua

preocupação está relacionada ao fato das diferenças de composição entre crus de diversas origens

implicarem em diferentes rendimentos dos derivados, na necessidade de processos mais

complexos de modo a se atender às especificações vigentes, ou até na inviabilidade de seu

processamento em refinarias que não possuem determinados processos.

No caso da indústria do petróleo de muitos países em desenvolvimento, surge uma forte

dependência da exportação de petróleo para o equilíbrio de sua balança comercial.

Consequentemente, a definição do preço do petróleo de modo a se obter uma previsão das

receitas com esta venda torna-se muito importante. Obviamente, não existem projeções

disponíveis para os mais de 160 tipos de petróleo comercializados atualmente no mundo

(ENERGY INTELLIGENCE, 2004). Em função disto, estabelecer uma base de comparação entre

eles e os principais petróleos de referência torna-se interessante. Estes petróleos são os North Sea

Brent e West Texas Intermediate que apresentam as características indicadas na Tabela 4.5.

Tabela 4.5 – Características dos Petróleos de Referência

Petróleo ºAPI Enxofre total(%m/m) Acidez Total(mg KOH/g)

North Sea Brent 38,3 0,37 0,07

West Texas Intermediate 39,4 0,44 0,09

As três características apresentadas acima são determinadas por testes práticos, usuais na

indústria do petróleo, e permitem uma identificação preliminar das características do petróleo e

do grau de complexidade de uma refinaria para processá-lo economicamente, gerando derivados

de maior valor agregado. Quando um determinado petróleo se mostra adequado às características

do esquema de refino e necessidades de mercado de um elevado número de refinarias, ele recebe

um prêmio em relação aos petróleos que só podem ser processados em um pequeno número de

instalações ou apresentam um baixo rendimento dos produtos requisitados pelo mercado.

O API mede a densidade do petróleo e permite uma primeira comparação entre eles,

sendo expresso pela fórmula:

API = 141,5/d

60/60

-131,5

A densidade expressa na fórmula é o resultado da relação entre a massa específica do

petróleo a 60

F e a massa específica da água na mesma temperatura. Quanto maior o API, menor

a densidade e, consequentemente, maior o potencial de produção de derivados leves, o que

possibilita o processamento deste petróleo em refinaria com pequena capacidade de conversão.

Pode se inferir, então, que o preço de um petróleo será maior na medida em que ele apresente um

API superior ao do petróleo de referência.

O teor de enxofre do petróleo também oferece uma informação importante, e impacta no

seu preço final. Quanto maior o teor de enxofre do petróleo, maior este teor nos derivados

existindo uma tendência de concentração nas frações mais pesadas. Deste modo, torna-se

importante a remoção do enxofre em unidades de hidrotratamento visando atender às

especificações dos produtos definidas pela legislação de cada país. De modo a se dimensionar o

impacto desta questão nos esquemas de refino basta mencionar que a especificação já praticada

em alguns países para o óleo diesel é de 50 ppm de enxofre máximo, ou seja, 0,005% m/m.

Quanto maior o teor de enxofre de um dado petróleo, portanto, maior a complexidade da refinaria

necessária para processá-lo economicamente, já que se torna necessário, além da remoção deste

enxofre, a existência de um conjunto de unidades que viabilizem a produção do enxofre ou de

algum outro insumo, como por exemplo, ácido sulfúrico, para utilização interna na refinaria ou

comercialização.

A acidez total, por sua vez, gera problemas no processamento do petróleo, em função da

corrosão nos equipamentos. Uma refinaria precisa adaptar a metalurgia de alguns sistemas de

modo a processar estes petróleos, ou adotar a estratégia de misturá-los com outros de menor

acidez. Qualquer que seja a estratégia adotada, a existência de acidez no petróleo implica numa

penalidade em seu preço, reduzindo seu valor comercial. Este parâmetro passou a ter uma

importância maior em função da crescente oferta de petróleos ácidos no mercado mundial, e, no

caso brasileiro, assume papel preponderante já que a produção brasileira apresenta elevada acidez

total em diversos campos já em produção em nossa Plataforma Continental.

Para efeito de comparação, a tabela 4.6 apresenta estas três características (API, acidez e

teor de enxofre) de alguns petróleos nacionais.

Tabela 4.6 – Propriedade de Petróleos Nacionais

Petróleo API Enxofre total

(%m/m)

Acidez Total

(mg KOH/g)

Albacora 28,3 0,44 0,15

Baiano 36,5 0,06 0,11

Cabiúnas 25,5 0,47 0,66

Caravela 40,7 0,08 0,03

Fazenda Alegre 13,2 0,31 0,80

Fazenda Belém 12,7 1,23 1,24

Marlim Leste 17,8 0,68 3,01

Marlim P-33 19,9 0,74 1,07

Marlim Sul 16,1 0,77 2,22

RGN Mistura 29,5 0,33 0,46

Urucu 45,6 0,05 0,01

O modelo desenvolvido (BACON, 2005), baseado em dados de mercado de 56 diferentes

petróleos, apresenta os seguintes resultados e considerações:

- cada grau API superior ao do petróleo referência resulta num aumento de US$

0,007/US$ do preço Brent;

- cada 1% em massa do teor de enxofre acima do petróleo referência resulta numa redução

de US$ 0,056/US$ do preço Brent;

- cada 1 mg KOH/g de petróleo acima do petróleo referência resulta numa redução de

US$ 0,051/US$ do preço Brent;

- baixo nível de acidez total, inferior a 0,5 mg KOH/g de petróleo, não é considerado

capaz de gerar problemas de corrosão;

- utilização do parâmetro acidez total, apesar da acidez naftênica apresentar melhor

correlação com os problemas de corrosão, em função da maior disponibilidade de informações

sobre acidez total de petróleos;

- o petróleo mais leve considerado foi o Griffin (API 55,1) e o mais pesado é o Marlim

(API 20,1);

- com relação ao enxofre o mais rico foi o Lloyd blend (3,5%) e o de menor teor, o Belida

(0,02%);

- o petróleo mais ácido foi o Duri (1,27 mg KOH/g de petróleo).

A Figura 4.6 mostra qual seria o “spread”, diferença entre o preço do petróleo referência

Brent e alguns petróleos brasileiros, baseado no modelo acima, considerando o preço do petróleo

de referência Brent de 60 US$/bbl. Como se pode observar, na cesta de petróleos brasileiros,

estão disponíveis petróleos com valor intrínseco superior à referência, mas o Marlim com

API

em torno de 20 apresenta uma diferença da ordem de 11 US$/bbl abaixo da referência. Vale

ressaltar que alguns dos petróleos brasileiros apresentam propriedades fora da faixa da

correlação.

Figura 4.6 – Spread para Petróleos Nacionais (US$/bbl com Brent a 60 US$/bbl)

A questão do valor do petróleo e dos derivados é crucial de modo a se viabilizar

economicamente a instalação de uma nova refinaria, ou mesmo na decisão sobre adequação das

instalações. Por exemplo, um elevado “spread” entre derivados leves e pesados aponta para a

viabilidade do aumento de conversão em uma refinaria, reduzindo-se a produção de óleo

combustível, ou viabilizando o processamento de petróleos mais pesados.

Levando-se em conta as questões referentes à presença dos compostos nitrogenados nos

derivados de petróleo, apresenta-se na Tabela 4.7, o valor do teor de nitrogênio nos petróleos que

foram analisados neste item.

Tabela 4.7 – Teor de Nitrogênio de Petróleos Nacionais e os de Referência

Petróleo Nitrogênio total

(%m/m)

Brent 0,07

Baiano 0,14

Cabiúnas 0,34

Caravela 0,04

Fazenda Alegre 0,33

Fazenda Belém 0,53

Marlim Leste 0,54

Marlim P-33 0,47

Marlim Sul 0,55

RGN Mistura 0,16

Urucu 0,01

Obs: Pode-se citar o valor de referência limite de 0,25 %m/m para definir os petróleos

considerados de alto teor de nitrogênio.

4.3 – Especificação dos derivados

A gama de produtos de uma refinaria de petróleo é enorme. Diversos são os derivados

comercializados conforme se observa na Figura 4.7. Como, porém, a gasolina e o óleo diesel

respondem por aproximadamente dois terços do mercado total de derivados, optou-se por avaliar

neste capítulo a evolução na especificação destes dois derivados apenas.

GASOLINA

SOLVENTES

ÓLEO DIESEL

ASFALTO

TÉRIA

PRIMA P/

GASOLINA E GLP

MATÉRIA

PRIMA

PETROQUÍMICA

NAFTA PETROQUÍMICA

LUBRIFICANTES

ÓLEO COMBUSTÍVEL

LUBRIFICANTES

QUEROSENE AVIAÇÃO

ÓLEO DIESEL

QUEROSENE ILUMINAÇÃO

COMBUSTÍVEIS DOMÉS

TICOS E

DUSTRIAIS

GASÓLEO

ATMOSFÉRICO

GASÓLEOS

DE VÁCUOS

RESÍDUO

DE VÁCUO

QUEROSENE

NAFTAS

GLP

Figura 4.7 – Produtos de Petróleo (FARAH, 1989)

Dentre os produtos energéticos (combustíveis e gases em geral) destacam-se, além da

gasolina e do óleo diesel, que serão analisados em maiores detalhes, o GLP, o querosene de

aviação, o coque e o óleo combustível. Dentre os não-energéticos, destacam-se as parafinas, os

lubrificantes, o asfalto e os petroquímicos (propeno, tolueno, xileno, etc). Este grupo apresenta

um valor agregado muito superior ao do grupo dos energéticos, porém sua demanda é

substancialmente menor.

A realidade brasileira atual é bem distinta comparada à configuração inicial do parque

nacional quando havia um cenário de grande dependência de petróleo externo e baixo nível de

restrições ambientais. O óleo diesel era produzido diretamente, a partir das unidades de

Destilação Atmosférica e a Vácuo, sem necessidade de qualquer tratamento adicional. Em função

disto, a qualidade deste derivado ficava diretamente dependente das características do petróleo

processado. A expressiva oferta de petróleos com elevado teor de enxofre não afetava de forma

importante o refino, pois as especificações do óleo diesel nessa época eram pouco rígidas. Em

função disto, e de não haver nenhum expressivo avanço nas especificações no período de 1955 a

1993, conforme se observa na Tabela 4.8 construída a partir das resoluções dos órgãos

reguladores, verifica-se a inexistência de unidades de hidrotratamento, que poderiam remover

este contaminante. Poder-se-á observar, também, que o item densidade não foi mais considerado

e o índice de cetano (índice obtido a partir de pontos da curva de destilação e da densidade do

óleo diesel, buscando representar o número de cetano) só passou a fazer parte da especificação

em 1980, substituindo o índice diesel (método não mais utilizado e que era obtido pelo produto

do Ponto de Anilina (

F) e o

API divididos por 100 (FARAH, 1989)).

Tabela 4.8 – Evolução da especificação do óleo diesel em termos de teor de enxofre

máximo (% massa/massa), densidade e índice de cetano de 1955 a 1989, de acordo com as

resoluções do Conselho Nacional do Petróleo-CNP

Resolução e data

29/11/55

12/3/63

25/4/67

30/10/73

9/3/76

22/01/80

% de enxofre máximo 1,0 1,0 1,0 1,3 1,3 1,3

15/4

0,82-0,86

- - - - -

Índice mínimo 48 (*) 48 (*) 48 (*) 48 (*) 48 (*) 45 (**)

(*) Índice Diesel

(**) Índice de cetano, calculado de acordo com ASTM D-976

Para se promover um avanço na questão ambiental no que se refere às emissões de SO

provocadas pelo elevado teor de enxofre foram necessárias as seguintes ações:

- implantação de unidades de hidrotratamento;

- modificação na alocação de petróleos;

- adoção de uma diferenciação no óleo diesel produzido, destinando um produto com

menor teor de enxofre para as regiões metropolitanas.

A redução do limite máximo do teor de enxofre a partir de 1994, já levou em conta esta

produção de dois tipos de óleo diesel, sendo um chamado de óleo diesel metropolitano, como

mostrado na Tabela 4.9 e o óleo diesel regular na Tabela 4.10. Além deste item da especificação,

outros dois itens têm sido objeto de negociação com as montadoras de veículos e os órgãos

ambientais: o número de cetano e a faixa de densidade. Ambos são apresentados nas tabelas

referenciadas.

Tabela 4.9 – Evolução da especificação do óleo diesel metropolitano de acordo com as

resoluções do Departamento Nacional de Combustíveis (DNC, 1993 a 1997) e de acordo com a

Agência Nacional de Petróleo (ANP, 2001 a 2006)

Tipo DNC N

20/12/93

DNC N

27/03/96

DNC N

13/08/97

ANP N

310

27/12/01

ANP N

17/07/06

% m/m enxofre máximo 0,5 0,5 0,2 0,2 0,05

20/4

0,82-0,88 0,82-0,88 0,82-0,88 0,82-0,865 0,82-0,865

Índice Cetano mínimo 45 45 45 45 45

Numero cetano mínimo 40 40 40 42 42

Tabela 4.10 – Evolução da especificação do óleo diesel regular de acordo com as

resoluções do Departamento Nacional de Combustíveis (DNC, 1993 a 1997) e de acordo com a

Agência Nacional de Petróleo (ANP, 2001 a 2006)

Tipo DNC N

20/12/93

DNC N

27/03/96

DNC N

13/08/97

ANP N

310

27/12/01

ANP N

17/07/06

% m/m enxofre máximo 1,0 1,0 0,5 0,35 0,20

20/4

0,82-0,88 0,82-0,88 0,82-0,88 0,82-0,88 0,82-0,88

Índice Cetano mínimo 45 45 45 45 45

Numero cetano mínimo 40 40 40 40 42

Atualmente, em função das características do petróleo brasileiro e pelo fato de que o uso

da correlação do índice de cetano (Método ASTM D-4737) não estar se mostrando efetiva para o

óleo diesel produzido em nossas refinarias para representar as características de combustão do

produto, o que dificulta a otimização da produção, as refinarias têm instalado equipamentos para

medição do número de cetano. A especificação brasileira determina que, em caso de dúvidas,

prevaleça o valor obtido na análise utilizando o motor. Este item da especificação é crítico para as

condições brasileiras e o impacto causado na configuração de nosso parque pela necessidade de

sua elevação será analisado no Capítulo 5.

Além da expressiva redução do teor de enxofre no período citado, houve um estreitamento

na faixa de densidade e aumento do número de cetano, notadamente do óleo diesel metropolitano.

O principal impacto desta evolução no nosso Parque é o aumento da severidade (pressão,

temperatura e do tempo de residência) da operação das unidades de hidrotratamento que foram

sendo projetadas. O objetivo passou a ser não apenas reduzir o teor de enxofre, mas reduzir o

percentual de correntes com baixo número de cetano e elevada densidade.

Vale ressaltar que a elevada demanda brasileira de diesel torna impactante algumas

alterações na especificação deste derivado, exigindo grandes somas de investimento. Outro ponto

que merece destaque diz respeito à utilização deste derivado. A legislação brasileira não permite

a utilização de óleo diesel em veículos leves. Para este tipo de veículo as exigências de número

de cetano são maiores que as dos veículos pesados, explicando as diferenças entre os valores

praticados aqui e na Europa. Nos Estados Unidos, de forma semelhante ao Brasil, não se praticam

elevados valores para o número de cetano, em termo de especificações conforme se observa na

Tabela 4.11.

Tabela 4.11 – Comparação do Número de Cetano

Brasil EUA Alemanha

Numero cetano mínimo 42 40 51

Tratando das questões relativas à produção de gasolina, a redução do teor de enxofre, ao

longo do tempo, é apresentada na Tabela 4.12. Foi adotada a premissa de apresentar o valor

máximo com a mistura com o álcool (gasolina C) desde o momento que a legislação brasileira

assim o definiu.

Tabela 4.12 – Evolução da especificação da gasolina C, em termos de teor de enxofre (%

m/m) de acordo com as resoluções do Conselho Nacional do Petróleo (CNP, 1955 a 1982) e

Agência Nacional de Petróleo (ANP, 1998 a 2001)

29/11/55

25/4/67

CNP-01

07/01/75

CNP-14

04/09/79

CNP-15

30/11/82

ANP-71

20/05/98

ANP-97

28/12/99

ANP-204

18/08/00

ANP-309

27/12/01

0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,15 0,10 0,10 0,10

Como se pode observar, a redução no teor de enxofre só se efetivou a partir do final da

década de 90 alavancado pela à implantação dos sistemas catalíticos de oxi-redução dos gases de

combustão. Tanto Europa quanto Estados Unidos estão, atualmente, em patamares de enxofre

inferiores a 50 ppm. A Figura 4.8 mostra o resultado desta evolução em termos de emissões de

para a atmosfera.

