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Perissé et al.

Boletim Técnico da Petrobras, Rio de Janeiro, v. 50, n. 1/3, p. 11-41, abr./ago./dez. 2007 11

Da destilaria riograndense de petróleo aos dias atuais:75 anos de refino no Brasil

From riograndense oil distillery to present days: 75 years of refining in Brazil

De la destilaría riograndense de petróleo a los días actuales: 75años de refinar en Brasil

Juarez Barbosa Perissé

Márcio Luis Lyra Paredes

Marco Antonio Farah

Resumo

O objetivo deste trabalho é apresentar um resumo da história do refino do Brasil desde os primeiros passos com aDestilaria Riograndense de Petróleo, que entrou em operação em 1932, até os dias atuais. Esta história pode ser dividida emquatro períodos principais: fase inicial, gestão pelo Conselho Nacional de Petróleo (CNP), monopólio Petrobras e abertura domercado de refino. Cada período apresentou características próprias que repercutiram na configuração das refinarias. Espe-cificações de produtos, pouco rígidas na fase inicial, vêm se tornando cada vez mais restritivas. Petróleos leves, inicialmenteprocessados, vêm sendo substituídos por petróleos brasileiros pesados e ácidos. Estas questões, aliadas aos preços dopetróleo e dos derivados, mostram como a história do refino é dinâmica e rica de aprendizados.

palavras-chave: � refino � petróleo � história � refinaria

Abstract

The objective of this work is to present a summary of the history of oil refining in Brazil since the first steps with theRiograndense Oil Refinery that began operations in 1932, until today. This history can be divided in four principal periods:initial phase, Conselho Nacional de Petróleo (CNP) (National Petroleum Council) management, Petrobras monopoly and theopening of the refinery market. Each period had its own characteristics that had repercussions in the refinery’s configuration.Product specifications, which were not very demanding in the initial phase, have become ever more restrictive. The light oilsprocessed in the beginning, have been substituted for heavy and acidic Brazilian crudes. These issues, linked to the prices ofoil and its derivatives, show how the refining history is dynamic and rich in lessons learnt.

keywords: � refining � petroleum � history � refinery

Da destilaria riograndense de petróleo aos dias atuais: 75 anos de refino no Brasil

12 Boletim Técnico da Petrobras, Rio de Janeiro, v. 50, n. 1/3, p. 11-41, abr./ago./dez. 2007

Resumen

El objetivo de este trabajo es presentar un resumen de la historia de la refinación del Brasil desde los primeros pasos dela Destilería Riograndense de Petróleo que se puso en marcha en 1932, hasta los días actuales. Esta historia puede serdividida en cuatro periodos principales: fase inicial, gestión por el Consejo Nacional de Petróleo (CNP), monopolio Petrobrasy apertura de la refinación. Cada período presentó características propias que han repercutido en la configuración de lasrefinerías. Especificaciones de productos, poco rígidas en la fase inicial, se están volviendo cada vez más restrictivas.Petróleos livianos, inicialmente procesados, están siendo sustituidos por petróleos brasileños pesados y ácidos. Estascuestiones, aliadas a los precios del petróleo y de los derivados, muestran cómo la historia de la refinación es dinámica y ricade aprendizajes.

palabras clave: � refinación � petróleo � historia � refinería

Introdução

A história da indústria do refino no Brasil é extremamen-te rica, repleta de ações corajosas de pessoas que acredita-vam na importância estratégica do refino de petróleo emnosso país. Muito se avançou desde os pioneiros que atua-ram para a implantação das primeiras destilarias, que pro-cessavam o petróleo em bateladas, que iam buscar a maté-ria prima em pontos distantes, primeiramente no Peru, pormeio de balsas, trens e os mais diversos meios de transpor-te. Analisar esta história e acompanhar os principais passosdeste desenvolvimento leva a um melhor entendimento dasituação atual do nosso parque, suas deficiências e forças.

Nesta história poderemos verificar, também, o papel fun-damental da Petrobras no desenvolvimento do parque derefino nacional, tanto no que se refere à implantação denovas refinarias, quanto na aquisição de refinarias existen-tes e na sua modernização. Atualmente, a Petrobras dispõede onze refinarias no Brasil (fig. 1).

A história da indústria pode ser dividida em quatro perío-dos principais: fase inicial, gestão pelo Conselho Nacional dePetróleo (CNP), monopólio Petrobras e a abertura do refino.

As três primeiras décadas do século XX não apresentaramnenhum investimento para o refino de petróleo no Brasil.Todos os derivados de petróleo eram importados, atingindo-se consumos médios de 10 mil barris por dia (mbpd) na déca-da de 20, e 20 mbpd na década seguinte (Minadeo, 2002).

O primeiro período (fase inicial) (fig. 2) teve como fatomarcante a entrada em operação de algumas “destilarias” depequena capacidade no Rio Grande do Sul e em São Paulo nadécada de 30. Eram unidades extremamente simples queoperavam em batelada (processo descontínuo). A primeiradelas foi construída, em 1932, em Uruguaiana (RS), a partir domaterial adquirido da Argentina de onde as instalações foramdesmontadas para a reutilização no Brasil. A Destilaria Rio-grandense de Petróleo tinha a capacidade de 150 bpd(Oddone, 1965) e processava petróleo peruano. Este petró-leo era transportado, por via marítima, até Buenos Aires etransferido de trem até Los Libres e de barcaça até a destilaria.

Em 1936, uma lei do governo argentino proibiu o tráfegode petróleo pelo país. No entanto, os contratos que já esta-vam em vigor, ainda teriam doze meses contados da data dalei para que o fluxo de petróleo fosse interrompido. Nesseperíodo, a Destilaria Riograndense de Petróleo buscava no-vos meios de fazer sua matéria-prima chegar ao Brasil, quan-do, em 1937, foi fundada a Ipiranga S.A. Companhia Brasileirade Petróleos, que colocou em operação uma unidade de1 mbpd que também operava em batelada na cidade do RioGrande, criando uma logística de suprimento de petróleocompatível com estas duas unidades, evitando a Argentina(Uma história..., 1997). Em 1936 foram iniciadas as operaçõesna Refinaria Matarazzo, em São Caetano do Sul (SP), comcapacidade de processamento em batelada de 500 bpd. Estadestilaria era de propriedade do Grupo Matarazzo e tinha oobjetivo de atender basicamente às necessidades de deriva-dos de petróleo deste grupo. Tanto esta unidade quanto à de

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Uruguaiana foram adquiridas pela Petrobras em 1974, sendodesativadas imediatamente em função da obsolescência doseu processo de destilação. O processamento contínuo depetróleo mostrou-se muito mais rentável. Isto fez com que osprocessos de destilação em batelada se transformassem ape-nas em parte da história do refino no Brasil. A Refinaria Ipiranga,em 1948, passou por um processo de modernização, viabili-zando assim, a partir de processos contínuos, o aumento doprocessamento de petróleo para 6 mbpd. O esquema de refi-no incluía uma Unidade de Craqueamento Térmico que nãooperou adequadamente e que foi adaptada para o processa-

mento de petróleo, elevando a capacidade de refino daIpiranga para 9,5 mbpd (Martins, 1977).

Na Bahia, duas pequenas unidades operando embatelada – uma localizada em Aratu e outra em Candeias –produziam pequena quantidade de gasolina, diesel e que-rosene de iluminação a partir de petróleos locais (Mattos etal. 2000), mas que se destinavam, basicamente, ao consu-mo necessário para a produção de petróleo na região. Afigura 2 apresenta os fatos marcantes do primeiro períododo refino de petróleo no Brasil.

Figura 1 – Refinarias Petrobras(Petrobras, 2007).

Figure 1 – Petrobras Refineries

(Petrobras, 2007).

Figura 1 – Refinerías Petrobras

(Petrobras, 2007).



A criação do Conselho Nacional de Petróleo (CNP), peloDecreto-lei n° 395, de 29 de abril de 1938 (Legislação...,1989), foi o primeiro passo para a organização do negóciopetróleo no Brasil, iniciando a segunda fase (fig. 3). No quetange ao refino, a legislação previa que as pequenas refina-rias existentes seriam nacionalizadas (o que acabou nãoocorrendo em função da pressão exercida pelos grupos pri-vados), embora existissem condições para participação pri-vada em novos empreendimentos por meio de concessões.

Na concepção original, o CNP funcionaria como um órgãocolegiado, composto pelos ministros das três Forças Arma-das, da Fazenda e do Trabalho, Indústria e Comércio, além derepresentantes de sindicatos da indústria e do comércio, sen-do seu presidente nomeado pela Presidência da República. Oprimeiro presidente foi o general Horta Barbosa, que esteve àfrente do órgão no período de 1938 a 1943. Oficial nacionalis-ta, sempre se posicionou firmemente para a construção daprimeira refinaria estatal: a Refinaria Nacional de Petróleo.

Em 1943, enfraquecido, o general Horta Barbosa pediudemissão, sendo nomeado outro militar, o general JoãoCarlos Barreto, que iniciou uma transição no sentido de seconstruir bases mais liberais para o desenvolvimento dorefino de petróleo no país. Foram publicados, então, editaisprevendo concessões para a instalação de refinarias priva-das no Rio de Janeiro e em São Paulo. Como resultado da

concorrência efetuada pelo CNP, houve a concessão, em1945, para o grupo Drault Ernany para a construção de umarefinaria de 10 mbpd no Rio de Janeiro (Refinaria de Man-guinhos) e outra, em 1946, com capacidade de 20 mbpdpara o grupo Soares Sampaio (Refinaria União).

Ambas as refinarias, porém, só entraram em operaçãoem 1954, ano da criação da Petrobras. Ou seja, nenhumarefinaria privada nova surgiu na fase de gestão do CNP. Aúnica nova refinaria foi a de Mataripe, com capacidade de2,5 mbpd que entrou em operação em 1950.

O CNP ainda deu uma concessão, em 1952, ao grupoSabbá para a construção de uma refinaria de 5 mbpd, emManaus. Este projeto contou com um financiamento do an-tigo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico (BNDE),atual BNDES.

