manual de tributaÇÃo: petrÓleo, nafta petroquÍmica...
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MANUAL DE TRIBUTAÇÃO - ICMS: PETRÓLEO, GÁS NATURAL, NAFTA
PETROQUÍMICA, COMBUSTÍVEIS E LUBRIFICANTES.
PERÍODO DE ABRANGÊNCIA: ANOS DE 2009 a 2016 - EM 20/06/2016
Introdução
1 - COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO
O petróleo, em estado natural, é uma
mistura de hidrocarbonetos que são
compostos formados por átomos de
carbono e hidrogênio. Além dos
hidrocarbonetos, o petróleo contém,
em proporções bem menores,
compostos oxigenados, nitrogenados,
sulfurados e metais pesados,
conhecidos como “contaminantes”.
A caracterização mais sumária do óleo
bruto pode ser dada pela equação:
ÓLEO BRUTO = MISTURA DE
HIDROCARBONETOS +
IMPUREZAS (CONTAMINANTES)
Composição básica do petróleo bruto:
a) Carbono: 84%;
b) Hidrogênio: 14%;
c) Enxofre: de 1 a 3% (sulfeto de hidrogênio, sulfetos, dissulfetos, enxofre elementar);
d) Nitrogênio: menos de 1% (compostos básicos com grupos amina);
e) Oxigênio: menos de 1% (encontrado em compostos orgânicos como dióxido de
carbono, fenóis, cetonas e ácidos carboxílicos);
f) Metais: menos de 1% (níquel, ferro, vanádio, cobre, arsênio);
g) Sais: menos de 1% (cloreto de sódio, cloreto de magnésio, cloreto de cálcio).
1.1 – OS HIDROCARBONETOS
Os átomos de carbono podem estar conectados por ligações simples, duplas ou triplas e os
arranjos moleculares são os mais diversos: estruturas lineares, ramificadas ou cíclicas;
saturadas ou insaturadas; alifáticas ou aromáticas.
As principais classes de hidrocarbonetos no petróleo são as seguintes:
a) Parafínicos Normais (alcanos) – ex.: metano (CH4), etano (C2H6), butano (C4H10);
b) Parafínicos Ramificados (isoalcanos) – ex. isobutano, isopentano;
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c) Parafínicos Cíclicos (cicloalcanos ou naftênicos) – ex.: ciclopentano, ciclohexano;
d) Aromáticos - ex: benzeno, tolueno, xilenos, naftaleno;
e) Olefinas – ex.: eteno, propeno, buteno, isobutenos.
Os principais constituintes do petróleo cru são os hidrocarbonetos saturados (parafinas,
isoparafinas e naftenos), os hidrocarbonetos aromáticos, as resinas e os asfaltenos. Nos óleos
são encontradas parafinas normais (não ramificadas) com 1 a 45 átomos de carbono. As
parafinas normais (cadeias de carbono sem ramificação) representam entre 15 a 20% do óleo. A
depender do óleo podem variar de 3 a 35%. As parafinas são menos reativas do que os outros
hidrocarbonetos.
As isoparafinas (alcanos ramificados) são importantes na formulação das misturas que
compõem a gasolina, óleo diesel, querosene e lubrificantes.
Os cicloalcanos ou hidrocarbonetos naftênicos apresentam estrutura de cadeia fechada, com
ligações saturadas (simples), e podem aparecer no óleo cru, de forma condensada ou associada a
cadeias de hidrocarbonetos saturados (parafinas ou isoparafinas), ou mesmo, a cadeias de
hidrocarbonetos aromáticos. Em vários tipos de petróleo são encontrados hidrocarbonetos
naftênicos com 1, 2 ou 3 ramificações parafínicas como constituintes principais. Pode-se
encontram ainda compostos naftênicos formados por dois ou mais anéis conjugados ou isolados.
São importantes na composição das misturas de derivados, a exemplo da gasolina, óleo diesel,
querosene e lubrificantes.
Os hidrocarbonetos aromáticos são aqueles que contêm um ou mais anéis benzênicos, com ou
sem ramificações laterais. Seu teor no petróleo pode variar muito, sendo cerca de 20% na nafta e
entre 20 a 50% no querosene. Pode atingir valores bastantes elevados nas frações mais pesadas.
Recebem as denominações de mono, di, tri ou poliaromáticos, dependendo do número de anéis
benzênicos (ou aromáticos) em sua estrutura. Os derivados intermediários de petróleo
(querosene e gasóleo) contêm compostos aromáticos com ramificações na forma de cadeias
parafínicas, a exemplo do metil-tolueno. Podem ser encontrados ainda compostos mistos, que
apresentam núcleos aromáticos e naftênicos, a exemplo do cicloexilbenzeno.
As olefinas, por sua vez, possuem uma ou mais ligações duplas entre átomos de carbono, o que
lhe confere alta instabilidade, pois são hidrocarbonetos mais reativos. Aparecem, com mais
frequência nos derivados e em alguns deles é comum se encontrarem duas duplas ligações,
quando então são designados diolefinas ou dienos. Sua origem vem dos processos físico-
químicos realizados durante o refino, como o craqueamento (quebra de moléculas maiores para
a formação de compostos com moléculas menores). Possuem características e propriedades
diferentes dos hidrocarbonetos saturados (alcanos). Os hidrocarbonetos insaturados com ligação
tripla são chamados de alcinos e não são comuns no petróleo.
Quanto maior o número de carbonos na cadeia, maior será a temperatura de ebulição.
C1 – C4: hidrocarbonetos gasosos – ex.: metano; etano, propano, butano.
C5 – C17: hidrocarbonetos líquidos – ex.: pentano, hexano, heptano, octano etc.;
> C18: hidrocarbonetos. – ex.: n-tricontano (composto com 30 átomos de carbono)
Os cortes de petróleo referentes à nafta apresentam uma pequena proporção de compostos
aromáticos de baixo peso molecular (benzeno, tolueno e xileno).
Dependendo da proporção dos vários tipos de hidrocarbonetos na sua composição, o óleo se
mostra mais adequado para a produção de um ou outro derivado (produto final do uma
refinaria). Por exemplo: a Refinaria REDUC (localizada no município de Duque de Caxias-RJ),
que produz lubrificantes para todo o mercado nacional, importa o petróleo Árabe Leve, que é
um óleo de base parafínica.
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1.3 - OS NÃO HIDROCARBONETOS
Além dos hidrocarbonetos o petróleo contém os chamados não hidrocarbonetos, que abrangem:
- substâncias constituídas predominantemente de carbono e hidrogênio, mas que contêm
heteroátomos em suas estruturas. Estas são consideradas contaminantes, em vista dos
efeitos indesejáveis que podem causar: exemplo - emissão de poluentes; redução de
desempenho dos derivados; corrosão nas unidades de processo de refino;
- frações denominadas de asfaltenos e resinas, constituídas de agregados moleculares de
elevada massa molecular, alta complexidade estrutural e teores elevados de heteroátomos
(enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais). Essas frações são os principais constituintes do
asfalto e dos óleos combustíveis pesados.
- contaminantes inorgânicos – água, sais, sulfeto de hidrogênio (H2S). Embora a água e
os sais não sejam componentes intrínsecos do petróleo, sempre o acompanham no
processo de produção.
1.4 - ALGUMAS CONSIDERAÇÕES SOBRE OS CONTAMINANTES
Os chamados “contaminantes” são impurezas dissolvidas no óleo (ou parte integrante do
mesmo), sendo formado por compostos com a presença enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais.
O enxofre (S) é o contaminante de maior predominância no óleo (3º elemento mais abundante),
variando entre 0,5% e 4,0% em massa. Ocorre na forma de mercaptans, sulfetos, polissulfetos,
ácido sulfídrico (H2S), enxofre elementar (muito raro) entre outros compostos.
Os contaminantes sulfurados causam problemas no manuseio (redução de eficiência dos
catalisadores nas refinarias), transporte (corrosão de oleodutos e gasodutos) e no uso dos
derivados (causam poluição ambiental – emissão de gases SOX - óxidos de enxofre), e,
determinam cor e cheiro de produtos finais.
De acordo com o teor de enxofre o óleo é classificado em:
a) óleos doces: apresentam baixo teor de enxofre (menos de 1,0% de sua massa);
b) óleos meio ácidos ou azedos: teor de enxofre entre 1 e 2,5%;
c) óleos ácidos ou azedos: apresentam elevado teor de enxofre (acima de 2,5% de sua
massa).
Os compostos sulfurados se concentram nas frações mais pesadas do petróleo.
Contaminantes nitrogenados - Os óleos têm teor médio de 0,17%, em base mássica, de
compostos nitrogenados (que contêm Nitrogênio - N). Consideram-se como altos os teores
acima de 0,25% em peso. Os compostos nitrogenados se apresentam em sua totalidade na forma
orgânica (piridinas, quinilinas, pirróis, compostos policíclicos etc.). São responsáveis pelo
“envenenamento” dos catalisadores nos processos de refino. Aumentam a capacidade de o óleo
reter água em emulsão. Tornam instáveis os produtos do refino, formando gomas e alterando a
sua coloração. São responsáveis também pela emissão de gases poluentes – NOX. (óxidos de
nitrogênio).
Contaminantes oxigenados - Os compostos oxigenados aparecem na forma complexa, como
ácidos carboxílicos, ácidos naftênicos, fenóis, cresóis, ésteres, aminas, cetonas e
benzofuranos. Tendem também a se concentrar nas frações mais pesadas do petróleo, afetando
a acidez, o odor e a corrosividade dessas frações. Participam em menos de 1% em massa do
peso do óleo bruto.
Contaminantes metálicos - Os compostos metálicos se apresentam sob duas formas básicas:
como compostos organometálicos (integrantes da composição do óleo) ou como sais
inorgânicos de Na (sódio), Ca (cálcio), Mg (magnésio). Estes últimos não fazem parte do
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petróleo, mas encontram-se dissolvidos ou dispersos na água emulsionada (água misturada ao
óleo). Os sais são facilmente removidos no processo de dessalgação, a que o óleo é submetido
antes de entrar nas torres de destilação.
