IDENTIFICAÇÃO João Bosco Duarte Gonçalves, nasci em São Paulo, capital, em 11 de abril de 1944. INGRESSO NA PETROBRAS Eu ingressei na Petrobras logo que formei em Engenharia Química, pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. Fiz concurso para a Petrobras, para a Enge...Continuar leitura
IDENTIFICAÇÃO João Bosco Duarte Gonçalves, nasci em São Paulo, capital, em 11 de abril de 1944.
INGRESSO NA PETROBRAS Eu ingressei na Petrobras logo que formei em Engenharia Química, pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. Fiz concurso para a Petrobras, para a Engenharia, e fui aprovado.
TRAJETÓRIA PROFISSIONAL Eu fiz o Cenpro – Curso de Engenharia de Processamento –, depois trabalhei na Recap, Refinaria de Capuava.
Estou trabalhando na Sede da Petrobras, na área de refino, abastecimento, na Gerência Geral de Equipamentos e Serviços. Eu sou Gerente de Confiabilidade do Abastecimento.
Engenheiro de Processamento em refinaria A missão das refinarias é produzir derivados de petróleo de forma otimizada, tendo como premissas as diretrizes de segurança, meio ambiente e saúde da Petrobras. Buscamos essa operação, essa produção, de forma otimizada, rentável, valorizando os produtos, mantendo os produtos dentro de padrões de qualidade mundial, que é o padrão Petrobras, para satisfazer os seus clientes, acionistas, empregados etc. Esse é o nosso papel na área de refino.
Sou engenheiro químico. Na Petrobras, eu fiz o curso de engenharia de processamento. Atualmente, sou engenheiro de processamento sênior. Eu trabalho na refinaria. O trabalho numa refinaria é um trabalho típico. Eu atuei nas áreas de engenharia de processamento, comecei trabalhando na operação, trabalhei em turno. Conheci a refinaria dessa forma, trabalhando em turno. Naquela época era assim, hoje talvez seja um pouquinho diferente. E depois fui trabalhar na área de engenharia de processamento, não mais na operação, mas na área de acompanhamento de processo, análise de processo. Então, uma boa parte do meu trabalho, da minha vida é na refinaria de Capuava. É uma carreira típica de um engenheiro de processamento na área de refino: trabalhar na área de operação, na área de engenharia de processo, na análise de processo, depois na programação de produção, juntando as duas atividades de engenharia de processo, análise de processo e projetos de processo, programação de produção de um mesmo setor, numa mesma divisão, numa mesma área. E, posteriormente, eu voltei a área de operação. Eu entrei em janeiro de 1969 e, em 1988, 19 anos depois, voltei à operação como chefe, na época, da divisão de operação da refinaria. E assim fiquei mais uns dois anos, até o final de 1991, começo de 1992. Voltei para a área de engenharia de processamento, novamente gerenciando, no caso, as atividades de análise de processo, programação de produção, projeto de processo, e foi assim até vir para o Rio de Janeiro, em 1998. Eu também fui substituto eventual do superintendente da refinaria de Capuava durante uma época, no final dos anos 80. E, inclusive, por ocasião da saída por aposentadoria de um dos nossos superintendentes, o engenheiro João Baptista Skinner, eu assumi por decisão da Sede, fiquei interinamente como superintendente da refinaria de Capuava. Isso foi em 1989, fiquei de início de março a início de agosto de 1989, cinco meses, como superintendente interinamente. Aí foi designado um novo superintendente, eu voltei para a divisão de operação, para a chefia da divisão de operação.
Essas são atividades típicas de um engenheiro de processo de uma refinaria, é começar na operação, trabalhar na engenharia de processo, análise de processo, programação de produção, otimização, operação, é exatamente o que eu fiz. A outra atividade seria na área de manutenção, inspeção de equipamentos de manutenção, mas a minha carreira como engenheiro de processo, processamento, foi na área de operação e otimização.
