Processo Industrial: Petroquímica - Craqueamento

Processo Industrial: Petroquímica - Craqueamento: Três rotas principais definem o estudo dos produtos petroquímicos, envolvendo a manipulação de olefinas, compostos aromáticos e gás d...

CONTINUAÇÃO TRANSPORTES.

TRANSPORTE MARÍTIMO DE PETRÓLEO

Introdução:

Após a última grande guerra, quando foi registrado um aumento da demanda mundial de derivados de petróleo, ocorreu uma expansão da frota mundial de petroleiros assim como um aumento no porte dos mesmos, passando da ordem de 20.000 toneladas para portes em torno de 200.000 toneladas nos meados da década de 70 (Neiva, 1986).

Por volta de previsões demonstravam claramente um crescimento da frota de petroleiros reforçado pelas importações americanas. No entanto, ocorreu uma repentina inversão devido às previsões indicando queda no consumo de petróleo e à localização de novos produtores próximos aos países consumidores. A situação gradualmente gerou um excedente de petroleiros cujo pico ocorreu em 1978 com um total de 140.000.000t fora de serviço. Com a segunda crise do petróleo a situação melhorou um pouco, reduzindo para 120.000.000t fora de serviço.

Embora houvesse um fortalecimento do crescimento da frota de navios de grande porte

beneficiado pelo declínio da produção dos países não integrantes da OPEP e da volta do

Oriente Médio como principal área de suprimento de petróleo, o uso de petroleiros de

menor porte foi sustentado por três fatores: primeiro, pelo aumento do comércio de

produtos finais; segundo, pela nova capacidade de produção localizada em áreas mais

próximas aos mercados consumidores; e pelo fato destes petroleiros serem capazes de

ancorar em um grande número de portos convencionais, incrementando o potencial para

atendimento da alta demanda dos países em desenvolvimento (Masseron, 1990). 

O transporte de petróleo e derivados pode ser efetuado através do modal marítimo (navegação), utilizando-se para tal, navios tanque conhecidos como petroleiros, com abastecimentos através de dutos submarinos instalados no leito marinho.

Estrutura do transporte marítimo brasileiro

Caracterização da frota de petroleiros: Contando que quase todo o óleo a ser processado, seja ele importado ou produzido em campos nacionais, é deslocado até as refinarias por navios, e que grande parte dos produtos refinados voltam aos navios para serem distribuídos pelos portos nacionais e internacionais, os petroleiros exercem um importante elo na cadeia produtiva e comercial da indústria do petróleo.

A FRONAPE, que foi criada em 1950, subordinada ao Conselho Nacional do Petróleo (CNP), tendo por objetivo principal transportar produtos petrolíferos no país e no exterior, podendo também exercer a armazenagem dos produtos. Na ocasião, recebeu 22 navios tanques que totalizavam 224 mil tpb. 

Uma parte do transporte de óleo, no entanto, é realizada por navios afretados que

transportam cerca de 140 milhões de toneladas por ano. Alguns navios são contratados para

realizar apenas uma viagem enquanto que outros são alugados, em geral por um ano, para

realizar o número de viagens que o contratante desejar. Não há uma frota fixa de navios

afretados e estes navios não atuam em uma rota específica, embora alguns

atuem em determinada região devido à característica da carga.

Até 1950, o transporte de óleo no Brasil era quase que integralmente feito por navios

estrangeiros. Em 13 de março de 1949, entrou em vigor a Lei nº 650 que abriu crédito para compra de petroleiros totalizando 180.000 toneladas. Com a aquisição do navio Presidente Dutra (16.200 toneladas), tem-se a inserção do Brasil no transporte marítimo de óleo.

 A empresa foi absorvida pela Petróleo Brasileiro S/A – PETROBRAS, criada em 1953 pela

Lei nº 2004, com o intuito de exercer as atividades referentes ao monopólio estatal do

petróleo. A PETROBRAS desenvolveu uma sistemática de transporte para atender às suas

necessidades implementando sistemas de dutos, sistemas de armazenamento e a frota de

navios para navegação de cabotagem e longo curso.

Em 1973, começou a navegar o primeiro grande petroleiro da FRONAPE, o VLCC (Very

Large Crude oil Carrier) José Bonifácio. Posteriormente foram adquiridos outros seis:

Vidal Negreiros, Cairu, Henrique Dias, Felipe Camarão, José do Patrocínio e Barão de

Mauá,segundo(FRONAPE, 2003). 

Os VLCCs foram os maiores navios já construídos no Brasil e tiveram grande importância

para o crescimento da FRONAPE quando, durante a crise do petróleo, atendiam à

necessidade de navios de grande porte para a navegação de longo curso.

Em atendimento a Lei nº 9.478 de 1997 surge a TRANSPETRO, subsidiária da Petrobrás,

com a incumbência de operar e construir dutos, terminais marítimos e embarcações para

transporte de óleo e gás natural (Brasil Energia, 2000). A FRONAPE passou a ser a

unidade de transporte marítimo da TRANSPETRO. A transferência da frota de navios

iniciou em 2001, sendo concluída em 2002 (Jornal da TRANSPETRO, 2002).

A FRONAPE é a maior transportadora de petróleo do hemisfério Sul e uma das maiores do

Mundo. A frota atual conta com 51 navios.

Terminais marítimos são instalações portuárias adequadas às operações de transferência

de carga dos navios para terra e vice-versa ou entre navios, sendo, portanto, importantes

agentes na cadeia logística do transporte de óleo.

O transporte aquaviário no Brasil é pouco utilizado, se comparado ao potencial de navegação do país. Apesar de possuir uma boa quantidade de rios e uma extensa costa para nevegação de cabotagem, não há hidrovias, terminais aquaviários com capacidade disponível e tampouco embarcações suficientes para viabilizar um aumento nas movimentação de cargas por este modal. No entanto, as novas descobertas de petróleo e as boas perspectivas vem impulsionando a indústria naval brasileira.

O transporte marítimo é o modal mais utilizado em viagens de longo curso tendo em vista a

quantidade de carga transportada, que geralmente envolvem operações aduaneiras, seja para a importação ou para a exportação de bens ou produtos. Neste ramo de negócio, há várias entidades que se relacionam entre si e defendem interesses difusos.

Armador: é o proprietário da embarcação. Tem como objetivo maximizar a

rentabilidade do seu ativo. É o responsável pela administração técnica do navio

e por prover a tripulação do mesmo, fornecer bens de consumo requeridos para

a execução da viagem, combustível, manutenção adequada e demais insumos

que se fizerem necessários.Atualmente muitos bancos têm assumido o papel de

armadores;

Fretador: é o cedente do navio, que nem sempre é o armador. Uma empresa

que possui capacidade ociosa de transporte pode também ceder uma

embarcação por um período de tempo dentro do limite contratual estabelecido,

prática de mercado chamada de charter out. Tem o interesse em manter a

embarcação contratada o maior tempo possível;

Afretador: é aquele que contrata a embarcação para a realização do transporte.