A presença de metais (compostos organometálicos) é, em geral, maior nos petróleos com
maiores teores de asfaltenos. Os metais que usualmente contaminam o óleo são: Fe, Zn, Cu,
PB, Mo, As, Mn, Cr, Ni e V. Os dois últimos de maior incidência – os teores de níquel e
vanádio variam no petróleo entre 1mg/kg e 150 mg/kg e entre 1 mg/1.200 mg/kg,
respectivamente, sendo usuais os valores médios de 18 mg/kg para o níquel e de 63 mg/kg para
o vanádio. São responsáveis pelo “envenenamento” dos catalisadores e o vanádio além de
atacar os tubos dos fornos, catalisa a formação de H2SO4 (ácido sulfúrico) em meio aquoso.
1.5 - OUTROS CONTAMINANTES INORGÂNICOS
O petróleo cru, na fase de extração do poço produtor, apresenta também outras impurezas
(águas, argilas, areias, sedimentos), que acompanham o cru nas suas jazidas. Esses
contaminantes externos demandam um processo de separação primário do óleo cru, antes de sua
chegada à refinaria.
2 – ORIGEM DO PETRÓLEO
A origem do petróleo está ligada à decomposição dos
seres que compõem o plâncton – organismos em
suspensão encontrados nas águas doces e salgadas,
tais como: protozoários, celenterados e outros. A
decomposição é causada pela pouca oxigenação e
pela ação de bactérias.
Após a sua decomposição, ao longo de milhões de
anos, esses seres foram se acumulando no fundo de
mares e lagos, sucessivamente pressionados pelos
movimentos da crosta terrestre até se transformarem
nesta substância oleosa que é petróleo.
O petróleo, por sua vez, não permanece na rocha em que foi gerado, mas desloca-se da rocha
matriz até encontrar um terreno apropriado para se concentrar. Estes terrenos são denominados
bacias sedimentares e são formados por camadas ou lençóis porosos de areia, arenitos ou
calcários. O petróleo aloja-se ali, ocupando os poros rochosos na forma de “lagos”, as
conhecidas jazidas petrolíferas. Nesse local é encontrado o gás natural, na parte mais alta,
petróleo e água nas partes mais baixas.
Após a extração do petróleo bruto faz-se necessária à separação da água, óleo, gás e sólidos,
processo que ocorre em estações ou na própria unidade de produção. Em seguida ocorre o
processamento e refino da mistura de hidrocarbonetos com vistas à obtenção dos componentes
que serão utilizados nas mais diversas aplicações, tais como, combustíveis, lubrificantes,
plásticos, fertilizantes, medicamentos, tintas e tecidos.
3 - CLASSIFICAÇÃO DO PETRÓLEO E SUAS APLICAÇÕES:
a) Petróleos parafínicos: boa qualidade na produção de querosene, óleo diesel e
lubrificantes. Má qualidade para a produção de gasolina.
b) Petróleos aromáticos: boa qualidade na produção de gasolina e solventes. Má
qualidade para a produção de querosene e óleo diesel.
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c) Petróleos naftênicos: boa qualidade na produção de gasolina, lubrificantes e asfalto.
Má qualidade para a produção de querosene e óleo diesel.
Petróleo por origem
a) Petróleo baiano – base parafínica;
b) Petróleo árabe – base mista (mistura de hidrocarbonetos parafínicos e naftênicos, com
propriedades intermediárias);
c) Petróleo californiano – base naftênico;
d) Petróleo japonês – base aromática.
4 - REFINO DO PETRÓLEO
4.1 - INTRODUÇÃO - O petróleo, no estado
em que é extraído do solo, tem pouquíssimas
aplicações. Para o aproveitamento energético e
não energético adequado do petróleo deve-se
submetê-lo a processos de separação,
conversão e tratamentos.
Uma refinaria de petróleo pode destinar-se a
dois objetivos básicos:
- produção de combustíveis e
matérias-primas petroquímicas;
- produção de lubrificantes básicos e
parafinas.
O primeiro objetivo constitui a maioria dos casos, vez que a demanda de combustíveis é
muitíssimo maior que a de outros produtos, a exemplo de GLP, gasolina, diesel, querosene, óleo
combustível, entre outros. Todas as refinarias brasileiras encontram-se neste grupo.
O segundo objetivo, constitui-se num grupo minoritário, e visa maximizar a produção de frações
básicas de lubrificantes e parafinas. Estes produtos têm valores agregados cerca de duas a três
vezes maiores que os combustíveis, e conferem alta rentabilidade aos refinadores. No Brasil não
há nenhuma refinaria dedicada exclusivamente à produção de lubrificantes e parafinas. No
entanto, existem conjuntos dentro das refinarias brasileiras que funcionam dedicadas a produzir
esses produtos. É o caso da REDUC-RJ (Refinaria Duque de Caxias), RLAM-BA (Refinaria
Landulpho Alves – Mataripe) e LUBNOR-CE (Lubrificantes Nordeste).
As técnicas de refino mais utilizadas para obtenção dos derivados de petróleo são: a destilação
atmosférica; a destilação a vácuo; o craqueamento térmico; a alquilação; e, o
craqueamento catalítico.
Nas refinarias, o petróleo é submetido a diversos processos pelos quais se obtém grande
diversidade de derivados: GLP – Gás Liquefeito de Petróleo (gás de cozinha); nafta
petroquímica, gasolina, solventes, óleo diesel, querosene de aviação, óleo combustível,
lubrificantes e asfalto.
4.2 - TIPOS DE PROCESSOS DESENVOLVIDOS EM UMA REFINARIA
Os processos em uma Refinaria podem ser classificados em quatro grandes grupos:
a) processos de separação;
b) processos de conversão;
c) processos de tratamento;
d) processos auxiliares
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Passaremos a analisar a seguir cada um desses processos.
4.3 - PROCESSOS DE SEPARAÇÃO: têm por objetivo fracionar o petróleo ou outra corrente
intermediária empregando um processo físico de separação (temperatura, pressão e
solubilidade), escolhido de acordo com as propriedades da corrente que se deseja fracionar. A
propriedade mais comumente utilizada é a diferença nos ponto de ebulição dos componentes da
carga ou a diferença de solubilidade desses componentes em um solvente.
Não há reações químicas nesses processos. Todas as moléculas presentes na corrente de carga
da unidade estão presentes no somatório das correntes de saídas, sendo teoricamente possível
reconstituir a carga a partir dos produtos.
TIPOS DE PROCESSOS DE SEPARAÇÃO:
Destilação: é o processo básico de separação do petróleo. As frações presentes no petróleo são
separadas com base na diferença de suas temperaturas de ebulição. As operações de destilação
são realizadas em equipamentos específicos, designados por torres (ou colunas) de destilação.
Comumente, há dois tipos principais de unidades de destilação nas refinarias de petróleo.
Unidade de destilação atmosférica: fraciona o petróleo em correntes de GLP,
naftas, querosene, gasóleos atmosféricos e resíduo atmosférico (RAT). Estas
correntes, na maior das vezes, necessitam passar por processos adicionais de
tratamento e estabilização antes de serem enviadas aos tanques de
armazenamento.
Unidade de destilação a vácuo: fraciona a corrente menos volátil. Tem como
carga o RAT (Resíduo Atmosférico). Produz gasóleos de vácuo e o resíduo de
vácuo (RV).
Os agentes responsáveis pelas operações de destilação são físicos, por ação de energia (na forma
de modificações de temperatura e/ou pressão).
As primeiras refinarias construídas no mundo eram na verdade destilarias, porque as diferentes
propriedades do petróleo não eram conhecidas.
A destilação pode ser feita em várias etapas e em diferentes níveis de pressão, conforme o
objetivo que se deseje.
O petróleo cru, antes de ingressar na torre destilação atmosférica é pré-aquecido e passa por um
processo de dessalinização para a remoção de sais, água e suspensões de partículas sólidas. A
destilação atmosférica ocorre a uma temperatura máxima de 400 ºC para evitar a formação
indesejável de produtos de craqueamento térmico (quebra de moléculas constituintes do
petróleo cru).
Em condições de pressão próxima à atmosférica, obtém-se óleo diesel, querosene e nafta pesada
como produtos laterais de uma torre de destilação. Nafta leve e GLP são produtos de topo.
Como produto de fundo, obtém o resíduo atmosférico (RAT), que serve de carga para o
processo de destilação a vácuo, de onde se podem extrair frações importantes.
a) destilação;
b) desfaltação
c) extração de aromáticos;
d) desparafinação
e) adsorção de n-parafinas
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O RAT é um corte de alto peso molecular, que é usado como corrente de alimentação da seção
de destilação a vácuo, em que se trabalha a pressões subatmosféricas com o objetivo de gerar
óleos lubrificantes básicos e gasóleos para carga da unidade de craqueamento catalítico
(processo de conversão que será tratado abaixo, no item 4.5.4).
O produto de fundo da destilação a vácuo é composto de hidrocarbonetos de elevado peso
molecular e impurezas, podendo ser comercializado como óleo combustível ou asfalto.
Fluxograma simplificado dos processos destilação atmosférica e a vácuo que compõem o
esquema de refino do petróleo
Pe Petróleo Tratado
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Torre de Destilação Atmosférica
Gás Combustível GLP Naftas Querosene Gasóleos Atmosféricos
RAT
Processos adicionais de tratamento e estabilização. Misturas (Blends) com outras correntes RAT – Resíduo Atmosférico
Tanques de
Armazenamento de combustíveis
Torre de Destilação a Vácuo
Petróleo Cru Tratado
Gasóleos de Vácuo: leve e pesado Resíduo de Vácuo
Petróleo Cru Tratado
Óleo + Pesado
Correntes de outros processos: desfaltação, UFCC (craqueamento catalítico), Hidrocraqueamento etc.
Óleo
Combustível
Asfalto
Corrente do processo da
Unidade de coqueamento
retardado (UCR)
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Outra representação ilustrativa do refino do petróleo via processo de destilação
atmosférica (destilação fracionada)
No esquema acima, o petróleo cru (ou bruto) entra em uma fornalha (caldeira), onde é aquecido.