Figura 4.8 – Consumo de gasolina e emissões de SO

no Brasil (KREMER, 2002)

Esta figura é interessante porque mostra que apesar do aumento no consumo de gasolina

no país, o nível de emissões de SOx não aumentou significativamente. Outro ponto importante da

especificação da gasolina que deverá ser observado e que, com as instalações hoje existentes,

poderá representar outro grande desafio para o futuro é a sua composição. A Tabela 4.13

apresenta estes itens.

Tabela 4.13 – Evolução da especificação da gasolina C, em termos de teor de benzeno,

aromáticos e olefinas (% v/v) de acordo com as resoluções da Agência Nacional de Petróleo

(ANP, 1998 a 2001)

ANP-197

28/12/99

ANP-204

18/08/00

ANP-309

27/12/01

Benzeno 2 2 1

Aromáticos -- -- 45

Olefinas -- -- 30

A gasolina produzida no Brasil é rica em olefinas, uma vez que sua produção se dá a

partir da nafta craqueada obtida nas unidades de craqueamento catalítico. No Capítulo 5 serão

1985 1990 1995 2000 2006

5000

10000

15000

20000

25000

20000

25000

30000

35000

40000

50000

15000

10000

5000

2500

2000

1500

1000

Teor de Enxofre (ppm)

Consumo

m³

Tonelada/ano de SOx

Ano

Consumo

m³

Tonelada/ano de SOx

apresentadas as possíveis soluções para o nosso parque, não só no que tange à redução do teor de

enxofre, que ainda é muito elevado, mas também no que se refere à composição.

4.4 – Complexidade

O índice de complexidade de Nelson (Wilbur L Nelson) é o mais antigo e tradicional na

indústria do petróleo para comparação de refinarias. Sua primeira versão surgiu em artigos

publicados em 1960 (NELSON, 1961), tornando-se parte da história desta indústria. Este

professor da Universidade de Tulsa, nos Estados Unidos, foi também durante muitos anos editor

técnico da Oil and Gas Journal, revista tradicional na indústria do petróleo. A proposta de Nelson

logo despertou muito interesse, sendo analisada em inúmeros artigos ao longo daquela década,

culminando com uma série de artigos (NELSON, 1976) onde são estabelecidos os fatores usados

neste trabalho. O seu objetivo era permitir a comparação de refinarias com diferentes esquemas

de refino, tentando-se colocá-las numa mesma base. Essa sistemática é muito utilizada por

consultorias na área de Petróleo, como a Solomon Associates que utiliza metodologia

semelhante, obtendo índices ligeiramente diferentes dos apresentados por Nelson, já que levam

em consideração alguns itens referentes a unidades auxiliares. Os dados de empresas de

consultoria, porém, costumam ser objeto de acordo de confidencialidade, e não estão,

normalmente, disponíveis para uso público. O conceito de complexidade é também utilizado em

processos de venda e aquisição de refinarias ou em estudos de desempenho, já que se torna

possível a partir desta parametrização, a realização de comparações com referências bem

estabelecidas.

No caso de Nelson, este índice se restringe às unidades de processamento (Inside Battery

Limits), não levando em consideração a geração de utilidades, ou outros itens como tancagem,

terminais, etc. O principal objetivo é o de permitir uma visão da complexidade da refinaria, do

seu custo de reposição e do impacto da adição de novas unidades, viabilizando-se, assim, a

comparação entre grupos de refinarias. Esta simplificação também é necessária porque

dificilmente encontram-se disponíveis informações confiáveis sobre os sistemas auxiliares de

tancagem e geração de utilidades. Torna-se importante, portanto, um cuidado adicional na

comparação dos valores de complexidade obtidos na literatura de modo a se levar em conta as

premissas utilizadas.

O conceito explorado por Nelson leva em conta que as refinarias possuem pelo menos

uma Unidade de Destilação Atmosférica (UDA), tendo sido desenvolvido, então, um conjunto de

fatores a partir de uma relação de custos de instalação entre cada unidade e a destilação

atmosférica. Por exemplo, se uma UDA custava 1.000 US$/(bl/d) e uma Unidade de

Craqueamento Catalítico 6.000 US$/(bl/d), esta Unidade passava a ser considerada como tendo

um fator de complexidade 6.

A proposta foi criar fatores relacionados aos custos comparados com a UDA e se calcular

a capacidade equivalente de destilação, permitindo-se, desta forma, a comparação. O cálculo é

feito em duas etapas. Primeiramente se faz a multiplicação da capacidade das Unidades que

compõem determinado Parque de Refino pelos fatores específicos, e, então, se somam as

parcelas, obtendo-se a Capacidade Equivalente de Destilação (CED). A divisão da CED pela

capacidade da UDA gera o índice de complexidade de Nelson, permitindo-se inferir o grau de

complexidade de uma refinaria. Quanto maior este número, maior o potencial de agregar valor ao

petróleo processado. Os fatores apresentados por Nelson nos artigos já citados sofreram várias

alterações ao longo do tempo, sendo que os expressos na Tabela 4.14 serão os utilizados nas

estimativas deste trabalho.

Tabela 4.14 – Fatores de Complexidade (NELSON, 1976)

Unidade Fator

Destilação Atmosférica 1,0

Destilação a Vácuo 2,0

Processos Térmicos 2,8

Coqueamento Retardado 6,0

Craqueamento Catalítico 6,0

Reforma Catalítica 5,0

Hidrocraqueamento Catalítico 6,0

Alquilação 10,0

Lubrificantes 60,0

Asfalto 1,5

Geração de Hidrogênio (Mcfd)

1,0

Hidrorrefino 3,0

Isomerização 15,0

Obs: No que tange às Unidades de Hidrorrefino, estudos mais atualizados apontam para fatores

superiores a 3 de acordo com a severidade da unidade.

A partir dos fatores de complexidade e da capacidade das Unidades de Processamento de

uma dada refinaria poder-se-á calcular seu índice de complexidade. Adotando como exemplo

uma refinaria com a configuração a seguir, tem-se o cálculo apresentado na Tabela 4.15:

- Unidade de Destilação Atmosférica com 100 mil bl/d;

- Unidade de Destilação a Vácuo de 50 mil bl/d;

- Unidade de Craqueamento Catalítico de 25 mil bl/d.

Tabela 4.15 – Cálculo do Índice de Complexidade

Unidade Capacidade

(mil lb/d)

Fator Produto (Capacidade x Fator)

Destilação Atmosférica 100 1 100

Destilação a Vácuo 50 2 100

Craqueamento Catalítico 25 6 150

CED 350

Neste caso, o índice de Complexidade, calculado como a relação entre o CED e a

capacidade da Unidade de Destilação Atmosférica seria de 3.5.

Um elevado índice de complexidade indica as seguintes características para uma refinaria:

- capacidade de produzir derivados com qualidade superior, atendendo a mercados mais

exigentes;

- possibilidade de processamento de petróleos mais pesados tendo em vista sua capacidade de

conversão das frações pesadas em frações leves de maior valor agregado.

Para efeito de comparação, este trabalho considera que uma refinaria pouco complexa terá

um índice inferior a 3, refinarias com complexidade intermediária atingem valores na faixa de 6 a

10, e valores superiores a 10 indicam uma refinaria de elevada complexidade com capacidade de

processar petróleos pesados, ácidos, com alto teor de enxofre, produzindo derivados com elevado

padrão de qualidade.

A Figura 4.9 apresenta a complexidade média calculada de acordo com a capacidade de

refino reportada (OIL&GAS JOURNAL, 2006) de alguns países.

7,4

7,8

10,3

7,1

7,5

7,6

6,8

4,4

3,5

2,4

6,2

JapãoAlemanha EUA MéxicoCanadá Reino

Unido

Brasil Rússia Arábia

Saudita

China Mundo

Índice de Complexidade

País

7,4

7,8

10,3

7,1

7,5

7,6

6,8

4,4

3,5

2,4

6,2

JapãoAlemanha EUA MéxicoCanadá Reino

Unido

Brasil Rússia Arábia

Saudita

China Mundo

Índice de Complexidade

País

Figura 4.9 – Índice de Complexidade em janeiro de 2006 do refino em alguns países

Como se pode observar o patamar atual brasileiro é compatível com a média mundial,

estando abaixo dos países mais industrializados. É interessante ressaltar que esta média se refere

a um universo de 662 refinarias, totalizando uma capacidade de refino superior a 85 milhões de

barris diários. Com a adoção de especificações mais rígidas para os derivados, conforme previsto

até o final da década, o Brasil se moverá na direção de um patamar semelhante ao que estes

países ocupam atualmente.

Outros dois indicadores interessantes que podemos utilizar para comparar diferentes

refinarias são:

- a relação entre a capacidade de hidrorrefino (capacidade das unidades de

hidrotratamento somadas à das unidades de hidroconversão) e a capacidade de destilação (HDR);

- a relação entre a capacidade de conversão de correntes de vácuo (gasóleos e resíduo de

vácuo) e a capacidade de destilação (CONV).

A posição brasileira no que tange a CONV é semelhante à apresentada no cálculo do

índice de complexidade, estando o Brasil em patamar inferior aos países mais industrializados,

embora um pouco acima da média mundial. Isto se dá, basicamente, em função da concepção

inicial do parque de refino nacional baseado em unidades de craqueamento catalítico para a

produção de gasolina. Já no que se refere à capacidade de hidrorrefino, a posição brasileira é

muito frágil, sendo significativamente inferior à média mundial. Esta situação demonstra a

grande lacuna existente atualmente no parque brasileiro, e explica porque a PETROBRAS está

em processo de franca expansão de sua capacidade de hidrotratamento de modo a atender a

padrões superiores de qualidade para a gasolina e o óleo diesel. A Tabela 4.16 ilustra bem esta

situação.

Tabela 4.16 – Relação Capacidade de Hidrorrefino (HDR) e Capacidade de Conversão (CONV)

França 67 27

Itália 66 48

Canadá 62 47

Coréia do Sul 46 13

Rússia 42 16

Arábia Saudita 33 18

Brasil 22 33

Índia 13 27

Conforme se pode verificar pelos números apresentados acima, o Brasil encontra-se em

posição de desvantagem no que se refere à configuração do seu parque de refino. As ações

necessárias para solucionar esta defasagem serão apresentadas no capítulo 5.

É interessante, também, observar a evolução do parque de refino brasileiro ao longo dos

anos. A Figura 4.10 mostra o crescimento do índice de complexidade em períodos de 5 anos.

País

HDR (%)

CONV (%)

Japão 97 25

Alemanha 97 36

Estados Unidos 85 56

China

Média Mundial 56 32

1,0 1,0 1,0

1,5

1,1

3,9

3,6

3,2

5,1

4,7

5,5

5,8

6,1

6,0

6,8

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Índice de Complexidade

Ano

1,0 1,0 1,0

1,5

1,1

3,9

3,6

3,2

5,1

4,7

5,5

5,8

6,1

6,0

6,8

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Índice de Complexidade

Ano

Figura 4.10 – Evolução do Índice de Complexidade

Pode-se perceber a evolução de um parque de baixa complexidade no período de 1935 a

1955, quando as exigências de qualidade e demanda de produto e as características do petróleo

processado, não fomentavam a necessidade de parques de refino muito complexos. No período de

1960 a 1970, temos o início do ciclo de implantação de unidades de conversão da PETROBRAS

como um todo, notadamente de unidades de craqueamento catalítico, passando ao patamar da

ordem de 3,5. A partir de 1975, mantém-se a tendência de aumento da capacidade de

craqueamento, mas se inicia a implantação de Unidades de Coqueamento Retardado, Conjunto de

Lubrificantes, e na seqüência, as primeiras unidades de hidrorrefino. Este novo patamar

alcançado representa um parque de média complexidade. Vale ressaltar que em alguns momentos

de nossa história observou-se uma queda no índice de complexidade. Isto se dá sempre que o

impacto do aumento da capacidade de Destilação Atmosférica supera o peso ponderado das

demais unidades de processo que forem sendo instaladas.

No que se refere à evolução da capacidade equivalente de destilação apresentada na

Figura 4.11, observa-se que o crescimento é contínuo, ou seja, as desativações de unidades ou

refinarias não impactaram o crescimento do parque brasileiro em nenhum momento, pois foram

compensadas com folga pelas ampliações e instalações de novas unidades.

0 1 1 11

513

1140

1669

3534

5659

7746

8417

9316

10681

12915

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

CED (mil bl/d)

Ano

CED (mil bl/d)

0 1 1 11

513

1140

1669

3534

5659

7746

8417

9316

10681

12915

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

CED (mil bl/d)

Ano

CED (mil bl/d)

Figura 4.11 – Evolução da CED em mil b/d

Conforme analisado no Capítulo 3, a fase que vai do inicio do monopólio estatal até 1980,

se caracterizou pela entrada em operação de diversas refinarias, atingindo-se a auto-suficiência na

capacidade de refino no Brasil. A partir daí, o acréscimo se deu por conta de projetos de

conversão e hidrorrefino, para adequar o perfil do refino de acordo com a demanda e qualidade

de derivados exigidos pelo mercado. Também ocorreu significativo ganho na rentabilidade obtido

pelo aprendizado na operação e otimização das instalações existentes.

A evolução da capacidade de conversão (CONV), no mesmo ciclo de 5 anos, é

apresentada na Figura 4.12. Vale lembrar que a capacidade de conversão brasileira de gasóleo

está, praticamente, baseada em unidades de craqueamento catalítico, e a de resíduo de vácuo em

unidades de coqueamento retardado.

0 0 0

15 15

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Ano

Percentual

0 0 0

15 15

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Ano

Percentual

Figura 4.12 – Evolução da CONV

O primeiro ciclo de 1950 a 1970 se baseia exclusivamente na conversão de gasóleo, e o

segundo ciclo, de 1970 até hoje, combina esta opção com a conversão de resíduo de vácuo. Os

três níveis observados na Figura 4.12 podem ser definidos como:

CONV = 0% (esquema de refino muito simples com destilação de petróleos leves e

elevada produção de óleo combustível)

CONV = 14 a 16% (presença de unidades de craqueamento catalítico, aumentando a

produção de GLP e gasolina, com conseqüente redução na produção de óleos combustíveis)

CONV > 30% (presença de unidades de coqueamento retardado)

A necessidade de conversão aumenta na medida que o petróleo médio processado se torna

mais pesado. O nível ideal de conversão está associado ao petróleo processado. Para o caso

brasileiro, de acordo com as projeções de qualidade de petróleo, analisar-se-á qual o patamar

ideal a ser atingido. Este indicador não representa bem, isoladamente, a complexidade do refino

já que os derivados convertidos necessitam de hidrotratamento para se tornarem produtos com

qualidade adequada.

A evolução da capacidade de hidrorrefino (HDR) é apresentada na Figura 4.13. Os baixos

percentuais observados se contrastam com os apresentados para capacidade de conversão,

ressaltando as escolhas feitas no desenvolvimento do parque de refino brasileiro.

0 0 0 0 0 0

3 3

13 13

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Ano

Percentual

0 0 0 0 0 0

3 3

13 13

1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Ano

Percentual

Figura 4.13 – Evolução da HDR no Brasil

As primeiras Unidades tinham propósitos específicos de tratamento da nafta utilizada

como carga das unidades de reforma catalítica na REDUC e RPBC, removendo o enxofre que é

veneno para o catalisador destas unidades, ou promovendo o acabamento de lubrificantes e

parafinas na REDUC e RLAM. Nos países mais desenvolvidos se investiu fortemente em

unidades de hidrotratamento enquanto o Brasil se encontrava em crise, sem investimentos na

indústria como um todo, sendo que a PETROBRAS passou a investir, prioritariamente, em

exploração e produção de petróleo. Além disso, as especificações eram brandas e o CONAMA

atuava mais fortemente sobre a indústria automobilista. O ciclo de unidades para o tratamento de

combustíveis começou na década de 80, sofrendo um expressivo impulso recentemente. Como

foi comentado anteriormente, a capacidade de hidrotratamento é ainda uma grave deficiência no

parque de refino nacional, existindo uma grande defasagem entre a posição que ocupamos e a dos

países que praticam especificações mais rígidas para os derivados de petróleo, notadamente no

que se refere ao teor de enxofre.

4.5 – Reflexão

Enfim, o Brasil vive um momento muito especial em sua história do refino de petróleo. O

parque de refino brasileiro foi submetido ao longo dos anos a profundas alterações no que se

refere à matéria prima processada, ao perfil dos derivados demandados pelo mercado, além da

mudança das especificações dos produtos. Porém, as alterações necessárias para enfrentar os

desafios futuros serão ainda maiores. A disponibilidade do petróleo brasileiro, suas

características, aliadas ao crescimento das exigências ambientais, tanto nas refinarias quanto nos

seus produtos, vão mudar ainda mais radicalmente as configurações de nossas unidades.

No próximo capítulo far-se-á uma proposta das modificações que deverão ser

implementadas de modo a que o Brasil possa superar os inúmeros desafios que se apresentam

nesta relevante área do refino do petróleo.