Pode ser ou não o proprietário da carga. Tem o interesse em transportar a carga

de um porto de origem a um de destino com o menor custo possível. Tem

também o interesse de otimizar a utilização do recurso;

Embarcador: é o proprietário da carga. Tem o interesse no transporte da carga

desde a origem até o destino na data previamente acordada. O embarcador

pode se confundir com o afretador conforme o contrato de transporte e a carga

transportada;

Broker: é o corretor de navios, aquele que representa o armador ou o

embarcador em uma negociação de contrato de transporte.  O Broker recebe uma comissão que geralmente incide sobre o aluguel do navio ou valor do contrato;

Agente Marítimo: é aquele que representa os interesses do armador no porto,

responsável por prover os insumos e suprimentos necessários para o navio prosseguir viagem.

O instrumento que regula as relações entre os agente supramencionados é o contrato de

Afretamento, que é o meio pelo qual se transfere os direitos de exploração econômica de uma embarcação. O contrato de afretamento define papéis e responsabilidades de cada agente durante a vigência do mesmo.

As principais modalidades utilizadas atualmente no mercado internacional são:

Afretamento a casco nu ou Bareboat: o afretador contrata a embarcação por

tempo determinado, tendo para si a posse sobre o navio. Fica resguardado ao

afretador o direito de designar o comandante e tripulação. O navio é entregue

ao afretador e este toma todas as providências necessárias para o

gerenciamento do navio. O afretador precisa manter uma estrutura para atender

às exigências de operação da embarcação;

Afretamento por tempo ou TCP (Time Charter Party): o afretador não tem a

posse sobre o recurso, recebendo-o tripulado, em condições de explorar sua

finalidade comercial. A embarcação fica à disposição do afretador para se

deslocar conforme as instruções do contratante;

Afretamento por viagem ou VCP (Voyage Charter Party): o afretador contrata

os serviços de transporte para movimentar uma carga de um porto a outro.

Nesta modalidade está previsto o pagamento ou desconto de demurrage

(sobreestadia) em caso de performance de operação inferior aos parâmetros

estipulados em contrato, equacionados a posteriori mediante acordo entre as

partes;

Contrato de Afretamento ou COA (Contract of Affreightment): o afretador e o

fretador acordam um valor unitário a ser pago pela quantidade transportada, tal

qual uma tarifa de transporte. Esta modalidade permite ao armador otimizar

sua frota, haja vista que não há um objeto definido, ou seja, não há vínculo

entre a carga e o navio que realizará o transporte. 

Independente da modalidade contratual deve existir compatibilidade entre o navio e o

terminal, seja de carga ou de descarga, sob a condição de inviabilizar a operação. Desta

forma, requer-se o agrupamento de navios segundo seu porte, definido em função da

capacidade de carregamento, também conhecida por Tonelagem de Porte Produto (TPB),

expressa em toneladas.

Riscos do transporte marítimo de petróleo e derivados:

De uma maneira geral, as atividades relacionadas ao petróleo e seus derivados assim como

outras atividades industriais são passíveis de acidentes apresentando riscos de natureza e

potencialidade distintas. O risco potencial de uma atividade pode ser definido como uma resultante da combinação entre o evento, a probabilidade de ocorrência e as possíveis conseqüências.Por mais que seja feito todo um esforço na tentativa de exclusão dos riscos de determinada atividade, há sempre uma parcela que não é eliminada, caracterizando, assim, um resíduo do risco. 

De acordo com Oliveira (1993) “tem-se um risco ambiental quando a combinação de

circunstâncias de um ou mais processos em andamento possibilitam a ocorrência de eventos geradores de conseqüências ambientais adversas”. No caso do transporte de petróleo e derivados, enquanto o produto transportado permanecer sob controle não entrando em contato com o ambiente, faz-se presente a condição de risco ambiental potencial. 

A quantificação dos níveis de risco do transporte marítimo pode ser estimada com base nas

estatísticas de acidentes que permitem a identificação da evolução dos níveis de segurança

na atividade global, da diferenciação da segurança nos diversos tipos de navios, tamanho

dos navios, idade.Dentre os riscos inerentes ao transporte de petróleo e derivados via navegação marítima encontram-se os acidentes com derrame para o mar. As conseqüências dos riscos desta atividade são maiores em decorrência do volume e tipo de carga transportada. No entanto, vale a ressalva de Oliveira (1993) de que as conseqüências estão diretamente relacionadas à combinação de uma série de fatores inerentes ao meio ambiente atingido e ao risco propriamente dito. As rotas as quais os navios percorrem apresentam trechos que são considerados de maior risco durante a passagem de um navio, tais como o canal de entrada de um porto, os canais de navegação, os fundeadouros, as áreas de exploração de petróleo. 

 

Preocupação com o meio ambiente:

Em 1954, a IMO (International Maritime Organization - agência especializada da ONU

para assuntos marítimos) já aprovava sua primeira Convenção Internacional para a Prevenção da Poluição por Óleo – OILPOL, posteriormente MARPOL. Desde então, outras

convenções foram aprovadas (Araújo, 2002).  

O acidente com o navio Torrey Canyon, em 1967, que provocou o vazamento de 119.000t

de petróleo bruto atingindo a costa sudoeste da Inglaterra e a costa norte da França (White,

2000), evidenciou a ameaça ao meio ambiente com o aumento do tráfego e porte dos

navios. Mediante a gravidade da situação, a IMO com o intuito de prevenir a poluição

acidental e operacional, preconizou ações que culminaram em acordos internacionais,

destacando-se a Convenção Internacional para a Prevenção da Poluição por Navios –

que ficou posteriormente conhecida como MARPOL inclui regulamentações referentes à subdivisão e estabilidade projetadas para assegurar que, em qualquer condição de carga, o navio possa resistir após ter sofrido uma colisão ou naufrágio. Uma das medidas implementadas foi o posicionamento dos tanques de lastro segregado1 onde se espera o maior impacto durante uma colisão ou naufrágio reduzindo, desta forma, a quantidade de carga derramada. 

A introdução da MARPOL, no entanto, não foi suficiente para impedir que novas catástrofes ambientais, como o acidente com o navio Exxon Valdez em 1989 no Alaska, viessem a ocorrer. Após o referido acidente, foi formulado, por parte dos Estados Unidos, o Oil Pollution Act de 1990– prescrevendo o casco duplo para os petroleiros construídos a partir de então e um cronograma de retirada da ativa dos navios de casco simples.

 

Conclusões:

Percebe-se que boa parte das bases de distribuição está fundamentada na utilização de ferrovias e dutos, modais mais adequados para transferências de grandes volumes.