Apesar desta fase ter produzido resultados incipientespara o refino no Brasil, é interessante ressaltar que foramformados profissionais brasileiros que tiveram um papelfundamental na formação técnica inicial da Petrobras. Nestafase, também, temos o plano SALTE (saúde, alimentação,transporte e energia), apresentado ao Congresso Nacionalpor meio de uma mensagem do presidente da RepúblicaEurico Gaspar Dutra (Dias, 1993), em maio de 1948, e queveio a ser executado no período de 1949 a 1953. Este planofoi elaborado por técnicos brasileiros e americanos e con-

Figura 2 – Linha do tempo – fase inicial. Figure 2 – Chronogram – initial phase. Figura 2 – Línea del tiempo – fase inicial.

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Figura 3 – Linha do tempo – gestão peloConselho Nacional de Petróleo (CNP).

Figure 3 – Chronogram - Conselho Nacional

de Petróleo (CNP) management.

Figura 3 – Línea del tiempo –

gestión por el Consejo Nacional

de Petróleo (CNP).

tou com financiamento dos Estados Unidos. Sobre o refino,o SALTE previa a aquisição e montagem de uma refinariapara a produção diária de 45 mbpd, além da ampliação dacapacidade da refinaria de Mataripe e a aquisição de 15 pe-troleiros de 15.000 toneladas cada um, que constituiriam aFrota Nacional de Petroleiros (Fronape).

O plano SALTE previa a construção da primeira refinarianacional de grande porte para a época, o que provocou gran-des polêmicas sobre a sua localização, culminando pela es-colha de Cubatão. Esta refinaria, porém, não entrou em ope-ração sob a gestão do CNP, já que com a criação da Petrobras,em 1954, a empresa assumiu as obras viabilizando sua en-trada em operação em 1955. A figura 3 apresenta os princi-pais fatos do período referente à gestão do CNP, compreen-dido entre 1938 e 1954.

A terceira fase surgiu com a Lei 2.004 de 3 de outubrode 1953 (Legislação..., 1989). Esta lei estabelecia o mono-pólio da União Federal sobre as atividades integrantes daindústria do petróleo:

• pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e outroshidrocarbonetos fluidos e gases raros existentesno território nacional;

• refinação do petróleo nacional ou estrangeiro;• transporte marítimo do petróleo bruto de origem

nacional ou de derivados de petróleo produzidos no país;• transporte, por meio de dutos, de petróleo bruto e seus

derivados, assim como de gases raros de qualquer origem.

A lei estabelecia, também, que a União poderia constituira Petróleo Brasileiro S.A. como empresa estatal de petróleopara a execução deste monopólio. Em 12 de março de 1954,durante a 82ª Sessão Extraordinária do CNP, nascia a Petrobras.E com o Decreto nº 35.308 de 2 de abril de 1954, o GovernoFederal aprovava a decisão (Legislação..., 1989).

Esta fase é extremamente rica para o crescimento do refi-no de petróleo no país e apresenta, como marco inicial, aconstrução de uma refinaria com capacidade de 90.000 bpd,em 1961, no Rio de Janeiro: a Refinaria Duque de Caxias.

A tabela 1 mostra a situação do Parque de Refino Brasi-leiro em 1965 (Oddone, 1965).

Do total de nove refinarias em operação no país, apenastrês pertenciam a Petrobras. Porém, como se pode obser-var da capacidade total de refino de 324,5 mbpd, 82,5%estava sob o controle da Petrobras.

No ano de 1964, até novembro, a Petrobras refinou emmédia 256 mbpd, o equivalente a uma utilização de 95,5% dacapacidade instalada, valor considerado bastante elevado. Ou-



tro ponto interessante, e que vale destacar, é o percentual depetróleo nacional processado: 30% de petróleo baiano, 30% depetróleos de procedência russa e os demais 40% de outrasprocedências (Venezuela, Oriente Médio e Norte da África).

A tabela 2 mostra o índice de atendimento ao mercado em1964 (Oddone, 1965) com a produção nacional, a partir de da-dos referentes ao período de janeiro a setembro daquele ano.

Em 1968, mais duas novas refinarias, uma em Betim (MG)(Refinaria Gabriel Passos – REGAP) e outra em Canoas (RS)(Refinaria Alberto Pasqualini – REFAP), ambas com capacida-de de 45 mbpd, entraram em operação. A Fábrica de Asfaltode Fortaleza (ASFOR), atual Lubrificantes e Derivados de Pe-tróleo do Nordeste (LUBNOR), entrou em operação, em 1966,com o objetivo de produzir asfaltos para atendimento domercado da região Nordeste.

No início da década de 70, a Petrobras adquiriu quatro dasrefinarias particulares (apenas Manguinhos e Ipiranga não fo-ram adquiridas). A Destilaria Rio-Grandense de Petróleo e aMatarazzo foram desativadas, tendo em vista a obsolescênciadas suas instalações. As outras duas, a antiga Refinaria União,atualmente Refinaria de Capuava (RECAP), com capacidadede 20 mbpd e a Refinaria de Manaus (REMAN), atualmenteRefinaria Isaac Sabbá, com 5 mbpd, foram modernizadas pelaPetrobras e permanecem em operação.

Esta década presenciou também a entrada em operação,em 1972, da Refinaria do Planalto (REPLAN), em Paulínia (SP),com capacidade inicial de 126 mbpd. Esta refinaria sofreudiversas modificações ao longo do tempo e, hoje, é a refinariade maior capacidade de processamento de petróleo daPetrobras. Em 1977 entrou em operação a Refinaria PresidenteGetúlio Vargas (REPAR), em Araucária (PR), com capacidadede 125 mbpd e, em 1980, a Refinaria Henrique Lage (REVAP),em São José dos Campos (SP) com 188 mbpd, completandoo grupo de refinarias brasileiras. A figura 4 mostra a localização

Tabela 2 –Atendimento aoMercado (jan./set.1964).

Table 2 – Capacity to

meet market demand

(Jan./Sept 1964).

Tabla 2 – Atención al

Mercado (ene./sept.

1964).

Tabela 1 – Situação do parque de refinobrasileiro em 1965.

Table 1 – Distribution of Brazilian

refineries in 1965.

Tabla 1 – Situación del parque de

refinación brasileño en 1965.

Landulpho Alves Petrobras Mataripe – BA 2.500 42.000

Presidente Bernardes Petrobras Cubatão – SP 45.000 110.000

Duque de Caxias Petrobras Duque de Caxias – RJ 90.000 116.000

Capuava Particular Capuava – SP 20.000 31.000

Manguinhos Particular R io de Janeiro – RJ 10.000 10.000

Ipiranga Particular R io Grande – RS 1.000 9.300

Manaus Particular Manaus – AM 5.000 5.000

Matarazzo Particular São Caetano – SP 500 1.000

Uruguaiana Particular Uruguaiana – RS 200 200

Inicial

Capacidade (bl/d)LocalizaçãoPropriedadeRefinaria

Derivado % consumo atendido

GLP 62,7Gasolinas 93,4Gasolina de aviação -Solventes 100Querosene 100Com bustível para jato 0,3Óleo diesel 90Lubrificantes 0,2Óleo combustível 95,7Alfalto 93,8Média ponderada 87,7

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

A figura 5 apresenta os principais fatos deste período,quando o regime existente no país era o monopólio estatal.

A quarta fase é a da abertura do mercado. A participaçãoda Petrobras permaneceu elevada e a única alteração signifi-cativa até o momento na estrutura do refino foi a resultante

Figura 4 – Refinarias em operação noBrasil e seu ano de entrada em operação.

Figure 4 – Brazilian operational Refineries

and their inauguration date.

Figura 4 – Refinerías en operación en Brasil

y el año de su puesta en marcha.

da troca de ativos com a Repsol. Nesta troca, a Petrobraspassou a controlar uma refinaria na Argentina (EG-3), em BahíaBlanca, Província de Buenos Aires e 30% da REFAP passoupara o controle da empresa espanhola. Este movimento redu-ziu a participação da Petrobras no refino nacional para 96%. Afigura 6 apresenta as principais ações implementadas no pe-ríodo após o fim do monopólio estatal.



Figura 5 – Linha do tempo – monopólioestatal.

Figure 5 – Chronogram – State monopoly. Figura 5 – Línea del tiempo – monopolio

estatal.

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A história do refino no Brasil

De modo a se entender melhor a história do refino noBrasil, vale acompanhar os passos trilhados em cada grandeempreitada. As refinarias foram sendo implementadas,modificadas, adequadas à nossa realidade. Enfim, tornan-do-se parte de um complexo Parque de Refino.

A Refinaria Nacional de Petróleo: atual

Refinaria Landulpho Alves (RLAM)

Com a descoberta do petróleo em terras baianas (o pre-cioso mineral jorrou pela primeira vez em Lobato, em 1939), orecém-criado Conselho Nacional de Petróleo (CNP), ligado àPresidência da República, responsabilizou-se pela perfura-ção de novos poços em Lobato e no Recôncavo Baiano.

Em 1941, foi descoberto o campo de Candeias e, emseguida, o de Itaparica. Estes petróleos, altamente parafínicoscom grande dificuldade de manuseio (devido ao elevadoponto de fluidez), influenciaram decisivamente na escolhada localização da refinaria em Mataripe, a 6 km de Candeias.Estes foram os primeiros petróleos processados na refina-ria. A opção pelo Recôncavo Baiano se deu em função daproximidade com os poços produtores e a facilidade de es-coamento dos derivados produzidos (Mattos et al. 2000).

Com o crescimento da economia brasileira, a demanda dederivados passou a apresentar um expressivo impacto nas im-portações. Em função disto, em 1946, o governo autorizou o CNPa empreender a construção de uma refinaria na Bahia por meiodo Decreto-lei nº 9.881 (Brasil, 1946). O investimento inicial apro-vado foi de Cr$ 50.000.000,00 (cinqüenta milhões de cruzeiros),sendo que 50% desse capital deveria ser subscrito pela União.Em um ano, entre 1947 e 1948, a importação de gasolina aumen-tou em 200 mil toneladas, a de óleos combustíveis em 419 miltoneladas e a de querosene em 54 mil toneladas.