5 – Refino Futuro

São inúmeras as possibilidades futuras em termos de esquemas de refino. As propostas

podem variar desde esquemas tradicionais com ênfase em hidrorrefino, até esquemas com forte

utilização de gás natural e biomassa, integrados a processos de bio-refino para acabamento de

combustíveis, tendo sempre como premissa o menor nível de emissões e de rejeitos industriais, e

que produzam derivados compatíveis com as demandas da sociedade.

Qualquer que seja o cenário pós 2020, porém, questões relacionadas a energias

alternativas, eficiência energética e impacto ambiental tornar-se-ão gradativamente mais

significativas, interferindo fortemente nas decisões relacionadas a alterações nos esquemas de

refino. Podem-se dividir as alternativas futuras, basicamente, em três possíveis cenários conforme

se observa na Tabela 5.1.

Tabela 5.1 – Evolução dos Esquemas de Refino para 2020 (MOURE, 2006)

Cenário Matéria-prima Mercado Processos Focos

Inercial Proporção crescente de

petróleos pesados

Combustíveis

tradic ionais e

mercado

crescente

Tradicionais Busca de maior

rentabilidade

Incremental Pré-tratamento de

petróleo nos campos

de produção

Hidrogênio como

combustível

Uso de

tecnologias

comprovadas

Integração com

petroquímica

Inovativo Gaseificação do

petróleo e integração

com gás e carvão

Novas

tecnologias

automotivas

Mudança de

paradigmas

tecnológicos e

produção de

energia renovável

Mínimo impacto

ambiental

Os cenários apresentados oferecem importantes balizadores que vão implicar em

diferentes escolhas para os próximos anos. A força motriz de cada cenário varia desde a questão

de qualidade dos petróleos processados, preços e meio ambiente, na medida que se sai do cenário

inercial até o inovativo. De modo a se escolher o melhor cenário para que se possam validar as

estimativas deste trabalho, serão analisadas as projeções da participação dos derivados de

petróleo no consumo energético mundial de duas fundamentadas equipes de pesquisa nesta área:

a Agência de Energia Americana (EIA) e a ExxonMobil. As Figuras 5.1 e 5.2 apresentam estas

projeções.

33%

26%

27%

Petróleo Gas Natural Carvão Nuclear Outros

Figura 5.1 – Projeção da Participação das Fontes de Energia Primária no Mundo em 2030

(EIA, 2006)

32%

24%

25%

19%

Petróleo Gas Natural Carvão Outros

Figura 5.2 – Projeção da Participação das Fontes de Energia Primária no Mundo em 2030

(EXXONMOBIL, 2006)

Em ambos os casos, a taxa de crescimento para as energias alternativas é elevada,

superando em alguns casos 10% ao ano. Apesar disto, sua participação não supera a das fontes

tradicionais no horizonte projetado. Em 2030, as participações do petróleo e do gás natural

somadas alcançam patamares superiores a 56%. Como se pode observar, portanto, as refinarias

ainda continuarão por mais algumas décadas sendo as fornecedoras dos insumos responsáveis por

um expressivo percentual da matriz energética mundial. Outro aspecto interessante, que também

se pode observar nestas previsões, é a preocupação ambiental que se traduzirá em alterações nas

refinarias e mudança nas especificações dos produtos.

Vale ser analisada uma interessante fonte brasileira, o Balanço Energético Nacional

(BEN), elaborado pelo Ministério das Minas e Energia, para mostrar a situação brasileira. A

Figura 5.3 mostra como nossa matriz energética apesar da forte participação da biomassa, o que é

atípico em relação ao restante do mundo, também é fortemente dependente do petróleo e gás

natural, totalizando 47,7%.

Figura 5.3 – Consumo Energético Brasileiro em 2005 (MME, 2006)

5.1 – Bases para definição do Refino Futuro

O objetivo deste capítulo é apresentar uma proposta acerca dos próximos passos que

deverão ser implementados na indústria do refino brasileira. Este conjunto de modificações terá

como fundamento o processamento de petróleo nacional pesado e ácido, e a produção de

derivados, notadamente gasolina e óleo diesel, de acordo com padrões de qualidade compatíveis

com os mercados mais exigentes.

Em razão deste quadro e da experiência do autor, optar-se-á pela avaliação do conjunto de

questões levantadas quanto a quatro vertentes, conforme apresentado na Tabela 5.2.

Tabela 5.2 – Evolução dos Esquemas de Refino até 2020

Matéria-prima Mercado Processos Focos

Proporção crescente de

petróleos pesados:

abordando as alterações

necessárias para se

viabilizar o

processamento de

petróleos pesados e

ácidos conforme os que

vêm sendo descobertos

no Brasil, sem pré-

tratamento no campo

Combustíveis

tradicionais e

mercado crescente:

tratando das questões

relacionadas à

demanda e as

modificações nas

especificações que

vão gerar a

necessidade de

alterações nos

esquemas de refino

Uso de tecnologias

comprovadas:

ressaltando o papel

fundamental da

conversão e do

Hidrorrefino no

cenário futuro

brasileiro e

mundial, com a

utilização de

tecnologias

comprovadas

Integração com

petroquímica e

Mínimo impacto

ambiental: ratificando o

compromisso do

desenvolvimento

sustentado e da

integração com a

indústria petroquímica

Inercial Inercial Incremental Incremental/Inovativo

5.1.1 – Matéria Prima

Existem grandes divergências entre os diversos pesquisadores sobre a disponibilidade

futura de petróleo, oscilando as projeções do pico da produção mundial entre a próxima década e

o ano de 2050 (RIFKIN, 2003). A era do petróleo barato, porém, parece ter sido definitivamente

superada. Desta forma, a exploração de petróleos pesados e ultrapesados, em condições as mais

diversas, começa a se tornar economicamente atrativa em função do preço do petróleo no

mercado internacional. A produção de alguns destes petróleos na Plataforma Continental

brasileira já têm se mostrado economicamente viável, com os patamares de preço hoje praticados.

Além deles, existe a possibilidade de desenvolvimento da produção de petróleo sintético na Faixa

do Orinoco, na Venezuela, ou no norte do Canadá. Estima-se que o potencial de petróleo

ultrapesado nas reservas venezuela nas e canadenses seja da ordem de um trilhão de barris, valor

equivalente à produção mundial de petróleo desde o início de sua exploração até os dias de hoje

(SPELLINGS, 2006).

Com relação à qualidade do petróleo a ser processado, projeta-se uma contínua redução

API, implicando na necessidade de aumento da capacidade de conversão, notadamente da

hidroconversão, face às exigências em termos de demanda e qualidade que se almeja para os

derivados. O caso brasileiro é extremamente interessante tendo em vista que as descobertas de

petróleo no Brasil forjaram a necessidade de avanços tecnológicos na indústria do refino para

viabilizar o seu processamento. Algumas ações já se encontram em fase de implantação, e têm

permitido o aproveitamento da produção nacional em nossas instalações, mas muito ainda há para

se fazer. De modo a apresentar estas questões de forma sintética, optar-se-á pela análise do efeito

de três características isoladamente:

- elevada acidez naftênica;

- baixo

API;

- elevado teor de nitrogênio.

5.1.1.1 – Acidez Naftênica

Os petróleos que foram inicialmente processados no Brasil não eram ácidos. Esta questão

se tornou significativa após a descoberta de petróleos na Bacia de Campos. A Tabela 5.3 mostra a

acidez naftênica de alguns dos petróleos importados e nacionais, além dos respectivos cortes

obtidos em seu fracionamento.

Tabela 5.3 – Acidez Naftênica expressa em mg KOH/g (PETROBRAS, 2007b)

Importados Tradicionais Novos

Bonny

Light

Árabe

Extra-

Leve

Baiano

Cabiúnas

Marlim

P-35

Golfinho

Jubarte Marlim

Sul

Petróleo 0,15 0,06 0,11 0,66 1,09 0,03 2,93 2,22

Querosene 0,08 0,22 0,04 0,18 0,10 0,03 0,46 2,05

Diesel 0,14 0,07 0,18 1,00 1,30 0,04 3,60 3,10

Gasóleo 0,23 0,04 0,15 1,30 1,90 0,05 5,10 3,80

O valor de 0,5 mg KOH/g de petróleo pode ser considerado um limite para definir se o

petróleo é ácido (BACON, 2005). Como se pode observar, nenhum dos petróleos importados

listados supera este limite, assim como os petróleos inicialmente descobertos no Brasil na região

Nordeste como, por exemplo, o petróleo Baiano. O petróleo Cabiúnas, obtido a partir de uma

mistura de petróleos de vários poços da Bacia de Campos, trouxe os primeiros impactos e a

necessidade de se iniciar um programa de adaptação metalúrgica das Unidades de Destilação que

passaram a processá-lo, principalmente nas linhas de transferência após os fornos e na torre de

vácuo. Os valores de acidez elevados para o gasóleo explicam a motivação para esta decisão.

Com o advento do campo gigante Marlim, ocorreu um aumento do escopo das ações necessárias,

já que a acidez naftênica deste petróleo se mostra ainda mais crítica nos cortes de vácuo e no

próprio petróleo. É interessante ressaltar que, de uma forma geral, algumas das refinarias

brasileiras estão hoje adaptadas em termos metalúrgicos para um limite de 1 mg KOH/g. As

novas descobertas, porém, ampliarão ainda mais os desafios conforme se verifica na comparação

dos valores de acidez. Estes valores elevados têm se apresentado, inclusive, nos cortes

atmosféricos: óleo diesel e querosene. A Figura 5.4 mostra como deverá ser significativo este

deslocamento no pico da acidez no sentido das frações mais leves, para alguns dos novos

petróleos descobertos.

Figura 5.4 – Comparação Acidez Naftênica em mg KOH/g do destilado (CALMON, 2006)

Dentro da ótica do pré-tratamento no campo, foram investigadas as rotas que têm como

objetivo promover uma redução da acidez. Nenhuma delas, até o momento, tem se mostrado

muito promissora, não havendo ainda nenhum caso de aplicação comercial. A Figura 5.5 mostra

estas rotas e os estágios em que se encontram.

Remoção da

Acidez

HDT

Petróleo

Tratamento

Térmico

Neutralização

Esterificação

Bioneutralização

Adsorção

HDT

Petróleo

Tratamento

Térmico

Neutralização

Esterificação

Bioneutralização

Adsorção

Laboratório

Bancada

Piloto

Ausência de

Comprovação

Industrial

Uso de

Inibidores

Figura 5.5 – Rotas Alternativas para Redução da Acidez de Petróleos (CALMON, 2006)

Atual

–

ncentração da acidez nas frações de Diesel pesado e Gasóleos

de vácuo

Marlim Sul 16

API – Concentração da acidez no querosene e diesel leve

100

As análises econômicas têm mostrado que a melhor opção continua sendo a adaptação

metalúrgica de nossas instalações, além da adoção de misturas com petróleos nacionais com

baixa acidez. Esta dinâmica permitirá alcançar patamares de processamento da ordem de 50% de

petróleos com acidez da ordem de 3 mg KOH/g no Parque de Refino. As pesquisas continuam em

busca da consolidação tecnológica de uma rota que possa tratar o petróleo de maneira econômica,

reduzindo sua acidez. Considerar-se-á, porém, que para efeito da configuração do Parque de

Refino, a adaptação metalúrgica em curso, dotará, ao longo da próxima década, as refinarias de

condições adequadas para o processamento do petróleo nacional de elevada acidez naftênica.

5.1.1.2 – Baixo

API

Outro ponto interessante a ser enfocado é a questão da queda do grau

API que se reflete

diretamente no aumento do rendimento de produtos de menor valor agregado, além de restrições

de processamento, tendo em vista as bases de projeto das Unidades de Destilação. A Tabela 5.4

apresenta o valor desta propriedade para alguns petróleos recém descobertos ou iniciando sua

produção.

Tabela 5.4 –

API de Novas Descobertas (PETROBRAS, 2007b)

Petróleo Golfinho

Albacora

Leste

Cachalote

Marlim

Sul

Marlim

Leste

Jubarte

Alagoano

Bijupirá

Salema

API 40,9 19,6 18,6 16,1 17,8 17,1 37,4 29,5

Como se pode observar na tabela, existem, também, petróleos leves sendo descobertos. A

sua disponibilidade pode ser analisada como uma alternativa para participação na cesta de

petróleos de nossas refinarias, substituindo o petróleo importado. A Figura 5.6 apresenta a

projeção da produção de petróleo no Brasil, com forte crescimento da produção de petróleos

pesados, mas, também, uma crescente produção de petróleos leves, o que, de certa forma, atenua

os problemas de processamento.

101

Figura 5.6 – Projeção da Produção de Petróleo no Brasil (COSTA, 2007)

5.1.1.3 – Teor de Nitrogênio

Muitos dos petróleos mais recentemente descobertos, assim como os seus cortes

destilados, apresentam elevados teores de nitrogênio. A diferença, em relação aos crus

tradicionalmente processados, é muito significativa, e se acentua nos cortes mais pesados. Vale

ressaltar que a presença do nitrogênio nos cortes médios (querosene e óleo diesel) implica em

instabilidade química, causando problemas relacionados à formação de depósitos e alteração no

aspecto.

No que se refere aos cortes médios, foi necessário o desenvolvimento de tecnologias de

hidrotratamento (processo e catalisadores) de modo a se viabilizar a remoção do nitrogênio. No

caso da utilização de catalisadores de metal nobre, provável escolha com o aumento das

exigências da especificação do óleo diesel, tornar-se-á necessário um primeiro estágio de

tratamento para a remoção do nitrogênio, veneno para este catalisador, à semelhança do que

ocorre com a Unidade de Hidrocraqueamento.

Efeitos negativos da presença de elevados teores de nitrogênio na carga das unidades de

craqueamento já vêm sendo registrados, tanto no que refere à perda de conversão, quanto ao

aumento no consumo de catalisador. Estas questões, porém, vêm sendo solucionadas. Ou seja,

não se vislumbram obstáculos complexos a serem superados nesta área para os próximos anos.

102

5.1.1.4 – Premissas de qualidade de petróleo a serem adotadas

Em função das considerações apresentadas neste item, este trabalho considera que as

premissas apresentadas na Tabela 5.5 devam ser adotadas no planejamento do parque de refino

brasileiro.

Tabela 5.5 – Premissas de petróleo para planejamento do parque de refino brasileiro

Característica Premissa Fundamentação

API Atualmente o parque de refino

brasileiro permite o processamento,

em média, de petróleo com 29

API,

de maneira econômica. A adaptação

do parque para aumentar a

capacidade de processamento do

petróleo nacional possui viés

estratégico e econômico.

A produção de petróleos com

API

inferior a 25 é crescente, situando-se

sempre em patamares superiores a

60% da produção, conforme se

observa na Figura 5.6, com

predominância da faixa 20-25

API.

A faixa inferior a 18

API também

cresce continuamente.

Acidez naftênica Prosseguir com programa de

adaptação metalúrgica das unidades

de destilação, assim como outras

unidades que podem ser impactadas,

como HDT´s e FCC´s.

O percentual de petróleos ácidos em

produção vem crescendo nos últimos

anos, com a agravante da

distribuição desta acidez em cortes

leves conforme Figura 5.4.

Teor nitrogênio Considerar teor de nitrogênio

compatível com os encontrados nas

novas descobertas da Bacia de

Campos.

A presença deste contaminante no

petróleo tem reflexos na severidade

a ser definida para as futuras

unidades de hidrotratamento, assim

como nos níveis de emissão dos

óleos combustíveis produzidos.

5.1.2 – Mercado

Com relação à mudança na especificação da gasolina e do óleo diesel, pode-se estabelecer

um cenário que leve em consideração os crescentes requisitos ambientais e a melhoria do

desempenho dos novos motores. A partir destas duas vertentes, buscar-se-á estabelecer limites

que possam ser alcançados num horizonte até 2020. No caso do óleo diesel, considera-se que

103

teremos no Brasil dois tipos deste derivado por um largo período de tempo. A proposta da ANP

de se alcançar o patamar de 50 ppm de teor de enxofre para o diesel especial, e 500 ppm para o

diesel comum a partir de 2009, nos leva à hipótese de uma curva de aumento do percentual de

óleo diesel de menor teor de enxofre na medida em que os veículos novos forem entrando em

circulação. Este trabalho considera que esta transição se dará até o ano de 2015, quando poder-se-

ia conviver com dois outros tipos de óleo diesel, sendo um com 10 ppm e o outro com 50 ppm,

conforme apresentado na Tabela 5.6.

Tabela 5.6 – Proposta de evolução da especificação do óleo diesel no Brasil

Tipo 2009 2015 2020

500 ppm Comercializado Retirado ---

50 ppm Início Comercializado Retirado

10 ppm --- Início Único tipo

Os demais itens da especificação estariam associados ao tipo de óleo diesel. A Tabela 5.7

descreve a proposta, mostrando as alterações para o número de cetano e faixa de densidade. Neste

cenário, os dois tipos de óleo diesel seriam diferenciados de acordo com o uso, deixando o diesel

10 ppm para ser consumido somente por veículos leves no período 2015-2020.