Ocorrem faltas destes modais no Centro-Oeste e Norte do País para a realização de transferências entre bases ou entre refinarias-bases. Numa empresa de petróleo integrada, caracterizada pelo alto grau de verticalização, e pelo fluxo contínuo de produtos e, principalmente, pelo transporte marítimo, a previsibilidade da demanda por transporte permite identificar as oportunidades e ameaças futuras com maior antecedência e lucrar com isso.

Assim, é de se esperar que deficiências na infra-estrutura de transportes gerassem grandes impactos na logística de combustíveis, bem como nos seus respectivos preços.

É claro também, que nenhum outro produto pode afetar tanto a inflação como os combustíveis, pois está presente nos custos de transportes de todas as mercadorias movimentadas pelo modal rodoviário muito utilizado no país.

O mercado de fretes varia conforme a demanda, que está relacionada com a renovação da frota mundial, em substituição aos recursos obsoletos.

Acredito que como foi discutido em sala de aula, temos carências de mais literatura nacional na área logística, portanto, temos que buscar nos aprimorar melhor neste campo, que se faz presente em muito do nosso cotidiano, fortalecendo a logística para que seja bem planejada, e com ótimas estratégias, eliminando os gargalos existentes.

Com o aumento da produção de petróleo, a tendência para os próximos anos será com os investimentos feitos por parcerias entre empresas privadas e o governo, trazer auto-suficiência e grande expansão da infra-estrutura logística brasileira para alavancar o desenvolvimento do nosso Gigante emergente, Brasil.

Referências:

SILVA, PRISCILA REIS DA                 

Transporte Marítimo de Petróleo e Derivados na Costa Brasileira:

Estrutura e Implicações Ambientais

[Rio de Janeiro] 2004

Castro, Carlos Alberto A. de Sousa

Infra-estrutura logística: modal dutoviário.

GRUPO DE SUPPLY CHAIN – IBPSC

2007

Sites:

WWW.nicomex.com

www.tnpetroleo.com.br

www.abepro.org.br

www.petrobras.com.br

www.brasilenergia.com.br

www.universodopetroleo.com.br

www.anp.gov.br

TRANSPORTES DE PETRÓLEO E GÁS

TRANSPORTE DE DUTOVIÁRIO DO GÁS DE PETRÓLEO

INTRODUÇÃO:

As tubulações já eram conhecidas como meio de transporte para produtos líquidos desde a

antiguidade. Existiram casos de tubulações construídas com bambus na China, com materiais cerâmicos por egípcios e astecas e com chumbo por gregos e romanos;

Em 1865 foi construído, na Pensilvânia (EUA), o primeiro oleoduto para transporte de hidrocarbonetos, com 2 polegadas de diâmetro feito de ferro fundido com extensão de 8 km;

Em 1930 teve início o transporte de produtos refinados entre a refinaria de Bayway (Nova York) e Pittsburgh; 

No Brasil, a primeira linha entrou em operação em 1942 na Bahia, tendo diâmetro de 2 polegadas e 1km de extensão ligando a Refinaria Experimental de Aratu e o porto de Santa Luzia.

O mercado de petróleo e gás está em pleno crescimento, no Brasil especialmente esta é uma área que recebe grande atenção e investimentos. O Governo e empresas privadas nacionais e internacionais investem muito dinheiro uma vez que os estoques que crescem a cada mês com novas descobertas de poços, alguns de difícil exploração. O transporte

ferroviário, naval ou rodoviário apresentam inúmeras desvantagens quando comparados ao uso de dutos. Segundo a resolução CONAMA nº1, de 23 de Janeiro de 1986, A instalação de oleodutos e gasodutos depende da elaboração de “Estudo de Impacto Ambiental” e “Relatório de Impacto Ambiental”. E a resolução nº 293 de 12 de Dezembro de 2001 define a elaboração do “Plano de Emergência Individual” para acidentes que gerem vazamentos em instalações como dutos, terminais e plataformas.

A dutovia é uma tubulação destinada para conduzir a grandes distâncias produtos e materiais fluidos. O transporte entre as instalações de Refinaria e as Bases Primárias é feito geralmente por modal dutoviário (instalações da Petrobras Transportes S.A. Transpetro) ou por navegação de cabotagem através da atracação de navios-tanques (NT’s) nos portos. Já as transferências entre as instalações das Bases Primárias e Secundárias são feitas por modal rodoviário (caminhões-tanque), e modal ferroviário (vagões-tanque).

Segundo Lambert (1998, p.175) “as dutovias transportam apenas um número limitado de produtos, incluindo-se aí o gás natural, petróleo cru, produtos de petróleo, água, produtos químicos e pasta fluidas – geralmente considerada como um produto sólido suspenso em líquido, normalmente água, que pode assim ser transportado com mais facilidades”. Este mesmo autor diz que o gás natural e o petróleo cru são responsáveis pela maior parte do tráfego dutoviário. Por este motivo, o presente trabalho irá focar o estudo na malha dutoviária para o transporte de Gás natural (GLN), que é transportado por gasoduto, semelhante aos oleodutos, porém com algumas particularidades, principalmente no sistema de propulsão da carga.

CARACTERÍSTICAS DAS DUTOVIAS

Transporte dutoviario: É efetuado no interior de uma linha de tubos ou dutos realizados por pressão sobre o produto a ser transportado ou por arraste deste produto por meio de um elemento transportador.

Tem alta confiabilidade uma vez que a operação pode ser contínua, sem contingências climáticas ou atmosféricas.

A tubulação, em geral, é enterrada a uma profundidade de 80cm, tornando o transporte por dutos praticamente sem riscos.

Necessita de mínima de energia em relação à massa transportada, que é empregada exclusivamente na transferência dos produtos, a uma, velocidade de 3 à 4 km/h. Geralmente o acionamento das bombas ou compressores é feito através do motor elétrico.

Emprega modernas tecnologias como a SIG (Sistema de Informações Geográficas), que permite a visualização do traçado da dutovia ou pontos da mesma, ou com o GPS que fornece informações de posicionamento em tempo real e transmitidas via satélite.

Tem baixo custo operacional, devido ao reduzido consumo de energia e a mínima mão-de-obra utilizada. Em contra partida tem um elevado custos de investimentos em dutos e sistemas de bombeamento.

Diferença para os demais modais: na dutovia o veiculo que efetua o transporte é fixo enquanto que o produto a ser transportado é o que se desloca, não necessitando na maior parte dos casos, de embalagem para o transporte;

Como desvantagem operacional, é a sua reduzida flexibilidade, já que os pontos de origem e destino são fixos e os meios físicos, em quase sua totalidade, não podem ser transferidos para outras frentes de transporte, como acontece em outras modalidades. Paralisar a operação acarreta prejuízos na faixa dos milhões de dólares, seja por lucro cessante, ou por multas aplicadas por clientes não atendidos. É interessante salientar que, com a difusão do

uso de sensores na indústria química, a possibilidade de ocorrer falha em algum

deles também aumentou. Com isso, as dutovias mais bem instrumentadas seriam

exatamente aquelas com maior probabilidade de sofrer com esse tipo de problema.