A seguir passa para a torre de destilação à pressão atmosférica, onde são separadas as várias
frações (gases, nafta, gasolina, querosene, gasóleo ou diesel, óleo lubrificante, gasóleo pesado).
O resíduo da torre de destilação atmosférica (o RAT) é reaquecido e vai para uma segunda torre
de destilação a vácuo (destilação a pressão reduzida), de onde saem vários óleos lubrificantes
(frações mais pesadas) e o resíduo final, que é o asfalto (betume).
Representação ilustrativa do processo de refino por destilação a vácuo
No esquema acima os produtos resultantes da destilação a vácuo são o gasóleo leve de vácuo
(GLO), o gasóleo pesado de vácuo (GPO) e o resíduo de vácuo (RV). Em regra o GLO (gasóleo
leve) segue para hidrotratamento (para compor os pool’s de diesel e gasolina).
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O GPO (gasóleo pesado) segue para hidrotratamento, hidrocraqueamento ou para craqueamento
catalítico (processos de conversão).
O Resíduo de Vácuo (RV) é destinado para as unidades de viscorredução, de coqueamento, de
produção de betume ou para o pool de escuros da refinaria (óleo combustível, por exemplo).
4.4 - OUTROS PROCESSOS DE SEPARAÇÃO IMPORTANTES (ESQUEMAS
SIMPLIFICADOS)
4.4. 1 - Processo de Desfaltação a solvente
O objetivo desse processo é recuperar do RV (Resíduo de Vácuo) uma fração mais leve e com
menor teor de contaminantes – o óleo desfaltado (ODES). Neste processo é gerado também o
resíduo asfáltico (asfalto).
A desfaltação é um processo baseado na diferença de solubilidade entre as frações ODES e
Resíduo Asfáltico. Utiliza como solvente principalmente o propano líquido a alta pressão como
agente de extração. São usados também o butano e o pentano.
O ODES pode ser carga da unidade de craqueamento catalítico fluido (FCC) ou do
hidrocraqueamento [que são processos de conversão], elevando a geração de combustíveis.
Pode ser também carga da unidade de lubrificantes, dando origem aos óleos básicos
lubrificantes, elevando assim a rentabilidade do refino.
O Resíduo Asfáltico (RASF) pode ser usado na formulação de cimento asfáltico de petróleo
(CAP) ou diluído com correntes mais leves para compor o óleo combustível.
Esquema representativo do processo de desfaltação que usa o propano com solvente.
4.4.2 - Processo de extração de aromáticos (desaromatização)
Este processo tem duas aplicações principais:
- A recuperação dos compostos aromáticos de uma corrente de nafta proveniente de uma
unidade de reforma catalítica (URC), rica em hidrocarbonetos aromáticos leves, ou seja,
benzeno, tolueno e xilenos (BTXs), os quais são importantes matérias-primas para
indústria de segunda geração petroquímica, podendo atingir preços de mercado superiores
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ao da nafta. A corrente desaromatizada, após remoção do solvente, pode ser
comercializado como nafta petroquímica; utilizada na formulação de gasolina; ou ainda
fracionada para a produção de solventes parafínicos (ex. o n-hexano).
- A remoção de aromáticos das frações lubrificantes (desaromatização), com o objetivo de
aumentar o índice de viscosidade do produto. Neste caso o produto principal do processo
é o óleo desaromatizado, sujeito ainda a posterior processamento. O subproduto é o
extrato aromático, um material viscoso, que pode ser usado como óleo extensor de
borracha sintética, ser adicionado ao óleo combustível ou ainda ser componente da carga
da unidade de coqueamento retardado (processo de conversão).
Neste processo são utilizados solventes. Na extração de aromáticos da nafta de reforma
catalítica (processo de conversão), os solventes mais utilizados são o tetraetilenoglicol, a n-
metilpirrolidona (NMP), o sulfonale ou a n-formilmorfolina (NMF). No processo de
desaromatização se emprega como solvente o furfural, a n-metilpirrolidona (NMP) ou o fenol,
esse último em desuso.
Esquema representando o processo de Desaromatização para a produção de óleos lubrificantes
Esquema representando o processo de recuperação de aromáticos visando à produção de
aromáticos leves (Benzeno, Tolueno e Xileno - BTX), destinados à indústria petroquímica.
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4.4.3 - Processo de desparafinação
Este processo visa à produção de óleos básicos lubrificantes via redução do teor de
hidrocarbonetos parafínicos de cadeia linear (n-parafinas), ou pouco ramificada e de alta mossa
molar. Conferem ao óleo lubrificante ponto de fluidez. A remoção é feita com o uso de
solventes a baixas temperaturas. O solvente mais utilizado, em nível mundial, é constituído de
uma mistura de metiletilcetona (MEC) e tolueno. No Brasil atualmente é utilizado um solvente
puro, metilisobutilcetona (MIBC).
O processo produz as seguintes correntes: o óleo desparafinado e a parafina oleosa.
O óleo desparafinado passa por um processo de recuperação do solvente e é enviado ao
processo de hidrotratamento. A parafina oleosa pode ter dois destinos:
- sofrer posterior processamento, com o propósito de produzir parafinas comerciais;
- ser adicionado ao gasóleo que será processado no craqueamento catalítico ou no
hidrocraqueamento (processos de conversão)
Esquema representando a desparafinação que tem como carga o Óleo Desaromatizado – integrante da Unidade de produção de lubrificantes. 4.4.4 - Processo de desoleificação
Este processo é empregado para a purificação da parafina oleosa. Consiste na remoção de:
- compostos parafínicos com pontos de fusão entre -3ºC e 30ºC, os quais não se
enquadram nem como óleo lubrificante nem como parafina dura;
- fração oleosa ocluída nos cristais de parafina.
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Esse processo é realizado a temperaturas positivas (em torno de 20ºC), visando especificar a
parafina quanto ao ponto de fusão, penetração e teor de óleo.
Os produtos obtidos na desoleificação são:
- a parafina dura, que, depois dessa operação, é processada na unidade de
hidrotratamento, onde, por fim, é especificada nos requisitos de cor e teores de
contaminantes, principalmente de compostos aromáticos (as parafinas duras são
utilizadas, por exemplo, na produção de velas);
- a parafina mole, produto mais nobre, que por se tratar de um gasóleo, normalmente é
enviada à unidade de craqueamento catalítico depois da remoção do solvente (MIBC).
Esta pode ainda ser aproveitada para a produção de óleos, geleias, vaselinas e outros
produtos farmacêuticos.
Esquema representando o processo de desoleificação a MIBC, que tem como carga a parafina
oleosa.
4.4.5 - Processo de adsorção de n-parafinas
É um processo de separação que visa, principalmente, a remoção de hidrocarbonetos parafínicos
lineares contidos na fração de querosene obtido na destilação. Tais hidrocarbonetos embora
configurem excelente qualidade ao querosene de iluminação, são prejudiciais ao querosene de
aviação, por elevarem seu ponto de congelamento, quando presentes em teores elevados.
O processo de baseia na adsorção das cadeias lineares presentes no querosene através de sua
passagem em fase gasosa por um leito de peneira molecular que captura as n-parafinas,
permitindo a passagens dos demais compostos presentes no querosene. Os hidrocarbonetos
adsorvidos são removidos do leito com auxílio de um diluente e passam pelas seguintes etapas:
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separação do diluente, hidrotratamento (para redução dos teores de aromáticos e de enxofre) e
fracionamento em uma coluna de destilação para a obtenção da fração de interesse.
As n-parafinas removidas são valiosas matérias-primas para a indústria petroquímica,
especificadamente para a produção de detergentes biodegradáveis.
As n-parafinas são hidrocarbonetos de 10 a 13 átomos de carbono que entram na fabricação do
produto conhecido como LAB (linear alquibenzeno), que é intermediário petroquímico básico
para a produção do LAS (linear alquibenzenossulfonado), o precursor do tensoativo mais
utilizado na formulação de detergentes (o LASNa - linear alquibenzenossulfonado de sódio).
* Fluxograma representando o processo de adsorção de n-parafinas.
Frações de querosene de destilação
*Processo de
Adsorção de n-parafinas
Querosene de aviação
de melhor qualidade
n-parafinas
Matéria-prima da
indústria de
detergentes
biodegradáveis
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4.5 - PROCESSOS DE CONVERSÃO NO REFINO DE PETRÓLEO
Esse grupo de processos se distingue dos processos físicos de
separação por temperatura, pressão e solubilidade, por promoverem
reações químicas com o objetivo de obter misturas de
hidrocarbonetos de possuam maior interesse econômico. As reações
químicas são promovidas mediante ação conjugada da temperatura e
da pressão, na presença do meio reacional conveniente. Em muitos
casos são empregados catalisadores específicos para cada tipo de
reação, que são substâncias que possuem ação determinante no
aumento da velocidade com que as reações ocorrem. Os processos
que fazem uso dos catalisadores são conhecidos como processos
catalíticos, em oposição aos não catalíticos ou térmicos, nos quais as
reações ocorrem sob efeito apenas das condições adequadas de
temperatura, pressão e tempo de reação.
Através do processo de craqueamento (cracking, em inglês), as frações mais pesadas (moléculas
maiores) do petróleo são transformadas (quebradas) em frações mais leves (moléculas menores),
por aquecimento (craqueamento térmico) e por aquecimento e catalisadores (craqueamento
catalítico).
O craqueamento é um processo complexo. A quebra de um alcano de molécula grande produz
vários compostos de moléculas menores – alcanos “leves” e “médios”, alcenos, inclusive
carbono e hidrogênio – que são separados posteriormente. Desse processo se originam inúmeros
produtos que servem como matéria-prima para outras indústrias. Por exemplo: com o C2H4
(eteno) é fabricado o polietileno, um dos plásticos mais usados no mundo.
Outro processo de refino aplicado sobre as frações mais pesadas do petróleo, originárias da
destilação atmosférica e da destilação a vácuo, é a reforma catalítica (reforming, em inglês).