Tabela 5.7 – Proposta de evolução da especificação do óleo diesel no Brasil

Item 500 ppm 50 ppm 10 ppm

Número de cetano mínimo 42 45 51

Faixa de densidade 0,82-0,865 0,82-0,86 0,82-0,855

A proposta apresentada acima demanda grande investimento em hidrorrefino, de modo a

se viabilizar a produção do derivado de maior demanda no Brasil. A Europa já apresenta limite

máximo para a densidade de 0,845 (d

15/15

) e numero de cetano mínimo de 51. Com relação à

gasolina, a proposta seria adotar patamares de especificação para três itens críticos, conforme

proposto na Tabela 5.8, caminhando em direção ao padrão europeu atual.

104

Tabela 5.8 – Proposta de evolução da especificação da gasolina no Brasil

Tipo 2009 2015 2020 Euro IV

Teor de enxofre máx ppm 50 30 10 50

Aromáticos máx %v/v 40 35 30 35

Olefinas máx %v/v 25 20 18 18

A Figura 5.7 ilustra a evolução do mercado brasileiro de acordo com as previsões da

PETROBRAS (AZEVEDO, 2006), totalizando, respectivamente, um mercado de 1766 mb/d em

2005, 2086 mb/d em 2010, 2344 mb/d em 2015 e 2680 mb/d em 2020.

10 10

5 5

11 11

1111

100

2005 2010 2015 2020

GLP Gasolina Nafta Diesel+QAv Óleo combustível Coque+outros

Figura 5.7 – Evolução do mercado brasileiro

As projeções de mercado, aliada às curvas previstas de produção de petróleo, levam o

Brasil a uma interessante situação no cenário mundial. Encontram-se, por isso, em andamento,

diversos estudos para ampliação da capacidade de refino brasileira.

5.1.2.1 – Premissas de mercado a serem adotadas

No que tange a questões relativas ao mercado, a tabela 5.9 mostra as premissas a serem

adotadas.

105

Tabela 5.9 – Premissas de mercado para planejamento do parque de refino brasileiro

Característica

Premissa Fundamentação

Qualidade da

gasolina

Redução gradativa dos teores de enxofre,

olefinas e aromáticos

Este processo vem se desenvolvendo

nos países com preocupação

ambiental e social.

Qualidade do

óleo diesel

Redução gradativa dos teores de enxofre.

Aumento do número de cetano e

estreitamento da faixa de densidade.

Este processo vem se desenvolvendo

nos países com preocupação

ambiental e social.

Mercado de

médios

Considerar um gradativo aumento da

relação entre a demanda de mercado de

óleo diesel em relação à demanda de

gasolina.

A gasolina sofre grande impacto de

fontes renováveis com o álcool e do

próprio gás natural. A Figura 5.7

mostra esta tendência.

5.1.3 – O Impacto Ambiental

O cenário inicial da indústria do petróleo, quando de sua instalação no Brasil, não levava

em conta questões ambientais. As primeiras refinarias não possuíam nenhum tipo de tratamento

de efluentes, fossem líquidos ou gasosos. Ao longo do tempo, estas preocupações levaram à

implementação de sistemas simples, que foram dando lugar a avançadas tecnologias de

tratamento e até reaproveitamento de alguns efluentes líquidos. Recentemente, de acordo com a

política da PETROBRAS de Desenvolvimento Sustentável, muito se tem investido nesta área,

promovendo-se até mesmo o fechamento de sistemas de resfriamento das refinarias que ainda

utilizavam água salgada. No que se refere, portanto, a efluentes líquidos as refinarias atuais já

caminham para um equacionamento de suas questões. A questão dos resíduos sólidos é menos

complexa, sendo mais um problema de gerenciamento do que de dificuldades tecnológicas a

serem transpostas. Estas questões já foram estudadas (MARIANO, 2001) e as soluções vêm

sendo, gradativamente, aplicadas no Parque de Refino brasileiro.

Contudo, em relação às emissões gasosas, muito ainda dever-se-á caminhar para atingir

um bom equilíbrio entre as necessidades da sociedade por produtos com menor impacto

ambiental e as próprias demandas, desta mesma sociedade, no que diz respeito aos impactos

provocados pelos processos produtivos. Basta lembrar que a tão propalada redução do teor de

enxofre dos derivados exige a produção de enormes quantidades de hidrogênio, e esta obtenção,

106

mantendo-se as tecnologias atualmente empregadas, resultaria num aumento das emissões de

. Ou seja, além das preocupações referentes às emissões de SO

e NO

, já tradicionais nesta

indústria, os efeitos decorrentes das emissões de CO

tornaram-se dignos de nota. Portanto, o

paradoxo existente é que, com o objetivo relevante de se atender à redução do enxofre no óleo

diesel e na gasolina, será implantado, nos próximos cinco anos, um conjunto de vinte e cinco

novas Unidades de Hidrotratamento no Parque de Refino brasileiro (PETROBRAS, 2005), o que

levará a um enorme aumento na necessidade de se produzir hidrogênio utilizando gás natural,

GLP ou nafta, como matéria-prima. Em função disto, o consumo específico de energia das

refinarias tenderá a aumentar expressivamente, exigindo um enorme esforço para que se

minimizem estes efeitos com a utilização de ferramentas de otimização energética, e adotando-se

alternativas tecnológicas para a produção de hidrogênio. Outras iniciativas como a

comercialização do CO

para a indústria de alimentos, sua utilização na recuperação terciária de

petróleo, sua injeção em aqüíferos situados a mais de mil metros de profundidade ou estocagem

em minas de carvão desativadas, passam a ter uma enorme importância no futuro. Outros dois

pontos importantes, embora ainda distante sob o ponto de vista econômico, são a recuperação de

nas chaminés e processos de conversão de coque para líquido (CTL – coke to liquids).

Ambos poderão gerar expressivo impacto no refino futuro.

Num futuro mais próximo, os desafios referentes a emissões de SO

e NO

vão resultar

em investimentos nas refinarias. Tanto legislações específicas de alguns estados como, por

exemplo, as do estado do Paraná, já em vigor, que estabelecem limites de emissões para os

projetos naquele estado, quanto as legislações nacionais (CONAMA, 2007), em fase de

conclusão, vão estabelecer parâmetros que servirão de base para esta transição. A Figura 5.8

mostra como estas preocupações vão resultar no desenvolvimento de novas tecnologias.

107

Figura 5.8 – Sistema de Biofiltragem (ALMEIDA, 2007)

Neste sistema de biofiltragem, as emissões de hidrocarbonetos são evitadas, sem agressão

ao meio ambiente. Sistemas como este reduzirão, expressivamente, o impacto dos processos que

geram emissões atmosféricas.

Outro aspecto que impactará a configuração da refinaria será a crescente necessidade de

produção de combustíveis limpos. Neste cenário, teremos viabilidade de implantação de

Unidades para a conversão do gás natural em combustíveis líquidos através da tecnologia Gas to

Liquid (GTL). Esta Unidade poderá ser integrada ao esquema de refino, aproveitando-se as

sinergias existentes entre ela e as demais unidades de processamento que compõem uma

refinaria. Esta alternativa dependerá, fortemente, da disponibilidade e preço do gás natural, o que

não parece muito provável no horizonte dos próximos dez anos, mas poderá ser significativa após

2015. Outra interessante opção em avaliação é a produção do dimetil éter (DME) como opção à

gasolina ou óleo diesel. As rotas de produção poderão envolver gás natural e etanol e até mesmo

utilizar resíduos da agricultura. A grande vantagem do DME está na área ambiental já que sua

queima não resulta em emissão de particulados, nem SO

já que não possui enxofre.

5.2 – Metodologia utilizada

Para a definição das alterações necessárias na configuração das refinarias brasileiras, as

seguintes premissas devem ser consideradas:

- qualidade do óleo diesel (teor de enxofre, densidade e número de cetano) conforme

Tabelas 5.6 e 5.7;

108

- qualidade da gasolina (teor de enxofre, octanagem, teor de olefinas e aromáticos)

conforme Tabela 5.8;

- demanda de combustíveis conforme Figura 5.7;

- qualidade do petróleo processado (API, teor de enxofre e acidez) conforme Figura 5.6.

No que se refere às Unidades de Processamento servem de base:

- a situação atual do Parque de Refino brasileiro, conforme informações consolidadas no

Capítulo 4;

- os rendimentos das frações, diferenciados em função do petróleo processado;

- o consumo específico de energia, hidrogênio e catalisadores de acordo com cada

Unidade;

- as diferentes severidades de hidrotratamento.

A análise dos resultados obtidos permite identificar as necessidades de modificações no

Parque de Refino, tanto no que se refere à capacidade de conversão, quanto na necessidade de

hidrotratamento adicionais, não existindo preocupação em se avaliar a necessidade de acréscimo

na capacidade de refino no país.

5.2.1 – Exemplo da Aplicação da Metodologia

Para melhor entendimento da metodologia utilizada, apresenta-se sua aplicação numa

refinaria de pequena complexidade, constituída, basicamente, de uma destilação atmosférica e um

craqueamento catalítico de resíduo, conforme apresentado na Figura 23 do Apêndice I. Esta

refinaria processando o petróleo Golfinho, cujas características estão apresentadas nas Tabelas

5.3 e 5.4, apresenta os rendimentos de destilado expressos na Tabela 5.10. Vale ressaltar que a

gama de petróleos processados é grande, variando, inclusive, na mesma refinaria.

Tabela 5.10 – Rendimentos do Petróleo Golfinho na Destilação Atmosférica

Fração %v

GLP 1

Nafta 23

Querosene 15

Diesel 31

RAT 30

109

O rendimento dos diversos cortes é obtido a partir da curva PEV do petróleo, e cada

fração apresenta características associadas ao petróleo de origem. No caso do petróleo Golfinho,

a mistura de querosene e diesel gera um óleo diesel final com teor de enxofre da ordem de 500

ppm. Com relação ao craqueamento do RAT, obter-se-á os rendimentos expressos na Tabela

5.11.

Tabela 5.11 – Rendimentos do RAT Golfinho no Craqueamento Catalítico

Fração %v

GLP 37

Nafta Craqueada 59

Light Cycle Oil (LCO) 9

Óleo Clarificado 5

O teor de enxofre da nafta craqueada é de 550 ppm (considera-se que o teor de enxofre da

nafta craqueada é de 15% em relação ao teor de enxofre da carga da unidade de craqueamento

catalítico). Levando-se em conta os limites de teor de enxofre projetados nas Tabelas 5.7 e 5.8,

esta refinaria precisa incorporar unidades de hidrotratamento para atender a especificação

desejada, tanto para o óleo diesel quanto para a gasolina. No que se refere à gasolina, a opção é o

hidrotratamento seletivo de modo a não se saturar, em demasia, as olefinas presentes para a

preservação da octanagem. Este processo resulta numa nafta craqueada com teores de enxofre na

faixa de 10 a 50 ppm, atendendo a especificação proposta. No que se refere ao óleo diesel, a

questão é um pouco mais complexa já que existem três correntes possíveis de fazer parte do

“pool” de diesel: o querosene e o diesel da destilação, além do LCO, do craqueamento catalítico.

Cada corrente possui um consumo de hidrogênio diferenciado, expresso em Nm

de hidrogênio

por m

de carga processada, conforme se observa na Tabela 5.12.

Tabela 5.12 – Consumo de Hidrogênio Estimado

Fração Nm

Querosene 5-10

Diesel DD 30-60

Light Cycle Oil (LCO) 200-300

110

A partir da vazão produzida de cada uma das frações acima se estabelece a capacidade

máxima da unidade de hidrotratamento, assim como uma estimativa do consumo de hidrogênio

para dimensionamento da unidade de geração de hidrogênio. Outra interessante alternativa que

pode ser avaliada é a do hidrotratamento das correntes de destilação, utilizando-se o LCO na

produção de óleos combustíveis. A vantagem desta alternativa é o menor investimento no

conjunto de hidrotratamento, tendo em vista a menor severidade do processo e menor consumo

de hidrogênio. As premissas de mercado indicam o processamento das três correntes, obtendo-se

um óleo diesel com teor de enxofre na faixa de 30-50 ppm nesta refinaria.

Em função da configuração simples da refinaria, não se torna economicamente

interessante a alocação de petróleos pesados, ou seja, não existe a necessidade de quaisquer

adaptações metalúrgicas na Unidade de Destilação. No que tange à capacidade de conversão, a

unidade de craqueamento de resíduo existente garante à refinaria um percentual em relação a

carga processada da ordem de 40%, o que se mostrou satisfatório no cenário analisado.

5.2.2 – Adequação do perfil de produção

O impacto da variável matéria-prima é enorme, ou seja, a configuração escolhida para os

esquemas de refino, no que tange aos processos, pode variar expressivamente. No que se refere

ao petróleo processado no país, este trabalho, baseado em estimativas do autor a partir das

previsões de produção da PETROBRAS, considera que ocorrerá uma redução média de 0,5

API

por ano para os próximos dez anos. Torna-se, então, necessário voltar nossa atenção para os

petróleos pesados, com conseqüente necessidade de adaptação das instalações existentes. A

Figura 5.9 mostra o aumento de conversão (CONV) que será necessária para se alcançar plena

capacidade de processamento de petróleo nacional compatível com uma média de 24

API em

2015.

111

Figura 5.9 – Evolução da Capacidade total das Unidades de Conversão em relação a

Capacidade de Destilação e Redução do

API do petróleo processado

Vale ressaltar que deverá ocorrer uma mudança nas escolhas tecnológicas em relação às

atualmente adotadas no Parque de Refino Brasileiro, tendo em vista, principalmente, o perfil de

nosso mercado. A rota hoje adotada para a conversão de gasóleo é o Craqueamento Catalítico,

processo com forte vocação para a produção de gasolina. A escolha deverá recair sobre Unidades

de Hidrocraqueamento nos aproximando do modelo de refino europeu.

No que se refere ao resíduo de vácuo, a opção pelas Unidades de Coqueamento Retardado

deve atingir seu esgotamento no início da próxima década após a implantação da série de

Unidades hoje em avaliação pela PETROBRAS. A Figura 5.10 mostra o aumento da capacidade

de conversão em termos de Unidades de Coqueamento Retardado no Brasil.

112

2005 2010 2015

Percentual

Ano

2005 2010 2015

Percentual

Ano

Figura 5.10 – Evolução da Capacidade total de Unidades de Coqueamento Retardado em

relação a capacidade de destilação

Uma fronteira tecnológica importante a ser vencida é a hidroconversão do resíduo de

vácuo, ou, dependendo da situação específica da refinaria, do resíduo atmosférico. A opção pelo

RAT parece ser a mais promissora em função da menor severidade do processo que resulta em

menores investimentos, além da possibilidade de apresentar maior rendimento de derivados

nobres, notadamente óleo diesel. Em função da desativação do catalisador quando do

processamento destas frações pesadas, a alternativa em análise é a da hidroconversão em leito de

lama, utilizando um catalisador de baixo custo. A Figura 5.11 apresenta as diversas alternativas

existentes e compara seus rendimentos.

113

Rendimentos de Produtos dos Processos de

Conversão de Resíduo

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

C1-C4

Nafta (C5-140°C)

Diesel (140-380°C)

GOP (380-525°C)

O.Comb.(525°C)+

Coque

Rendimento (%massa)

HCC -Leito de Lama Coqueamento HCC - Leito Expandido

Figura 5.11 – Alternativas Tecnológicas de Hidrocraqueamento (PERISSÉ, 2004)

Num cenário de maior exigência de qualidade, que viabilizasse a produção de óleo diesel,

querosene de aviação e gasolina, minimizando-se a produção de óleo combustível, o esquema de

refino deverá apresentar Unidades de Hidrocraqueamento. O óleo diesel produzido nestas

Unidades apresenta qualidade superior, viabilizando o atendimento de especificações rígidas. A

tabela 5.13 apresenta esta qualidade, tanto para o HCC de gasóleo, quanto para o HCC de RAT.

Tabela 5.13 – Qualidade das Correntes no “Pool” de Óleo Diesel

Tipo Teor de enxofre ppm Densidade Número de Cetano

HCC gasóleo 10 0,849 56

HCC de RAT 10 0,845 50

5.2.3 – Produção futura de gasolina

No que se refere à produção de gasolina, a Figura 5.12 apresenta uma proposta para esta

configuração.

114

Destilação

Coqueamento

Retardado

Craqueamento

Catalítico

HDT Nafta Fracionamento

Reforma

Catalítica

Isomerização

HDS Nafta

Craqueada

Alquilação/

Adaptação

MTBE

Nafta DD (PTQ ou Gasolina)

Nafta Craqueada

Nafta Craqueada Hidrodessulfurizada

Alquilado

Dimerizado

Reformado

Isomerizado

Nafta Hidrotratada

Qav/Diesel

Figura 5.12 – Correntes utilizadas para a produção de gasolina em possível configuração

A gasolina seria produzida a partir de uma mistura das seguintes correntes: nafta

hidrotratada, isomerizado, reformado, alquilado, dimerizado e nafta craqueada

hidrodessulfurizada. Considerando a Unidade de Destilação Atmosférica com carga hipotética de

100, e percentual para as demais Unidades conforme evolução projetada, seriam obtidos os

valores de índices de complexidade, conforme Tabela 5.14.

