Petróleo & Energia (gás, refino e gasolina)

Petrobrás: Investimentos ajustam refino para usar mais óleo nacional

Marcelo Fairbanks
14 de agosto de 2002
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    O diretor comentou que a nafta petroquímica representa para a Petrobrás um derivado de baixo valor. Existem alternativas mais rentáveis para a companhia colocar no mercado esses hidrocarbonetos, que podem ser incluídos na gasolina, no diesel e no querojato (querosene de aviação). “Não podemos nos esquecer que o Brasil conta com parque petroquímico já instalado e que precisa ser internacionalmente competitivo”, afirmou. “Acredito que o preço da nafta chegará a um ponto de equilíbrio, satisfatório para todos.”

    As recentes elevações do preço do GLP ao consumidor provocaram reações populares, particularmente importantes quando se considera a proximidade das eleições. “O GLP subiu por um fator circunstancial, ligado à retirada de um subsídio, de modo a dar mais transparência ao mercado de combustíveis”, explicou. A ANP decidiu que vigiará os preços do gás, de modo a estipular um teto de preços. Manso acredita na ocorrência de algum tipo de intervenção, seja na produção ou na distribuição do produto, mas não espera mudanças estruturais no setor. “Mudanças mais fortes significariam um retorno ao modelo antigo, com hiperregulação em todos os elos da cadeia produtiva”, disse. “Isso é muito complexo, com grande possibilidade de introduzir distorções indesejáveis, como o desvio de produtos para fins não autorizados.”

    Adequação do refino – As refinarias maiores da Petrobrás foram construídas nas décadas de 70 e 80, e foram projetadas para processar os óleos mais comuns da época. A descoberta de óleo em águas profundas na Bacia de Campos ampliou a oferta de tipos mais viscosos de óleo. O parque instalado pode refinar a maior parte da produção nacional, misturando os tipos pesados com outros mais leves, até um limite técnico. “Já estamos nesse limite, por isso exportamos uma parte do óleo aqui produzido e importamos tipos mais leves”, informou Manso.

    Com base nos dados de prospecção dos novos poços da Bacia de Campos, a empresa prevê o aumento da produção de óleos ainda mais pesados, com até 16º API, a partir de 2004. A viscosidade média atual dos óleos refinados no Brasil é de 24,8º API, devendo cair para 23,8º API até 2006. “Além disso, os novos óleos nacionais apresentam elevados teores de acidez naftênica, capaz de corroer equipamentos”, explicou o diretor.

    Os planos de conversão das refinarias para operar com óleo nacional, de oferta crescente, também precisam ser conjugados com as tendências de consumo dos derivados. Os óleos combustíveis participaram com 17% do perfil da produção de derivados da Petrobrás em 2000, embora sua fatia no perfil da demanda local tenha sido de 11%. Para 2005, as projeções da companhia indicam que o mercado consumirá volume equivalente a 7% de todos os derivados. As adaptações em curso pela Petrobrás visam reduzir a produção de óleos combustíveis para 11% do total de refinados em cinco anos. “O maior uso do gás natural tira quase 10% ao ano do mercado dos óleos combustíveis”, comentou Manso.

    Química e Derivados: Petrobrás: Gonçalves - meta é ocupação total das refinarias.

    Gonçalves – meta é ocupação total das refinarias.

    Derivados de qualidade – Os investimentos planejados, da ordem de US$ 4,9 bilhões até 2006, introduzirão mudanças de conversão de processos e de qualidade de produtos em todas as maiores refinarias da Petrobrás, e também em algumas das de menor porte. Unidades novas de coque estão previstas para a Reduc (Duque de Caxias-RJ), Replan (Paulínia-SP) e Refap (Canoas-RS). Também serão instalados novos RFCC (craqueamento catalítico fluido de resíduos), HDT (hidrotratamento de derivados) e HCC (hidrocraqueamento catalítico), que convertem resíduos pesados em correntes mais leves e limpas.

    Paulo Maurício Cavalcanti Gonçalves, gerente geral de planejamento e gestão da área, explica que o RFCC e as unidades de coque serão construídas com tecnologia desenvolvida pelo centro de pesquisas da companhia (Cenpes), contando com catalisadores produzidos pela Fábrica Carioca de Catalisadores. Segundo explicou, o RFCC gera produtos leves e mais nobres a partir de resíduos produzidos pelas etapas de destilação anteriores. No entanto, esse processo não promove a dessulfurização dessas correntes. O HDT permite tratar cada corrente isolada, de modo a retirar contaminantes, entre os quais os principais são os compostos de enxofre.

    “O HCC já é um processo de conversão que gera correntes leves, principalmente na faixa do diesel, e, ao mesmo tempo, promove a retirada dos contaminantes”, explicou. A tecnologia para a construção dessas unidades está sendo negociada com o Instituto Francês do Petróleo (IFP). Refinarias que já contam com RFCC devem ganhar unidades de HDT. Novas linhas de conversão possivelmente adotarão o HCC.

    Convertidas e adaptadas aos requisitos técnicos de operação com óleos mais pesados e com alta acidez naftênica, as refinarias apresentarão outra vantagem. A menor produção de correntes viscosas significa menor ocupação dos dutos de transporte, facilitando transferências de produtos.

    Química e Derivados: Petrobrás: petro05.Uma ressalva é feita em relação à Refinaria de Manaus (Reman), que processa óleo do campo de Urucu. “Estamos reavaliando o caso, pois o óleo de Urucu é muito leve, adequado para aproveitamento petroquímico”, explicou Manso. Pela posição geográfica, é mais fácil abastecer a Reman com óleos provenientes de outros países, em especial do Golfo do México.



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