GERÊNCIA DE CONFIABILIDADE Vim para a Sede em 1998, quando fui convidado para ser gerente de confiabilidade. O que vem a ser isso? A confiabilidade é uma atividade multidisciplinar, que envolve tanto a especialidade da área de engenharia de processamento, que é a minha área original, quanto a área de engenharia de equipamentos. Eu não sou engenheiro de equipamentos, sou engenheiro de processamento. Os engenheiros de equipamentos são os engenheiros mecânicos, eletricistas, metalurgistas etc. Eu sou engenheiro químico. Mas eu comecei a trabalhar na área de confiabilidade, como gerente, em 1998. Na época, se chamava setor de confiabilidade de sistemas de produção e eu ia ser o chefe desse setor. O objetivo principal dessa atividade de confiabilidade é desenvolver ações, buscar as melhores práticas, diretrizes etc, para que as nossas refinarias tenham a máxima disponibilidade operacional, e buscando, com isso – logicamente, dependendo das condições de mercado, preços – economicidade para a Empresa ter a maior utilização possível dos nossos artigos na área de refino. Então, isso envolve todo um trabalho de engenharia da confiabilidade, busca de melhores práticas para se ter alta confiabilidade, diretrizes que nós temos e traçamos, e tudo isso tem como premissa básica, eu repito, as diretrizes de segurança, meio ambiente e saúde. Isso tem que ser um valor, a gente trata como um valor, está disseminado no refino, no sentido de que sem isso nada pode ser feito, essa é a base de todo o nosso trabalho. E, a partir daí, nós buscamos essa máxima confiabilidade, máxima disponibilidade dos nossos artigos. Nós temos os nossos padrões na Petrobras na área de refino, padrões de benchmark, parâmetros de unidade de alta performance, alto desempenho, para que tenhamos alta confiabilidade, alto padrão de segurança, mais uma vez, de meio ambiente e de saúde, as unidades otimizadas etc. Então, não quero ser redundante.
DESCOBERTA DA BACIA DE CAMPOS
Quero aproveitar aqui esse momento, já devia ter falado desde o início, mas queria agradecer a oportunidade de estar aqui nesse projeto Memória Petrobras, ter sido convidado, ter sido indicado para participar dando depoimento. Quero até me desculpar, porque talvez a minha contribuição seja muito pequena, mas para a Petrobras e para o país é um marco significativo o trabalho da área de produção e exploração da Empresa, apoiado também pelo nosso Centro de Pesquisa, que viabilizou a descoberta de petróleo nacional. Nós já tínhamos descoberto petróleo em terra há muito tempo e, na Bacia de Campos, por volta de 1974, por aí, teve a descoberta dos primeiros poços pioneiros. Foi fruto de um grande avanço tecnológico, repito, da nossa área de Exploração e Produção, apoiada pelo Cenpes. E o Refino teve e tem um papel também muito importante de viabilizar o processamento desse petróleo nacional. O petróleo nacional, em termos de refino, tem algumas características extremamente positivas: primeiro, é nacional, nós estamos valorizando uma matéria-prima nacional, agregando valor ao petróleo nacional e, com isso, diminuindo a dependência externa, que era grande na época do início das descobertas na Bacia de Campos. Então, em termos financeiros, tecnológicos, em termos ambientais, em todos os sentidos foi positivo.
BACIA DE CAMPOS - ADEQUAÇÃO DO PARQUE DE REFINO
O outro aspecto positivo do petróleo nacional é o teor de enxofre, o conteúdo de enxofre. Os petróleos nacionais são todos de baixo teor de enxofre, baixo conteúdo de enxofre. Isso é fundamental, do ponto de vista de confiabilidade, de integridade dos equipamentos, de corrosão, de qualidade dos produtos. Nas primeiras descobertas de petróleo na Bahia, o óleo baiano tinha menos enxofre ainda do que os petróleos da Bacia de Campos, mas os petróleos da Bacia de Campos também são BTE, baixo teor de enxofre, e isso é muito bom do ponto de vista de qualidade dos produtos e, principalmente, de integridade também dos equipamentos, de confiabilidade. Isso valoriza o petróleo nacional, não só para consumo nosso, para processamento das nossas refinarias, como para exportação. A Empresa tem exportado petróleo, então uma das características importantíssimas é o teor de enxofre. Isso é muito positivo, porque as nossas refinarias foram projetadas para petróleos importados de alto teor de enxofre, quando houve esses projetos. Por exemplo, a Refinaria de Capuava, onde eu trabalhei muito tempo, ela começou a operar em 1954, e o projeto dela era para petróleos do Oriente Médio, com alguma coisa na faixa de 2,5% de enxofre. Não eram os petróleos com maior teor de enxofre, mas eram de alto teor de enxofre, e os vários combustíveis e produtos com alto teor de enxofre. A maioria das refinarias, com exceção da Rlam – Refinaria Presidente Bernardes –, que tinha petróleo baiano à disposição, que era BTE, mas a maioria das refinarias, quase todas foram projetadas para petróleos de alto teor de enxofre. A disponibilidade de BTE nacional era pequena, só tinha na Bahia, praticamente, e a Rlam é que tinha os equipamentos já projetados, as unidades projetadas para BTE. À medida que começou a produção da Bacia de Campos, ainda incipiente, em 1974, 1975, mas muito promissora, já se descortinou esse quadro de que nós teríamos à nossa disposição para processamento nas refinarias da Petrobras petróleo de baixo teor de enxofre. Então, isso daria uma folga, seria muito bom, do ponto de vista tanto de qualidade dos produtos quanto de integridade, de corrosão dos equipamentos, porque eles ficariam menos suscetíveis a isso.