Tabela 5.14 – Evolução do Índice de Complexidade

Unidade 0 1 2 3 4

Destilação Atmosférica 100 100 100 100 100

Craqueamento Catalítico 0 30 30 30 30

Coqueamento Retardado 0 0 14 14 14

HDT Nafta de Coque 0 0 10 10 10

HDS Nafta Craqueada 0 0 0 16 16

Reforma Catalítica 0 0 0 3 3

Isomerização 0 0 0 0 3

Alquilação 0 0 0 0 2

Índice de Complexidade 1,0 2,8 3,9 4,6 5,2

115

A Tabela 5.15 apresenta a qualidade de cada uma das correntes que comporiam o “pool”

de gasolina. Um outro aspecto muito significativo que não está sendo analisado neste trabalho é a

influência de fontes renováveis como, por exemplo, o álcool etílico. A opção por unidades de

alquilação, porém, parece pouco provável em função das restrições tecnológicas, discutidas no

item 2.4 do Apêndice I.

Tabela 5.15 – Qualidade das Correntes no “Pool” de Gasolina

Tipo Teor de enxofre máx

ppm

Aromáticos máx

%v/v

Olefinas máx

%v/v

Nafta hidrotratada 0 8 0

Isomerizado 0 0 0

Reformado 0 70 0

Alquilado 0 0 0

Dimerizado 0 0 0

Craqueada tratada 30 30 30

5.2.4 – Produção futura de óleo diesel

No que se tange ao óleo diesel a questão é ainda mais complexa em função do cenário a

ser adotado. A tabela 5.7 apresenta uma proposta de evolução da especificação adotando-se dois

patamares distintos de 50 ppm e 10 ppm de enxofre, com número de cetano de 45 e 51,

respectivamente.

A partir dos dados apresentados neste texto (qualidade do petróleo a ser processado,

futuras especificações dos produtos e projeções de mercado), o primeiro patamar nos leva a

necessidade de implementação de unidades de hidrotratamento com severidade compatível com

ganho de cetano da ordem de 3-6 pontos de modo a se ajustar o Parque de Refino.

A Figura 5.13 apresenta a evolução necessária para a capacidade de hidrorrefino e do seu

percentual em relação à capacidade de destilação para o parque de refino brasileiro até 2015.

116

Figura 5.13 - Evolução da capacidade de hidrorrefino em relação à capacidade de destilação, do

parque de refino nacional.

Para o patamar seguinte, tornar-se-á fundamental a complementação de nosso parque de

refino com unidades de hidroconversão (MHC ou HCC) conforme Figura 5.14.

Figura 5.14: Implementação de unidades de hidroconversão (HCC) no parque de refino nacional.

1866

1998

2348

357

683

989

408

1174

1710

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

Destilação HDT Médios Hidrorrefino Total

2005 2010 2015

1.000 bpd

19%=>34%=> 42%

22%=>59%=>73%

117

Como se pode observar é enorme o desafio nesta área, envolvendo a pesquisa e o

desenvolvimento de processos, novos catalisadores, além de novas tecnologias para a produção

de hidrogênio, insumo fundamental para o hidrorrefino. Enfim, estamos diante de uma revolução

no nosso parque de refino.

5.2.5 – Refinarias do Nordeste e Premium

No que se refere à questão da conversão já analisada, uma interessante alternativa

tecnológica, que vem sendo aplicada pela PETROBRAS, é o processamento de resíduo

atmosférico em Unidades de Coqueamento Retardado. Esta opção viabiliza o processamento de

gasóleos excedentes para a produção de óleo diesel por uma rota térmica. Esta rota compete com

as Unidades de Hidroconversão de Gasóleo, porém enfrentará restrições relacionadas à qualidade

por ocasião da adoção de novos limites na especificação para o número de cetano do óleo diesel,

compatíveis com padrões europeus. Esta alternativa foi a escolhida para a definição do esquema

de refino da Refinaria do Nordeste conforme ilustrado na Figura 5.15, tendo em vista o cenário

de qualidade que se buscava atender, além de ser a de menor investimento total.

NPK/GOLK

NL @ HDT

ATM

NP@ HDT

PETRÓLEO

Marlim 16

Merey 16

ATMATM

DIESEL

HDT HDT

Médios

NLK

NPK

GOLK

COQUE

GOPK

Coque

HDT HDT

Nafta

NP DD

NL DD

Nafta PTQ

Diesel

Querosene

RAT

Óleo combustível

Figura 5.15 – Diagrama de Blocos da Refinaria do Nordeste

118

Este esquema possui, também, condições de ser alterado quando houver necessidade de

aumento da qualidade do óleo diesel produzido, com a entrada em operação de uma Unidade de

Destilação a Vácuo e um HCC de gasóleo.

Um esquema de refino que apresenta flexibilidade para atender mercados com estes níveis

de exigência propostos para 2020 é apresentado na Figura 5.16.

DEST

ATM

COQUE

HDT Instáveis

HDT

NAFTA

FCC

HCC

Gasóleo

HCC de

RAT

HDS de

Nafta

Craqueada

Reforma

Catalítica

Isomerização

DEST

Vácuo

RAT

Nafta L.e P.@ HDT

Diesel

Querosene

Nafta P. Coque/

Gasóleo L.de Coque

GOV

Nafta P.Coque @ HDT

Go.L.Coque @ HDT

Nafta L.Coque @ HDT

Go Pes.Coque

Nafta Leve e

Pes.DD

Nafta Leve

Coque

Nafta @Reforma

Nafta HCC

Diesel @ pool

Diesel

@ pool

Nafta @

Reforma

Nafta @Pool

de Gasolina

REFINARIA PREMIUM

Nafta Méd.

HDT

Nafta L. HDT

LCO

Nafta Pes.HDT

@Diesel

Nafta @

Pool de

Gasolina

Figura 5.16 – Esquema de Refino para atender cenário 2020

Esta configuração para a Refinaria Premium, ora em análise pela PETROBRAS, tem

como objetivo atender premissas mais rígidas de qualidade. A Figura 5.17 apresenta os

rendimentos desta proposta que permite uma produção de derivados médios (óleo diesel e

querosene de aviação) da ordem de 70% em relação à carga destilada.

119

Figura 5.17 – Produção de uma Refinaria Premium

Os indicadores de complexidade destas duas refinarias são apresentados na Tabela 5.16.

Tabela 5.16 – Indicadores de Complexidade

Refinaria Índice de Complexidade CONV (%) HDR (%)

Nordeste 8,0 65 88

Premium 8,0 65 96

Média atual Petrobrás 6,8 35 21

A análise da tabela acima mostra como os fatores do índice de complexidade das unidades

carecem de atualização.

Refinaria

Premium

79.500 m

(500.000 b/d)

Marlim

Nafta

1,3%

Gasolina 10 ppm

14,1%

QAv

10,5%

Diesel 10 ppm

60,2%

Coque

7,0%

Óleo Combustível

0,4%

120

6 – Conclusões

As mudanças no mundo atual são tantas que a única conclusão segura acerca do futuro é

que ele é imprevisível. Segundo Morin, “O século XX descobriu a perda do futuro, ou seja, sua

imprevisibilidade” (MORIN, 2001). Conhecer o passado e estudar o presente, porém, são bons

recursos para se tentar estabelecer os próximos passos a empreender, os desafios que deveremos

superar. A configuração do esquema de refino brasileiro sofreu profundas modificações ao longo

do tempo. Tanto as características da matéria-prima processada quanto a dos derivados

produzidos se alteraram, tornando necessárias estas adaptações. No caso brasileiro, ainda persiste

uma clara defasagem em relação a países mais desenvolvidos, no que se refere a alguns itens da

especificação de produtos como o óleo diesel e a gasolina. Projetar uma forte redução nestas

diferenças para os próximos quinze anos não parece ser uma premissa difícil de ser defendida,

levando-se em conta as crescentes pressões dos órgãos ambientais e montadoras de veículos.

Estabelecer, porém, qual será a configuração utilizada para alcançar este objetivo não é tarefa

fácil face às múltiplas possibilidades.

Neste trabalho optou-se pelo hidrorrefino como o primeiro grande passo para os próximos

anos. Unidades para o hidrotratamento de correntes intermediárias e produto final assumirão um

papel fundamental nos futuros esquemas de refino. Projeta-se um aumento desta capacidade para

patamares superiores a 75% em relação ao processamento de petróleo, nos aproximando de mais

complexos esquemas de refino adotados em outros países. Outra vertente importante analisada foi

a necessidade de aumento de conversão, ressaltando-se que o caminho hoje escolhido de

implantação de Unidades de Coqueamento Retardado se esgota no início da próxima década,

abrindo caminho para a tecnologia de hidroconversão de resíduo, hoje já em estudo no mundo

(PUTEK, 2006). O Brasil vai, necessariamente, investir nesta área tendo em vista as

características dos petróleos que vêm sendo descobertos em nossa Plataforma Continental.

Atingir um patamar superior a 14% conferirá ao Parque de Refino flexibilidade para superar este

desafio.

Portanto, as duas grandes vertentes de investimento para os próximos anos serão

centradas no hidrorrefino e na conversão de frações pesadas em derivados médios. Outro aspecto

importante está relacionado ao aumento da participação dos renováveis, principalmente, na

formulação do óleo diesel, já que a gasolina brasileira já utiliza de 20 a 25% de álcool anidro em

sua composição final. No horizonte enfatizado de quinze anos, porém, não se espera que esta

121

participação supere os 5% em relação ao consumo total deste derivado, mas já abre interessantes

perspectivas para o refino pós-2020.

Apesar das previsões do fim da era do petróleo e gás natural, o refino desta preciosa

matéria-prima que há décadas move o mundo, não parece dar sinais de fim de ciclo a curto prazo.

De acordo com as previsões de conceituadas entidades e empresas, por mais algumas décadas, a

sua participação na matriz energética mundial continuará sendo majoritária. O arranjo das

refinarias, a integração dos seus processos, sua interação com o Meio Ambiente, a qualidade dos

seus produtos, porém, continuará trilhando seu processo de desenvolvimento. Desde a origem,

através da utilização de processos como a destilação em batelada, até os dias de hoje, sem dúvida

a estrada percorrida foi extensa. Contudo, muito ainda está por ser trilhado antes de atingirmos o

fim desta estrada.

A configuração das refinarias brasileiras no século 21 terá como premissas:

- operação mais eco-eficiente, menos agressiva;

- maior sintonia com uma sociedade preocupada com sua própria conservação;

- sinergia com o enorme potencial das fontes renováveis de nosso país.

Em função disto, torna-se fundamental investir em pesquisas nas fronteiras tecnológicas,

seja nas questões referentes à energia eólica, solar, biomassa e tantas outras frentes que não

apresentam uma grande participação em termos de matriz energética no período de tempo

avaliado, mas serão de fundamental importância no ciclo que se seguirá. Estas opções conferirão

às empresas de energia a sua consolidação como socialmente responsáveis. A Tabela 6.1

apresenta algumas características das futuras configurações das refinarias.

Tabela 6.1 – Características das futuras configurações das refinarias

Esquema de Refino Ambiental Renováveis

Refinarias cada vez mais

complexas, apresentando

Unidades de Conversão e

Hidroprocessamento, com a

produção de combustíveis cada

vez mais limpos

Processos integrados,

ecoeficientes, com menor

consumo de energia por

volume de petróleo

processado

Integração da produção de

derivados de petróleo com

renováveis, a exemplo do

etanol, com crescente

participação de óleos

vegetais

122

As refinarias brasileiras, a semelhança das mundiais, darão continuidade à produção de

derivados de petróleo por mais algumas décadas. Seu impacto ambiental, porém, deverá ser

expressivamente minorado com o passar dos anos, abrindo caminhos para a introdução de

tecnologias mais limpas, com crescente participação de fontes renováveis, visando o equilíbrio de

todo o planeta com benefícios em todas as áreas, sejam ambientais, sociais ou econômicas.

123

7 - Recomendações

Para a realização deste trabalho foram elaboradas projeções para a avaliação qualitativa

dos impactos provocados pelas alternativas tecnológicas na qualidade do produto e no perfil de

produção. Deste modo, recomenda-se para o aprofundamento desta discussão:

- elaboração de um modelo robusto para o Parque de Refino brasileiro de modo a se

promover uma análise quantitativa detalhada dos impactos apresentados neste trabalho;

- levantamento de dados já disponíveis na literatura de modo a representar adequadamente

o impacto do hidrorrefino, o que será muito relevante nos próximos anos no refino nacional tendo

em vista as diferentes severidades das diversas alternativas e as características dos produtos;

- integração deste modelo com outras fontes de energia auxiliando no Planejamento

Energético Brasileiro. O Ministério de Minas e Energia disponibiliza um interessante relatório

com os dados da Matriz Energética Brasileira. Um modelo integrado permitiria analisar as

interfaces, permitindo um melhor entendimento dos desafios que o Brasil precisa superar na Área

de Energia. Poder-se-ia, por exemplo, avaliar de forma integrada, num cenário de carência de gás

natural, a possibilidade de gaseificação de resíduo asfáltico ou coque, produzindo o insumo para

a geração de energia elétrica em plantas que estariam sem condições de operar por falta de carga;

- avaliação do impacto desta proposta na margem de refino, já que a premissa deste

trabalho foi se ater às alterações ocorridas na configuração no parque de refino, e as que, ainda,

serão implementadas nos próximos quinze anos;

- análise do impacto das correntes renováveis como o etanol e o biodiesel não apenas no

mercado mas na própria configuração do Parque de Refino. A possibilidade de co-processamento

do óleo vegetal nas Unidades de Hidrotratamento é interessante e poderá se tornar uma rota

alternativa, integrando, cada vez mais, derivados de petróleo com fontes renováveis, o que é uma

forte tendência futura. A iniciativa da PETROBRAS de implementação do HBIO em suas

instalações é um passo importante neste sentido, e deve ser modelada de modo a se avaliar a

disponibilidade de óleo vegetal e qual rota se torna mais interessante para o país.

124

8 - Apêndice I

Processos de Refino

O consumo de petróleo tem crescido continuamente desde a sua descoberta em escala

comercial na segunda metade do século XIX. Os derivados de petróleo tornaram-se

indispensáveis para o desenvolvimento econômico do planeta, servindo não apenas como fonte

de energia, mas também como insumo para uma série de indústrias. Estes derivados são obtidos a

partir do petróleo, o qual é inicialmente separado em frações pelo processo de destilação,

seguindo-se outros processos que compõem o refino do petróleo. No mundo são encontrados

petróleos com composições muito variadas, apresentando diferentes rendimentos das frações, o

que torna necessária a utilização de processos complementares de conversão e hidrotratamento

para permitir atender a demanda e qualidade dos derivados, independente do tipo de petróleo que

seja processado.

Segundo definição da American Society for Testing Materials, o petróleo é:

Uma mistura de ocorrência natural, consistindo predominantemente de hidrocarbonetos e derivados orgânicos

sulfurados, nitrogenados e oxigenados, a qual é ou pode ser removida da terra no estado líquido. O petróleo

bruto está comumente acompanhado por quantidades variáveis de substâncias estranhas tais como água,

matéria inorgânica e gases (FARAH, 1989).

O refino do petróleo, realizado nas refinarias, consiste, portanto, de uma seqüência de

processos com o objetivo de se produzir os derivados que apresentam interesse comercial na

quantidade e qualidade desejada.

Os processos de refino para a produção dos derivados podem ser divididos em físicos,

químicos, de tratamento e auxiliares. Os processos físicos têm como objetivo promover a

separação de frações de petróleo, enquanto que os químicos objetivam modificar a estrutura dos

compostos presentes. Quanto aos processos de tratamento estes têm o objetivo de promover a

remoção de substâncias indesejáveis que podem conferir diversos efeitos indesejáveis aos

derivados tais como a instabilidade química ao produto, corrosividade, acidez e outros. Os

processos auxiliares têm o objetivo de possibilitar o funcionamento da refinaria no que se refere à

produção de insumos para os demais processos citados, como vapor d’água, água tratada, ar, bem

como a minimização do impacto ambiental.

O conjunto dos processos de uma refinaria é denominado de Esquema de Refino, sendo o

objetivo deste Esquema, normalmente, a maximização de produtos de maior valor agregado.

125

Deve-se, também, atender aos requisitos de qualidade aos menores custos operacionais de modo a

se buscar uma margem de refino que permita obter a adequada rentabilidade econômica. Ao

longo do tempo, gradativamente o Esquema de Refino de uma refinaria se modifica em função

dos avanços em tecnologia, descontinuando-se determinados processos e adotando-se outros.