A empresa norte-americana M. W. Kellogg venceu a con-corrência para a elaboração do projeto, construção, montageme pré-operação da nova refinaria. Foi implementada, inicialmente,uma Unidade de Destilação, além de reforma e craqueamentotérmico integrados (projeto 7665-1) com capacidade de pro-cessar 2,5 mbpd e uma central termoelétrica (projeto 7665-2)composta de duas caldeiras. A adoção de um esquema derefino integrando a destilação e o craqueamento térmico tinhao objetivo de reduzir o investimento total. Desta forma, equipa-mentos como a torre de destilação e o forno eram únicos, sen-do utilizados por ambos os processos.

As obras foram iniciadas em agosto de 1949, sendo queem 17 de setembro de 1950 foi processada a primeira cargade petróleo, entrando em operação a U-1, uma casa de forçacom duas caldeiras e demais utilidades. Uma represa nas

Figura 6 – Linha do tempo –abertura de mercado.

Figure 6 – Chronogram – Liberation of

the market.

Figura 6 – Línea del tiempo –

apertura de mercado.



proximidades de Mataripe garantia o suprimento de águadoce e o Porto de Candeias facilitava o transporte marítimodos derivados. A RLAM estava começando a sua históriacom o nome de Refinaria Nacional de Petróleo S.A., sendoa primeira refinaria construída sob a responsabilidade doCNP, produzindo gasolina, diesel e óleo combustível.

Em 1953, a Refinaria Nacional de Petróleo sofreu suaprimeira ampliação, duplicando a sua capacidade deprocessamento de petróleo. O projeto também foi conduzidopela M. W. Kellogg. Foram construídas uma Unidade deDestilação, reforma e craqueamento térmico integrados(projeto 5051-1) igual a anterior (projeto 7665-1) e umaUnidade de Polimerização Catalítica de Propenos (projeto5051-3) com capacidade de carga de 93 m3/d. Esta foi aprimeira unidade catalítica em terras brasileiras e o objetivoera aumentar a produção de gasolina usando propeno ebutenos de baixo valor econômico na época como carga. Acentral termoelétrica também foi ampliada (projeto 5051-2)com a adição de mais uma caldeira. Posteriormente, foimontada uma quarta caldeira a fim de permitir maiorflexibilidade na geração de vapor. O segundo conjunto deunidades de destilação, reforma e craqueamento térmicocomeçou a funcionar em março de 1954. Já a Unidade dePolimerização Catalítica iniciou sua operação em novembrodesse mesmo ano, sendo desativada em 1968, assim comoa segunda Unidade de Polimerização Catalítica que haviainiciado sua atividade em 1959.

Em 10 de maio de 1954, a refinaria foi incorporada aopatrimônio da Petrobras. A partir de 14 de dezembro de1957, por ato do presidente da República, a RefinariaNacional de Petróleo passou a ser denominada RefinariaLandulpho Alves (RLAM), em homenagem ao SenadorLandulpho Alves de Almeida, parlamentar baiano departicipação ativa na aprovação da Lei 2.004 de 3 de outubrode 1953 (Legislação..., 1989), que criou o monopólio estataldo petróleo. No final desta década, a refinaria passou porsua primeira grande ampliação. Entrou em operação, em1959, a U-4 (Destilação Atmosférica) com capacidade deprocessamento de 3.500 m3/d de petróleo, e a U-5(Destilação a Vácuo), com capacidade de 2.000 m3/d. Naseqüência, em 1960, uma outra destilação a vácuo comcapacidade de 1.348 m3/d, junto com a ampliação da U-1 –que passou a ter a capacidade de processar 2.835 m3/d depetróleo e a primeira Unidade de Craqueamento Catalítico

desta refinaria – deram à RLAM as condições de alcançar opatamar de atendimento de aproximadamente 10% doconsumo nacional de derivados.

Entrou em operação, também, em 1960, o conjunto de uni-dades para a produção de lubrificantes e parafinas, compostopor uma Unidade de Desasfaltação, Desaromatização e Extra-ção com Fenol, Desparafinação de Óleo, Destilação de Parafi-nas (unidade já desativada) e Percolação de Óleos e Parafinas.Desta forma, a RLAM passou a ser a primeira refinaria brasileiracapaz de produzir parafinas e lubrificantes básicos. Outro im-portante aspecto foi a utilização de petróleo nacional produzidona Bahia como matéria prima desta produção.

Em 1962, o líquido de gás natural (LGN) passou a serfracionado na refinaria, contando dois anos depois com umfracionamento adicional de nafta. Em 1970, houve novo au-mento de capacidade com a entrada em operação de maisuma Unidade de Fracionamento de LGN. Neste período, acapacidade de refino foi também ampliada com a entradaem operação de uma Unidade de Produção de Asfalto apartir de petróleo pesado, além de outras modificações nasunidades U-1, U-2, e U-4.

Na década de 70, foi ampliada a Unidade de Craquea-mento Catalítico, a qual passou por outras modificações parao aumento de capacidade nas décadas seguintes. Além dis-so, foram implantadas a nova Unidade de Desparafinaçãode Óleos Básicos e as unidades de Hidrogenação de ÓleosLubrificantes e Hidrogenação de Parafinas.

A história de crescimento desta refinaria prossegue fir-me nos anos que se seguiram. Novas unidades de destila-ção atmosférica e a vácuo foram implantadas em 1978 e asampliações das unidades existentes ocorreram nas déca-das de 80 e 90. O crescimento culminou com a implantaçãoda U-32 (Destilação Atmosférica e a Vácuo) que entrou emoperação em 1997 com capacidade de 27.000 m3/d, alcan-çando, atualmente, o patamar de 30.000 m3/d. Com estanova unidade foram desativadas as antigas U-1 e U-2, fazen-do com que a capacidade total de processamento destarefinaria se situe hoje em 44.600 m3/d. Adicionalmente, arefinaria passou a contar, em 2001, com a maior Unidade deCraqueamento Catalítico de Resíduo projetada pela Petro-bras, com capacidade de 10.000 m3/d, processando resíduoatmosférico e resultando em um expressivo aumento do graude complexidade desta refinaria.

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Em relação ao meio ambiente, a primeira Unidade deRecuperação de Enxofre desta refinaria entrou em opera-ção em 2001 minimizando as emissões de óxidos de enxo-fre (SO

x) para a atmosfera. Os desafios, porém, continuam.

A RLAM conta para os próximos anos com dois grandesempreendimentos, sendo um voltado para a produção degasolina e outro para a produção de óleo diesel com teoresde enxofre inferiores a 50 ppm.

A primeira refinaria de porte: a Refina-

ria Presidente Bernardes (RPBC)

A primeira refinaria de grande porte construída no Brasilfoi concebida por meio do conjunto de projetos do planoSALTE (saúde, alimentação, transporte e energia) apresen-tado pelo presidente da República Eurico Gaspar Dutra, ge-rando muita polêmica com relação à sua localização. Um as-pecto interessante desta discussão começou no final dosanos 40, quando o engenheiro-coronel Arthur Levy, junto comoutros engenheiros do CNP, passaram a analisar os terrenosda Baixada Santista. O objetivo era definir o melhor percursopara o futuro oleoduto Santos-São Paulo e encontrar o lugarapropriado para instalar a estação de bombeio. Este duto ti-nha uma importância estratégica já que, naquela época, otransporte de combustíveis entre o Porto de Santos, e a cida-de de São Paulo já superava um milhão de toneladas anuais,resultando em custos crescentes devido à estrutura logística(ferroviária e rodoviária) necessária.

A construção deste oleoduto passou a fazer parte dosprojetos contidos no plano SALTE, sendo que a construçãoe a operação foram outorgadas à Estrada de Ferro Santos-Jundiaí. Esta concessão se devia ao fato da Santos-Jundiaíjá transportar 80% do volume de combustíveis líquidos re-cebidos pelo Porto de Santos (Couto, 2003).

A empresa norte-americana Willian Brother Inc., locali-zada em Tulsa, Oklahoma (EUA) foi encarregada de prepararo projeto, sendo o engenheiro do CNP, Leopoldo A. Miguezde Mello, encarregado da compra do material necessáriopara a construção e o engenheiro-coronel Arthur Levy res-ponsável pela presidência da Comissão de Construção doOleoduto (Couto, 2003).

Em outubro de 1951, o primeiro oleoduto com 10 polega-das de diâmetro entrou em operação transportando produtos

claros. Em setembro do ano seguinte, o segundo com 18polegadas passou a operar escoando óleo combustível e pe-tróleo. Este conjunto de oleodutos foi o primeiro construídona América Latina, sendo adquirido pela Petrobras em 1974.

Em paralelo com a decisão sobre o trajeto do oleoduto,outra discussão ocupava a sociedade brasileira: onde deve-ria ser instalada a refinaria de grande porte de 45 mbpd,equivalente a 80% do consumo brasileiro na época?

Os restantes 20% seriam supridos pelas refinarias particu-lares cuja concessão já havia sido expedida, e pela RLAM cujaampliação também estava prevista no plano SALTE. Inclusive,a Lei no 650 (Brasil, 1949), autorizou o CNP a adquirir projeto eequipamentos para esta refinaria, destacando-se que ela de-veria ter capacidade de craqueamento com o objetivo de au-mentar a produção de derivados de maior valor agregado.Para o desenvolvimento do projeto e acompanhamento daobra foi selecionada a empresa norte-americana HydrocarbonResearch, Inc. (atual Hydrocarbon Technologies, Inc., umaempresa do Headwaters Technology Innovation Group). E parao fornecimento dos equipamentos foi selecionado o consór-cio francês Fives-Lille (atual Groupe FivesLille) e Schneider &Cie (atual Schneider Electric).

Após os estudos desenvolvidos por uma comissão téc-nica designada para estudar o melhor local para a instalaçãoda refinaria, o general João Carlos Barreto, presidente doCNP, anunciou, em 17 de agosto de 1949, que o Rio deJaneiro havia sido escolhido em função de fatores econô-micos, políticos, técnicos e militares (A Tribuna de Santos,18/08/1949, p. 2 apud Couto, 2003, p. 77). Na ocasião, fo-ram estudadas quatro diferentes regiões: Rio de Janeiro,Santos, Recife e Belém.