Desse modo, detectar falhas do tipo “anomalias na instrumentação” ou a ocorrência

de vazamentos são preocupações constantes na operação de uma dutovia. 

Elementos essenciais:

• Terminais, com equipamentos de propulsão de produtos (bombas, compressores, etc.).

• Tubos.

• Juntas de união.

Outras definições:

VIA: é constituída por tubos, geralmente metálicos, que seguem as diretrizes do projeto, interrompida pelas estações de bombeamentos e pelas tancagens de armazenagem.

VEÍCULO: o produto bombeado é seu próprio veiculo, cada partícula impulsionando as que a antecedem,formando uma corrente continua.

TERMINAIS: formado pelas tancagens em pontos estratégicos da tubulação.

CONTROLES: responsável pela velocidade imprimida pelas bombas, evitando tanto as baixas que permitam a sedimentação, como as altas, que conforme os tipos do produto levariam as erosões dos tubos.

Tipos de dutos segundo a sua construção:

Dutos subterrâneos são aqueles enterrados para serem mais protegidos das intempéries, acidentes provocados por outros veículos, máquinas agrícolas e vandalismos. São mais seguros em caso de ruptura ou vazamento do material transportado, pois a terra que envolve a tubulação funciona como um invólucro, que amortecerá o impacto da pressão causada pelo acidente.

Dutos aparentes são os visíveis, normalmente encontrados nas chegadas e saídas das estações de bombeamento, de carregamento e descarregamento, e nas de lançamento ou recebimento de “PIGs”, que são aparelhos utilizados na limpeza e detecção de imperfeições ou amassamento na tubulação.

Dutos aéreos são utilizados para instalação em grandes vales, cursos d’água, pântanos ou

terrenos muito acidentados, tornam-se viáveis com a construção de torres metálicas nas extremidades do obstáculo e quando necessário, torres intermediárias que servirão de suporte para a tubulação que ficará presa a elas por meio de cabos.

Dutos submarinos assim denominados, por estar a maior parte da tubulação submersa no fundo do mar. Este método é geralmente utilizado para o transporte da produção de petróleo de plataformas marítimas (off shore) para refinarias ou tanques de armazenagem, situados em terra (on shore); também são utilizadas para atravessar baías ou canais de acesso a portos. Os emissários são considerados dutos submarinos
 

CENÁRIO ATUAL DA MALHA DUTOVIÁRIA BRASILEIRA

O Comércio Internacional está estruturado sobre muitas variáveis, e o transporte de bens vendidos, comprados ou trocados de valor fundamental nessa cadeia. O emprego de dutovias é extenso e pode ser empregado para diversos tipos de produtos e com várias formas de instalação. Na maioria dos casos é utilizado para o transporte de “commodites”.

Atualmente, a malha dutoviária brasileira tem aproximadamente 20 mil km de extensão, já

Países como o Canadá, a Rússia e os EUA têm, respectivamente, 200, 330 e 440 mil km de dutos construídos. Do ponto de vista de custos, as despesas com transportes representam, em média, cerca de 60% das despesas logísticas, e isso, em alguns casos, pode significar duas ou três vezes o lucro de uma companhia.

A posição geográfica das refinarias encontra-se principalmente no litoral, já que na década de 1960 e 1970 a ênfase passasse da produção de petróleo cru (devido aos fracassos ocorridos na exploração da plataforma continental, na foz do rio Amazonas, Santos e Espírito Santo), para investimentos na área de refino, gerando a necessidade de importação de petróleo cru, principalmente via marítima. O posicionamento das refinarias no litoral deve-se, de forma a minimizar os custos de descarga e armazenamento nos portos. Houve, entretanto, no final da década de 70, uma mudança do foco da industrial do petróleo, voltando-se novamente para a produção de petróleo cru.  Isto se deve principalmente:

•Conclusão da instalação do parque de refino;

•As descobertas de petróleo off-shore no litoral brasileiro;

•A crise internacional do petróleo.

Segundo [Martins (2003)], pouco se mudou na infra-estrutura logística, já que agora a maioria das operações de exploração de petróleo concentra-se no litoral. Devido à otimização dos custos de transporte, tanto na distribuição de derivados como no abastecimento das refinarias, a maior parte da capacidade de refino encontra-se nas regiões Sul e Sudeste, que são responsáveis por 80% da capacidade total de refino e por mais de 90% da produção dos dois principais derivados: gasolina e óleo diesel.

Das refinarias, o processo logístico brasileiro segue envolvendo uma malha dutoviária de 15.098km, 428 bases de distribuição (39% no Sudeste, 19% no Sul, 15% no Nordeste, 14% no Centro-Oeste e 13% no Norte) e um processo operacional complexo, que culmina numa estrutura de 29.804 postos revendedores.

No Brasil, os oleodutos autorizados pela ANP totalizam cerca de 7.500 km de extensão, sendo que 25% são destinados à movimentação de petróleo e 75% à movimentação de derivados e outros produtos. Entretanto, do total de oleodutos, menos de 30% são classificados como sendo de transporte, ou seja, podem ser compartilhados. Observando a sua estrutura, percebe-se que 62% dos dutos de transporte têm extensão inferior a 15 km dados da[ANP (2009)]. Segundo a “Resenha Energética Brasileira do Exercício de 2006” (Ministério de Minas e Energia), o gás natural apresenta as maiores taxas de crescimento na matriz energética.

Conclusões sobre transporte e distribuição:

           

            Em função do modo rodoviário no transporte de cargas brasileiro, o consumo de gasolina e, principalmente, diesel é o componente mais importante na demanda por derivados no país. A maior parte do crescimento ocorre nesses dois segmentos, ficando estável o consumo de óleo combustível, sub-produto do processo de petróleo pesado pelas nossas refinarias nacionais, que tem pouca capacidade em processar o petróleo pesado nacional em derivados leves, o crescimento das importações desses produtos é devido ao aumento da diferença entre os perfis de produção e consumo.

           Aqui ocorre predominância do consumo de diesel.

          O processo de ampliação das refinarias existentes enfrenta limitações. física, porque a expansão das plantas instaladas não seria capaz de adequar a oferta às projeções de demandas futuras. Tem ainda questões de estratégia de  que a Petrobras no mercado nacional, ao construir mais uma refinaria traria obstáculo à consolidação da abertura do mercado de derivados. Assim, a ampliação da capacidade existente da Petrobras força a busca por sócios privados para novos investimentos.

          Enquanto 44% do petróleo circulam no mercado internacional, o mercado de derivados movimenta apenas 13% de sua produção. Devido às refinarias estarem voltadas ao atendimento de mercados cativos.