Mas tem o outro lado da questão, que é importante a gente colocar. A Empresa, através da área de Exploração e Produção, foi descobrindo novos poços; foi encontrando, observando e indo para as águas profundas. Isso foi um grande marco na história da Empresa e no mundo. A Petrobras é pioneira nisso, já ganhou prêmios da OTC - Offshore Technology Conference . Então, o programa de águas profundas é um programa fantástico da Empresa e talvez seja único no mundo. Mas, na medida em que nós fomos indo para lâminas de água cada vez maiores, esses petróleos que foram sendo descobertos em grandes quantidades, até chegar o petróleo Marlim, foram ficando mais pesados, com maior densidade. Em termos de refino, isso significa que com as unidades convencionais de refino que nós tínhamos – a destilação atmosférica e a vácuo e craqueamento catalítico –, nós gerávamos muito óleo combustível, que é o produto de fundo do barril, resíduo de vácuo. Partindo de petróleos mais pesados, de maior densidade, com maiores pontos de ebulição, logicamente nós temos maiores rendimentos, maiores produções de óleo combustível de baixo teor de enxofre.
ÓLEO COMBUSTÍVEL Nessa época, estava acontecendo um consumo, uma demanda do mercado nacional cada vez menor, em função dos programas de substituição de óleo combustível. O óleo combustível gera poluição, as emissões atmosféricas da queima de óleo combustível em fornos e caldeiras, seja na Petrobras, seja em qualquer empresa, geram emissões de CO2, SO2, SOX, NOX etc, além de particulados. O controle dos órgãos ambientais no Brasil passou a ser mais rigoroso – e está correto isso – a partir dessa época, justamente, coincidiu, a partir dos anos 70. Então, as refinarias da Petrobras e o próprio mercado em geral começaram a ser mais pressionados em termos de consumo de óleo combustível. Passaram a ter que ter, digamos, facilidades que não havia, por exemplo, lavadores de gases, precipitadores eletrostáticos, enfim, tudo para abater esses poluentes, isso é um dado. Outro dado é que nós estávamos vivendo também, por coincidência, no início dos anos de 1973, para ser mais preciso, a primeira grande crise do petróleo no mundo. E, graças a Deus, o Brasil respondeu bem, em 1974, com a descoberta do petróleo em Enchova, depois Garoupa, Namorado e tal. Se não me engano, o primeiro campo foi em Enchova, na Bacia de Campos. Então, graças a Deus, não por sorte, mas por competência da Petrobras, começou a se descobrir petróleo em grande quantidade, justamente logo após a primeira crise do petróleo. Isso fez com que o país se tornasse menos dependente, menos vulnerável aos preços mundiais de petróleos, que nessa época subiam numa escala vertiginosa. Então, em função dessa crise mundial, apesar do descobrimento do petróleo nacional em maior quantidade, o próprio governo brasileiro e a Petrobras procuraram incentivar, incrementar os programas de conservação de energia, e isso é corretíssimo, sempre deveria haver, mas se tornou mais crítico nessa época. E isso se traduziu numa maior economia, numa otimização do consumo do óleo combustível, de gás combustível. Com isso, começou também a sobrar mais óleo combustível nas refinarias, quer dizer, a demanda de óleo combustível, tanto interna pela própria Petrobras, quanto externa dos nossos clientes, que é a maior parte, diminuiu, por razões de controle ambiental e de conservação de energia. Em paralelo, nós começamos a descobrir gás também na Bacia de Campos, gás natural associado ao petróleo nacional. E esse gás natural começou a ser disponibilizado, surgindo os primeiros investimentos, nos gasodutos e tal, e começou a substituir óleo combustível, já no final dos anos 70, início dos anos 80. Com isso, a demanda de óleo combustível ficou cada vez mais reprimida, começou a sobrar cada vez mais óleo combustível nas refinarias.