No Brasil é encontrada uma expressiva diversidade de Esquemas, o que aliado às

demandas do mercado implica na necessidade de se alocar petróleos distintos para as refinarias.

Refinarias com baixo nível de complexidade apresentam dificuldades crescentes de superarem os

desafios de qualidade e de rentabilidade mínima para permanecerem no negócio, necessitando,

em alguns casos, de petróleos mais leves e com baixos teores de contaminantes, mais fáceis de

serem processados, porém mais caros, impactando seriamente os resultados econômicos obtidos.

Outro ponto importante é a área de influência da refinaria. Caso o mercado da região exija

determinados produtos, a produção de outros derivados que não sejam de interesse deste mercado

implica no envio para locais mais distantes, com fretes caros, reduzindo sua competitividade, o

que pode ser agravado ainda mais em função de sua escala.

1 - Processos Físicos de Refino

Dentre os processos físicos que têm como objetivo separar as frações de petróleo sem

promover quaisquer modificações nas estruturas químicas dos compostos presentes, encontram-

se os seguintes processos em ordem decrescente de número de Unidades no Parque de Refino

Brasileiro:

- Destilação Atmosférica e a Vácuo;

- Desasfaltação a Solvente;

- Desaromatização por solvente;

- Desparafinação;

- Desoleificação.

Será apresentada a seguir uma descrição sucinta de cada um destes processos.

1.1 - Destilação Atmosférica e a Vácuo

A destilação tem o objetivo de separar o petróleo em frações com faixas de ebulição

sucessivas. Normalmente, encontraremos as duas destilações, atmosférica e a vácuo, fazendo

parte do conjunto de unidades de uma refinaria. Existem, porém, alguns casos onde o

126

processamento de um petróleo leve e uma determinada configuração de refino torna

desnecessária a destilação a vácuo (i.e., Refinaria de Capuava, RECAP). Em outros casos o

processamento de um petróleo pesado, com baixo rendimento de frações leves, permite a retirada

da destilação atmosférica do esquema de refino (i.e., Lubrificantes e Derivados de Petróleo do

Nordeste, LUBNOR). Adotaremos aqui a descrição da Unidade composta pelas duas destilações,

dividindo-a em seções, conforme Figura 1.

Pré-aquecimento

Dessalgação

Pré-flash

Estabilização

Atmosférica

Vácuo

GLP

Nafta Leve

Nafta Pesada

Querosene

Diesel

Gasóleos

RAT

Figura 1 - Diagrama de Blocos de uma Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo

O petróleo que chega à refinaria vem acompanhado de água e sais minerais, buscando-se

na seção de dessalgação a remoção desses sais, que têm efeitos danosos aos equipamentos. Sua

deposição em permutadores de calor reduz a eficiência da bateria de pré-aquecimento da unidade

e pode provocar corrosão nesses equipamentos. Além desses dois efeitos, os sais podem causar o

entupimento das tubulações por depósitos ou a formação de coque. Outra questão importante é o

envenenamento dos catalisadores das Unidades que processarão frações provenientes da Unidade

de Destilação.

A dessalgação consiste na mistura do petróleo pré-aquecido com cerca de 5% de água em

relação à carga de petróleo, dissolvendo-se os sais. A separação da água com os sais dissolvidos é

promovida nas dessalgadoras. Nestes vasos aplica-se um elevado campo elétrico, provocando o

coalescimento das gotas de água que contém íons provenientes dos sais dissociados. Em alguns

127

casos pode se optar pela adição de desemulsificantes para auxiliar na quebra da estabilidade da

emulsão de água-em-óleo.

Após a dessalgação, o petróleo é aquecido em baterias de trocadores de calor e/ou fornos

até a temperatura limite que se pode aquecer o petróleo sem o risco de sua decomposição térmica.

A carga, parcialmente vaporizada, alimenta então uma torre de destilação à pressão atmosférica

(seção atmosférica), Figura 2. Em algumas refinarias existem torres chamadas de Pré-Flash que

operam com pressões mais elevadas do que a pressão ambiente e promovem uma primeira

separação, reduzindo a carga dos fornos e das torres atmosféricas.

Figura 2 – Unidade de Destilação Atmosférica da REMAN (U-2111)

As torres possuem dispositivos de contato de fases que podem ser bandejas (perfuradas,

com borbulhadores, etc) ou recheios (estruturados ou randômicos), permitindo a separação do

petróleo nas suas diversas frações, pela diferença de seus pontos de ebulição. A torre apresenta

um perfil de temperatura com patamares mais baixos no topo e mais elevados no fundo. Para isto,

dispõe de sistemas de troca térmica, sendo o calor retirado no topo e calor fornecido no fundo das

torres. O vapor ascendente, ao entrar em contato com o líquido descendente, troca calor e massa,

e promove a separação das frações de acordo com seu ponto de ebulição. A composição do

líquido varia ao longo da torre, tornando-se mais rico em compostos pouco voláteis na medida

em que se aproxima do fundo da torre, e o vapor rico em compostos mais voláteis na medida em

128

que se aproxima do topo. Entre o topo e a entrada de carga na torre são retirados, na parte lateral

da torre, produtos intermediários, quais sejam: nafta pesada, o querosene, e o óleo diesel. Na

seção de estabilização, que possui uma torre fracionadora adicional, são separadas as frações

leves: GLP e nafta leve. As frações mais pesadas, que não são vaporizadas nas condições

operacionais desta torre são retiradas no fundo. Esta fração é chamada de resíduo atmosférico

(RAT).

O RAT é processado na destilação a vácuo que opera a pressões muito baixas. Com isto,

se torna possível a vaporização e separação dos gasóleos desta corrente, sem os riscos da

decomposição térmica que ocorreria em temperaturas muito elevadas (>380

C). A carga é

aquecida em fornos e em grande parte vaporizada ao entrar na torre. A separação é obtida com os

mesmos dispositivos da torre atmosférica, obtendo-se os gasóleos e um produto de fundo

chamado resíduo de vácuo (RV), Figura 3. Os gasóleos são, normalmente, utilizados como carga

em outras unidades de processo, sejam físicos (i.e., desparafinação ou desaromatização) ou

químicos (i.e., craqueamento catalítico ou hidrocraqueamento). O RV, constituído de

hidrocarbonetos pesados, pode ser utilizado na produção de óleo combustível ou asfalto ou ainda

servir como carga para outras unidades de processamento físico (i.e., desasfaltação a solvente) ou

químico (i.e., coqueamento retardado).

Figura 3 - Diagrama Esquemático de Unidade de Destilação a Vácuo (ABADIE, 1999)

129

1.2 - Desasfaltação a Solvente

O processo de desasfaltação a solvente (propano, butano ou mistura entre eles) tem como

objetivo produzir o chamado Óleo Desasfaltado utilizado como carga para a produção de

lubrificantes de alta viscosidade e de alto valor comercial ou compondo a carga da Unidade de

Craqueamento Catalítico. A Figura 4 mostra a unidade de desasfaltação, U-1790, da REDUC. O

solvente está no estado líquido por estar submetido a elevada pressão.

Figura 4 – Unidade de Desasfaltação a Solvente REDUC (U-1790)

Este processo se dá em torres de extração líquido-líquido, onde a carga pré-diluída com o

solvente é alimentada pelo topo e o solvente pelo fundo, gerando dois (2) fluxos em

contracorrente onde a extração é promovida. Pelo topo da torre é retirada uma mistura de

solvente com o óleo extraído e pelo fundo as frações rejeitadas, chamadas de resíduo asfáltico

(RASF). As correntes de topo e de fundo são enviadas para seções distintas de recuperação do

130

solvente. O solvente é recuperado do óleo desasfaltado através de sistemas de flash de dois

estágios, seguidos de uma retificação com vapor. O solvente misturado ao resíduo asfáltico é

recuperado através de uma vaporização brusca (“ flash”) a média pressão e posterior retificação

com vapor, conforme Figura 5.

Resíduo de

Vácuo de tanque

propano

vapor

condensado

propano

vapor

ODES + C3

água

propano p/

processo

resíduo asfáltico

+ propano

acumulador

de C3 (AP)

ODES+C3

vapor

ODES p/ tanque

propano p/

processo

acumulador

de C3 (MP)

propano do

sist. asfalto*

C3+vapor p/ sistema

de baixa pressão

Figura 5 - Diagrama Esquemático de Unidade de Desasfaltação (FREITAS, 2006)

O resíduo pode ser utilizado como carga para outras unidades (i.e., coqueamento

retardado ou gaseificação) ou na produção de asfaltos ou óleos combustíveis. A desasfaltação já

foi considerada como uma Unidade de Fundo de Barril, que têm como objetivo minimizar a

produção de Óleo Combustível. Porém, o resíduo asfáltico produzido possui elevada viscosidade,

gerando a necessidade de incorporação de expressivas vazões de diluentes para atender às

especificações atuais dos óleos combustíveis, aumentando a produção deste derivado. Não há,

atualmente, perspectiva para se utilizar Unidades de Desasfaltação em novas refinarias a não ser

em esquemas específicos com Unidades de Desasfaltação Supercrítica associados à gaseificação

do RASF. A rota supercrítica (ex: processo ROSE com recuperação supercrítica do solvente)

apresenta um consumo energético bem mais reduzido na recuperação de solvente, o que torna

esta alternativa mais competitiva que a tradicional.

A PETROBRAS dispõe de cinco destas Unidades no Brasil, sendo duas na refinaria

Duque de Caxias (REDUC), uma na refinaria Landulpho Alves (RLAM), uma na refinaria

Presidente Getúlio Vargas (REPAR) e uma na refinaria do Vale do Paraíba (REVAP). Uma

unidade da REDUC e a da RLAM estão voltadas para a produção de óleos básicos lubrificantes.

131

1.3 - Desaromatização a Solvente

Os destilados e desasfaltados são gerados nas unidades de destilação a vácuo e

desasfaltação a propano necessitando, porém, ser submetidos a determinados processos com o

objetivo de adequar algumas de suas propriedades físicas. A desaromatização a solvente é um dos

processos que compõem o trem de produção de óleos básicos pela rota solvente, e consiste na

extração de compostos aromáticos por um solvente específico, que pode ser o furfural, o fenol ou

a n-metil pirolidona (nmp). Os compostos aromáticos são indesejáveis em função da variação de

sua viscosidade com a variação de temperatura. Lubrificantes trabalham em amplas faixas de

temperatura e se espera que mantenham suas propriedades em toda a faixa de temperatura.

Este processo, sendo também uma extração líquido-líquido, é similar à desasfaltação,

sendo composto de seções de extração, e recuperação do solvente das fases extrato e rafinado.

Existe, também, uma seção de purificação do solvente, onde a água e resíduos oleosos são

removidos do solvente. A Figura 6 apresenta um diagrama esquemático deste processo. O extrato

aromático, subproduto desse processo, pode ser utilizado como insumo para a produção de

cimento asfáltico de petróleo (CAP), óleo extensor de borracha sintética, carga da Unidade de

Craqueamento Catalítico ou diluente na produção de óleos combustíveis. O óleo desaromatizado

é estocado para o seu processamento posterior.

vapor

água

atm

poço

vapor

torre desaeradora

solução de rafinado

furfural

torre extratora

decantador

solução de extrato

DESTILADO /

ODES

vapor

furfural p/ processo

Água p/SAO

furfural p/

processo

vapor

furfural

vapor do

sist. rec.

extrato

rafinado

tanque

Solução

rafinado

fase

rica

fase

pobre

CBM

azeótropo

atm

vácuo sist. ext.

vácuo

do sistema

de extrato

Figura 6 - Diagrama Esquemático de Unidade de Desaromatização a Furfural (FREITAS, 2006)

Existem três destas Unidades no Brasil, sendo duas na REDUC e uma na RLAM.

1.4 - Desparafinação

Esta Unidade tem como objetivo a remoção de determinados compostos parafínicos que

apresentam elevado ponto de fluidez. Esses compostos precisam ser retirados do óleo lubrificante

132

em função da adequação das características de escoamento uma vez que as frações destiladas na

unidade de destilação a vácuo, assim como o óleo desasfaltado de petróleo parafínico possuem

consistência pastosa ou são sólidos a temperatura ambiente.

A sequência do processo é a seguinte: a carga (desaromatizada) é inicialmente diluída

com o solvente. Essa mistura é aquecida de forma a garantir a sua homogeneidade. Em seguida,

efetua-se um resfriamento lento, em três etapas (troca com água, troca com filtrado frio e troca

com propano). Ao final do resfriamento, a temperatura está abaixo de -10°C e tem-se uma

mistura de óleo dissolvido em solvente, com cristais de parafinas em suspensão. Esta é enviada a

um vaso acumulador, escoando daí para os filtros. A parafina depositada sobre o pano do filtro é

removida por lâminas raspadoras, encaminhada para as botas dos filtros e daí bombeada para a

seção de recuperação de solvente.

Atualmente, o solvente usado nesse processo é o metil-etil-cetona (MEK), o metil-

isobutil-cetona (MIBK) ou pode ser constituído de uma mistura MEK e tolueno. Utiliza-se para a

recuperação do solvente, o aquecimento e flash em dois estágios, seguidos por retificação a

vapor, produzindo-se o óleo desparafinado e uma parafina oleosa. O óleo é enviado à unidade de

hidroacabamento e a parafina oleosa é carga para a seção de desoleificação de parafinas, sendo

então vendida como parafina industrial, ou utilizada com carga em Unidades de Craqueamento

Catalítico (FCC).

Dependendo das características do gasóleo (destilado), a Unidade de Desparafinação pode

anteceder à de Desaromatização. No Brasil, isto acontece na RLAM em função do elevado teor

de parafinas contido no gasóleo produzido a partir do petróleo Baiano.

A PETROBRAS conta com três destas Unidades no Brasil, sendo duas na REDUC e uma

na RLAM.

1.5 - Desoleificação de Parafinas

A desoleificação de parafinas é um processo semelhante à desparafinação, cujo objetivo é

remover o óleo contido na parafina, viabilizando sua utilização. Neste processo se utiliza o

mesmo solvente da Unidade de Desparafinação, mas a filtração é feita em temperaturas positivas

(>10°C), separando-se a parafina oleosa em duas correntes. A fração oleosa, removida pela ação

do solvente e por filtração, denominada parafina mole, é usualmente processada em unidades de

craqueamento. A parafina desoleificada, depois de hidrotratada, pode ser comercializada para a

133

produção de velas, ceras, recobrimento de alimentos, vaselinas e outros produtos farmacêuticos,

além de insumo para a fabricação de papel. A Figura 7 apresenta um diagrama esquemático desse

processo.

carga p/

filtração

gás

inerte

sucção do

compressor de

gás inerte

tambor de carga dos

filtros primários

Parafina mole

com solvente

tambor de filtrado

gás

inerte

tambor de carga dos

filtros secundários

solvente

tambor de filtrado

solvente

parafina mole

com solvente

filtrado de repulp

p/ diluição e

lavagem de torta

parafina

desoleificada c/

solvente

parafina mole

c/ solvente

MIBC p/

tanque

MIBC p/

tanque

para

sistema de

secagem

água

vapor

parafina mole

p/ gasóleo

Figura 7 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Desoleificação (FREITAS, 2006)

A PETROBRAS possui duas destas Unidades no Brasil, sendo uma na REDUC e a outra

na RLAM.

2 - Processos Químicos de Refino

Os processos químicos são aqueles que promovem alterações nas características químicas

das frações processadas, buscando a produção daquelas que apresentam maior valor agregado.

Diferentemente dos processos físicos, estes processos utilizam reações de quebra das cadeias de

hidrocarbonetos, além de reagrupamento ou reestruturação molecular. Apresentam, normalmente,

elevada rentabilidade em função do processamento de correntes de menor valor comercial como é

o caso dos gasóleos, resíduo atmosférico e resíduo de vácuo. A existência de Unidades de

Processo com estas características resulta no aumento do grau de complexidade de uma refinaria.

As reações de cada processo ocorrem a determinados níveis de temperatura e pressão,

sendo bastante freqüente também a presença de um catalisador com o objetivo de promover a

reação desejada.

Dentre os principais processos de conversão utilizados no Parque de Refino Brasileiro

encontram-se os seguintes processos em ordem decrescente de número de Unidades:

- Craqueamento Catalítico;

134

- Coqueamento Retardado;

- Reforma Catalítica;

- Alquilação;

- Craqueamento Térmico;

- Viscorredução;

- Hidrocraqueamento Catalítico;

- Isomerização.

Será apresentada a seguir uma descrição sucinta de cada um destes processos.

2.1 - Craqueamento Catalítico (FCC)

O craqueamento catalítico, Figura 8, é o processo de quebra das grandes moléculas de

gasóleo e determinados resíduos utilizando-se temperatura, pressão e catalisador. O

craqueamento catalítico substituiu amplamente o craqueamento térmico, pois é possível, através

dele, produzir mais gasolina de alta octanagem, assim como menores quantidades de frações

pesadas, em condições operacionais consideravelmente mais brandas do que as dos processos

térmicos.