A opção por Belém era cogitada em função da proximida-de ao fornecedor de petróleo (Venezuela) e da expectativa dedescoberta de petróleo na Região Amazônica. Rio de Janeiroe Santos, porém, eram opções mais interessantes em fun-ção da facilidade de mão de obra, da questão de segurançaque fervilhava no pós-guerra (Segunda Guerra Mundial), infra-estrutura de transporte (portos, ferrovias e rodovias), assimcomo a proximidade ao mercado consumidor brasileiro.

Esta decisão unânime do CNP de aprovar o parecer da co-missão técnica que definiu o Distrito Federal (ou adjacências)como o melhor local para a instalação da grande refinaria não foi



à frente, pois o presidente da República Eurico Gaspar Dutra sedecidiu por um novo local. A secretaria da Presidência divulgoua seguinte nota para a imprensa, da reunião realizada em 2 desetembro de 1949, no Palácio do Catete:

“O Sr. presidente da República reuniu o Conselho de Se-gurança Nacional para decidir sobre a localização da refinariade petróleo do Estado para 45.000 barris diários e apreciar asituação atual dos municípios anteriormente declarados ba-ses militares. Quanto à primeira parte, foi indicado o porto deSantos para instalação da refinaria, de acordo com a delibera-ção da maioria dos presentes, incluída a manifestação favorá-vel do Sr. presidente da República” (A Tribuna de Santos, 03/09/1949, p. 16 apud Couto, 2003, p. 78).

Em 4 de outubro de 1949, o presidente do CNP JoãoCarlos Barreto, designou o coronel Arthur Levy e o engenhei-ro Paulo Mendes de Oliveira Castro para constituírem a co-missão encarregada de selecionar a área mais conveniente,em Santos, para a instalação da refinaria de 45 mil barris diá-rios. A comissão estava encarregada de analisar a natureza dosubsolo, as possibilidades de acesso rodoviário e ferroviário,o fornecimento de energia elétrica, a propriedade dos terre-nos, seu preço e condições de venda. Finalmente, em de-zembro de 1949, o Conselho Nacional de Petróleo anunciou,para todo o país, que o município de Cubatão era o local esco-lhido para sediar a refinaria. Outras áreas estudadas na regiãode Santos se mostraram precárias em função da natureza dosubsolo, que exigiria um gasto elevado com fundações. E,assim, em 30 de dezembro, na sede do CNP, no Rio de Janei-ro, contando com a presença do prefeito de Cubatão, Arman-do Cunha, o general João Carlos Barreto assinou as primeirasescrituras de compra e venda dos terrenos, situados no sopéda Serra de Cubatão.

A pedra fundamental, símbolo do início das obras de cons-trução, foi colocada em 4 de setembro de 1950 com a presençado presidente da República, general Eurico Gaspar Dutra. Em 28de junho de 1952, o então presidente da República, GetúlioVargas, visitou a cidade para inaugurar a torre C (Destilação), aprimeira torre a ser instalada no local (fig. 7).

Em 21 de maio de 1954, a Refinaria de Cubatão foi incor-porada oficialmente à Petrobras, que assumiu a responsabi-lidade do término de sua construção.

O prazo inicial previsto pelo presidente da comissão da

Figura 7 –Presidente GetúlioVargas em visita àRefinaria PresidenteBernardes (RPBC).

Figure 7 – President

Getúlio Vargas visiting

the President

Bernardes Refinery

(RPBC).

Figura 7 –Presidente GetúlioVargas en visita a laRefinería PresidenteBernardes.

Refinaria de Cubatão, general Stênio de Albuquerque Lima,para que a Refinaria entrasse em operação no início de 1954não foi cumprido. A refinaria só recebeu a primeira remessade petróleo bruto em 7 de dezembro de 1954. Foram 16 miltoneladas de petróleo venezuelano bombeados pelo oleo-duto da estrada de ferro Santos-Jundiaí para os tanques darefinaria, que só iniciou o processamento de petróleo em30 de janeiro do ano seguinte, efetuando a primeira entregade derivados às companhias distribuidoras em 17 de feve-reiro de 1955. A inauguração oficial da refinaria se deu em16 de abril de 1955, recebendo o nome de Presidente Ber-nardes em homenagem ao ex-presidente da República ArturBernardes, falecido em 23 de março de 1955 e contandocom a presença das mais importantes figuras políticas dopaís (fig. 8).

Na sua configuração original, a refinaria tinha a capacida-de de produção apresentada na tabela 3.

A capacidade de processamento era de 7.500 m³/dia,tendo como carga dois tipos de petróleo: o Lagotreco(Venezuela) e o Árabe leve (Arábia Saudita) (tabela 4). Como aumento da produção dos petróleos baianos, a refinariapassou a recebê-los após ser submetida a uma série demodificações de processo em 1957.

A capacidade de processamento, com o aprendizado

Perissé et al.


Tabela 3 – Capacidade de produçãoinicial da Refinaria Presidente Bernardes(RPBC) (Petrobras, 1954).

Table 3 – Initial production capacity of

the President Bernardes Refinery (RPBC)

(Petrobras, 1954).

Tabla 3 – Capacidad de producción

inicial de la Refinería Presidente

Bernardes (RPBC) (Petrobras, 1954).

Tabela 4 – Qualidade do petróleo. Table 4 – Quality of the petroleum. Tabla 4 – Calidad del petróleo.

Figura 8 – RPBC em 1956. Figure 8 – RPBC in 1956. Figura 8 – RPBC en 1956.

Derivado Produção (bl/d)

GLP 1.650Gasolina comum 18.964Gasolina aviação 2.250Querosene 4.500Óleo diesel 4.500Óleo combustível 11.117

Petróleo Lagotreco Árabe leve

API 32,4 32,7

Acidez naftênica (mg KOH/g petróleo) 0,24 0,01

Teor de enxofre (% p) 1,13 1,87



adquirido na operação das unidades e a implementação dealgumas modificações, foi sendo elevada. Em 1956, já era de65 mbpd, atingindo 70 mbpd em dezembro de 1957. No pe-ríodo entre 1955 e 1965 (tabela 5), a RPBC foi a maior refinadorade petróleo brasileira, sendo superada pela Refinaria Duque deCaxias (REDUC) na segunda metade daquela década.

Na década de 60, uma das unidades de CraqueamentoTérmico foi modificada, passando a operar com a Unidadede Destilação Atmosférica e aumentando a capacidade deprocessamento da refinaria em 38 mbpd. Em 1970, a refina-ria passou por outro ciclo de expansão e modernização, al-cançando a capacidade de processamento de 160 mbpd, apartir da adaptação da outra Unidade de Craqueamento Tér-mico para o processamento de petróleo (o objetivo princi-pal era fornecer nafta à Petroquímica União). Além disto,foram instaladas três novas torres de vácuo e uma Unidadede Craqueamento Catalítico de 63 mbpd que passou a pro-cessar o gasóleo, produzindo gasolina de melhor qualidade.

Em 1974, a primeira Unidade de Coqueamento Retardadono Brasil entrou em operação com capacidade de 17 mbpd.Esta unidade tem um importante papel na mudança do perfilde produção de uma refinaria, reduzindo expressivamentea produção de óleo combustível. Ainda hoje, a RPBC é umadas refinarias com menor percentual de produção destederivado no parque de refino brasileiro.

Na década seguinte mais dois acréscimos: a Unidade deAlquilação para a produção de gasolina de aviação, que en-trou em operação em 1984 com capacidade de 3 mbpd, e asegunda Unidade de Coqueamento Retardado, que entrouem operação em 1986 com capacidade de processamentoigual à primeira. Esta unidade foi projetada pela Petrobras apartir de um processo de transferência de tecnologia. Com

Tabela 5 – Percentual de refino 1955-1965(Suarez, 1985).

Table 5 – Percentage of refining 1955 -

1965(Suarez, 1985).

Tabla 5 – Porcentual de refinación

1955-1965 (Suarez, 1985).

o aumento da produção de petróleo nacional, tornou-senecessária a adaptação metalúrgica das unidades de Desti-lação Atmosférica e Destilação a Vácuo da refinaria, viabili-zando-se, deste modo, o processamento de petróleo Marlima partir de 1992. No ano seguinte iniciou-se a construção deuma Unidade de Hidrotratamento de Diesel projetada pelaPetrobras. Esta unidade entrou em operação em março de1998, viabilizando a produção de óleo diesel com baixo teorde enxofre nesta refinaria.

A RPBC encontra-se, atualmente, em fase de avaliaçãodas suas instalações, de modo a ser preparada para o pro-cessamento de petróleos ainda mais ácidos e mais pesa-dos, produzindo derivados com qualidade compatível comos mercados mais exigentes.

A primeira refinaria construída pela

Petrobras: a Refinaria Duque de Caxias

(REDUC)

Em 4 de abril de 1952, o CNP aprovou um plano de loca-lização de refinarias de petróleo. Neste plano estava previs-ta uma refinaria localizada na costa e que teria como área deinfluência os Estados da Guanabara (posteriormente fundi-do ao Estado do Rio de Janeiro), Rio de Janeiro, EspíritoSanto e sul de Minas Gerais. Fruto de um extenso estudodas alternativas optou-se pela implantação da refinaria noMunicípio de Duque de Caxias, fronteiriço ao do Rio de Ja-neiro em local relativamente isolado. A área disponível eracompatível com uma refinaria de grande porte e suficientepara um expressivo crescimento de indústrias vizinhas aoempreendimento. Outros importantes aspectos que foramdeterminantes para esta escolha foram a proximidade coma Baía de Guanabara, que facilitava a logística de transferên-

Refinaria 1955 1956 1957 1958 1959 1960 1961 1962 1963 1964 1965

RPBC 50,5 55,6 54,5 56,3 58 53,6 49,1 38,7 36,7 35,1 35,5

RLAM 7,2 5,9 5,1 6,4 6 15,3 16,9 12,2 12,4 13,1 13,9

REDUC --- --- --- --- --- --- 10,2 30 33 34,5 32,5

Particulares 42,3 38,5 40,4 37,3 36 31,1 24,3 19,2 17,9 17,3 18,2

Perissé et al.


cia de petróleo e derivados, e a disponibilidade de água.