PROGRAMA DO ÁLCOOL - PRÓ-ÁLCOOL Também cabe destacar aqui o programa do álcool, que surgiu nessa época, final da década de 70, para tornar o país menos vulnerável. A demanda de gasolina era grande, então o álcool foi testado e a Petrobras também foi pioneira, ela alavancou o programa do álcool como um programa importantíssimo, prioritário do governo federal, e isso permitiu que o consumo de gasolina diminuísse. Então, o refino passou a ter, digamos, excedentes de óleo combustível, como eu já citei, excedentes de gasolina. A gasolina passou a ser exportada, o óleo combustível exportado. Logicamente, para essa exportação tem que haver qualidade e o refino investiu com qualidade de produtos. Mas sobrava esses combustíveis e faltava diesel. Nesse balanço, faltava diesel.
PROCESSAMENTO DO ÓLEO
Gasolina, diesel, óleo combustível, gás liquefeito de petróleo, nafta para a petroquímica, querosene, querosene de aviação são os produtos de refino. O óleo combustível era o vilão da história. Então, isso levou a Empresa a viabilizar um maior processamento de petróleo nacional, a desenvolver tecnologias de programas de fundo de barril para converter a maior parte possível de resíduo de vácuo, que nós estamos produzindo a mais, em derivados mais nobres, do tipo gás, GLT, gasolina e diesel. Principalmente o diesel, que é um produto que passou a ser, digamos, o mandatário do refino e até hoje continua sendo. Nós passamos a investir em unidades de fundo de barril. A primeira coisa que foi feita foi craqueamento de resíduo, nós começamos a craquear resíduo de vácuo nas unidades de craqueamento catalítico. Isso começou a ocorrer já no final dos anos 70, início dos anos 80.
BACIA DE CAMPOS - ADEQUAÇÃO DO PARQUE DE REFINO O óleo da Bacia de Campos é mais pesado, tem mais densidade, tem menos enxofre, o que é bom, mas é mais pesado. E ele tem essa característica negativa, mas que o refino encarou e resolveu. Tem também a questão do nitrogênio, ele tem mais nitrogênio do que os petróleos importados. E esse nitrogênio básico tem que ser trabalhado, tem que ser resolvido, porque nitrogênio, no craqueamento, acaba formando mais amônia e cianeto, que são produtos que vão gerar corrosão no topo das fracionadoras de craqueamento das unidades de
FCC e na área fria de craqueamento catalítico. Então, isso levou para todo um desenvolvimento tecnológico na área de refino, também com apoio do Cenpes, para que nós tornássemos os nossos equipamentos e os nossos processos mais confiáveis, lavagem de gases no topo da fracionadora, lavagem de gases na sucção no tambor de topo da fracionadora, lavagem na área fria, começou-se a trabalhar com mais inibidores de corrosão, enfim, toda uma tecnologia e materiais também mais adequados para enfrentar esses produtos mais agressivos. Estou
falando de amônia e cianeto, que são oriundos do craqueamento de produtos derivados do petróleo da Bacia de Campos que tem mais nitrogênio, então isso foi trabalhado e foi resolvido.
UNIDADES DE COQUE Nós passamos a craquear resíduo, junto com gás óleo, o final dos anos 70, começo dos anos 80, com os programas de fundo de barril. Em 1981, para ser mais preciso. A Regap – Refinaria Gabriel Passos -, inclusive, já tinha o UFCC2, que foi projetado para craquear uma mistura de gás óleo e rat [resíduo atmosférico]. Capuava, onde eu trabalhava, já tinha feito uma experiência no final dos anos 70 de craqueamento de resíduo junto com gás óleo. Em 1981, a Recap, a Regap, enfim, todas as refinarias, no programa de craqueamento de resíduo, para aliviar a produção de óleo combustível e viabilizar o processamento petróleo nacional pesado. E, a partir daí, começou-se também a estudar novas unidades de coque, de coqueamento retardado. As unidades de coque têm como matéria-prima resíduos de vácuo, no caso, em maior abundância por conta do processamento do petróleo nacional. Nós já tínhamos uma primeira e única unidade de coque, nessa época, na RPBC – Refinaria Presidente Bernardes -, era a única. Já nos anos 80, foi instalada uma segunda unidade de coque na RPBC e foram iniciados os projetos de instalação de unidades de coque em outras refinarias. Hoje nós temos, além da RPBC, uma unidade de coque na Regap, que entrou em operação no início dos anos 90, e duas unidades de coque na Replan -
Refinaria de Paulínia, uma que entrou em operação em 1999 e uma segunda que entrou em operação em 2004. Outras unidades de coque deverão ser instaladas em outras refinarias.