Trabalho sobre a refinaria LUBNOR-CE

Introdução:

               Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste - LUBNOR é uma refinaria da Petrobras situada em Fortaleza, Ceará. Ocupando uma área total de 218 mil m².

               Iniciou atividades em 24 de junho de 1966 como Fábrica de Asfalto de Fortaleza - ASFOR. Com 62% do volume total de processamento. Sua alta produtividade a levou a Lubnor a responder por até 13% da produção de asfaltos do País.                   

Produtos Obtidos:

              Os principais produtos do refino na Lubnor são:

·        Cimento Asfáltico Processado (CAP), que é o subproduto mais denso e viscoso do petróleo, cuja principal aplicação é a pavimentação de rodovias;

·        Óleos lubrificantes naftênicos (para máquinas e equipamentos pesados);

·        Óleo combustível para navios;

·        Óleo amaciante de fibras;

·        Gás natural;

·        Gás de cozinha.

Capacidade e eficiência:

              A atividade de refino é aquela que apresenta as menores margens de lucro na cadeia de valor do petróleo. Induzindo as petrolíferas, portanto, a lógica da verticalização na qual a exploração e explotação, com grandes lucros, contrabalanceiam refino, comércio e distribuição com baixas lucratividades.

              A unidade produz 235 mil t/ano de asfalto e 205 m³/dia de lubrificantes naftênicos.

              Possui atualmente uma capacidade instalada de processamento de 10 mil barris de petróleo/dia.

              A capacidade de produção da Petrobras é de 3 milhões de toneladas/ano enquanto a demanda total prevista para as obras do PAC é de 2 milhões e 400 mil ton/ano. A Petrobras está fazendo uma importação de CAP visando maior tranqüilidade operacional. A primeira carga de 7 mil toneladas  e a segunda, de 9 mil toneladas em novembro, ambas destinadas para esta refinaria cearense, que está no limite de sua capacidade de produção de CAP. Também é importante ressaltar que as intensas chuvas na região Nordeste no fim do ano passado,fizeram com que a demanda por CAP nas obras comandadas pelo DNIT aumentassem em 518%, este aumento, não previsto, reduziu os estoques, em setembro, comercializou 30.193 toneladas de CAP contra 9.160 toneladas em abril desse ano. Além do DNIT(Departamento Nacional Infra-estrutura e Transportes), outros órgãos rodoviários estaduais ampliaram o consumo pelo produto.

             A unidade passará por um processo de ampliação, dobrando a sua capacidade de produção, totalizando investimentos de US$60 milhões.

Capacidade das Refinarias - 2009
Refinarias	Capacidade Instalada (Mbpd)	Volume Processado (Mbpd)
Paulínia - Replan (SP)	365	324
Landulpho Alves - Rlam (BA)	279	254
Duque de Caxias -Reduc (RJ)	242	256
Henrique Lage - Revap (SP)	251	205
Alberto Pasqualini - Refap (RS)	189	142
Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR)	189	183
Pres. Bernardes - RPBC (SP)	170	168
Gabriel Passos - Regap (MG)	151	143
Manaus - Reman (AM)	46	39
Capuava - Recap (SP)	53	45
Fortaleza - Lubnor (CE)	7	6
Pasadena - Estados Unidos	100	98
Ricardo Eliçabe - Argentina	31	24
San Lorenzo - Argentina	50	30
Okinawa	100	45
(*) (**) Total	2.223	1.962

   Fonte site da Petrobra 

Analise da carga x unidades de refino presente:

              De acordo com as características geológicas do local de onde é extraído, o petróleo bruto pode variar quanto à sua composição química e ao seu aspecto. Há aqueles que possuem alto teor de enxofre, outros apresentam grandes concentrações de gás sulfídrico, por exemplo.

              Quanto ao aspecto, há petróleos pesados e viscosos, e outros leves e voláteis, segundo o número de átomos de carbono existentes em sua composição. Da mesma forma, o petróleo pode ter uma ampla gama de cores, desde o amarelo claro, semelhante à gasolina, chegando ao verde, ao marrom e ao preto. Com tão grande variedade de tipos de matéria-prima, a tarefa inicial no processo de refino é conhecer exatamente o petróleo a ser processado

              Principais contaminantes do petróleo são os compostos que contém enxofre, nitrogênio, metais e oxigênio. Petróleos ácidos ou acres possuem composto de enxofre em alta percentagem, tendo cheiro peculiar; já os doces contam com baixo teor de enxofre.         Normalmente classificam-se como petróleos ácidos aqueles que contêm gás sulfídrico em concentração acima de 380 mililitros por 100 litros, sendo perigosamente tóxicos.Os doces não contêm gás sulfídrico.Esses contaminantes trazem uma série de inconvenientes tanto durante o seu processamento quanto na sua utilização final. A presença desses compostos prejudica o rendimento dos produtos finais, envenena catalisadores, provoca corrosão dos materiais e aumenta a poluição.

             Em laboratório, para avaliar o petróleo e seus derivados, executa-se um ensaio conhecido como Ponto de Ebulição Verdadeiro (PEV) que é regulamentado pela ASTM por meio da norma D-2892. Nesse ensaio adiciona-se uma amostra do petróleo ou derivado no interior de um balão e eleva-se a temperatura em patamares. Assim os componentes com os menores pontos de ebulição vaporizam-se e percorrem a coluna onde ocorre o fracionamento.

              Para cada derivado especifica-se uma faixa de temperatura na qual os componentes estariam compreendidos. Essa faixa é definida a partir de critérios estatísticos e de qualidade dos derivados e é conhecida como temperatura de corte.

             De uma maneira geral, todos os derivados serão ainda uma mistura que irá conter compostos de todas essas classes. A quantidade de cada determinada classe de hidrocarbonetos será requerida em várias proporções de acordo com as características que se deseja para o produto final enfocando a sua aplicação.

             Os óleos lubrificantes minerais, que são os importantes desta refinaria, podem ser classificados, de acordo com sua origem, em parafínicos, naftênicos e aromáticos. Os óleos aromáticos não são adequados para fins de lubrificação.

              Algumas propriedades físicas gerais (que não leva em conta a sua composição) são utilizadas para identificação dos petróleos, tais como densidade relativa e viscosidade. Para a comercialização, petróleos que contém uma maior quantidade de compostos mais leves (menor número de carbono) são os mais valorizados porque produzirão maior quantidade derivados mais rentáveis comercialmente.

              O American Petroleum Institute - API classifica os petróleos quanto ao teor de elementos leves, através do grau API, quanto maior o grau API do óleo, menor é a sua densidade relativa, o que equivale dizer que o óleo é mais leve, sendo mais rico em voláteis (partes leves), com isso tem maior valor comercial.
              Não há, sentido em dizer que um óleo é melhor do que outro por ser parafínico ou naftênico. odernos processos de refino podem modificar as características do óleo.                                 
             O API (American Petroleum Institute) nos Estados Unidos e a ATIEL (Association Technique de L’Industrie Europeanne des Lubrifiants) na Europa, adotaram um sistema de classificação, com a finalidade de padronizar as especificações de óleos básicos para todas as refinarias existentes no mundo. Assim, foram adotados três parâmetros como referência: Teor de Enxofre, Teor de Saturados e o Índice de Viscosidade (I.V.).