Através da reforma catalítica (aquecimento das frações mais pesadas com catalisadores
apropriados), há a transformação de hidrocarbonetos de cadeia normal em hidrocarbonetos
ramificados, cíclicos e aromáticos, contendo em geral o mesmo número de átomos de carbono.
Esse processo é muito importante para melhorar, por exemplo, a qualidade da gasolina
automotiva, pois os hidrocarbonetos ramificados, cíclicos e aromáticos melhoram a desempenho
dessa fração do petróleo nos motores ciclo Otto (motores à gasolina e etanol).
Nos processos de craqueamento as reações podem produzir moléculas menores quando ocorre
quebra das moléculas da carga: este é o objetivo dos processos de coqueamento retardado e do
craqueamento catalítico fluido (FCC).
Pode ser, porém, que o interesse seja de criar moléculas maiores a partir da combinação de
moléculas menores, como é o caso da alquilação catalítica.
Além desses dois casos podem também ocorrer mudanças no arranjo interno da molécula, sem
quebra ou aumento da cadeia carbônica, como nas reações de isomerização.
Os processos de conversão são, geralmente, de elevada rentabilidade, principalmente quando
transformam frações de baixo valor comercial (gasóleos de vácuo e resíduos), em outras de
maior valor (GLP, naftas, querosene, óleo diesel, lubrificantes ou petroquímicos básicos). São
classificados como “processos de fundo de barril”, porque permitem maior aproveitamento do
petróleo, com mínima produção de óleo combustível e asfalto. Apesar da implantação de
unidades de conversão exigir investimentos elevados, o tempo de retorno do capital investido
nos processos de conversão é baixo comparativamente aos processos de separação física.
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Esquema representando os processos de conversão Térmicos e Catalíticos. Passaremos a analisar cada um dos principais processos de conversão nas linhas abaixo.
PROCESSOS TÉRMICOS DE CONVERSÃO
4.5.1 - Craqueamento térmico
É o mais antigo dos processos de conversão. Seu aparecimento data do início século XX quando
a indústria automobilística viveu a sua primeira fase de crescimento, tendo uma importância
relevante na produção de gasolina até o início dos anos de 1950, quando entrou em
obsolescência em virtude da substituição pelo processo de craqueamento catalítico fluido
(FCC). Esse processo tem por finalidade quebrar moléculas presentes no gasóleo de vácuo ou
no resíduo atmosférico por meio de elevadas temperaturas (até 500ºC) e pressões de 1,5 Mpa
(Megapascal) a 2,0 Mpa, visando produzir frações combustíveis líquidas, principalmente GLP,
gasolina e diesel. Gera os seguintes subprodutos: gás combustível e óleo residual, utilizado
como óleo combustível. Ocorre também a formação de coque (produto sólido de cor negra e
forma aproximadamente granular – que é composto essencialmente de carbono sólido com
teores variáveis de impurezas).
Uma variante desse processo de operação ainda hoje viável é o processo de craqueamento
térmico brando (CTB) cujo objetivo é maximizar diesel, em vez de gasolina e GLP. A formação
de coque é reduzida, possibilitando maiores ganhos.
Esquema representando o processo de craqueamento térmico
16
4.5.2 - Viscorredução
Este processo tem por objetivo reduzir, através da ação térmica, a viscosidade de um resíduo
que será usado como óleo combustível, por meio da quebra de suas moléculas mais pesadas,
tornando desnecessária a adição de frações intermediárias para a redução da viscosidade.
As condições operacionais são brandas em relação às do craqueamento térmico convencional,
para evitar a formação excessiva de coque.
Ocorre formação de uma quantidade de hidrocarbonetos na faixa do diesel e do gasóleo que, não
sendo removidos, entrem como diluentes do resíduo processado, reduzindo sua viscosidade. Gás
combustível, GLP e nafta também são produzidos, porém em menor escala.
Trata-se também de um processo obsoleto, em função do alto custo operacional e baixa
rentabilidade.
Esquema representando a viscorredução, que hoje se encontra obsoleto.
4.5.3 - Coqueamento retardado (UCR)
A unidade de coqueamento retardado (UCR) tem como carga principal um resíduo,
normalmente de vácuo que, submetido à alta temperatura (485ºC) por um pequeno intervalo de
tempo, é craqueado, ou seja, sofre uma intensa quebra de moléculas de alta massa molecular,
produzindo gases (GLP e gás de refinaria), naftas, gasóleos e coque. O objetivo da unidade
UCR é converter resíduos de petróleo em unidades de maior valor agregado.
As principais vantagens desse processo são:
- aumento da conversão de petróleos pesados, agregando valor a petróleos nacionais;
- aumento da produção de óleo diesel;
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- consumo do resíduo de vácuo, base para a formulação do óleo combustível, cuja
demanda tende a se reduzir cada vez mais;
- aumento da margem de refino das refinarias;
- tecnologia em constante evolução, desde 1920.
O coque de petróleo é um produto que passou a ser do maior interesse, a dependendo de sua
qualidade, associada ao teor de asfaltenos e aromáticos da carga, a exemplo do coque agulha.
Esse produto encontra aplicação como combustível (na indústria de cimento e na indústria
siderúrgica), e como matéria-prima para a obtenção de eletrodos.
A crise do petróleo na década de 1970 trouxe uma crescente importância para esse processo,
uma vez que ele transforma uma fração de baixo valor agregado, o resíduo de vácuo (RV), em
outras, de maiores valores comerciais, como o GLP, a nafta e o óleo diesel.
Existem hoje várias unidades de coqueamento retardado (UCR) de médio e grande portes
instaladas nas refinarias brasileiras.
O projeto de uma unidade de coqueamento pode visar à produção máxima de determinado corte,
segundo a aplicação correta de níveis de pressão, temperatura e reciclos.
Esquema representando uma unidade de coqueamento retardado (UCR)
PROCESSOS DE CONVERSÃO CATALÍTICOS
4.5.4 - Craqueamento catalítico em leito fluidizado (FCC – Fluid Catalystic Cracking)
O FCC é considerado primordialmente um processo de quebra molecular, tendo como principal
carga gasóleos produzidos na unidade de destilação a vácuo. Pode-se ainda usar como carga
adicional o óleo desfaltado. Por meio de severas condições de temperatura, em presença de
catalisador, as moléculas da carga são descompostas em outras mais simples, produzindo gás
combustível, GLP, nafta, gasóleo leve e óleo decantado (fração residual). As reações geram
também coque, que se deposita no catalisador, e é queimado na etapa de regeneração do mesmo.
18
O catalisador empregado nesse processo é constituído por um pó fino de alta área superficial, à
base de sílica (SiO2) e alumina (Al2O3).
Há projetos que contemplam a utilização do RAT (resíduo atmosférico) como carga, desde que
a carga combinada atenda aos limites do projeto da unidade quanto ao teor de asfaltenos e de
metais.
O desenvolvimento do FCC de seu um pouco antes da 2ª Guerra Mundial, devido à grande
necessidade dos aliados de suprir suas tropas com gasolina e produtos petroquímicos.
O FCC tem alto rendimento em GLP e gasolina, de melhor qualidade (alta octanagem), obtida
na faixa de 50% a 60% em volume da carga processada.
Apesar do alto investimento de instalação requerido, o FCC é extremamente atrativo, em face
do alto rendimento em frações leves, de alto valor comercial. Além disso, o tempo de retorno do
empreendimento é muito baixo.
Esquema representando o processo geral de tratamento catalítico, onde se destaca a produção de
GLP e Nafta de Craqueamento, destinada ao pool de gasolina. Há também produção de diesel (óleo
leve/LCO).
4.5.5 - Hidrocraqueamento catalítico (HCC - Hydrocatalytic Cracking)
O HCC é um processo que consiste na quebra de moléculas existentes na carga, em presença de
hidrogênio, por ação conjugada do catalisador, em altas temperaturas e pressões. Ao mesmo
tempo em que ocorrem quebras, acontecem reações de hidrogenação das moléculas.
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A presença do hidrogênio tem a finalidade de reduzir a deposição de coque sobre o catalisador,
hidrogenar os compostos aromáticos polinucleados, facilitando a sua decomposição e
hidrogenar olefinas e diolefinas que se formam no processo de craqueamento, aumentando a
estabilidade dos produtos finais.
As severas condições possibilitam também a hidrogenação dos compostos dos compostos de
enxofre e nitrogênio, os eliminado dos produtos finais.
O HCC é um processo que concorre com o FCC pela carga do gasóleo de vácuo. Sua grande
vantagem é a versatilidade do processo que permite operar com cargas que variam desde naftas
até gasóleos pesados, maximizando a fração que se deseja (nafta petroquímica, QAV –
querosene de aviação, óleo diesel, gasolina ou lubrificantes).
O processo tem alto rendimento na produção de gasolina de boa octanagem e óleo diesel.
Ocorre também a produção de uma quantidade volumosa da fração GLP. Além disso, o HCC
complementa o FCC, com a conversão de cargas que não podem ser tratadas neste processo
(resíduos de vácuo, gasóleos de reciclo, extratos aromáticos, dentre outras).
A grande desvantagem do processo consiste nas elevadas pressões e temperaturas reacionais que
obrigam a ter equipamentos de grande porte, com metalurgia dispendiosa. Também há a
necessidade de implantação, em paralelo, de uma unidade de geração de hidrogênio, capaz de
suprir as reações de hidrocraqueamento (processo intensivo em consumo de hidrogênio) e de
recuperação de enxofre. A unidade de HCC demanda um elevado investimento.
Os catalisadores empregados em HCC: óxido de níquel-molibdênio (NiO-MoO) ou óxidos de
níquel-tungstênio (NiO-WO3), sobre um suporte de sílica-alumina (SiO2-Al2O3).
Os processos são semelhantes entre si e podem funcionar segundo a natureza da carga e o
objetivo da produção. Pode-se trabalhar visando à maximização de cortes de GLP, gasolina,
querosene de jato ou diesel.
Esquema representando o processo de hidrocraqueamento catalítico (HCC), em duas etapas.
Como variante do processo de HCC temos o processo de Hidrocraqueamento Catalítico
Brando (MHC – Mild Hydrocatalytic Cracking), que opera em condições bem mais suaves,
principalmente em relação à pressão.