REFINARIAS Todas as refinarias recebem óleo da Bacia de Campos, inclusive a Rlam – Refinaria Landulpho Alves -, a mais antiga das nossas refinarias, que processava petróleo apenas da Bahia, mas já há muitos anos processa também petróleo da Bacia de Campos. Todas recebem da Bacia de Campos, do Sul ao Norte. A Refap – Refinaria Alberto Pasqualini -, em Canoas, processa petróleo de Bacia de Campos, não é exclusiva, mas processa em grande quantidade. A Repar – Refinaria Presidente Getúlio Vargas -, a RPBC – Refinaria Presidente Bernardes, a Replan – Refinaria de Paulínia, a Recap – Refinaria de Capuava, a Revap – Refinaria Henrique Lage, enfim todas recebem petróleo da Bacia de Campos.
No Rio de Janeiro, a Reduc – Refinaria de Duque de Caxias – processa na 1210, que é a unidade de derivados combustíveis, nas duas destilações para lubrificantes, do conjunto de lubrificantes da Reduc. As unidades 1510 e 1710, não processam petróleo da Bacia de Campos, elas geram matéria-prima para lubrificantes, então tem que ser petróleos especiais. Os petróleos da Bacia de Campos, com o hardware que nós temos na Reduc, não geram lubrificantes. A Reduc processa petróleo árabe leve, que são petróleos próprios para lubrificante. Mas, no futuro, existe um projeto, existem propostas – está em analise – de se modificar o processamento na 1510 e 1710 da Reduc, quer dizer, nos conjuntos de lubrificantes. Isso teria investimento, logicamente, visando a aproveitar o petróleo da Bacia de Campos para gerar lubrificantes. Envolveria novas unidades para viabilizar isso na produção de lubrificantes. Isso é um projeto que ainda não tenho certeza se está aprovado e envolveria um bom dinheiro.
Na Lubnor – Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste, não é da Bacia de Campos. Lubnor é a nossa planta de lubrificantes naftênicos, antiga Asfor, em Fortaleza, Ceará. Não processa porque também produz lubrificantes naftênicos. Ela utilizava, no passado, petróleo da Venezuela, e atualmente tem utilizado petróleo nacional, mas não é da Bacia de Campos. A Lubnor processa um petróleo do Espírito Santo, chamado Fazenda Alegre, e um petróleo do Rio Grande do Norte, chamado Fazenda Belém. Já processou Jubarte também, mas eu não sei se faz parte da Bacia de Campos, tenho a impressão de que é na Bacia do Espírito Santo, é águas profundas também. Mas ela também teve alguma dificuldade com o Jubarte, porque é um petróleo que tem características diferentes do hardware da Lubnor, teria que haver alguma modificação para viabilizar isso. Jubarte são petróleos ácidos. Os petróleos da Bacia de Campos têm também uma acidez naftênica elevada, mas o de Jubarte, além disso, é um pouquinho mais leve, um pouco menos pesado do que os petróleos que a Lubnor processa. A Lubnor está passando por um levante, atualmente, uma mudança de projeto, então pode até ser que eu esteja falando que essas mudanças que ela está fazendo atendam, permitam algum processamento de Jubarte novamente, sem trazer problemas ao processamento da refinaria.
A Reman – Refinaria Isaac Sabbá -, que é a nossa refinaria mais ao Norte, lá no Amazonas, processa também petróleo da Bacia de Campos, numa das unidades. A outra unidade processa Urucu, que é petróleo da Amazônia. Então, numa das unidades processa Urucu e na outra processa Cabiúnas, que é da Bacia de Campos.
Eu diria que quase todas as nossas unidades processam petróleo da Bacia de Campos. As adaptações foram para adequar o perfil de produção, em função da densidade maior dos petróleos nacionais. À medida em que a gente foi indo para águas mais profundas, chegando a Marlim e a outros petróleos, isso gerou uma maior produção de pesados, de hidrocarbonetos pesados, e foi preciso encontrar uma rota, por unidades de coque, o craqueamento de resíduos. Eu estou falando de craqueamento de resíduo com gás óleo, na década de 80, falei até da Regap, que foi a primeira que teve uma unidade dessas.