                   Segundo esses critérios, foram criados cinco grupos:

Grupo I – Rota Solvente - Os óleos básicos deste grupo geralmente produzidos pela rota solvente (processos de extração de aromáticos e desparafinização por solvente, com ou sem hidroacabamento) e são os menos refinados da classificação. São uma mistura, não uniforme, de diferentes cadeias de hidrocarbonetos e são utilizados para formular a maioria dos óleos automotivos.

Grupo II – Hidrorrefino - Os óleos do Grupo II são produzidos por um processo mais moderno denominado de rota hidrorrefino. São muito utilizados para fabricação de óleos para motor. Tem um desempenho adequado em propriedades como volatilidade, estabilidade à oxidação e ponto de fulgor, porém seu desempenho é regular no que se refere a ponto de fluidez e viscosidade a baixa temperatura. Esses óleos tipo II são produzidos principalmente na América do Norte, onde tem uma participação de mercado de 45%.

Grupo III – Hidroprocessamento e Refino - Neste grupo são óleos produzidos pelo processo de Hidrodraqueamento, apesar de não terem modificações químicas especiais, têm excelente desempenho em uma grande variedade de propriedades, como uniformidade molecular e estabilidade. São utilizados para fabricação de óleos lubrificantes sintéticos e semi-sintéticos, produzidos principalmente na Europa e na Ásia.

Grupo IV – Reações Químicas - São obtidos através de reações químicas das matérias-primas sintéticas, como Poli-Alfa-Olefinas (PAOs). Esses produtos, combinados com aditivos, oferecem um excelente desempenho dos atributos relacionados à lubrificação. Têm uma composição química estável e cadeias moleculares uniformes.

Grupo V – Neste encontramos os básicos naftênicos, além de ésteres sintéticos e poliolesteres como poli-isobuteno e poli-alquileno. são principalmente utilizados para desenvolvimento de aditivos e em processos petroquímicos.

Grupo VI – Criado exclusivamente para abrigar um tipo de oligômero de olefina fabricado na Europa, chamado de Poli-internal Olefina (PIO), a fim de simplificar os processos de aprovação.

Por questões comerciais, e para atender uma demanda de mercado, algumas refinarias realizaram melhorias nos processos de refino, com vistas a aumentar o Índice de Viscosidade dos produtos finais, embora os teores de enxofre e saturados continuassem enquadrados nos mesmos grupos. Foram criadas então, algumas categorias não oficiais, mas com grande aceitação pelo mercado.

São elas:

Grupo I+: Ainda com alto teor de enxofre e baixo teor de saturados, mas com condições de processo ajustadas para um I.V. mais elevado, variando entre 100 e 105.

Grupo II+: Algumas refinarias, com ajustes nas condições de processo conseguem fazer um grupo II com I.V. na faixa de 110 a 120.

Grupo III+: Não disponível comercialmente ainda. Tendo o gás natural com fonte, é chamado também de tecnologia Gás To Liquidou simplesmente GTL. Terão um I.V. acima de 140.

 Processos de Produção

              A matéria-prima do óleo básico mineral é o petróleo cru. Este passa por vários processos de refino, nos quais componentes indesejáveis como parafina, enxofre ou nitrogênio são retirados.
              Nesse processo, moléculas de hidrocarbonetos não-saturadas são eliminadas ou convertidas em moléculas mais estáveis.

             O óleo cru é primeiro separado através de destilação a vácuo, em que diversas frações são separadas por faixa de viscosidade. As frações que são destinadas à produção de óleos básicos são processadas usando diferentes combinações dos procedimentos que seguem:

• Rota solvente: É o processo com o objetivo separar os hidrocarbonetos saturados dos não-saturados, e é usado pela maior parte dos produtores de básicos parafínicos, obtendo-se, como resultado, básicos do Grupo I. O processo tem duas etapas: a remoção dos aromáticos pela extração solvente, com o objetivo de melhorar o índice de viscosidade, e a desparafinização por solvente, que procura evitar a cristalização do produto, a baixa temperatura reduzindo o ponto de congelamento.
• Hidrotratamento: Converte parte dos hidrocarbonetos não-saturados para saturados com o objetivo de melhorar o rendimento antes da extração por solvente. Esse processo retira grande quantidade de compostos de enxofre e de nitrogênio.Consiste na adição de hidrogênio ao óleo básico em condições de alta pressão e temperatura na presença de um catalisador. Como resultado, o procedimento elimina impurezas, gera moléculas estáveis, melhora a cor e aumenta a vida útil do óleo básico.
• Hidrocraqueamento: É um processo sofisticado no qual as moléculas da matéria-prima reagem para formar novos compostos de hidrocarbonetos saturados. O rendimento das moléculas saturadas e muito maiores que o alcançado com hidrotratamento e extração por solvente. No processo uma base é passada por um leito com catalisador em condições de alta pressão e temperatura. Assim, as moléculas são quebradas e reagrupadas em compostos mais estáveis. Ao mesmo tempo o enxofre e o nitrogênio são removidos quase na sua totalidade. Parte dos compostos aromáticos formados tem alto índice de viscosidade e baixo ponto de fluidez.
• Hidroisomerização: Quando usado em conjunto com hidrocraqueamento, transforma as moléculas da matéria-prima em moléculas de hidrocarboneto altamente estáveis. Esse processo acontece em condições de alta pressão e temperatura na presença de um catalisador adequado. Como resultado, se obtém um óleo básico de altíssima qualidade.
• Hidroacabamento: É um processo que elimina compostos de nitrogênio e enxofre, melhora a cor da base e sua estabilidade térmica e à oxidação. Ë usada nas mais modernas plantas de produção de óleos básicos como a fase final do processo. Utilizando catalisadores especiais e altíssimas pressões, converte impurezas remanescentes em compostos estáveis retira os restos de nitrogênio e enxofre.

Tendências mundiais

             Como resultado do aumento das exigências tecnológicas e ambientais, existe uma tendência crescente de aumento da produção de óleos básicos dos Grupos II e III, porém é consenso que os básicos do Grupo I ainda terão uma participação representativa no mercado por longo tempo.

            Isto é resultado de:

• Redução do número de refinarias que produzem óleos básicos;
• Paradas para manutenção das refinariasexistentes;
• Projetos de refinarias com hidrocraqueamento, que permitem produzir tanto combustíveis quanto óleos básicos lubrificantes; em épocas de alta volatilidade de preços do petróleo, as empresas priorizam a produção de combustíveis, visando aumentar seus lucros.