Figura 8 - Unidade de Craqueamento Catalítico REPAR

135

Este processo, assim como outros processos de refino que utilizam catalisadores, produz

coque, que se deposita sobre a superfície do catalisador, diminuindo suas propriedades catalíticas,

implicando na necessidade da sua regeneração contínua.

A carga pré-aquecida entra em contato com o catalisador quente dentro de um tubo

ascendente, denominado de “riser”, zona ao longo do qual a maioria das reações ocorre.

Concluídas as reações de craqueamento, o catalisador com atividade reduzida devido ao coque

depositado na sua superfície, chamado catalisador gasto, separa-se dos gases do craqueamento no

vaso separador (reator) ou em ciclones fechados na saída do riser caindo para o retificador, onde

vapores de hidrocarbonetos arrastados com o catalisador são removidos com o vapor d’água. Os

produtos craqueados são fracionados numa torre, obtendo-se os diversos cortes: gás combustível,

GLP, nafta craqueada, óleo leve de reciclo e óleo clarificado.

O catalisador retificado é então enviado ao regenerador, onde o coque é queimado

injetando-se ar no leito denso, restabelecendo-se a atividade do catalisador e gerando toda a

energia térmica necessária ao processo: aquecimento e vaporização da carga e promoção das

reações de craqueamento, que são endotérmicas. O catalisador com as atividades restabelecidas,

chamado catalisador regenerado, é novamente enviado ao riser fechando o circuito. A Figura 9

mostra um diagrama esquemático desse processo.

Este é o processo mais utilizado para a produção de gasolina. No Brasil, todas as

refinarias da Petrobras, excetuando-se a LUBNOR, possuem esta unidade em seu Parque de

Refino, sendo que três delas apresentam dois FCCs. São, portanto, quatorze FCCs, dos quais três

voltados para o craqueamento catalítico de RAT, os chamados RFCCs. A Refinaria Ipiranga

completa o quadro brasileiro, totalizando assim quinze FCCs no Brasil.

136

Figura 9 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Craqueamento Catalítico (FARAH, 2002)

2.2 - Coqueamento Retardado

O coqueamento é o processo de craqueamento das frações pesadas oriundas das Unidades

de Destilação Atmosférica e a Vácuo (RAT e RV), além do RASF produzido nas Unidades de

Desasfaltação a Solvente. Tem como objetivo a redução da produção de óleos combustíveis nas

refinarias, maximizando a produção de óleo diesel, além de GLP, nafta e gasóleo de coque, e

viabilizando o processamento econômico de petróleos mais pesados.

O coqueamento também produz coque, que pode ser usado como combustível para

plantas de geração de energia, servindo de matéria-prima para a confecção de muitos produtos à

base de carbono e grafite, tais como anodos para a produção de alumínio e eletrodos para a

produção de fósforo elementar, dióxido de titânio, carbeto de cálcio e de silício.

Neste processo, a carga é primeiramente introduzida na base de uma torre de

fracionamento onde é preparada a carga combinada. Na região de preparação da carga

combinada, pode ocorrer a vaporização de frações mais leves contidas na carga. A fração residual

em si é, então, misturada com um reciclo do processo de coqueamento (gasóleo pesado de coque)

e encaminhada para o forno da unidade para aquecimento até 540

C, alimentando um vaso

reacional denominado “tambor de coque”, onde o coque é formado. Na medida em que o coque

neste tambor atinge o nível máximo operacional, a corrente de alimentação é enviada para um

137

outro tambor, paralelo ao anterior. Os vapores, oriundos desses tambores, são enviados de volta à

torre para fracionamento e posterior tratamento, conforme Figura 10.

TAMBORES

DE COQUE

CARGA

VAPOR

GASES

NAFTA COQUE

GASÓLEO LEVE

GASÓLEO PESADO

FRACIO

NADORA

FORNO

Figura 10 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Coqueamento Retardado (FARAH, 2002)

Várias destas Unidades estão com previsão de entrada em operação para os próximos anos

nas refinarias da PETROBRAS com o objetivo de ajustar o perfil de produção ao mercado,

oferecendo produtos de maior valor agregado, e viabilizando o processamento do petróleo

nacional mais pesado que o utilizado originalmente em nossas refinarias. Atualmente, a

PETROBRAS dispõe de seis dessas Unidades, sendo duas na REPLAN, duas na refinaria

presidente Bernardes Cubatão (RPBC), uma na refinaria Gabriel Passos (REGAP), conforme

Figura 11, e a mais recente na refinaria Alberto Pasqualini (REFAP).

138

Figura 11 - Unidade de Coqueamento Retardado REGAP

2.3 - Reforma Catalítica

Este processo tem como objetivo o rearranjo da estrutura molecular dos hidrocarbonetos

na faixa da nafta com o objetivo de se produzir um derivado de alta octanagem, próprio para

utilização em motores com altas taxas de compressão. Pode-se, também, produzir

hidrocarbonetos aromáticos nobres, tais como benzeno, tolueno e xilenos, que são fracionados a

fim de se obter cada um deles com elevado grau de pureza. A Figura 12 apresenta um diagrama

esquemático desse processo.

As reações são promovidas com a utilização de um catalisador, geralmente à base de

platina associada a outro metal nobre. A nafta, carga do processo, sofre um conjunto complexo de

reações que levam à formação de um reformado rico em hidrocarbonetos aromáticos, GLP,

hidrogênio e gás combustível.

Podem ser utilizados processos em leito fixo e em leito fluidizado, com séries de três a

seis reatores, sendo que a carga deve ser hidrotratada antes de entrar no reator de reforma, a fim

de que sejam removidas eventuais impurezas de enxofre, nitrogênio e metais. Estas substâncias

contaminam o catalisador da reforma, reduzindo a sua atividade, comprometendo o rendimento e

a qualidade do reformado. Nos processos contínuos, o catalisador pode ser regenerado no reator,

sem que seja necessária a interrupção da operação da unidade. Nos processos denominados semi-

regenerativos, a regeneração do catalisador exige a interrupção da operação da Unidade.

139

O Parque de Refino Brasileiro dispõe de três Unidades de Reforma Catalítica, sendo que

duas na PETROBRAS e a outra em Manguinhos. Encontram-se atualmente, em fase de projeto,

três novas Unidades (REPAR, REVAP e, REPLAN), além da ampliação e modernização

(“revamp”) da unidade existente na RPBC.

NAFTA

PRÉ-TRATADA

FORNO 2

TAMBOR DE

FLASH

COMPRESSOR DE HIDROGÊNIO

REATOR 1

FORNO 1

REATOR 2

FORNO 3

REATOR 3

FORNO 4

REATOR 4

PARA O

PRÉ

TRATAMENT

REFORMADO

P/ ESTABILIZAÇÃO

Figura 12 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Reforma Catalítica (FARAH, 2002)

2.4 - Alquilação

Este processo é utilizado na produção de gasolinas de alta octanagem. Utiliza como carga

uma mistura de isobutano e butenos. O primeiro é gerado, principalmente, durante o

craqueamento catalítico, o coqueamento retardado ou no processamento do gás natural, enquanto

que os butenos estão presentes, basicamente, no GLP produzido nas duas primeiras Unidades de

processo citadas.

A alquilação é um processo que tem como objetivo a reação destas duas moléculas, uma

olefínica e uma isoparafínica, com o objetivo de se produzir uma terceira: o isooctano. Esta

síntese é promovida através do uso de energia térmica ou de catalisadores, normalmente ácido

sulfúrico (H

) ou ácido fluorídrico (HF). A Unidade da PETROBRAS na RPBC utiliza ácido

fluorídrico.

140

Uma unidade de alquilação é constituída de duas seções principais: uma seção de reação e

uma seção de recuperação dos reagentes e purificação do catalisador. As reações são exotérmicas,

e o controle de temperatura da emulsão é feito através do resfriamento do ácido recirculante. A

emulsão hidrocarbonetos/catalisador segue para um tambor de decantação, onde o ácido é

separado dos hidrocarbonetos, sendo a fase ácida recirculada para o reator e a fase orgânica

enviada à seção de recuperação dos reagentes. Parte do catalisador segue para a seção de

purificação onde os resíduos ácidos formados durante as reações são removidos do ácido

circulante.

A utilização de HF, porém, traz um elevado risco em função da sua toxicidade. Existe

uma tendência mundial para a sua substituição por H

. Um passo significativo na evolução

deste processo seria a utilização de catálise heterogênea. Não existe ainda no mundo nenhuma

planta em escala comercial operando com esta tecnologia.

A PETROBRAS dispõe apenas de uma Unidade desse tipo na RPBC.

2.5 - Craqueamento Térmico

O craqueamento térmico é um processo de refino que utiliza calor e pressão para efetuar a

quebra de grandes moléculas de hidrocarbonetos em moléculas menores e mais leves.

Usualmente são processados gasóleo pesado ou resíduo atmosférico, produzindo-se GLP, nafta,

um diesel instável e óleo combustível.

Neste processo a carga passa inicialmente por um preparo semelhante ao do processo de

coqueamento retardado (torre combinada). Em seguida, esta é aquecida até uma temperatura

elevada, sendo, então, enviada ao reator. A corrente de saída é misturada com a carga e uma

corrente de reciclo, mais fria, com o objetivo de interromper as reações de craqueamento. Esta

mistura é enviada para a câmara de expansão. A fração vaporizada, mais leve, é enviada a uma

torre fracionadora. O resíduo pesado é utilizado para resfriar a corrente que deixa o reator, e

utilizada para a produção de óleos combustíveis. A Figura 13 apresenta um diagrama

esquemático desse processo.

Comparado ao craqueamento catalítico, o térmico tem as seguintes desvantagens:

- trabalhar em pressões elevadas;

- resultar em maior rendimento de coque e gás combustível;

141

- obter pior qualidade de nafta com grande quantidade de moléculas insaturadas, mono e

diolefinas, compostos esses que favorecem a instabilidade química.

A PETROBRAS já não dispõe, no Brasil, de nenhuma desta Unidade. A Refinaria de

Manguinhos, no Rio de Janeiro, ainda possui uma, embora esteja atualmente fora de operação.

Trata-se de um processo obsoleto, sem licenciamento recente de novas Unidades.

Figura 13 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Craqueamento Térmico (ABADIE, 1999)

A PETROBRAS está estudando a possibilidade de implantar uma variação deste processo

térmico na refinaria de Manaus Isaac Sabbá (REMAN) para o processamento de RAT de petróleo

leve. O Craqueamento Térmico Brando (CTB), desenvolvido no CENPES, pode se tornar uma

alternativa interessante no caso onde se dispõe de uma matéria prima (gasóleo ou resíduo

atmosférico) de boa qualidade, associando-o à Unidade de Hidrotratamento de Instáveis.

2.6 - Viscorredução

O processo de visco-redução se caracteriza por um tipo de craqueamento realizado a

temperaturas relativamente baixas. Seu objetivo é promover a redução da viscosidade dos óleos

combustíveis, bem como a obtenção de um maior rendimento em gasóleo, utilizado como carga

na Unidade de Craqueamento Catalítico.

142

Nesse processo, a carga é aquecida num forno junto com uma corrente de reciclo,

promovendo a quebra das moléculas. Os produtos leves craqueados são separados por destilação,

gerando gases, nafta, algum destilado leve, gasóleo e um óleo combustível residual que possui

uma viscosidade consideravelmente menor que a da corrente de alimentação, em função da maior

presença de compostos aromáticos, conforme Figura 14. A este óleo combustível residual é

adicionada uma mistura de diluentes de modo a se enquadrar sua viscosidade às faixas dos óleos

combustíveis comerciais.

Esse processo permite aumentar o rendimento de derivados leves, em detrimento da

obtenção de frações mais pesadas, de menor valor agregado. A qualidade das correntes, porém, é

muito ruim, o que gera a necessidade de tratamentos severos que elevam expressivamente o custo

desta rota.

Figura 14 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Viscorredução (ABADIE, 1999)

Assim como no caso das unidades de craqueamento térmico, a PETROBRAS não dispõe,

no Brasil, de nenhuma Unidade de Visco-redução. A Refinaria de Manguinhos, no Rio de

Janeiro, ainda possui uma, embora esteja atualmente fora de operação. Trata-se de um processo

obsoleto, sem licenciamento recente de novas Unidades.

143

2.7 – Hidroconversão (HC)

O hidrocraqueamento é um processo de craqueamento catalítico realizado na presença de

hidrogênio com os seguintes objetivos:

- reduzir a deposição de coque sobre o catalisador;

- hidrogenar os compostos aromáticos polinucleados, facilitando a sua decomposição;

- hidrogenar as mono e diolefinas que são formadas durante o processo de craqueamento,

aumentando, deste modo, a estabilidade química dos produtos finais.

Esta Unidade utiliza um reator de leito fixo, onde o craqueamento das moléculas ocorre

sob temperatura e pressão elevadas, conforme Figura 15. Ela compete com o FCC em termos de

carga, porém sua produção é voltada, principalmente, para a produção de óleo diesel com

excelente qualidade, já que compostos prejudiciais ao desempenho do derivado como o enxofre e

nitrogênio são removidos, os compostos aromáticos são transformados em saturados de melhor

qualidade de ignição (número de cetano) e não existe a formação de olefinas. Na verdade, a

remoção destes compostos é promovida na seção de hidrotratamento da carga antes do envio para

o reator de hidrocraqueamento.

Carga

Reposição

COLUNA

Água Ácida

S + NH

Reciclo de

líquido

SEPARADOR

DE ALTA

PRESSÃO

Catalisador de

Hidrotratamento

Catalisador de

Hidrocraqueamento

Catalisador de

Hidrotratamento

Água

Figura 15 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Hidrocraqueamento (BELATO, 2002)

De acordo com a severidade, o processo de hidroconversão podem ser classificados em

brandos (Mild HC -> MHC) ou severos (HCC). O MHC e o HCC diferem-se, no que se refere à

144

conversão de frações com ponto de ebulição acima de 380°C, em frações mais leves. Em termos

de condições de processo, a diferença mais expressiva entre os dois processos é a pressão. Um

aumento da pressão total num processo de hidroconversão apresenta como: consequências:

melhoria na qualidade do produto, aumento da remoção de nitrogênio, além de uma redução da

taxa de desativação do catalisador. Por outro lado, leva a aumentos expressivos no investimento.

A Tabela 1 apresenta dados típicos de condições operacionais para unidades de MHC e

HCC (AKZO, 1991).

Tabela 1 – Condições operacionais típicas HCC e MHC

MHC HCC

Temperatura (oC) 380-430 320-430

Pressão (bar) 40-90 70-150

Velocidade espacial 0,3-1,5 0,5-1,5

A PETROBRAS não dispõe de nenhuma destas Unidades, embora existam três unidades

de HCC em estudo, com previsão de operação para a próxima década, de acordo com o

Planejamento Estratégico da Companhia. Esta rota pode, também, ser utilizada para a produção

de óleos básicos lubrificantes de excelente qualidade.

2.8 - Isomerização

Este processo tem como objetivo promover um rearranjo molecular. Normalmente,

parafinas tais como butano e pentano são convertidas em isoparafinas, que têm maior octanagem.

Estas reações ocorrem em temperaturas na faixa de 90 a 200 ºC, na presença de um catalisador.

Dois tipos de catalisadores para o processo estão atualmente em uso.

Um com a adição contínua de pequenas quantidades de cloretos orgânicos, que são

convertidos em ácido clorídrico no reator. Neste tipo de reator, a corrente de alimentação deve

estar livre de oxigênio e de água, a fim de se evitar problemas de corrosão e desativação do

catalisador.

O outro tipo de catalisador utiliza uma zeólita como suporte, não exigindo que a carga

esteja seca ou livre de oxigênio. Ambos os tipos de catalisadores requerem uma atmosfera de

hid rogênio, a fim de minimizar a formação e deposição de coque. Entretanto, o consumo de

hidrogênio é muito pequeno.

145

A PETROBRAS não dispõe ainda de nenhuma dessa unidade em seu Parque de Refino.

3 - Processos de Tratamento de Derivados

No refino de petróleo, os tratamentos são usados para enquadrar os derivados nas

especificações exigidas ou preparar a carga para ser processada em outras Unidades que utilizam

catalisadores passíveis de serem contaminados. Com estes processos se consegue promover um

rearranjo das moléculas ou a remoção dos compostos de enxofre, nitrogênio e outros que causam

instabilidade química, corrosão, danos ao meio ambiente, etc. Os principais tratamentos efetuados

nas refinarias serão descritos a seguir.

3.1 - Hidrotratamento

O Hidrotratamento é o processo mais adequado para se alcançar os padrões de qualidade

atuais, com exigências crescentes. Esse processo confere flexibilidade ao processamento de uma

gama maior de matérias-primas, apresentando diferentes níveis de severidade de acordo com as

condições de pressão e temperatura do projeto da Unidade, do tipo de catalisador utilizado e da

disponibilidade de hidrogênio. A Figura 16 mostra a Unidade de Hidrotratamento da RPBC.