PROTER - PROGRAMA DE TECNOLOGIAS ESTRATÉGICAS DE REFINO
É importante destacar também que, na Petrobras, na área de abastecimento refino, surgiu no início dos anos 90 um programa estratégico, eu diria que quase equivalente ao de águas profundas do E&P. Foi um programa chamado Proter - Programa de tecnologias estratégicas em refino, que teve como escopo justamente embasar mais ainda tecnologicamente a viabilização do processamento desses petróleos pesados. Então, um dos frutos do Proter foi o projeto pioneiro de unidades de craqueamento de resíduo. Nós estamos craqueando resíduo desde o começo dos anos 80, final dos anos 70, mas isso foi feito, a não ser na Regap, praticamente sem investimento nenhum, com mudança de algumas condições operacionais nas unidades de craqueamento, um ótimo acompanhamento, análise de processo, todo um cuidado com confiabilidade e tal. Mas não era 100%, era alguma coisa tipo 20, 25% de resíduo, que era o resíduo da Bacia de Campos, com 70% de gás óleo, 75%. Como fruto do Proter, surgiram as primeiras unidades de craqueamento de resíduos, 100% de resíduo atmosférico, na Petrobras. A primeira dessas unidades foi na Recap, Refinaria de Capuava, na qual eu trabalhava. Eu participei desse projeto, no final dos anos 1990, 1995, 1996. O projeto foi desenvolvido pelo Cenpes e a gente da Recap participou da unidade de craqueamento catalítico fluído de resíduo. A Recap foi pioneira, o craqueamento de 100% de resíduo atmosférico entrou em operação em dezembro de 1999. Era petróleo oriundo da Bacia de Campos, de Albacora, que era a maior parte, complementado por Cabiúnas. A Albacora, diga-se de passagem, tem como característica ser um petróleo de Rat crack, ou seja, o Rat – resíduo atmosférico – é craqueável. Então, ele tem características de craqueabilidade, mas não são todos os petróleos da Bacia de Campos, somente alguns. O de Marlim não é, por exemplo, mas o de Albacora é um petróleo que, além do baixo teor de enxofre, é Rat-craqueável, por isso é chamado Rat crack. E foi uma feliz coincidência o petróleo de Albacora ser assim e ser campo com uma quantidade grande, em termos de produção na Bacia de Campos. Então, é um petróleo que tem boas características de craqueabilidade, gerando produtos de alto valor agregado, como gás liquefeito de petróleo, gasolina, nafta craqueada, um LCO, que a gente transforma em diesel nas unidades de tratamento. A unidade de Recap é de três mil metros cúbicos por dia, de capacidade, dá alguma coisa perto de 20 mil barris por dia. Essa é a capacidade de produção. E o projeto foi um empreendimento de tecnologia 100% Petrobras, desenvolvida pelo Cenpes através do Proter nessa refinaria, com apoio do refino, logicamente, entrando em operação em dezembro de 1999. E, mais à frente, uma segunda unidade de craqueamento catalítico foi na Rlam - Refinaria Landulpho Alves -, lá na Bahia. Era um URFCC, a unidade 39 da Rlam, que entrou em operação em abril de 2001, portanto, vai fazer agora quatro anos que está em operação. É a segunda maior unidade de craqueamento de resíduo do mundo, são 10 mil metros cúbicos por dia de capacidade de projeto, isso equivale à cerca de 63 mil barris por dia de craqueamento de resíduo. E é uma unidade também fruto do Proter, que é desenvolvido pelo Cenpes, com pessoal nosso, do abastecimento, refino, Sede e Rlam. Uma terceira unidade de craqueamento de resíduo vai entrar em operação na Refap - Refinaria Alberto Pasqualini, Rio Grande do Sul, neste ano de 2005. É uma unidade de 7.500 metros cúbicos por dia, se não tiver enganado, que daria alguma coisa na faixa de 48 mil barris por dia, também projetada com tecnologia Petrobras. Coques, como eu falei, nós tínhamos duas unidades na RPBC, na Replan entraram em operação duas, em 1999 e 2005, e a Regap é da década de 90. E outros coques vão entrar em operação, já tem projetos aprovados, na Revap, em São José dos Campos, deve entrar em operação, não tenho certeza, no final de 2005, 2006, na Reduc, 2006, na Refap, nós vamos ter coque, na Regap um segundo coque, enfim, na Rlam nós devemos ter um coque já para o final dessa década, por volta de 2009, 2010. Então, várias unidades de coque, além das unidades de craqueamento de resíduo, que tem como finalidade converter essa maior produção de resíduo de vácuo, decorrente do processamento de petróleo de Bacia de Campos. A outra vertente disso está ligada à questão do