O mercado Mundial:

              Apesar de, nos últimos anos, algumas refinarias terem sido desativadas, ainda existem no mundo 147 unidades produzindo básicos dos tipos I a V, com uma capacidade instalada total de aproximadamente 54 milhões de metros cúbicos por ano, distribuídas pelos 5 continentes.

              Dentro desse mercado Global, a ExxonMobil é a empresa que apresenta a maior capacidade de produção: 14,1% do total global, enquanto a Petrobras, com 4 plantas, participa com cerca de 2,2 % desse mercado.

              A demanda mundial de óleos básicos é da ordem de 41 milhões de metros cúbicos por ano.
              A produção de óleos básicos do Grupo I domina ainda o cenário mundial, exceto na América do Norte, onde existe uma forte presença de óleos Grupo II, 45% do mercado local. Japão, Coréia e China dispõem também de grande capacidade de produção dos Grupos II e III. Na América do Sul, a produção de Grupo I chega a 72% do total, sendo os restantes 28% de básicos naftênicos.

O mercado brasileiro:

              Atualmente a Petrobras possui uma capacidade nominal de produção de óleos básicos parafínicos do grupo I da ordem de 750.000 m³/ano, divididos por duas de suas refinarias, a REDUC no Rio de Janeiro e a RLAM na Bahia.
              Os óleos básicos naftênicos, tem pela LUBNOR uma capacidade nominal de produção de 60.000 m³/ano.
              O Brasil ocupa a quinta colocação mundial em termos de consumo de óleos básicos lubrificantes (1.085.000 m³/ano), e a primeira colocação na América Latina, seguido do México (768.000 m³/ano), Argentina (276.000 m³/ano) e Venezuela (177.000 m³/ano).
             A Petrobras possui atualmente uma participação da ordem de 64% no mercado brasileiro de óleos lubrificantes básicos, através de produção própria, e de 76%, incluindo as importações e revenda de produtos..

.            Os básicos provenientes de cada refinaria têm especificações diferentes, o que muitas vezes força as empresas a aprovar novas formulações para essas matérias-primas gerando custos adicionais além do tempo necessário para essa aprovação. Obriga também a dispor de maior quantidade de tanques de estocagem, tanto nos clientes quanto nos terminais, para básicos de diferentes origens.

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Percentual dos derivados em refinarias :

GLP = 8,75%

Gasolina (automotiva e de aviação) = 21,31%

Nafta = 8,96%

Querosenes (iluminação e aviação) = 4,36%

Óleo Diesel = 34,83%

Óleo Lubrificante = 16,83%

Outros = 4,94%

    

      Os principais derivados de Petróleo e sua utilização são:

Gás ácido -Produção de enxofre

Eteno - Petroquímica

Dióxido de carbono - Fluido refrigerante

Propanos especiais - Fluido refrigerante

Propeno - Petroquímica

Butanos especiais - Propelentes

Gás liqüefeito de Petróleo – Combustível doméstico

Gasolinas - Combustível automotivo

Naftas - Solventes

Naftas para petroquímica - Petroquímica

Aguarrás mineral - Solventes

Solventes de borracha - Solventes

Hexano comercial - Petroquímica, extração de óleos

Solventes diversos - Solventes

Benzeno - Petroquímica

Tolueno - Petroquímica, solventes

Xilenos - Petroquímica, solventes

Querosene de iluminação - Iluminação e combustível doméstico

Querosene de aviação - Combustível para aviões

Óleo diesel - Combustível para ônibus, caminhões, etc.

Lubrificantes básicos - Lubrificantes de máquinas e motores em geral

Parafinas - Fabricação de velas, indústria de alimentos

Óleos combustíveis - Combustíveis industriais

Resíduo aromático - Produção de negro de fumo

Extrato aromático - Óleo extensor de borracha e plastificante

Óleos especiais - Usos variados

Asfaltos - Pavimentação

Coque - Indústria de produção de alumínio

Enxofre - Produção de ácido sulfúrico

n-Parafinas - Produção de detergentes biodegradáveis.

Referências:

Sites:

http://www.tnpetroleo.com.br

http://www.petrobras.com.br/pt/

www.brasilenergia.com.br/faxolgs.htm

http://www.universodopetroleo.com.br/2011/01/lubnor-mais-de-40-anos-no-ce.html

http://www.lubes.com.br/revista/ed05n03.html

http://www.wikipedia.org/.../Lubrificantes_e_Derivados_de_Petróleo.

http:/www.cni.org.br

http:/www.anp.gov.br/

http://lotus.dep.fem.unicamp.br/

Etc.

Brasil Energia – “Novo Modelo para o Refino”, agosto 2002

CARVALHO e SALAS, Unicamp, 1999

Conjuntura & Informação, ANP, agosto-outubro

NOÇÕES DE PROCESSOS DE REFINO

Os processos normalmente empregados nas refinarias modernas para o processamento

do petróleo (óleo cru) são: destilação, cracking ou craqueamento, polimerização,

alquilação, dessulfurização, dessalinização, desidratação e hidrogenação.

O refino do petróleo constitui-se da série de beneficiamentos pelos quais ele passa para

a obtenção de produtos. Refinar petróleo, portanto, é separar as frações desejadas,

processá-las e industrializá-las, transformando-as em produtos vendáveis. Confira:

• O objetivo inicial das operações na refinaria consiste em conhecer a composição do

petróleo a destilar, pois são variáveis a constituição e o aspecto do petróleo bruto,

segundo a formação geológica do terreno de onde ele é extraído. Há tipos leves e claros,

outros marrons, amarelos, verdes; alguns pretos e outros, ainda, verde-escuros.

• Nas refinarias, o petróleo é submetido a diversos processos pelos quais se obtém

grande diversidade de derivados: gás liquefeito de petróleo (GLP) ou gás de cozinha,

gasolina, naftas, óleo diesel, gasóleos, querosenes de aviação e de iluminação, óleo

combustível, asfalto, lubrificantes, solventes, parafinas, coque de petróleo e resíduos. As

parcelas dos derivados produzidos variam de acordo com o tipo de petróleo processado.

Petróleos mais leves dão maior quantidade de gasolina, GLP e naftas, que são produtos

leves. Já os petróleos pesados resultam em maiores volumes de óleos combustíveis e

asfaltos. No meio da cadeia estão os derivados médios, como diesel e querosene.

• A primeira etapa do refino é a destilação atmosférica, pela qual passa todo o petróleo

a ser beneficiado. Ela se realiza em torres de dimensões variadas, que possuem, ao

longo da coluna principal, uma série de pratos perfurados em várias alturas, um para

cada fração desejada. O petróleo é pré-aquecido na retorta e introduzido na metade da

torre de fracionamento. Como a parte de baixo da torre é mais quente, os

hidrocarbonetos gasosos tendem a subir e se condensar ao passarem pelos pratos.