Em 1956, foi aberta uma concorrência pública para defi-nir qual seria a empresa responsável pela construção darefinaria. O processo culminou com a escolha da empresanorte-americana Foster Wheeler, em 30 de abril de 1957.As obras foram realizadas no período de 1958 a 1961, sen-do que a primeira de muitas estacas foi cravada no dia 23 dejunho de 1959. Por estar localizada em área de manguezais,a necessidade de estaqueamento é enorme em qualquerobra realizada nesta refinaria.

A refinaria foi inaugurada pelo presidente da RepúblicaJuscelino Kubitschek, e com a presença do presidente daPetrobras Idálio Sardenberg, em 20 de janeiro de 1961, en-trando em operação efetivamente em 9 de setembro domesmo ano, quando foi produzida a primeira batelada dederivados de petróleo na REDUC (Petrobras, 2001).

O primeiro período de operação da refinaria se caracteri-zou pela produção de combustíveis, pois a configuração ini-cial consistia das unidades apresentadas na tabela 6.

cos básicos. Os dois conjuntos são compostos das unida-des descritas na tabela 7.

No caso da REDUC, em função do processamento depetróleos cujas características implicam na necessidade deremoção de uma expressiva parcela de compostos aromáti-cos, o esquema de produção de lubrificantes e parafinasefetua a desaromatização logo após a separação dos cortespor destilação. O objetivo é conferir qualidade adequadaaos lubrificantes (fig. 9).

A capacidade inicial de produção de óleos básicos era de250.000 m3/ano, passando após a implantação do segundo con-junto e de sucessivas ampliações ao patamar de 650.000 m3/anode óleos básicos e 30.000 t/ano de parafinas.

Com o aumento da produção de petróleo na Bacia deCampos e a necessidade de escoamento e de processa-mento do gás natural associado na década de 80, foraminstaladas duas unidades de Processamento de Gás Naturalna refinaria. Estas plantas tinham como objetivo retirar pro-dutos nobres do gás, como o gás liquefeito de petróleo

Tabela 6 – Configuração inicial da Refinaria

Duque de Caxias (REDUC).

Table 6 – Initial configuration of the Duque

de Caxias Refinery (REDUC).

Tabla 6 – Configuración inicial de la Refinería

Duque de Caxias (REDUC).

A capacidade de destilação foi rapidamente aumentadaem função do aprendizado na operação da refinaria e do apro-veitamento das folgas existentes no projeto, atingindo, em1963, o patamar de 110 mbpd e 120 mbpd no ano seguinte.Em 1964 entrou em operação a U-1250 (Unidade de Craquea-mento Catalítico) com a capacidade inicial de 30 mbpd.

Na década seguinte, a refinaria experimentou um outrosignificativo ciclo de crescimento que podemos chamar dea etapa dos lubrificantes e parafinas. O primeiro conjunto delubrificantes entrou em operação em 1973, sendo que osegundo conjunto foi inaugurado pelo presidente daPetrobras, Araken de Oliveira, em 1979, tornando o Brasilauto-suficiente na produção de óleos lubrificantes parafíni-

(GLP) e a nafta, disponibilizando para consumo um gás naturalprocessado rico em metano com qualidade praticamente cons-tante, evitando variações de qualidade e riscos decondensação em pontos das tubulações de distribuição.

Em 1989 entrou em operação a primeira Unidade de Hi-drotratamento (HDT) projetada pela Petrobras. Esta unidadetinha o objetivo de produzir querosene de aviação a partir doquerosene oriundo de petróleo nacional, rico em compostosnitrogenados, que conferem instabilidade química aos deri-vados. Permitia, também, o processamento de óleo diesel,promovendo expressiva redução no teor de enxofre destederivado. A U-2700 entrou em operação com capacidade deprocessar 5.000 m3/d de querosene ou 4.000 m3/d de óleo

TAG Unidade Carga (mbl/d)

U-1210 Destilação Atmosférica e a Vácuo 90

U-1220 Reforma Catalítica 11

U-1240 Desasfaltação a Solvente 12

U-1270 Tratamento Cáustico de Gasolina 15

U-1280 Tratamento Cáustico de GLP 7



Tabela 7 – Unidades que compõem os

conjuntos de lubrificantes e parafinas.Table 7 – Units that compose lubricant and

paraffin compounds.

Tabla 7 – Unidades que componen los

conjuntos de lubricantes y parafinas.

Figura 9 – Diagrama de blocos do esquemade produção de lubrificantes e parafinas.

Figure 9 – Block diagram of the production

scheme for lubricants and paraffins.

Figura 9 – Diagrama de bloques del esquema

de producción de lubricantes y parafinas.

TAG Unidade Carga inicial (m3/d) Carga atual (m3/d) Partida

U-1510 Destilação Atmosférica e a Vácuo 7.300 8.000 fev-72

U-1520 Desaromatização 1.470 2.000 out-72

U-1530 Desparafinação 1.030 1.700 mai-73

U-1540 Hidrotratamento de Lubrificantes 860 1.700 jun-73

U-1620 Geração de Hidrogênio* 68.000 Nm3/d 68.000 Nm3/d dez-75

U-1630 Desoleificação 200 350 fev-76

U-1640 Hidrotratamento de Parafinas 130 150 jun-76

U-1710 Destilação Atmosférica e a Vácuo 7.300 8.000 dez-78

U-1720 Desaromatização 1.470 3.000 out-79

U-1730 Desparafinação 1.030 1.700 fev-79

U-1740 Hidrotratamento de Lubrificantes 860 1.200 mar-79

U-1790 Desasfa ltação a Propano 1.700 3.600 out-79

U-1820 Geração de Hidrogênio** 68.000 Nm3/d 68.000 Nm3/d set-79

** Projetadas inic ialmente para produção de H2 a part ir de nafta e adaptadas para gás natural em 1986.

* Projetadas inic ialmente para produção de H2 a part ir de nafta e adaptadas para gás natural em 1984.

Perissé et al.


diesel. Outras importantes unidades se seguiram conferindoà refinaria condições de produzir insumos petroquímicos, alémda redução do impacto ambiental (tabela 8).

A Unidade de Separação de Propeno (Grau Polímero)tem como objetivo a separação do propeno da corrente C

3

produzida na Unidade de Craqueamento Catalítico. Estepropeno é comercializado para a produção de polipropileno.A Unidade de Produção de Metil-Terc-Butil-Éter (MTBE) pro-move a reação de metanol com o isobuteno produzido noCraqueamento Catalítico Fluido (FCC), gerando um boosterde octanagem. A atual legislação brasileira não permite aadição de nenhum outro oxigenado que não seja o álcooletílico na gasolina, o que limita esta produção à exportação.O MTBE, porém, tem sofrido restrições com relação ao seuuso em vários países em função da contaminação do lençolfreático com prejuízos para a saúde da população atingida.Está em estudo na Petrobras uma alternativa para a adapta-ção destas unidades para a produção de isooctano, tam-bém consideradas booster de octanagem.

Depois de todos estes ciclos de crescimento, a REDUCse tornou a refinaria mais complexa do Sistema Petrobras.Porém, sua necessidade de crescimento com o intuito deaproveitar novas oportunidades ainda não cessou. Está pre-vista para os próximos anos uma seqüência de novas unida-des que vão conferir ainda mais competitividade a esta refi-naria. A tabela 9 mostra a capacidade destas futuras unida-des e a previsão de entrada em operação.

Com este novo conjunto de unidades, a REDUC estarápreparada para o desafio de atender um mercado cada vezmais exigente, tanto no que se refere aos combustíveis,

Tabela 8 – Novas unidades da REDUC após1990.

Table 8 – REDUC new units after 1990. Tabla 8 – Nuevas unidades de la REDUC

después de 1990.

quanto aos lubrificantes, oferecendo ao mercado produtoscom teores de enxofre inferiores a 50 ppm e processandopetróleos nacionais.

Novos projetos: Refinaria Gabriel Pas-

sos (REGAP) e Refinaria Alberto

Pasqualini (REFAP)

A concepção original da REGAP e da REFAP foi idêntica,envolvendo uma Unidade de Destilação Atmosférica e aVácuo e uma Unidade de Craqueamento Catalítico, privile-giando a produção de gasolina a partir do processamentode petróleos importados leves superiores a 33 oAPI (Martins,1977). Ambas as refinarias tinham como objetivo atender omercado regional, o que foi se tornando possível em funçãodo aumento do número de refinarias instaladas em territó-rio nacional. A REGAP destinaria sua produção para MinasGerais, Goiás e Brasília e a REFAP para o Sul do país.

A localização final da REGAP no município de Betim, às mar-gens da Rodovia Fernão Dias, distante aproximadamente 25 kmde Belo Horizonte, foi definida em função da facilidade do escoa-mento da produção. O nome, Gabriel Passos, homenageia o po-lítico mineiro que foi ministro das Minas e Energias, grande de-fensor do monopólio estatal de petróleo, falecido em 1962. Estarefinaria entrou em operação em 30 de março de 1968, mas ooleoduto Rio-Belo Horizonte (ORBEL) permitiu, já no ano anterior,o recebimento de derivados da REDUC.

Inicialmente, estas refinarias apresentaram um conjuntode unidades semelhantes (tabela 10).

TAG Unidade Ano

U-3100 Separação de Propeno Grau Polímero 1.996

U-3200 Produção de MTBE 1.997

U-3300 Recuperação de Enxofre 1.998

U-2800 Hidrotratamento de Instáveis 2.003

U-3400 Fracionam ento de Líquidos 2.004



Tabela 9 – Futuras unidades da REDUC. Table 9 – REDUC future units. Tabla 9 – Futuras unidades de La REDUC.

Cada refinaria, porém, foi submetida a diferentes proces-sos de evolução no seu esquema de refino após uma etapainicial de ajustes de capacidade, aproveitando-se as folgas exis-tentes nos projetos. No final da década de 70, a REGAP já proces-sava 12.000 m3/d na Unidade de Destilação Atmosférica e aVácuo e 2.600 m3/d na Unidade de Craqueamento Catalítico,ao mesmo tempo em que a REFAP atingia patamares seme-lhantes. No início da década seguinte, a REGAP recebeu umsegundo conjunto de unidades, contando a partir daí comduas Destilações e duas unidades de CraqueamentoCatalítico. Além disso, recebeu à semelhança da RefinariaHenrique Lage no Vale do Paraíba (REVAP) – a mais nova dasrefinarias brasileiras – um conjunto de unidades de Hidro-tratamento (tabela 11).