nitrogênio, porque o nitrogênio desses petróleos é elevado, o teor é mais elevado do que os petróleos que a gente processava usualmente, aqueles que eram importados. Então, esse nitrogênio se traduz não só no FCC, como eu disse, com produção de amônia e cianeto maior, mas na destilação atmosférica, como o diesel, o próprio querosene, eles têm frações que são mais instáveis devido à presença desse nitrogênio e acabam escurecendo com o passar do tempo. Se nada fosse feito, o diesel do petróleo de Enchova, Garoupa, Namorado, Marlim, escureceria com o passar do tempo. Isso o mercado não quer, não gosta, não aceita, porque acha que está contaminado – não está contaminado, mas está escurecendo. O querosene também não passaria na especificação. Então, isso levou a Petrobras, já nos anos 80, a começar a colocar unidades de hidrotratamento de produtos, hidrotatamento a base de hidrogênio, para remover o nitrogênio presente nessas frações de diesel e querosene oriundos do processamento do petróleo da Bacia de Campos. Com o passar do tempo, essas unidades estão proliferando, estão aparecendo vários HDTs, hidrotratamento de diesel, querosene e, em alguns lugares, até de nafta, nafta de destilação direta. E, paralelamente, como eu falei, as exigências ambientais também estão crescentes. Então, mesmo os petróleos da Bacia de Campos sendo de baixo teor de enxofre, as exigências do teor de enxofre no diesel e no querosene e na própria gasolina são cada vez maiores, então tem que ter valores menores. A Petrobras está colocando novos HDTs para adequar a qualidade, tanto do diesel, quanto do querosene, aos padrões nacionais, que são mundiais e a Petrobras, ela está inclusive contribuindo,
até para que a qualidade dos nossos produtos tenha classe mundial, isso está levando novos HDTs para esses produtos. A própria nafta craqueada, a gasolina também, o teor de enxofre da gasolina do país também está cada vez mais baixo. Porque o petróleo da Bacia de Campos até atendia aquelas exigências anteriores sem tratamento, mas em função dessas exigências maiores também está havendo investimentos no refino para reduzir o enxofre, não só no diesel, na gasolina, na nafta de destilação direta, e na nafta craqueada também.
BACIA DE CAMPOS - ADEQUAÇÃO DO PARQUE DE REFINO A acidez dos petróleos da Bacia de Campos é elevada, claro que não é igual para todos eles. Os petróleos mais ácidos que a gente tem processado são da família do Campo de Marlim. Tem várias plataformas em Marlim e tem alguns que são mais ácidos do que outros. Isso levou a Petrobras, já nos anos 80 - na época, nem havia o Marlim, eram os primeiros petróleos - a começar a se preocupar com a questão da acidez naftênica. Primeiro, diluindo as diversas correntes de petróleo, as mais ácidas e menos ácidas, para que, na mistura, no petróleo processado, refinado, a gente tivesse valores mais aceitáveis, que não levassem a uma corrosão por acidez naftênica. Essa corrosão por acidez naftênica é uma corrosão séria, grave, ela pode comprometer a integridade de alguns equipamentos, tubulações, na destilação atmosférica e no vácuo. Isso levou às diluições e, depois, chegou uma hora que não dava mais para diluir, então começamos a fazer a substituição de partes de equipamentos, torres atmosféricas, torres de vácuo, tubulações de saída de forno para a torre, por materiais mais nobres. Começou a haver uma adequação metalúrgica por parte do refino da Petrobras, que continua até hoje, porque foram surgindo petróleos cada vez mais ácidos, culminando com Marlim. E tem até mais ácidos que o Marlim, petróleos ultrapesados, mais ácidos. Então, houve todo um desenvolvimento de tecnologia, também em termos de adequação do nosso hardware, adequação metalúrgica, em unidades de fundo de barril, como eu falei, coque, craqueamento de resíduos, tratamento de produtos HDT, para viabilizar esse processamento do petróleo nacional. Hoje nós estamos refinando, atualmente, alguma coisa na faixa de 80% de petróleo nacional na Petrobras. Não se refina mais e há uma pequena exportação de petróleo nacional, principalmente Marlim, porque ainda há investimentos em andamento para aumentar mais a possibilidade de refino de petróleo nacional. São investimentos de maior adequação metalúrgica e para processar mais em alguns lugares. Essa adequação metalúrgica, primeiramente, começou na destilação atmosférica e vácuo. Depois, fomos ver que em outras