Nessa etapa, são recolhidos como derivados da primeira destilação, principalmente, gás,

gasolina, nafta e querosene. As frações retiradas nas várias alturas da coluna ainda

precisam de novos processamentos para ser transformadas em produtos ou servir de

carga para derivados mais nobres.

• As frações mais pesadas do petróleo, que não foram separadas na primeira destilação,

descem para o fundo da torre e vão constituir o resíduo ou a carga

para uma segunda destilação, onde recebem mais calor, agora sob vácuo. Mais

complexo, o sistema segue o mesmo processo dos pratos que recolhem as

frações menos pesadas, como óleo diesel e óleo combustível. Na parte de baixo,

é recolhido novo resíduo, que será usado para produção de asfalto ou como

óleo combustível pesado.

• A terceira etapa do refino consiste no craqueamento, que pode ser térmico

ou catalítico. O princípio desses processos é o mesmo e se baseia na quebra

de moléculas longas e pesadas dos hidrocarbonetos, transformando-as em moléculas

menores e mais leves. O craqueamento térmico exige pressões e temperaturas

altíssimas para a quebra das moléculas, enquanto no catalítico o processo é realizado

com a utilização de um produto chamado catalisador, substância que favorece a reação

química, sem entrar como componente do produto. Uma série de outras unidades de

processo transforma frações pesadas do petróleo em produtos mais leves e coloca as

frações destiladas nas especificações adequadas para consumo.

DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA E DESTILAÇÃO A VÁCUO

A primeira etapa do processo de refino é a destilação atmosférica. O petróleo é aquecido

e fracionado em uma torre que possui pratos perfurados em várias alturas. Como a parte

inferior da torre é mais quente, os hidrocarbonetos gasosos sobem e se condensam ao

passarem pelos pratos.

Nessa etapa são extraídos, por ordem crescente de densidade, gases combustíveis,

GLP, gasolina, nafta, solventes e querosenes, óleo diesel e um óleo pesado, chamado

resíduo atmosférico, que é extraído do fundo da torre.

Esse resíduo é então reaquecido e levado para uma outra torre, onde o seu

fracionamento ocorrerá a uma pressão abaixo da atmosfera. Nesta torre será extraída

mais uma parcela de óleo diesel e um produto chamado genericamente de Gasóleo, que

não constitui um produto pronto. Ele servirá como matéria-prima para produção de gases

combustíveis, GLP, gasolina e outros.

O resíduo de fundo da destilação a vácuo é recolhido na parte inferior da torre e será

destinado à produção de asfalto ou será usado como óleo combustível pesado.

CRAQUEAMENTO

Este processo quebra as moléculas de hidrocarbonetos pesados, convertendo-as em

gasolina e outros destilados com maior valor comercial.

Os dois principais tipos são o craqueamento térmico e o catalítico.

O térmico utiliza calor e altas pressões para efetuar a conversão de moléculas grandes

em outras menores e o catalítico utiliza um catalisador que é uma substância que facilita

essa conversão, porém em condições de pressão mais reduzidas. Os catalisadores mais

usados são: platina, alumina, bentanina ou sílica.

Em ambos os tipos de craqueamento a utilização de temperaturas relativamente altas é

essencial.

POLIMERIZAÇÃO

Por meio deste processo ocorre a combinação entre moléculas de hidrocarbonetos mais

leves do que a gasolina com moléculas de hidrocarboneto de densidades semelhante.

O objetivo do processo é produzir gasolina com alto teor de octano (hidrocarboneto com

oito carbonos), que possui elevado valor comercial.

ALQUILAÇÃO

É um processo semelhante ao da polimerização. Também há conversão de moléculas

pequenas de hidrocarbonetos em moléculas mais longas, porém difere da polimerização

porque neste processo pode haver combinação de moléculas diferentes entre si.

A gasolina obtida por meio da alquilação geralmente apresenta um alto teor de

octanagem, sendo de grande importância na produção de gasolina para aviação.

DESSULFURIZAÇÃO

Processo utilizado para retirar compostos de enxofre do óleo cru, tais como: gás

sulfídrico, mercaptanas, sulfetos e dissulfetos.

Este processo melhora a qualidade desejada para o produto final.

DESSALINIZAÇÃO E DESIDRATAÇÃO

O objetivo destes processos é remover sal e água do óleo cru. Por meio dele o óleo é

aquecido e recebe um catalisador. A massa resultante é decantada ou filtrada para retirar

a água e o sal contidos no óleo.

HIDROGENIZAÇÃO

Processo desenvolvido por técnicos alemães para a transformação de carvão em

gasolina. Por meio deste processo, as frações do petróleo são submetidas a altas

pressões de hidrogênio e temperaturas elevadas, em presença de catalisadores.

PETRÓLEO

Todo petróleo, em estado natural, é uma mistura de hidrocarbonetos, que são compostos

formados por átomos de carbono e de hidrogênio. Além de tais hidrocarbonetos, o

petróleo contém, em proporções bem menores, compostos oxigenados, nitrogenados,

sulfurados e metais pesados, conhecidos como contaminantes. Conhecer a qualidade do

petróleo a destilar, portanto, é fundamental para as operações de refinação, pois a sua

composição e o seu aspecto variam em larga faixa, segundo a formação geológica do

terreno de onde foi extraído e a natureza da matéria orgânica que lhe deu origem. Assim,

há petróleos leves, que dão elevado rendimento em nafta e óleo diesel; petróleos

pesados, que têm alto rendimento em óleo combustível; petróleos com alto ou baixo teor

de enxofre e outros contaminantes, etc., sendo que o conhecimento prévio destas

características facilita a operação do refino.

A relação entre o tipo do petróleo e os rendimentos dos derivados obtidos é direta, pois

um petróleo leve tem maior rendimento de produtos leves (GLP, nafta, óleo diesel) e

menos rendimento de produtos pesados (óleos combustíveis e asfalto) do que um

petróleo pesado, onde ocorre o inverso. A instalação de unidades de conversão, que

transformam frações pesadas em frações mais leves, pode atenuar essa diferença em

rendimentos, mas não consegue eliminá-la. Ao longo do tempo, a PETROBRÁS tem

sempre procurado instalar unidades de conversão (craqueamento catalítico,

coqueamento retardado, hidrocraqueamento, etc.) em suas refinarias, com a finalidade

de diminuir a influência da natureza do petróleo nos rendimentos dos produtos obtidos.

Na indústria de refino como um todo o principal objetivo é obter do petróleo processado o

máximo possível de derivados de maior valor de mercado, o que eqüivale a reduzir ao

mínimo a produção de óleo combustível. A PETROBRÁS, por deter o monopólio do

refino no País, tem, adicionalmente, o objetivo de atender o mercado nacional de

derivados em qualquer circunstância.