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O processo é vantajoso por permitir a produção de grandes volumes de óleo diesel sem gerar
grandes quantidades de gasolina, a partir de uma carga de gasóleo convencional. É um processo
também de elevado investimento, sendo um pouco mais barato que o HCC.
4.5.6 - Alquilação ou alcoilação catalítica
É um processo que se baseia na junção de duas moléculas leves para a formação de uma terceira
de maior cadeia. Na indústria do petróleo essa rota é usada desde 1932 para a produção de
gasolina de elevado número de octano, a partir de componentes presentes no GLP. O tipo de
catalisador utilizado depende da tecnologia empregada, e os mais utilizados são os catalisadores
de caráter ácido, como o ácido fluorídrico (HF) ou o ácido sulfúrico (H2SO4).
O processo envolve a utilização de uma isoparafina, geralmente o isobutano, presente no GLP,
combinado a olefinas, tais como o propeno, os butenos e os pentenos.
O produto principal (alquilado) é encaminhado para a formulação de gasolina de aviação ou da
gasolina automotiva de elevado número de octano. A unidade também produz em menor
quantidade, nafta pesada, propano e n-butano de alta pureza, que podem ser vendidos
separadamente para usos especiais ou incorporados ao GLP. No que se refere à produção de
gasolina de elevado número de octano, pode-se dizer que este é um processo largamente
utilizado em países cuja demanda por gasolina é elevada e, onde se tem disponibilidade de GLP,
matéria-prima essencial do processo.
Permite a síntese de compostos intermediários de grande importância petroquímica, como o etil-
benzeno (para a produção de poliestireno), o isopropil-benzeno (para produzir fenol e acetona) e
o dodecil-benzeno (matéria-prima de detergentes).
Esquema representando o processo de alquilação catalítica
4.5.7 - Reforma ou reformação catalítica
O processo tem por objetivo transformar uma nafta rica em hidrocarbonetos parafínicos ou
naftênicos em outra, rica em hidrocarbonetos aromáticos (nafta de reforma). O processo foi
desenvolvido em 1940 e emprega alta temperatura (em torno de 500ºC), pressões que variam
21
dependendo da tecnologia empregada e um catalisador à base de metais nobres (ex. platina,
rênio, ródio ou germânico).
O processo pode ter dois objetivos: a produção de gasolina de elevado número de octano ou a
produção de hidrocarbonetos aromáticos leves (benzeno, tolueno e xilenos).
O principal produto do processo é a nafta rica em hidrocarbonetos aromáticos (nafta reformada),
mas o processo gera também em menores quantidades, gás combustível, GLP, coque e uma
corrente rica em hidrogênio (insumo para as unidades de hidrotratamento).
No cenário atual existe uma crescente necessidade de melhoria da gasolina, em termos de
redução do teor de enxofre e de olefinas. As naftas disponíveis para a formulação de gasolinas
com baixos teores desses componentes são:
- as naftas destiladas, dessulfurizadas, de baixo número de octano e baixo teor de
olefinas;
- a nafta oriunda da UFCC (nafta craqueada), que passa por um processo de
hidrodessulfurização seletiva, de forma a ter baixo teor de enxofre e elevado número de
octano (alto teor de olefinas);
- a nafta produzida na unidade de coqueamento retardado (nafta de coqueamento) que
depois de hidrotratada possui baixo teores de enxofre e olefinas e baixo número de
octano.
É nesse cenário que se justifica o investimento em unidades de reforma catalítica, pois a nafta
reformada, de alto número de octano, permite que a refinaria formule gasolina com baixo teores
de enxofre e de olefinas, mantendo-se o número de octano requerido para os motores do ciclo
Otto (motores a gasolina e etanol).
Esquema representando o processo de reforma catalítica
5 - PROCESSOS DE TRATAMENTO DE DERIVADOS DE PETRÓLEO
INTRODUÇÃO - Esses processos são utilizados para melhorar a qualidade dos derivados. São
conhecidos também como processos de acabamento. Assim como os processos de conversão,
22
eles são de natureza química, embora seus objetivos não sejam provocar profundas
modificações nas frações, mas sim eliminar os contaminantes presentes e estabilizar
quimicamente o produto acabado.
As quantidades e os tipos de impurezas existentes nos produtos são bastantes variáveis,
diferindo conforme o tipo de petróleo e o processo que os produziu. Pode-se se afirmar que a
quantidade de impurezas é significadamente maior nas frações mais pesadas do petróleo,
dificultando a sua remoção.
Para as frações mais leves são empregados processos de tratamento chamados de convencionais
que não requerem condições operacionais severas e são relativamente simples em termos de
equipamentos e de operação. Esses processos são usados principalmente para a redução do teor
de enxofre dessas frações e a consequente eliminação da corrosividade. Nessa categoria estão os
processos de tratamento com aminas e os tratamentos cáusticos, quando aplicados ao gás
combustível e ao GLP.
Para a adequação das frações leves e médias (naftas, querosene e diesel) ou pesadas (gasóleos,
lubrificantes, resíduos) os tratamentos convencionais mostram-se ineficazes para a remoção dos
contaminantes. É necessário lançar mão dos processos de hidrotratamento ou de
hidroacabamento, de maior eficiência, mas que operam em condições mais severas de
temperatura e pressão, apresentando custos operacionais mais elevados e necessitando de
maiores investimentos. Em função das exigências ambientais, que implicam em expressiva
redução dos contaminantes nos derivados, esses processos tornam-se imprescindíveis ao refino
moderno.
5.1 - TRATAMENTOS CONVENCIONAIS
5.1.1 - Tratamento com aminas
É um processo específico de remoção de H2S (gás sulfídrico) de frações leves do petróleo, como
o gás combustível e o GLP. Desenvolvido em 1930 é ainda largamente utilizado hoje.
Dependendo da amina é também removido o CO2 que eventualmente esteja presente na corrente
gasosa. As aminas de maior utilização são a monoetanolamina (MEA), a dietanolamina (DEA) e
a metildietanolamina (MDEA).
A grande vantagem desse processo consiste na capacidade de regenerar a amina e o produto
dessa regeneração é uma corrente de gás ácido, rica em H2S, aproveitada para a produção de
enxofre em uma unidade de recuperação de enxofre (URE).
A presença desse tipo de tratamento é obrigatório junto às unidades de FCC, coqueamento
retardado e hidroprocessamento, onde são geradas correntes gasosas com elevadas
concentrações de H2S, sendo imperiosa a sua redução.
Esquema representando o tratamento DEA de uma corrente de GLP ácido
23
5.1.2 - Tratamento cáustico
O objetivo desse tratamento é a eliminação de compostos ácidos de enxofre, tais como o H2S e
os mercaptanos (RSH) de baixa massa molecular, presentes principalmente no gás combustível
e no GLP, utilizando uma solução aquosa de soda cáustica (NaOH). Compostos sulfurados
diferentes desses mencionados não podem ser removidos por esta rota.
Uma das desvantagens do processo é o elevado consumo de soda cáustica, que mesmo sendo
um insumo de baixo custo, a depender do teor de contaminantes e da vazão da carga processada,
pode se constituir num fator de elevado custo operacional. Por isso é utilizado apenas para as
frações leves pouco contaminadas ou como pré-tratamento de outros processos.
Para reduzir o consumo de soda e a geração de soda gasta, o tratamento cáustico regenerativo é
usado quando o teor de mercaptanos na carga é elevado. Nessa versão do tratamento, aplicado
ao GLP, à nafta e ao querosene, os mercaptanos (RSH) são transformados em dissulfetos,
regenerando a soda cáustica, que, então, é reutilizada no tratamento. O tratamento cáustico
regenerativo é também conhecido como tratamento MEROX. Utiliza um catalisador
organometálico (ftalcianina de cobalto) em leito fixo ou dissolvido na solução cáustica, de
forma a extrair as mercaptanas dos derivados e oxidá-las a dissulfetos.
Esquema representando o Tratamento Cáustico Regenerativo (Tratamento MEROX) a correntes
de GLP e Nafta
5.2 - PROCESSOS DE HIDROTRATAMENTO (HDT)
Além da redução do teor de enxofre, o hidrotratamento (HDT) pode ser utilizado para a redução
de hidrocarbonetos olefínicos (estabilização) e aromáticos (aumento do número de cetano no
óleo diesel) e para a redução de outros contaminantes como o nitrogênio, o oxigênio e os
metais, dependendo do tipo de carga e do objetivo do tratamento.
O processo foi desenvolvido na década de 1920, na Alemanha, mas sua viabilidade industrial
para tratamento de derivados de petróleo se tornou mais expressiva a partir de 1950, com a
disponibilidade de hidrogênio, subproduto da reforma catalítica.
O uso intensivo de processos de hidrotratamento foi impulsionado nos últimos anos devido a
três fatores:
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- primeiro fator, a pressão da sociedade para a melhoria da qualidade do ar, exigindo
derivados, principalmente gasolina e óleo diesel, com menores teores de enxofre, para
menor emissão de poluentes (SOX);
- segundo fator, a constatação da descoberta de petróleos cada vez mais pesados, com
teores mais elevados de contaminantes, que estão sendo processados nas refinarias
mundiais;
- terceiro fator, é o custo da geração do hidrogênio que se tornou menor nos dias de hoje
devido à maior escala das atuais plantas de geração de hidrogênio e ao uso do gás natural
como matéria-prima, em substituição à nafta.
O processo de HDT abaixo é descrito para óleos lubrificantes básicos, mas pode ser aplicado
aos demais derivados do petróleo, desde a nafta até as frações residuais.
Os catalisadores empregados no processo de HDT possuem alta atividade e vida útil, sendo
baseados principalmente em óxidos ou sulfetos de Ni, Co, Mo, W ou Fe. O suporte do
catalisador, geralmente a alumina, não deve apresentar característica ácida, a fim de se evitarem
as indesejáveis reações de craqueamento.
Esquema representando um processo de hidrotratamento de óleo desparafinado, gerando corrente de óleo
hidrotratado que se destinará a produção de óleos lubrificantes básicos.