unidades, como craqueamento catalítico, coque, também havia alguma incidência de corrosão por conta desses petróleos. São petróleos mais pesados, com mais nitrogênio, com mais exigências. Então, nós estamos caminhando, eu diria, talvez dentro de dois, três anos, quer dizer, dentro de pouquíssimo tempo, também estará refinando. E, como eu disse, na Reduc, nós temos aquela questão dos lubrificantes, mas se resolvermos isso - há estudos, há projetos - a gente pode caminhar, nesse médio prazo, para estar refinando 100% do petróleo nacional. Algumas refinarias já processam 100%, a maioria das nossas refinarias é 100% petróleo nacional. Na Reduc não é por conta dos lubrificantes. O Marlim é o petróleo em maior abundância e é um dos mais ácidos e pesados. Algumas refinarias nossas, como a Replan, já processaram 100% de Marlim, não é 100% de petróleo nacional, é 100% de Marlim, nas duas destilações. Ela está com o hardware mais adequado, a Replan foi adequada metalurgicamente para alto refino de Marlim, ela tem dois craqueamentos catalíticos, tem dois coques, tem dois HDTs, então ela está totalmente preparada para isso. Outras refinarias já estão praticamente nesse estágio, a RPBC processando alguma coisa na faixa de 75% de Marlim, a Repar também com um grande processamento de Marlim. Essa descoberta de Petróleo na Bacia de Campos em águas profundas é um enorme marco para o desenvolvimento da Petrobras e para o país, contribuiu muitíssimo. E entendemos que o refino também deu a sua parcela, com o apoio do Cenpes e do próprio E&P, para viabilizar esse processamento cada vez maior e agregando valor aos produtos.
HISTÓRIAS / CAUSOS / LEMBRANÇAS Momentos marcantes foram muitos, eu diria praticamente todos. Vou citar alguns. Um desses momentos foi quando eu estava na Recap, Refinaria de Capuava, em 1979, há 26 anos, quando a gente fez o primeiro refino, o primeiro teste para o processamento de petróleo da Bacia de Campos, de Enchova. Foi muito gratificante conseguir fazer aquele teste e viabilizar o processamento de Enchova, e, na época, fizemos sem nenhuma modificação de projeto, sem nada: testamos, verificamos a qualidade dos produtos e o rendimento foi perfeitamente exeqüível. Claro que, à medida que os petróleos da Bacia de Campos foram se tornando mais pesados e ácidos, algumas modificações foram necessárias, como eu já citei. Esse foi o primeiro momento marcante. Um outro momento marcante foi ter participado do projeto da unidade de rede de craqueamento catalítico de resíduo da Recap. Esse trabalho começou no segundo semestre de 1994, junto ao Cenpes. Queria deixar até registrado a atuação marcante do nosso superintendente da Refinaria de Capuava, o engenheiro Eider Prudente de Aquino, que vislumbrou isso. A gente que contribuiu para esse processamento maior de resíduo atmosférico, oriundo do petróleo da Bacia de Campos, de Albacora e Cabiúnas, e foi viabilizado pelo RFCC. Eu coordenei esse projeto, na Recap, junto ao Cenpes. Para mim, foi também muito marcante esse momento, entre outros. Agora, já na sede da Petrobras, eu citaria esse trabalho de coordenação da gerência de confiabilidade do refino. Esse setor de confiabilidade,
a partir do ano 2000, passou a ser uma gerência de confiabilidade. E esse trabalho que temos feito junto a Rlam, na unidade 39, também está sendo marcante. É uma unidade muito grande, muito complexa, a segunda maior unidade de craqueamento de resíduo do mundo, entrou em operação em 2001. Enfim, eu acho que tudo foi marcante, mas algumas coisas se destacaram mais.
PROJETO MEMÓRIA PETROBRAS Eu mais uma vez agradeço, gostei muito, me senti bastante à vontade. E peço desculpas, porque acho que eu falei muito, mas talvez tenha contribuído um pouco com o Projeto. Eu agradeço.
HOMENAGEM A PETROBRAS Quero destacar a enorme importância estratégica de nossa Petrobras, uma Companhia integrada, do "Poço ao Posto, ao Poste e ao Plástico", traduzida por uma Cadeia Produtiva e Logística, desde o E&P, passando pelo Abastecimento (Áreas de Refino, Petroquímica, Logística, Marketing e Comercialização e Corporativa), pela Transpetro até a BR Distribuidora. Esta integração, em que o Abastecimento - Refino, suportado pelo Cenpes, Engenharia e Materiais, tem viabilizado um refino crescente de petróleo nacional – atualmente em torno de 80%, tendendo a 100% nos próximos anos –, é fundamental em termos empresariais e nacionais.Recolher