A REGAP passou a contar, ainda, com uma Unidade deCoqueamento Retardado no início da década de 90,melhorando expressivamente o seu perfil de produção dederivados. Devido a diversas limitações de tratamento nasUnidades U-108 e U-110, em 2004, recebeu, também, a suaprimeira Unidade de Hidrotratamento de Correntes deInstáveis, passando a contar com um total de quatro unidadesde Hidrotratamento.

Já a REFAP seguiu um caminho distinto, recebendo ape-nas uma nova Unidade de Destilação Atmosférica na déca-da de 80. A grande expansão desta refinaria se deu no pe-ríodo 2002/2006, quando vivenciou um expressivo proces-so de modernização de suas instalações, sendo todasprojetadas pela Petrobras (tabela 12).

Ambas as refinarias estão sendo submetidas a um processode adequação do seu esquema de refino para atender às novasespecificações de gasolina e óleo diesel. Este processo resultaránum aumento de sua complexidade no final da década.

As aquisições: a Refinaria de Capuava

(RECAP) e a Refinaria Isaac Sabbá (REMAN)

Em 1º de outubro de 1945, o Conselho Nacional de Petróleo(Brasil, 1988), por meio da Resolução nº 1, resolvia:

“Permitir, de acordo com a legislação em vigor, a instala-ção de refinarias no País, por companhias privadas, utilizan-do inicialmente o petróleo importado, desde que a apare-lhagem e o processo de operação sejam de alto rendimen-to, a juízo do Conselho, consoante os projetos que foramapresentados pelos interessados”.

Criava-se, assim, a possibilidade de um desenvolvimentodo refino nacional pela iniciativa privada. Os questionamen-tos eram muito expressivos na ocasião com relação ao mo-delo a ser adotado. O compromisso entre os investimentosestatais e os da iniciativa privada levaria a adoção de doiscaminhos: a construção de uma refinaria com participaçãoestatal e a participação privada. Naquele momento, apenastrês pequenas destilarias, em regime de batelada, se en-contravam em operação no país.

A Resolução no 1, do CNP (Brasil, 1988), orientava, tam-bém, que os interessados na instalação de refinarias com

Unidade Ano Capacidade (m3/d)

Coqueamento Retardado 2.007 5.000

Hidrotratamento de Nafta de Coque 2.007 2.000

Hidrodessulfurização de Nafta Craqueada 2.009 5.000

Hidrotratamento de Instáveis 2.010 4.000

Hidrocraqueamento 2.013 5.500

Perissé et al.


Tabela 10 – Configuração inicial da RefinariaGabriel Passos (REGAP) e da RefinariaAlberto Pasqualini (REFAP).

Table 10 – Initial configuration of the Gabriel

Passos Refinery (REGAP) and the Albert

Pasqualini Refinery (REFAP).

Tabla 10 – Configuración inicial de la

Refinería Gabriel Passos (REGAP) y de la

Refinería Alberto Pasqualini (REFAP).

Tabela 11 – Unidades de Hidrotratamento daREGAP.

Table 11 – REGAP Hydrotreatment Units. Tabla 11– Unidades de Hidrotratamiento de

la REGAP.

Tabela 12 – Projeto de modernização daREFAP.

Table 12 – Modernization Project of REFAP. Tabla 12 – Proyecto de modernización de la

REFAP.

Carga inicial Carga atual

(m 3/d) (m 3/d)

Destilação Atmosférica

e a Vácuo7.150 12.000 1.968

Craqueamento

Catalítico1.920 3.200 1.970

Destilação Atmosférica

e a Vácuo7.150 8.000 1.968

Craqueamento

Catalítico1.920 3.300 1.970

Refinaria Unidade Partida

REGAP

REFAP

Carga inicial Carga atual

(m 3/d) (m 3/d)

Destilação Atm osférica e a Vácuo II 10.000 12.000 1.982

Craqueam ento Catalítico II 3.000 3.800 1.983

Tratamento de Nafta Leve 1.800 1.800 1.983

Tratamento de Querosene 1.800 1.800 1.983

Tratamento de Óleo Diesel 2.600 2.600 1.983

Unidade Partida

Unidade Carga inicial (m 3/d)

Hidrotratamento de Instáveis 4.000

Craqueamento Catalítico Resíduo 7.000

Coqueamento Retardado 2.000



capacidade de 10 mbpd no Distrito Federal ou em São Paulodeveriam apresentar uma série de documentos no prazo de30 dias para que pudessem ser avaliados pelo órgão.

Em resposta às solicitações recebidas foi emitida a Reso-lução no 2, em 18 de janeiro de 1946 (Brasil, 1988), onde seoutorgava a autorização para a instalação de quatro refinariasaos concorrentes e se estabelecia o prazo de 90 dias para quefosse cumprida uma série de exigências (tabela 13).

Na Resolução no 5, de 21 de junho de 1946, as autorizaçõespara os empresários brasileiros Edgard Raja Gabaglia e Aristidesde Almeida foram revogadas por não terem cumprido as exi-gências necessárias. O Título de Autorização no 753, concedidoa Drault Ernnany de Mello e Silva, autorizava a Refinaria de Pe-tróleos do Distrito Federal S.A., com capacidade inicial de 8 mbpd,a elevar sua capacidade para 10 mbpd tão logo as condições demercado assim o permitissem. O Título de Autorização no 807,concedido a Alberto Soares de Sampaio, autorizava a Refinaria eExploração de Petróleo União S.A. a instalar e explorar uma refina-ria em São Paulo com a capacidade de 20 mbpd. Ambas as refi-narias encontraram uma série de dificuldades na implantação, esó entraram efetivamente em operação em 1954. No caso daRefinaria União, os petróleos Kuwait, Árabe Leve e Oficina foramutilizados na base de projeto. Estes petróleos apresentam ºAPI nafaixa de 32 a 34.

Adicionalmente, na Resolução no 1, de 14 de março de1952, o CNP outorgou autorização ao requerimento de Isaac

Tabela 13 – Outorgas concedidas peloConselho Nacional de Petróleo (CNP) paraconstrução de refinarias.

Table 13 – Authorization granted by

Conselho Nacional de Petróleo (CNP)

National Petroleum Council for the

construction of refineries.

Tabla 13 – Concesiones concedidas por el

Consejo Nacional de Petróleo (CNP) para

construcción de refinerías.

Sabbá e Cia Ltda para a construção de uma refinaria de pe-quena capacidade em Manaus, inicialmente com capacida-de de 2,5 mbpd. O Título de Autorização no 1.088 (Brasil,1988) já apresentava uma capacidade autorizada de 5 mbpdde petróleo peruano Ganso Azul.

O projeto da refinaria foi elaborado pela South WesternEngineering Company (SWECO), que se tornou a primeirarefinaria brasileira a possuir uma Unidade de CraqueamentoCatalítico Fluido (FCC). A refinaria foi construída em ritmoacelerado, entrando em operação em agosto de 1956. Opetróleo Ganso Azul, proveniente da região de Pucallpa, noPeru, era transportado em barcaças de 25 mil barris cadauma, vencendo uma logística extremamente desafiadora,semelhante à experimentada na distribuição dos derivadosproduzidos por esta refinaria (fig. 10). A tabela 14 apresentaa evolução da atual REMAN.

Esta refinaria foi financiada pelo Banco Nacional de De-senvolvimento Econômico (BNDE), atual BNDES e, a partir deagosto de 1968, foi autorizada a refinar 2 mbpd acima da suacapacidade original de projeto (Brasil, 1988). Foi adquirida pelaPetrobras em 30 de dezembro de 1971, passando a ser cha-mada de Refinaria Isaac Sabbá em Manaus (REMAN). Outraampliação, em 1996, permitiu a elevação de sua capacidadede 1.800 m3/d para 2.300 m3/d, e os estudos para implanta-ção de uma Unidade de Destilação Atmosférica para o pro-cessamento de petróleo brasileiro Urucu, produzido na re-gião, elevaram a capacidade total de processamento da refi-

Concorrente Estado Capacidade (bld)

Aristides de Alm eida São Paulo 10.000

Alberto Soares de Sampaio Distrito Federal 8.000, possível expansão para 10.000

Drault Ernnany de Mello e S ilva Distrito Federal 8.000, possível expansão para 10.000

Edgard Raja Gabaglia São Paulo 6.000

Perissé et al.


Tabela 14 – Refinaria de Manaus (atualRefinaria Isaac Sabbá – REMAN).

Table 14 – Manaus Refinery (currently Isaac

Sabbá Refinery – REMAN).

Tabla 14 – Refinería de Manaus (actual

Refinería Isaac Sabbá – REMAN).

Figura 10 – Localização da região dePucallpa – Peru.

Figure 10 – Location of Pucallpa region –

Peru.

Figura 10 – Ubicación de la región de

Pucallpa – Perú.

Processo Capacidade inicial (mbld) Capacidade atual (mbld)

Destilação atm osférica 5 45,9

Destilação a vácuo 3 8,8

Craqueamento catalítico 2 3,1



naria para 45,9 mbpd. À semelhança do que está ocorrendocom a RECAP, encontra-se em andamento um processo demodernização desta refinaria com o objetivo de se viabilizar aprodução de óleo diesel e gasolina com teores máximos deenxofre da ordem de 50 ppm. A tabela 15 mostra a evoluçãoda capacidade de refino da atual RECAP.

Esta refinaria foi adquirida pela Petrobras em 1974 e tevesua Unidade de Craqueamento Catalítico (Thermal Catalytic

Cracking) reprojetada em 1995, passando a operar comoCraqueamento Catalítico Fluido de Resíduos (Resid Fluid

Catalytic Cracking – RFCC). Está, atualmente, em processode modernização de suas instalações por meio da implanta-ção de unidades de Hidrotratamento (HDT) com o objetivode viabilizar a produção de óleo diesel e gasolina com teo-res máximos de enxofre da ordem de 50 ppm.