6 - PROCESSOS AUXILIARES
São os que se destinam a fornecer insumos à
operação de outros processos, ou aqueles cujo
objetivo e o de tratar correntes efluentes das
operações industriais. Abaixo faremos um
descritivo desses processos de forma resumida.
6.1 - Processo de geração de hidrogênio
Processo que tem se tornado cada vez mais
presente nas refinarias na medida em que tem
crescido a importância das unidades de HDT
25
(hidrotratamento). Sua missão e suprir de hidrogênio essas unidades, complementando o
hidrogênio gerado pela reforma catalítica. O processo mais usual consiste na reação química de
hidrocarbonetos com vapor d’água (processo denominado como reforma a vapor). Essa
reação ocorre à elevada temperatura (+ de 800ºC), com auxílio de catalisadores a base de níquel.
As correntes de hidrocarbonetos mais utilizadas são: gás natural, gás combustível, GLP ou nafta
(hidrocarbonetos leves), sendo preferível o gás natural por sua maior disponibilidade.
6.2 - Processo de recuperação de enxofre
O objetivo da unidade de recuperação de enxofre (URE) é produzir enxofre na sua forma
elementar (S), a partir de uma corrente de gás rica em gás sulfídrico (H2S). O processo consiste
na oxidação parcial do gás sulfídrico com o ar, gerando enxofre e água. A reação é feita em duas
etapas: uma térmica (temperatura maior que 1000 ºC) e outra catalítica (temperatura menor que
300 ºC). O gás ácido é oriundo de diversas fontes:
- gás combustível e GLP oriundos do craqueamento catalítico e do coqueamento
retardado, que possuem altos teores de H2S, o qual é removido pelo tratamento com
aminas, gerando gás ácido;
- as demais frações de petróleo, ao passarem pelo HDT (hidrotratamento), geram gás de
refinaria (por craqueamento), e também H2S, que depois de tratado com aminas, gera gás
ácido;
- a unidade de tratamento de águas ácidas gera como subproduto o gás ácido, neste caso
contaminado com amônia.
6.3 Unidade de águas ácidas
Numa refinaria de petróleo a água (na forma líquida ou a vapor) é muito utilizada para
purificação de alguma corrente e resfriamento. A água em contado com o petróleo, derivados e
seus contaminantes fica “poluída”, gerando as águas ácidas.
São exemplos de unidades geradoras águas ácidas: a destilação, o hidrotratamento, o FCC
(craqueamento catalítico em leito fluidizado) e o coqueamento retardado.
Nas unidades de águas ácidas faz-se a retificação da água com o uso de vapor d’água em
diferentes níveis de pressão, produzindo duas correntes gasosas: uma rica em amônia, que deve
ser queimada em um incinerador de amônia; outra rica em H2S, que contém contaminação
também de amônia (até 10% em volume), que é encaminhada diretamente à unidade de
recuperação de enxofre (URE). A água tratada pode ser reutilizada em novos processos.
7 – BREVE HISTÓRIA DO PETRÓLEO
Desde a antiguidade o petróleo já era
conhecido pelo homem. Mas a sua
exploração comercial e refino se tornou
comercialmente relevante no séc. XIX,
primeiramente com a produção de
querosene, em substituição ao óleo de
baleia, utilizado na iluminação e depois,
com o advento dos motores de combustão
interna (motores ciclo Otto), o produto
derivado de maior relevância passou a ser a
gasolina.
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Ao se produzir querosene e gasolina, descobriu-se utilidade também para as frações mais
pesadas do petróleo, então residual, como combustível para as caldeiras das indústrias e óleo de
combustão para embarcações. Assim surgiu o uso comercial do óleo combustível.
O óleo diesel só veio a encontrar mercado consumidor, a partir de 1919, com aperfeiçoamento,
nos Estados Unidos, dos motores que operavam no ciclo Diesel, inventado na Alemanha.
Em 1939, Hans von Ohain desenvolveu na Alemanha a primeira turbina de aviação que usava
gasolina como combustível. Todavia, em 1941, em vista da escassez desse derivado, em função
da 2ª guerra mundial, o inglês Frank Whittle, desenvolveu uma turbina de aviação que utilizava
querosene como combustível. Nasceu assim o querosene de aviação, que posteriormente sofreu
algumas alterações para atender às rígidas especificações de segurança de vôo.
No Brasil os primeiros automóveis chegaram logo no início do séc. XX e a distribuição de
derivados teve início em 1912, através de empresas multinacionais (Standart Oil, futura Esso,
seguida da Shell, Texaco e Atlantic).
Na década de 1930 a indústria de petróleo no Brasil passou por vários avanços: formulação de
lubrificantes pela Esso (1930); fundação da Companhia Brasileira de Petróleo (1931); início da
operação Destilaria RioGrandense (1934) e de sua sucessora a Refinaria Ipiranga (1937); a
partida da refinaria Matarazzo em São Caetano do Sul-SP (1936); a criação do Conselho
nacional de Petróleo – CNP (1938). Na década de 1940, duas pequenas unidades em Aratu e
Candeias produziam gasolina, óleo diesel e querosene de iluminação, a partir de petróleo
produzidos na Bahia. Em 1945 e 1946, respectivamente, foram dadas concessões para a
construção de suas refinarias, no Rio de Janeiro: Refinaria de Manguinhos e outra em Capuava-
SP (Refinaria União). Durante a gestão do CNP, iniciou a construção da refinaria de Mataripe,
que entrou em operação em 1950. Em 1952, foi concedida a licença para a construção de uma
refinaria em Manaus-AM.
Porém, foi na década de 1950, que a indústria de refino no Brasil experimentou maior impulso
com os seguintes eventos:
- ampliação da refinaria de Mataripe;
- construção da primeira refinaria de grande porte em Cubatão, que entrou em operação
em 1955;
- estabelecimento do monopólio da União Federal sobre as atividades integrantes da
indústria do petróleo, em 3 de outubro de 1953, sancionado pela Lei Federal nº 2.004,
com a previsão de criação de uma empresa estatal para a execução desse monopólio;
- nascimento da empresa Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, em 1954, que ao ser
constituída, recebeu do CNP os campos de petróleo do recôncavo baiano, as refinarias de
Mataripe-Ba e Cubatão-SP, a Frota Nacional de Petroleiros. E os bens da
Superintendência de Industrialização do Xisto.
Desde 1980, com o crescimento do mercado, o aumento das exigências em relação à qualidade
dos produtos e as descobertas de petróleos nacionais, as refinarias sofreram ampliações de
capacidade e cresceram em complexidade.
As grandes alterações pelas quais passou o setor energético nacional, a partir da década de 1980,
foram as seguintes:
- o petróleo e seus derivados representam atualmente no Brasil a maior fonte primária de
energia, em torno de 50,6%;
- os petróleos importados foram sendo substituídos por petróleo nacionais, tendo o Brasil
atingindo a autossuficiência na produção em 2005;
27
- no setor de transportes brasileiro, o óleo diesel se fixou como o principal combustível,
em função da maior participação do modal rodoviário, com redução, em termos
comparativos da gasolina, que passou a ser substituída parcialmente por combustíveis
alternativos (etanol e gás natural veicular – GNV);
- o gás liquefeito de petróleo (GLP) substitui em grande parte o consumo de lenha como
combustível doméstico e acompanhou o crescimento da população brasileira.
Atualmente o Brasil dispõe 13 (treze) refinarias, sendo 10 (dez) pertencentes à Petrobras e 3
(três) privadas.
As refinarias sob controle da Petrobras são as seguintes: REPLAN – Refinaria Paulínea-SP;
RLAM – Refinaria Landulpho Alves-BA; REVAP – Refinaria Henrique Lage-SP; REDUC –
Refinaria Duque de Caxias-RJ; REPAR – Refinaria Presidente Getúlio Vargas-PR; REFAP –
Refinaria Alberto Pasqualini-RS; RPBC – Refinaria Presidente Bernardes-SP; REGAP –
Refinaria Gabriel Passos-MG; RECAP – Refinaria de Capuava-SP; REMAN – Refinaria Isaac
Sabbá-AM; RPCC – Refinaria Potiguar Clara Camarão-RN; LUBNOR – Lubrificantes
Nordeste-CE.
A RLAM – Refinaria Landulpho Alves, localizada no município de São Francisco do Conde-
BA, entrou em operação em 17 de setembro de 1950, voltada para o processamento do óleo
altamente parafínico recém-descoberto no Recôncavo Baiano. Foi incorporada à Petrobras em
1954. Sua capacidade de processamento seria ainda duplicada em 1954, ampliada em 1959 e
novamente em 1960, quando entraram em operação as unidades de produção de lubrificantes e
parafinas. Essa refinaria, em 2010, possuía capacidade de processamento de cerca de 44.000
m3/d. É a segunda maior brasileira e a principal unidade da região Nordeste, abastecendo o
mercado com combustíveis e suprindo o pólo petroquímico de Camaçari como matérias-primas.
Destaca-se também com a principal produtora de parafinas do país.
Refinarias privadas: Refinaria de Petróleo Riograndense-RS, sob controle acionário da
Petrobras, Ultrapar e Brasken; Refinaria de Manguinhos-RJ; Univen Refinaria-SP.
Em construção: RNEST (Refinaria do Nordeste, posteriormente batizada de Refinaria Abreu
Lima), no estado de Pernambuco; COMPERJ (Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro).
Em fase de projeto: Refinaria Premium I, no estado do Maranhão e Refinaria Premium II, no
estado do Ceará.
8 – MAIORES PRODUTORES MUNDIAIS DE PETRÓLEO
Em 2012, a produção mundial de óleo aumentou em 1,9 milhão de barris diários, mais que o
dobro do crescimento do consumo. Décimo terceiro colocado, o Brasil foi responsável por 2,7%
de todo o petróleo produzido no período. Veja, a seguir, quem lidera, no ano 2012, e os números
comparativos com o ano de 2011.