Figura 16 - Unidade de Hidrotratamento de Instáveis RPBC

146

Este processo visa a remoção de heteroátomos e compostos indesejáveis tais como

enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais, além de converter as mono e diolefinas em parafinas, com

o propósito de reduzir a formação de goma nos produtos.

Estas Unidades têm apresentado uma importância crescente nos esquemas de refino,

tornando-se fundamentais no cenário da próxima década. Este processo utiliza catalisadores na

presença de hidrogênio sob condições de altas pressões e temperaturas (esta severidade varia de

acordo com o projeto da Unidade), para que possam ocorrer as reações entre a carga e o

hidrogênio. Os reatores são, normalmente, de leito fixo, com a reposição ou regeneração do

catalisador feita após a campanha da Unidade (2 a 6 anos).

A seção de reação é composta basicamente de: uma bateria de pré-aquecimento de carga,

um forno, um reator de leito fixo, um sistema de “Flash” do hidrogênio (separação a alta pressão)

e um sistema de recirculação de hidrogênio. A carga é pré-aquecida na bateria de trocadores pelo

efluente do reator, recuperando parte do calor liberado pela reação no reator. O forno fornece a

quantidade de calor restante, que é necessária para levar a mistura carga + hidrogênio à

temperatura de entrada do reator.

Após resfriamento, o efluente do reator passa para o sistema de separação de hidrogênio a

alta pressão (“flash”), onde ocorrerá a separação do gás de reciclo, água de injeção e produto

tratado. Existem vários esquemas para esta etapa do processo. Para produtos mais leves, quando a

pressão é mais baixa, é utilizado um sistema com um vaso trifásico, com duas fases líquidas

(hidrocarbonetos e água) e uma gasosa (gás de reciclo). Em unidades de alta pressão, que operam

com cargas mais pesadas, os equipamentos possuem custos mais altos; torna-se econômico neste

caso, reduzir as dimensões do vaso separador de alta pressão, substituindo-o por dois vasos com

condensador intermediário, sendo o segundo vaso de menor pressão do que o primeiro. Assim, no

primeiro equipamento do sistema deve ocorrer apenas a separação do gás de reciclo e de uma

pequena quantidade de água, no segundo ocorrerá a separação da água restante transferida com o

produto hidrogenado.

O produto hidrogenado efluente da seção de reação vai para a seção de estabilização,

onde será feito o ajuste da especificação quanto a corrosividade e ponto de fulgor, já que a

corrente sai do sistema separação de hidrogênio ainda contaminada com H

S, H

hidrocarbonetos leves.

147

Além dos produtos tratados, os processos produzem uma corrente de gases combustíveis

leves, H

S e NH

, conforme Figura 17. O produto tratado e o gás rico em hidrogênio são

resfriados e separados após deixarem o reator, sendo o hidrogênio reciclado para o reator.

Figura 17 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Hidrotratamento

A PETROBRAS dispõe de várias Unidades no Brasil.

3.2 - Tratamento Bender

O Tratamento Bender é um processo caracterizado como “de adoçamento”, transformando

compostos agressivos de enxofre (S, H

S e RSH, onde R é um radical carbônico) em outros

menos prejudiciais (i.e., dissulfetos), sem, entretanto, reduzir o teor total de enxofre. Este

processo pode ser utilizado em frações intermediárias do petróleo, tais como nafta, querosene e

óleo Diesel, e consiste basicamente na oxidação catalítica dos mercaptans, em um reator de leito

fixo.

No início do processo ocorre a lavagem cáustica com o objetivo de remover compostos

ácidos tais como fenóis, ácidos naftênicos e H

S. Para tal, a carga é aquecida e misturada com

soda cáustica, formando uma emulsão com a mesma, após a passagem por uma válvula

misturadora que promove um contato íntimo entre a carga e a soda. A emulsão segue, então, para

um precipitador eletrostático, que promove a sua quebra e conseqüente separação das fases. A

Reator

Vaso

Separador

Forno

Gás Rico em H

Produto

Tratado

Carga

Gás Rico

em H

Torre

Tambor

de Topo

Gás

Ácido

Água

Ácida

Make

de H

148

fase cáustica acumula-se no fundo do vaso, e pelo topo sai a fase hidrocarboneto. Esta fase é

dividida em duas correntes, sendo a de menor vazão enviada para uma torre absorvedora de

enxofre (leito de enxofre), onde absorve o enxofre necessário às reações, reunindo-se, em

seguida, à corrente principal. Recebe, em seguida, uma injeção de ar comprimido, e penetra no

fundo do reator Bender, onde são promovidas as reações de adoçamento.

Trata-se de um processo interessante, de baixo custo operacional, porém, dependente da

matéria-prima, não permitindo o processamento de petróleos de pior qualidade, nem viabilizando

a redução do teor de enxofre aos níveis exigidos nas novas especificações. A Figura 18 mostra

um diagrama esquemático desta unidade.

Figura 18 - Diagrama Esquemático de uma Unidade Bender (ABADIE, 1999)

A PETROBRAS dispõe de uma Unidade Bender em operação na REDUC para a

produção de querosene de aviação a partir de querosene de petróleos Árabe Leve e Basrah Leve.

3.3 - Lavagem Cáustica

O tratamento de lavagem cáustica é usado para a remoção de mercaptans e H

S dos

produtos, assim como de compostos ácidos que possam eventualmente estar presentes no

derivado que será tratado. É um processo utilizado no tratamento de frações leves, cujas

densidades sejam bem menores que a da solução cáustica, tais como o GLP e a gasolina.

Trata-se de um processo simples onde a carga é misturada com uma solução de soda cáustica

numa válvula misturadora, onde ambas entram em contato íntimo, promovendo-se as reações de

neutralização desejadas. A solução cáustica circula de forma contínua, até que a concentração

atinja cerca de 1-2 %, quando então ela é substituída por uma nova solução concentrada. Após

149

essa etapa de mistura, as duas fases são separadas em um vaso decantador, devido às diferenças

de densidade. A fase orgânica deixa o decantador pelo topo, enquanto a solução cáustica sai pelo

fundo, conforme Figura 19.

Este tratamento não deve ser empregado quando o teor de enxofre do derivado for muito

elevado em função da geração de soda gasta. Um aperfeiçoamento deste processo é o tratamento

cáustico regenerativo, onde este consumo é minimizado pela regeneração da soda cáustica.

Figura 19 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Tratamento Cáustico (ABADIE, 1999)

Existem várias Unidades em operação em nosso Parque. Gradativamente serão

desativadas ou adaptadas em função do impacto ambiental causado pela soda gasta.

3.4 - Tratamento Cáustico Regenerativo

É um processo de tratamento mais moderno que o anterior, também aplicado a frações

leves, tais como GLP e nafta, e intermediárias, tais como querosene e Diesel. Este processo se

baseia na extração cáustica dos mercaptans presentes nos derivados, que são oxidados a

dissulfetos, ao mesmo tempo em que a solução cáustica é regenerada. As reações relativas à

regeneração da soda são promovidas por um catalisador normalmente dissolvido na solução de

soda cáustica (quando a carga é de frações leves).

Inicialmente o derivado a ser tratado passa por uma etapa de lavagem cáustica, a fim de

que sejam eliminados o gás sulfídrico e outros compostos ácidos indesejáveis, evitando-se a

formação de compostos estáveis com a soda na seção de extração. Nessa etapa, o tempo de

contato da carga com a solução cáustica é relativamente pequeno, para que não ocorra a absorção

150

dos mercaptans. A carga vai para a torre de extração, extraindo-se estes compostos em

contracorrente com a solução cáustica. O produto tratado segue para um vaso decantador onde

fica retida a soda que tenha porventura sido arrastada, podendo ser enviado para a estocagem. A

solução de soda gasta sai pelo fundo da torre, reunindo-se com a corrente que foi recuperada no

decantador. Depois de aquecida, recebe uma injeção de ar comprimido, sendo regenerada na torre

de oxidação.

Após a etapa de regeneração, a mistura de soda, ar, e dissulfetos segue para um

decantador, onde as fases solução de soda e os dissulfetos são separados. O excesso de ar sai pelo

topo desse vaso, e a soda regenerada pelo fundo, sendo enviada para a torre de extração. O

efluente oleoso de dissulfetos pode ser comercializado.

Este processo apresenta um impacto ambiental expressivamente inferior ao de Tratamento

Cáustico convencional. Em função disto, vem se tornando cada vez mais comum no parque de

refino brasileiro. Já existem várias em operação nas refinarias da PETROBRAS.

3.5 - Tratamento com aminas

O tratamento com aminas tem por objetivo remover o ácido sulfídrico (H

S) do gás

combustível e do GLP, de modo a atender às especificações relacionadas à corrosividade e ao

teor de enxofre. Esta substância tem a capacidade de se combinar com o H

S, formando produtos

estáveis em temperaturas próximas à do ambiente. Os produtos formados, ao serem submetidos

ao aquecimento, se decompõem, regenerando a solução original e liberando o gás ácido rico em

S, que pode ser, então, enviado a uma unidade de recuperação de enxofre, conforme Figura 20.

São utilizadas a monoetanolamina (MEA), MDEA e DEA (dietanolamina), sendo esta a mais

utilizada.

Este tratamento é feito em contracorrente, sendo o gás combustível ou GLP introduzidos

pelo fundo de uma torre de extração. A torre possui recheios com o objetivo de se facilitar o

contato entre as correntes, permitindo-se a absorção do H

S pela DEA. O hidrocarboneto sai pelo

topo, enquanto a solução de DEA, rica em H

S, sai pelo fundo, e é enviada a uma torre de

regeneração. A DEA é, então, aquecida, sendo o H

S liberado. A DEA regenerada sai pelo fundo

da torre, é resfriada e retorna ao processo.

151

Figura 20 - Diagrama Esquemático de uma Unidade de Tratamento DEA (ABADIE, 1999)

A PETROBRAS dispõe de diversas dessas Unidades em seu Parque de Refino.

3.6 - Percolação

A percolação consiste na passagem da corrente a ser tratada através de vasos contendo um

sólido poroso (o adsorvente) capaz de promover a adsorção dos compostos indesejáveis. Neste

processo, gradativamente, ocorre a saturação do adsorvente, exigindo sua regeneração ou a sua

troca. No tratamento de QAv-1 tem-se utilizado argilas especiais com elevada capacidade de

adsorção.

Existe, atualmente, na PETROBRAS sistemas de percolação em algumas refinarias com

aplicações diferenciadas. Por exemplo:

- Na REDUC é utilizada no pós-tratamento do querosene adoçado na Unidade Bender

(normalmente processando querosene de petróleo Árabe Leve) para adsorção de metais;

152

- Na REPLAN é utilizada no querosene de destilação direta que sofreu um tratamento cáustico,

mas apresenta problemas de estabilidade associados à presença de compostos nitrogenados

existentes no petróleo nacional naftênico produzido, principalmente, na Bacia de Campos.

Em algumas refinarias existem, também, associadas à Unidade Bender, Tratamento

Cáustico ou Percolação, vasos de sal para o polimento final do QAv-1. Este sistema tem como

objetivo a remoção da água que é um dos contaminantes indesejáveis do querosene de aviação.

4 – Processos Auxiliares

Os processos auxiliares complementam o Esquema de Refino. Eles têm vários propósitos,

viabilizando desde a disponibilidade de insumos ao processo até o tratamento dos rejeitos

industriais. Não serão tratados neste trabalho os processos de geração de vapor, tratamento de

água, ou de tratamento de qualquer tipo emissão. Apenas duas Unidades serão abordadas nesta

seção: a Unidade de Geração de Hidrogênio (UGH) e a Unidade de Recuperação de Enxofre

(URE).

4.1 - Geração de Hidrogênio

As Unidades de Geração de Hidrogênio têm como objetivo fornecer este insumo às

Unidades de Tratamento. A matéria prima utilizada varia do gás natural até a nafta, passando pelo

GLP ou seus componentes: propano e butano. O processo consiste da reforma da carga com

vapor d’água, gerando CO

e H

. A separação pode ser promovida em uma Unidade MEA ou

utilizando membranas, e o hidrogênio gerado alimenta um anel de gás ou diretamente à Unidade

consumidora.

As primeiras Unidades brasileiras foram projetadas tendo nafta como carga. Com o

crescimento da disponibilidade de gás, os novos projetos tiveram gás natural como carga.

Atualmente, tem-se optado por duas bases de projeto, com uma carga alternativa ao gás natural

que pode ser a nafta ou o GLP, dependendo das características de cada refinaria. Na Tabela 2 é

apresentada a capacidade de geração de hidrogênio atualmente em operação no país.

153

Tabela 2 – Capacidade de Geração de Hidrogênio em operação

Refinaria Capacidade

(1.000 Nm

/d)

RLAM 27

REGAP 372

REDUC 686

REVAP 250

REPLAN 1 000

RPBC 500

REPAR 270

LUBNOR 35

REFAP 550

4.2 - Recuperação de Enxofre

Esta Unidade tem como carga o gás ácido rico em H

S, removido dos derivados e

recuperado nas Unidades DEA. Outra corrente rica neste gás vem do topo da primeira esgotadora

das Unidades de Águas Ácidas. Esta Unidade é responsável pela remoção do H

S e NH

das

águas residuais separada nos vasos de topo das torres de fracionamento.

O processo consiste, basicamente, da oxidação de parte do H

S a SO

, promovendo-se em

seguida a reação com H

S para a produção do enxofre elementar.

A PETROBRAS dispõe de 14 Unidades em seu Parque atualmente. A tendência para os

próximos anos é de um aumento expressivo no número de Unidades instaladas em função das

crescentes exigências ambientais, tanto no que se refere à especificação dos derivados quanto às

emissões das refinarias (MARIANO, 2001).

5 – Considerações

A combinação destes diversos processos gera os diversos esquemas de refino. As

refinarias brasileiras apresentam variados arranjos, podendo ser simples como a RECAP, Figura

21, ou complexas como a RPBC, Figura 22.

154

CARGA

PETRÓLEO

CARGA

PETRÓLEO

GÁS COMBUSTÍVEL

GLP

GASOLINA

NAFTA PTQ

QAV / QI

ÓLEO COMB.

RES. AROMÁTICO

ESQUEMA DE REFINO PARA

PRODUÇÃO DE COMBUSTÍVEIS

CRAQUEAMENTO

CATALÍTICO

RECAP

SOLVENTES

DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA

ÓLEO DIESEL

ENXOFRE

RECUPERAÇÃO

ENXOFRE

Figura 21 – Esquema de Refino da RECAP (PASSOS, 2007)

RPBC

CARGA

PETRÓLEO

CARGA

PETRÓLEO

G.C.

ALQUILAÇÃO

(UGAV)

FRACIONAMENTO

GLP

GASOLINA

DE AVIAÇÃO

GASOLINA

AUTOMOTIVA

DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA

PRÉ-FRAC.

DE NAFTA

(PREFRA)

EXTRAÇÃO

AROMÁTICOS

(URA)

BENZENO

TOLUENO

XILENO

NAFTA

PETROQUÍMICA

QAV / QI

ÓLEO DIESEL

DESTILAÇÃO

À VÁCUO

GÁS ÁCIDO P/ URE

GÁS NATURAL

RESÍDUO

AROMÁTICO

ASFALTO

ÓLEO

COMBUSTÍVEL

COQUE VERDE

GÁS COMB.

HIDROTRAT.

DE DIESEL

INSTÁVEL

(U-HDT)

ESQUEMA DE REFINO PARA

PRODUÇÃO DE COMBUSTÍVEIS E AROMÁTICOS

REFORMA

CATALÍTICA

(URC)

COQUEAMENTO

RETARDADO

FRACIONA.

AROMÁTICOS

(URA)

CRAQUEAM.

CATALÍTICO

(U-FCC)

GERAÇÃO

HIDROGÊNIO

Figura 22 – Esquema de Refino da RPBC (PASSOS, 2007)

155

Outro aspecto interessante é a evolução destes arranjos, sendo o Planejamento do Parque

de Refino uma atividade contínua, resultando em gradativas modificações.

156

9 – Referências Bibliográficas

ABADIE, E., Processos de Refinação, PETROBRAS, Rio de Janeiro, 1999.

AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO, Anuário Estatístico da Indústria Brasileira do

Petróleo, ANP, Rio de Janeiro, 2007.

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, Especificação do Diesel e Gasolina no Brasil,

Congresso HART, 2004.

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, Portarias diversas, Rio de Janeiro e Brasília, 1998 a

2006.

AKZO, AKZO Catalysts Symposium 1991 – Hydroprocessing, Netherlands, 1991.

ALMEIDA, M. Desafios do Refino e Tecnologia, 2007 (Documento Interno PETROBRAS).

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