A gigante Refinaria de Paulínia (REPLAN)

A maior refinaria brasileira iniciou o processamento de pe-tróleo em 2 de fevereiro de 1972, sendo inaugurada três me-ses depois. A refinaria foi construída em 1.000 dias, atingindo ameta traçada. A chamada Refinaria do Planalto (REPLAN) tevesua localização fortemente influenciada pelos seguintes fato-res: facilidade de escoamento da produção, boas condições de

abastecimento de água e a existência de uma zona industrial naregião. A princípio, o objetivo era que a refinaria ficasse próximaao grande centro consumidor paulista, abastecido pela RECAPe RPBC. Mas por conta da disponibilidade de água optou-sepela localização entre dois rios: Jaguari e Atibaia, formadoresdo Rio Piracicaba. Outro fator importante foi a doação para aPetrobras de uma área com 950 hectares da antiga FazendaSão Francisco pela prefeitura de Paulínia. A maior refinaria daPetrobras teve suas obras iniciadas em julho de 1969, chegan-do a empregar, no pico da obra, cerca de 10 mil trabalhadores.

A capacidade inicial de processamento era de 126 mbpde o esquema de refino consistia de uma Unidade de Desti-lação Atmosférica e a Vácuo e outra de Craqueamento Cata-lítico, processando, inicialmente, petróleos leves como oÁrabe Leve, Abu-Dabi e até condensados (tabela 16).

Esta configuração é básica em um esquema de refinovoltado para a produção de óleo diesel e gasolina com re-quisitos de qualidade menos rígidos, não contando comunidades de Hidrotratamento (fig. 11).

O processamento foi replicado posteriormente com aentrada do segundo conjunto de unidades, fazendo comque a refinaria passasse a ocupar a posição de maior refina-ria brasileira em termos de capacidade de processamento.

Tabela 15 – Refinaria União (atual Refinariade Capuava – RECAP).

Table 15 – Union Refinery (currently

Capuava Refinery – RECAP).

Tabla 15 – Refinería União (actual Refinaria

de Capuava – RECAP).

Tabela 16 – Configuração inicial da Refinariade Paulínia (REPLAN).

Table 16 – Initial configuration of Paulínia

Refinery (REPLAN).


Refinería de Paulínia (REPLAN).

Processo Capacidade inicial (mbld) Capacidade atual (mbld)

Destilação atm osférica 20 49

Craqueamento catalítico 19 20

Carga inicial

(m3/d)

Destilação Atmosférica 20.000

Destilação Vácuo 10.000

Craqueamento Catalítico 5.500

Unidade

Perissé et al.


Em 1974, quando entrou em operação a segunda Unidadede Destilação Atmosférica (a seção de vácuo só entrou emoperação sete anos depois), o resíduo atmosférico (RAT) foidestinado para a produção de óleo combustível que dispunha,na ocasião, de expressivo mercado. Esta unidade, assim comoa primeira, com o aprendizado de operação e pequenas modi-ficações, teve sua capacidade de processamento elevada sen-sivelmente. As obras da segunda Unidade de CraqueamentoCatalítico, iniciadas em 1975, foram interrompidas fazendo comque a configuração da REPLAN no período 1974-1981 estives-se de acordo com o que é mostrado na tabela 17.

No final da década de 70, em função das dificuldadesno fornecimento de petróleo provocadas pela guerra Irã-Iraque e o segundo choque do petróleo, a especificaçãode ponto de fulgor e destilação do óleo diesel foi altera-da, com conseqüente aumento da faixa de destilação.Esta medida permitiu a utilização de frações mais leves emais pesadas na composição deste derivado, que já apre-sentava naquela ocasião elevado consumo. Verificou-se,então, que as unidades de destilação da REPLAN emcampanha “máximo diesel”, atingiam a capacidade de24.000 m3/d, alterando-se, mais uma vez, a capacidade

Figura 11 – Unidade de DestilaçãoAtmosférica e a Vácuo e Unidade deCraqueamento Catalítico.

Figure 11 – Atmospheric and Vacuum

Distillation Unit and Catalytic Cracking Unit.

Figura 11 – Unidad de Destilación Atmosférica

y a Vacuo y Unidad de Craqueo Catalítico.

Tabela 17 – Configuração da REPLAN 1974-1981.

Table 17 – Configuration of REPLAN 1974 -

1981.

Tabla 17 – Configuración de la REPLAN

1974-1981.

Carga inicial

(m3/d)

Destilação Atmosférica I 28.000

Destilação a Vácuo I 10.000

Craqueam ento Catalítico I 7.500

Destilação Atmosférica II 28.000

Unidade



de processamento desta refinaria. Adicionalmente, em1981, entrou em operação a segunda Unidade de Destila-ção a Vácuo (tabela18).

Com o aumento da produção de petróleo nacional e aredução do mercado de óleo combustível tornou-se neces-sário dotar a refinaria de condições econômicas de operação.Foi promovido, então, um ajuste do seu esquema de refinocom a entrada em operação da segunda Unidade de Craque-amento Catalítico (esta unidade entrou em operação em 1992),cuja obra havia sido interrompida, além de uma Unidade de

Coqueamento Retardado e uma Unidade de Hidrotratamentode Instáveis que entraram em operação em 1999. Os projetosbásicos da Unidade de HDT e da Unidade de CoqueamentoRetardado foram realizados pela Petrobras. Em 2004 este con-junto foi duplicado, passando a refinaria a contar com doisconjuntos de processo completo (fig. 12):

• destilação atmosférica e a vácuo;

• craqueamento catalítico, coqueamento retardadoe hidrotratamento de instáveis.

Tabela 18 – Configuração da REPLAN 1981-1992. Table 18 – Configuration of REPLAN 1981 - 1992. Tabla 18 – Configuración de la REPLAN 1981-1992.

Figura 12 – Unidade de Hidrotratamento deInstáveis e Unidade de CoqueamentoRetardado.

Figure 12 – Unstable product Hydrotreatment

Unit and Delayed Coking Unit.

Figura 12– Unidad de hidrotratamiento de

Instables y Unidad de Coquización

Retardado.

Carga inicial

(m3/d)



Craqueamento Catalítico I 7.500


Destilação a Vácuo II 10.000

Unidade

Perissé et al.


A situação da refinaria no período de 1993 a 1997 seapresentava conforme a tabela 19.

Nos anos que se seguiram, a refinaria passou por contínuosprocessos de elevação da sua capacidade de processamento, sen-do que, atualmente, a Refinaria de Paulínia apresenta capacidadede processamento de petróleo de 57.200 m³/d (360 mbpd) eresponde por cerca de 20% de todo o refino de petróleo no Brasil.

Sua história de crescimento de capacidade de processa-mento e complexidade, porém, não pára por aqui, já que seencontra em andamento uma série de empreendimentos queconferirão maior capacidade de superar os desafios e, conse-qüentemente, melhores condições de rentabilidade (tabela 20).

As mais recentes: Refinaria Presidente

Getúlio Vargas (REPAR) e Refinaria

Henrique Lage (REVAP)

As duas mais recentes refinarias foram concebidas com oobjetivo de conferir a Petrobras uma capacidade de refino de1.300 mbpd até o final da década de 80. A configuração inicialdelas foi diferente da adotada na REPLAN, optando-se poresquemas de refino mais complexos do que os adotados atéentão. Enquanto a REPAR, que entrou em operação em 1977,trazia uma Unidade de Desasfaltação a Propano, a REVAP con-tava com três unidades de Hidrotratamento processando, res-

Tabela 19 – Configuração da REPLAN 1993-1997.

Table 19 – Configuration of REPLAN 1993 -

1997.

Tabla 19 – Configuración de la REPLAN

1993-1997.

Tabela 20 – Novos Projetos da REPLAN. Table 20 – REPLAN new projects. Tabla 20 – Nuevos Proyectos de la REPLAN.

Carga inicial

(m3/d)



Craqueam ento Catalítico I 7.500


Destilação a Vácuo II 10.000

Craqueam ento Catalítico II 7.500

Unidade

Unidade Ano

Destilação Atmosférica I (ampliação) 2.008

Destilação a Vácuo I (ampliação) 2.008

Separação de Propeno 2.009

Duas HDS Nafta Craqueada 2.009

HDT Nafta de Coque 2.009

Reform a Catalítica 2.009

Coqueamento Retardado 2.011

HDT Instáveis 2.011



pectivamente, nafta, querosene e óleo diesel.

A REPAR foi construída a 25 km de Curitiba, no município deAraucária. A refinaria ocupou uma área de 10 milhões m2, comaproximadamente 20% de áreas construídas e o restante de áre-as verdes naturais conservadas (Petrobras, 2006a) (tabela 21).

Os projetos básicos destas unidades foram elaborados pelaJapan Gasoline Corporation (JGC). Com o passar dos anosuma série de modificações nestas unidades resultou em umsignificativo aumento da capacidade de processamento. A fi-gura 13 mostra a refinaria na sua configuração atual.

Além disso, em 2004, entrou em operação uma Unida-de de Hidrodessulfurização (HDS) de Óleo Diesel projetadapela Petrobras (tabela 22).

Atualmente, encontra-se em fase de implantação os se-guintes novos projetos para a REPAR, com previsão de entradaem operação para o período 2008-2010: ampliação da Destila-ção Atmosférica e a Vácuo, Unidade de Separação de Propeno,HDS de Nafta Craqueada, HDT de Nafta de Coque, ReformaCatalítica, Coqueamento Retardado e HDT de Instáveis.

A Refinaria do Vale do Paraíba (REVAP), localizada emSão José dos Campos, possui área equivalente a da REPAR.Sua construção foi iniciada em 1º de fevereiro de 1974

Tabela 21 – Configuração inicial da REPAR.

Tabela 22 – Configuração atual da RefinariaPresidente Getúlio Vargas (REPAR).

Table 22 – Current configuration of

President Getúlio Vargas Refinery (REPAR).

Tabla 22 – Configuración actual de la

Refinería Presidente Getúlio Vargas (REPAR).

Table 21 – Initial configuration of REPAR. Tabla 21 – Configuración inicial de la REPAR.

(Pterobras, 2005), entrando em operação em 24 de marçode 1980 (tabela 23).

A opção por um esquema de refino com unidades deHidrotratamento representa o primeiro passo em buscada melhoria da qualidade dos derivados. Em 1993 entrouem operação a Unidade de Desasfaltação a Solvente, pro-jetada pela Petrobras, viabilizando o aumento da oferta decarga para a Unidade de Craqueamento Catalítico. Estaunidade sofreu sucessivas modificações de processo,viabilizando o aumento gradativo da carga processada, atin-gindo, atualmente, 14.000 m3/d. A figura 14 mostra umaimagem atual da REVAP.