PAIS
PARTICIPAÇÃO 2012
(MILHÕES POR DIA) 2011
(MILHÕES POR DIA VARIAÇÃO (2011-2012)
1º Arábia Saudita 13,3% 11,530 11,144 3,7%
2º Rússia 12,8% 10,643 10,510 1,2%
3º Estados Unidos 9,6% 8,905 7,868 13,9%
4º China 5,0% 4,155 4,074 2,0%
5º Canadá 4,4% 3,741 3.526 6,8%
6º Irã 4,2% 3,680 4,358 -16,2%
7º Emirados Árabes Unidos
3,7% 3,380 3,319 1,6%
8º Kuwait 3,7% 3,127 2,880 8,9%
9º Iraque 3,7% 3,115 2,801 11,2%
10º México 3,5% 2,911 2,940 -0,7%
11º Venezuela 3,4% 2,725 2,766 -1,5%
12º Nigéria 2,8% 2,417 2,460 -1,9%
28
13º Brasil 2,7% 2,149 2,193 -2,0%
14º Noruega 2,1% 1,916 2,040 -7,0%
15º Angola 2,1% 1,784 1,726 3,4%
16º Catar 2,0% 1,966 1,836 6,3%
17º Cazaquistão 2,0% 1,728 1,758 -1,6%
18º Argélia 1,8% 1,667 1,684 -0,9%
19º Líbia 1,7% 1,509 0,479 215,1%
20º Colômbia 1,2% 0,944 0,920 3,2%
Fonte: http://exame.abril.com.br/
9 – PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL POR UNIDADE FEDERADA
Na tabela abaixo estão listados, por unidade federada, os 9 maiores produtores de petróleo do
Brasil e a produção em barris, para o ano de 2012 (petróleo extraído de terra e mar):
Unidade Federada Produção (em milhões de
barris/ano)
1º) Rio de Janeiro 561,5
2º) Espírito Santo 113,1
3º) Rio Grande do Norte 21,7
4º) Bahia 16,0
5º) Sergipe 17,7
6º) Amazonas 12,3
7º) São Paulo 10,9
8º) Ceará 2,4
9º) Alagoas 1,7
Fonte: ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
10 – OUTROS DADOS ESTATÍSTICOS SOBRE O PETRÓLEO
10.1 - OS 5 (CINCO) MAIORES EXPORTADORES DE PETRÓLEO, EM MILHÕES DE
BARRIS/DIA (ANO DE 2009).
PAÍSES MILHÕES DE BARRIS/DIA
(2009)
Arábia Saudita 7,322
Rússia 7,194
Irã 2,486
Emirados Árabes 2,303
Noruega 2,132 Fonte: Departamento de Estatística dos E.U.A
10.2 – OS 5 (CINCO) MAIORES CONSUMIDORES DE PETRÓLEO, EM MILHÕES DE
BARRIS/DIA (ANO DE 2010)
PAÍSES MILHÕES DE BARRIS/DIA
(2010)
Estados Unidos 19,180
China 9,392
Japão 4,452
Índia 3,116
Rússia 3,038
Fonte: Departamento de Estatística dos E.U.A
29
Observação: O Brasil é o 7º maior consumidor de petróleo do mundo, com 2,560 milhões de
barris/dia.
10.3 – OS 5 (CINCO) MAIORES IMPORTADORES DE PETRÓLEO, EM MILHÕES DE
BARRIS/ANO (ANO DE 2009)
PAÍSES MILHÕES DE BARRIS/DIA
(2009)
Estados Unidos 9,631
China 4,328
Japão 4,235
Alemanha 2,323
Índia 2,235 Fonte: Departamento de Estatística dos E.U.A
10.4 – AS 5 (CINCO) MAIORES RESERVAS DE PETRÓLEO, EM BILHÕES DE BARRIS
DE ÓLEO EQUIVALENTE (ANO DE 2011)
PAÍSES BILHÕES DE BARRIS DE
ÓLEO EQUIVALENTE (2011)
Venezuela 296,5
Arábia Saudita 265,4
Canadá 175,2
Irã 151,2
Iraque 153,1
Fonte: Departamento de Estatística dos E.U.A
Observação: O Brasil apresenta a 14ª maior reserva do mundo de petróleo, com 15,1 bilhões de
barris equivalentes de óleo em 2011.
30
RESUMO TRIBUTAÇÃO DE COMBUSTÍVEIS E LUBRIFICANTES –
DERIVADOS E NÃO DERIVADOS DE PETRÓLEO.
UM POUCO DA HISTÓRIA DA TRIBUTAÇÃO DO PETRÓLEO E
COMBUSTÍVEIS DERIVADOS NO BRASIL Remonta à Constituição de 1934, o primeiro
regramento atinente à tributação específica de
combustíveis. No art. 6º da Carta Magna de 34
foi expressamente conferida competência à
União para instituir imposto sobre consumo de
quaisquer mercadorias, exceto combustíveis de
motor à explosão. Aos Estados foi outorgada a
competência privativa de instituição do imposto
de consumo sobre combustíveis destinados a uso
em motores à explosão.
A Constituição de 10 de novembro de 1937, também denominada de Constituição Polaca, pois
institucionalizou o regime de exceção implantado por Getúlio Vargas, pouco modificou o
sistema estabelecido na Carta de 34, mas foi retirada dos Estados a competência privativa para
tributar o consumo de combustíveis de motor à explosão, ficando na esfera de atribuição de
União instituir imposto de consumo sobre quaisquer mercadorias.
Com a redemocratização do país, após a segunda guerra mundial, foi promulgada a Constituição
de 1946. No art. 15, inc. III, da referida Carta Magna, foi estabelecida a seguinte regra:
“Art. 15 - Compete à União decretar impostos sobre:
III – produção, comércio, distribuição e consumo, e bem assim importação e
exportação de lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de qualquer origem ou
natureza”.
No parágrafo segundo do citado dispositivo da Lei Maior de 46 ficou estabelecido que o tributo
ali previsto teria a forma de imposto único, que incidiria sobre cada espécie de produto, sendo
que da renda resultante, 60% (sessenta por cento) seriam entregues aos Estados, Distrito Federal
(DF) e Municípios, proporcionalmente à sua superfície, população, consumo e produção, nos
termos e para os fins estabelecidos em lei federal.
Ainda na vigência da CF/46, e após o golpe militar de 1964, foi aprovada a Emenda
Constitucional nº 18/65, que promoveu alterações significativas no sistema tributário nacional.
Os impostos foram classificados em função da base econômica sob a qual incidiam: comércio
exterior, patrimônio e renda, produção e circulação e os impostos especiais.
A tributação das operações sobre produção, importação, circulação, distribuição ou consumo de
combustíveis e lubrificantes líquidos e gasosos de qualquer origem ou natureza foi inserido no
rol dos impostos especiais, juntamente com energia elétrica e minerais do País, de competência
da União, sendo adotada a sistemática de incidência única sobre uma dentre as operações
previstas na Emenda Constitucional (Art. 16, inc. I e o correspondente parágrafo único). Ficou
mantida a distribuição de 60% do imposto arrecadado sobre combustíveis e lubrificantes para
distribuição aos Estados, DF e Municípios.
Na vigência da CF de 1967 foi prevista, no art. 22, inc. VIII, a competência da União para
decretar impostos sobre produção, importação, circulação, distribuição ou consumo de
lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos, na sistemática também de incidência única
31
sobre uma dentre as operações ali listadas e com a exclusão de taxação das mesmas operações
por quaisquer outros tributos. No tocante ao ICM estadual, foi criada a incidência tão somente
nas operações de distribuição ao consumidor final de lubrificantes e combustíveis líquidos
utilizados por veículos rodoviários, cuja receita seria aplicada exclusivamente em investimentos
rodoviários, tendo sido esta a primeira tentativa do Governo em destinar recursos da tributação
de combustíveis e lubrificantes para rodovias. Todavia, o Ato Complementar nº 40/1968,
revogou esta previsão de incidência do ICM estadual.
Na divisão do bolo do imposto de competência da União, previsto na CF de 1967, incidente
sobre operações com combustíveis e lubrificantes, quarenta por cento (40%) foi destinado à
distribuição entre Estados, DF e Municípios.
A referida sistemática de tributação dos combustíveis e lubrificantes, contida na Carta de 1967,
foi mantida na Constituição de 1969, com a menção expressa de não incidência de qualquer
outro tributo sobre as operações com os referidos produtos.
Com a promulgação da Constituição Federal de 1988 foi extinto o imposto único da União
sobre operações com combustíveis e lubrificantes. Instituído nesta Carta o ICMS com
incidência sobre as operações relativas à circulação de mercadorias e serviços de transporte
interestadual e intermunicipal e comunicações. No conceito de operações com mercadorias se
encontram inseridas as operações com petróleo, combustíveis líquidos e gasosos e lubrificantes,
derivados ou não de petróleo.
Foi também inserida na Carta de 1988 a competência para os municípios instituírem o imposto
de vendas a varejo sobre combustíveis líquidos e gasosos, exceto óleo diesel (IVVC), regra que
vigorou de 1989 a 1995. Após a edição da Emenda Constitucional nº 03/93, esta competência
foi revogada, com efeitos a partir de 1º janeiro de 1996.
Atualmente, além do ICMS estadual, a Constituição da República autoriza, no que se refere à
tributação por via de impostos, a incidência sobre combustíveis e derivados de petróleo tão
somente dos impostos vinculados ao comércio exterior. Esses tributos são de competência da
União e incidem sobre as operações de exportação e de importação.
Além do ICMS somente o Imposto de Importação vem sem utilizado para incidência nas
operações com petróleo, combustíveis e lubrificantes dele derivados. O Imposto de Importação
tem por base de cálculo o valor aduaneiro, denominado CIF, que inclui os custos com seguro e
frete. A alíquota deste imposto pode ser alterada por meio de Decreto Presidencial, conforme
previsto no art. 153 da CF/88. A alíquota do imposto de importação é determinado no âmbito do
Mercosul, por meio da Tarifa Externa Comum - TEC, com a possibilidade dos países-membro
aplicarem alíquotas diferentes para alguns produtos. Em relação aos derivados de petróleo a
alíquota tem sido mantida em zero. O álcool por sua vez tem a alíquota provisoriamente zerada,
mas pode ser alterada para 20%, que é o valor previsto na TEC.