No que tange à Unidade de Destilação Atmosférica, omesmo processo resultou em aumento de capacidade para40.000 m3/d, sendo esta, atualmente, a maior unidade dedestilação no Brasil.

A REVAP é hoje responsável pelo abastecimento de apro-ximadamente 15% do mercado brasileiro. Encontra-se, tam-bém, em franco processo de modernização da refinaria e es-tará contando, no período 2008-2010, com as seguintes novasunidades: Separação de Propeno, HDS de Nafta Craqueada,HDT de Nafta de Coque, Reforma Catalítica, CoqueamentoRetardado e HDT de Instáveis.

Carga inicial

(m3/d)

Destilação Atmosférica e a Vácuo 20.000

Craqueam ento Catalítico 6.500

Desasfaltação a Solvente 4.500

Unidade

Carga inicial

(m3/d)



Desasfaltação a Solvente 5.100

Hidrodessulfurização de Óleo Diesel 5.000

Unidade

Perissé et al.


As particulares: Ipiranga e Manguinhos

As duas refinarias particulares existentes hoje no Brasil fo-

ram concebidas antes da existência da Petrobras. Ambas apre-

sentam uma pequena capacidade de processamento, o que

gera dificuldades expressivas quanto à economia de sua opera-

ção. Além disso, suas configurações não sofreram expressivas

modificações ao longo dos últimos anos, o que vai representar

um grande desafio mantê-las em operação num cenário cada

vez mais exigente no que tange à qualidade de produtos.

Com relação à configuração inicial destas refinarias po-

dem-se destacar diferenças interessantes de configuração.

A Refinaria de Manguinhos não apresenta Unidade de Des-

tilação a Vácuo, o que, obrigatoriamente, implica na neces-

sidade de processamento de petróleos leves. A configura-

ção é simples ainda dispondo de processos térmicos de

conversão do resíduo atmosférico (unidades de Craquea-

mento Térmico e Viscorredução). Em 1989, com a proibição

da utilização do chumbo tetraetila como booster de

octanagem, tornou-se necessária implantar uma Unidade

de Reforma Catalítica que entrou em operação em 1992.

Esta refinaria foi adquirida pela Repsol-YPF após a quebra do

monopólio estatal e necessita de investimentos para supe-

rar os desafios que se apresentam para a indústria do refino,

principalmente, na questão de atendimento às especifica-

ções dos derivados e exigências ambientais. Suas unida-

des industriais encontram-se, atualmente, fora de opera-

ção, funcionando apenas a parte de transferência e estoca-

gem para a comercialização de derivados, produzidos por

misturas de frações de petróleo compradas no mercado

nacional ou internacional.

Tabela 23 – Configuração inicial da RefinariaHenrique Lage (REVAP).

Table 23 – Initial configuration of Henrique

Lage Refinery (REPVAP).


Refinería Henrique Lage (REVAP).

Já a refinaria da Ipiranga apresenta um esquema de refi-

no semelhante aos originais das demais refinarias da

Petrobras com Destilação Atmosférica e a Vácuo e Craquea-

mento Catalítico. A capacidade atual das unidades destas

refinarias é apresentada na tabela 24.

A especial: Lubrificantes e Derivados

de Petróleo do Nordeste (LUBNOR)

A concepção desta refinaria data do início da década de

60, quando se decidiu investir na implantação de uma fábrica

de asfalto no Ceará. Em 24 de junho de 1966 foi inaugurada a

Fábrica de Asfalto de Fortaleza (ASFOR). Inicialmente, a uni-

dade processava 450 m³/dia de petróleo pesado venezuelano.

Esta refinaria não possui torre de Destilação Atmosférica, sendo

o petróleo “dessalgado” e enviado diretamente para a Torre

de Vácuo. Ao longo dos anos, a refinaria passou por várias

ampliações, atingindo atualmente a capacidade de processa-

mento de 1.100 m³/dia (Petrobras, 2006b).

Um importante aspecto que deve ser lembrado diz respeito à

iniciativa de se substituir o petróleo importado por petróleos nacio-

nais. O petróleo venezuelano Bachaquero deixou de ser processa-

do nesta refinaria, passando a processar uma mistura de petróleos

nacionais pesados, como Fazenda Alegre, Fazenda Belém e Jubarte.

Outro aspecto importante foi a instalação de uma Unida-

de de Processamento de Gás Natural, em 1987, e a entrada

em operação, em 1998, da primeira Unidade de Produção

de Lubrificantes Naftênicos da Petrobras. Esta unidade tem

como objetivo hidrotratar determinadas faixas de gasóleos,

produzindo os lubrificantes básicos naftênicos (fig. 15).

Carga inicial

(m3/d)



Hidrotratamento de Nafta 3.000

Hidrotratamento de Querosene 3.500Hidrotratamento de Óleo Diesel 6.500

Unidade



Com esta iniciativa, a ASFOR passou a ser chamada de

LUBNOR (Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste).

Considerações finais

Conforme se pode observar, a configuração do parque de

refino brasileiro vem sendo alterada, significativamente, ao longo

dos anos em função da mudança dos cenários externos, tanto

no que se refere à especificação dos produtos, quanto das

características da matéria prima processada. Cada refinaria, em

função de suas particularidades, estará passando por abran-

gentes modificações em seu esquema de refino.

Além disto, em 2005 foi anunciada a parceria entre a

Petrobras e a Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) para a cons-

Figura 13 – Configuraçãoatual da RefinariaPresidente GetúlioVargas (REPAR).

Figure 13 – Actual

configuration of

Presidente Getúlio Vargas

Refinery (REPAR).

Figura 13 – Configuración

actual de la Refinería

Presidente Getúlio Vargas

(REPAR).

Figura 14 – Configuraçãoatual da RefinariaHenrique Lage (REVAP).

Figure 14 – Actual

configuration of Henrique

Lage Refinery (REVAP).

Figura 14 – Configuración

actual de la Refinería

Henrique Lage (REVAP).

Perissé et al.


trução Refinaria do Nordeste Abreu e Lima, com 200 mbpd de

capacidade para processar petróleos brasileiros e venezuelanos

pesados, na proporção de 50% cada. Este empreendimento

será implantado em Pernambuco e deverá entrar em operação

em 2012 (Petrobras, 2006c). Em paralelo, está prevista a entra-

da em operação de uma refinaria petroquímica em Itaboraí (RJ),

o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ). Esta

refinaria processará 150 mbpd de petróleo Marlim, produzindo

insumos básicos (eteno, propeno, benzeno e p-xileno) para a

Figura 15 – ULUB –Unidade de Produção deLubrificantes Naftênicosda LUBNOR.

Figure 15 – LUBNOR

Naphthenic lubricant

Production Unit - ULUB.

Figura 15 – Unidad de

Producción de Lubricantes

Nafténicos de la LUBNOR.

indústria petroquímica (Petrobras, 2006d).

Com o crescimento da produção de petróleo em territó-

rio nacional, o Brasil está diante de uma importante decisão

estratégica: exportar expressivos volumes de petróleo nos

próximos anos ou investir em uma refinaria voltada para a

exportação de produtos Premium.

A combinação de todos estes eventos nos mostra que a histó-

ria do refino brasileiro ainda está longe de atingir seu apogeu.

Tabela 24 – Capacidade atual da Refinariade Manguinhos (Stell, 2006) e Ipiranga(Ipiranga, 2006) (mbpd).

Table 24 – Current capacity of Manquinhos

(Stell, 2006) and Ipiranga Refineries

(Ipiranga, 2006) (mbpd).

Tabla 24 – Capacidad actual de la Refinería

de Manguinhos (Stell, 2006) e Ipiranga

(Ipiranga, 2006) (mbpd).

Processo Manguinhos Ipiranga

Destilação Atm osférica 14,0 16,0

Destilação a Vácuo --- 5,0

Craqueam ento Catalítico --- 3,5

Craqueam ento Térm ico 3,8 ---

Viscorredução 6,0 ---

HDT de Nafta 3,0 ---

Reform a Catalítica 3,0 ---



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Perissé et al.


Autores

Juarez Barbosa Perissé

Abastecimento - Refino

Gerência de Otimização

e-mail: [email protected]

Juarez Barbosa Perissé é Engenheiro Químico formado pela UniversidadeFederal do Rio de Janeiro - UFRJ (1983), Engenheiro de Processamento pelaPetrobras (1986), e MBA em Gestão Empresarial pelo Ibmec (2001). Traba-lhou durante 16 anos na Refinaria Duque de Caxias (Reduc), desempenhandofunções técnicas e gerenciais. Atualmente, desempenha a função de Consul-tor Sênior na área de Abastecimento/Refino com ênfase no Planejamento doRefino, e está em fase de conclusão do Mestrado em Engenharia Química, naUniversidade do Estado do Rio de Janeiro - UERJ.

Márcio Luís Lyra Paredes

Universidade do Estado do Rio de

Janeiro (UERJ)

Instituto de Química.

Departamento de Físico-Química


Márcio Luís Lyra Paredes possui Graduação e Doutorado em EngenhariaQuímica pela UFRJ. Atualmente é professor-adjunto da UERJ, sendocoordenador do Centro de Pesquisas em Tecnologias para Combustíveis Limpos.Tem experiência na área de Termodinâmica, atuando principalmente nosseguintes temas: modelos termodinâmicos, simulação molecular,caracterização de frações de petróleo e processos de separação por membranase com fluidos pressurizados.

Marco Antonio Farah

Recursos Humanos

Universidade Petrobras


Marco Antonio Farah possui graduação e doutorado em Engenharia Quí-mica pela UFRJ. Trabalha como Engenheiro de Processamento na Petrobrasonde desempenha, atualmente, a função de Consultor Sênior na UniversidadePetrobras. É professor-adjunto da UERJ, sendo o Coordenador do Curso deEngenharia Química. Tem experiência na área de Petróleo e Derivados, atuandoprincipalmente nos temas de Caracterização de frações de petróleo e Qualidadede produtos, bem como na área de Processos de Separação.

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