A Constituição, apesar de delimitar “numerus clausus” os impostos que podem incidir sobre
combustíveis e lubrificantes, não vedou, entretanto, a incidência de outros tributos sobre as
operações com os citados produtos, a exemplo do que ocorre com as contribuições federais.
Assim, no exercício desta competência, a União, através da Emenda Constitucional nº 33/2001,
inclui no texto da CF/88 as regras básicas que regulam a CIDE - Combustíveis, uma
contribuição de intervenção no domínio econômico, incidente sobre as atividades de importação
ou comercialização de petróleo e seus derivados, gás natural e seus derivados e álcool
combustível. A CIDE - combustíveis foi instituída pela Lei nº 10.336/01, com as alíquotas
diferenciadas por produto e estabelecidas por ato do Poder Executivo, não se lhe aplicando o
disposto no art. 150, III, “b” (princípio da anterioridade).
32
Também incide sobre as operações com combustíveis e derivados de petróleo o PIS
(Contribuição do Programa de Integração Social) e a COFINS (Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social), que são contribuições sociais de competência da União
previstas, respectivamente, nos arts. 239 e 195, I, “b”, da Constituição.
As citadas contribuições foram inseridas no ordenamento pátrio pelas Leis Complementares nº
7/70 (PIS) e nº 70/91 (COFINS). Tiveram seus regramentos básicos unificados pela Lei nº
9.718/98.
A base de cálculo das duas contribuições é o faturamento.
Neste Manual abordaremos tão somente a tributação do petróleo e combustíveis à luz da
legislação do ICMS em vigor no Estado da Bahia nos últimos 5 (cinco) anos.
33
TRATAMENTO TRIBUTÁRIO DO PETRÓLEO NO ICMS
DA BAHIA
PERÍODO DE ABRANGÊNCIA: ANOS DE 1009 A 2013 (últimos 05 anos).
Atualizado até a alteração nº 19 do RICMS/12 (Decreto nº 14.812/13).
Introdução: No texto das páginas acima fizemos uma breve abordagem dos aspectos técnicos
relacionados à composição, produção e refino do petróleo. Acrescentamos também algumas
informações históricas e dados econômicos da produção mundial e nacional para melhor ilustrar
a importância do petróleo na matriz energética contemporânea. A seguir passaremos a tratar das
principais regras de tributação do ICMS vigentes na legislação do Estado da Bahia, incidentes
sobre as operações com petróleo. Para o Auditor Fiscal, na condição de operador do Direito
Tributário, a compreensão do contexto técnico, social, político e econômico onde irá
desempenhar a sua atividade é fundamental para que as regras de tributação sejam
adequadamente interpretadas e aplicadas.
PRINCIPAIS DISPOSIÇÕES DA LEGISLAÇÃO DO ICMS VIGENTE NO
ESTADO DA BAHIA
1 – Da incidência Na entrada, no território do Estado, de petróleo, quando não destinado à comercialização,
industrialização, produção, geração ou extração
Base Legal: art. 1º, § 2º, inc. III, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria
tratada na Lei do ICMS: art. 2º, inc. III (Lei nº 7.014/96).
Observação importante 1: Na operação interestadual com petróleo não há incidência do ICMS,
deslocando-se toda a tributação para a unidade federada de destino, por força de norma
constitucional contida no art. 155, § 2º, inc. X, letra “b” , conforme se verá no item 3, abaixo. A
LC 87/96 normatiza esta incidência no art. 2º, § 1º, inc. III
Observação importante 2: A não tributação, pelo ICMS, das remessas interestaduais de petróleo
contém um benefício fiscal para a unidade federada de destino e não para o consumidor ou
destinatário final da mercadoria. A não incidência prevista na norma é apenas parcial e alcança tão
somente a operação interestadual relativa ao petróleo. Toda a tributação, portanto, é deslocada para
a unidade federada de destino, onde se dará o consumo final do produto ou se seus derivados
(princípio da tributação no destino).
34
2 – Do momento da ocorrência do fato gerador
Por ocasião da entrada, no território do Estado, de petróleo oriundo de outra unidade da
Federação, quando não destinado à comercialização, industrialização, produção, geração ou
extração.
Base Legal: art. 2º, inc. X, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria tratada
na Lei Estadual do ICMS: art. 4º, inc. VIII (Lei nº 7.014/96).
3 – Não Incidência
Operação interestadual quando o petróleo é destinado à comercialização, industrialização,
produção, geração ou extração, em outra unidade da Federação.
Base Legal: Art. 6º, inc. III, “b”, do RICMS/97(5). Sem correspondência no RICMS/12. Matéria
tratada na Lei Estadual do ICMS: art. 3º, inc. III (Lei nº 7.014/96) (6).
Observação importante 1: As regras de não incidência nas operações interestaduais
com petróleo e combustíveis líquidos e gasosos dele derivados têm por fonte
originária as disposições da Constituição Federal: art. 155, § 2º, inc. X, letra “b”.
Observação importante 2: A não tributação, pelo ICMS, das remessas interestaduais de
petróleo, conforme já frisado no item 1 acima, é apenas parcial. Toda a tributação é deslocada
para unidade federada de destino onde se verificará a comercialização ou industrialização
subseqüente do produto ou de seus derivados. Objetiva a norma em questão eliminar a
possibilidade de arrecadação do ICMS incidente sobre as operações interestaduais com petróleo
para as unidades onde se localizam os poços produtores. O legislador prestigiou a arrecadação
do imposto no(s) Estado(s) de destino em detrimento do Estado(s) produtor(es), dado ser grande
o número de unidades federadas consumidoras e poucas as unidades onde se localiza a
produção.
4 – Da importação
O ICMS importação é devido por ocasião da entrada do petróleo no estabelecimento importador
e não no desembaraço aduaneiro, como nas demais mercadorias. Aplica-se ao caso a regra do
diferimento, contida no art. 343, inc. XXXIII, do RICMS/97, efeitos até 31/03/2012, com a
seguinte redação:
Art. 343. É diferido o lançamento do ICMS incidente:
(...)
XXXIII - nas entradas decorrentes de importação do exterior de óleos
brutos de petróleo – NCM 2709.00.10, para o momento em que ocorrer a
entrada dos produtos no estabelecimento do importador neste estado;
IMPORTANTE: a partir de 01/04/2012, com a entrada em vigor do novo Regulamento do
ICMS (RICMS/12), o diferimento nas importações de petróleo passou a ser regido pelo art.
286, § 2º, II, com a seguinte redação:
Art. 286. É diferido o lançamento do ICMS:
(...)
35
§ 2º As hipóteses de diferimento previstas neste artigo encerram na saída
subsequente da mercadoria ou do produto resultante de sua
industrialização, exceto em relação às hipóteses a seguir indicadas, cujo
encerramento ocorrerá na entrada dos produtos no estabelecimento:
(...)
II - nas entradas decorrentes de importação do exterior de óleos brutos de petróleo
- NCM 2709.00.10;
O tratamento dado pelo RICMS/97 às importações de petróleo foi mantido no RICMS/12.
Base legal: Art. 572 do RICMS/97. Art. 332, inc. IV, do RICMS/12. (Regras atinentes ao
momento do recolhimento do ICMS-importação, modificadas pelas regras referentes ao
diferimento na importação de petróleo – vide item 6).
5 – Da exportação
Não incide ICMS na operação que destine petróleo ao exterior.
Base Legal: Art. 6º, inc. II, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria tratada
na Lei Estadual do ICMS: art. 3º, inc. II (Lei nº 7.014/96) .
Observação importante: as regras de não incidências nas operações de exportação para o
exterior de mercadorias têm por fonte primária as disposições da Constituição Federal: 1art. 155,
§ 2º, inc. X, letra “a”.
6 – Do diferimento
6.1 - Ocorre diferimento do lançamento e do pagamento do ICMS nas sucessivas saídas internas
de petróleo em estado bruto do estabelecimento extrator para o estabelecimento refinador para o
momento em que ocorrer a saída a qualquer título. Este diferimento foi temporariamente
revogado, com a criação da regra de isenção, que vigorou entre 1º de janeiro de 2013 e 31
de março de 2013, por força do Decreto nº 14.209, de 14/11/12. O diferimento foi
restabelecido pelo Decreto nº 14.372, de 28/03/13, DOE de 29/03/13, efeitos a partir de 1º/04/13. Vide
observações abaixo.
Base Legal: art. 343, inc. XXIX c/c art. 511, inc. I, do RICMS/97. Art. 286, inc. XIII, do
RICMS/12.
Observação importante 1. O diferimento citado no item 6.1 foi revogado pelo Decreto nº
14.209, de 14 de novembro de 2012, com efeitos a partir de 1º janeiro de 2013. Trata-se do
diferimento nas operações internas de petróleo, do estabelecimento extrator para o
estabelecimento refinador. Essa operação passou a ser isenta – vide item 7, abaixo)
Observação importante 2. Caso a saída resultante do petróleo ou dos produtos resultantes
do refino seja isenta ou não tributada pelo ICMS, o contribuinte responsável deverá
1 Art. 155. Compete aos Estados e ao Distrito Federal instituir impostos sobre: § 2.º O imposto previsto no inciso II atenderá ao seguinte: X - não incidirá: a)
sobre operações que destinem mercadorias para o exterior, nem sobre serviços prestados a destinatários no exterior, assegurada a manutenção e o
aproveitamento do montante do imposto cobrado nas operações e prestações anteriores;
36
efetuar o pagamento do imposto diferido, nas operações verificadas antes de 1º de janeiro
de 2013, referente à entrada do petróleo no estabelecimento, conforme determina a regra
contida no 2art. 347, I e § 2º, do RICMS/97 e o 3art. 286, § 12, do RICMS/12 . Ocorre a
dispensa do pagamento do imposto diferido se a saída subsequente for para exportação do
petróleo ou dos produtos resultantes do refino – 4art. 347, § 3º, I e II , do RICMS/97 e 5art.
286, § 13, I, do RICMS/12 (hipótese de manutenção de crédito do ICMS).
Observação importante 3 – A partir de 1º/04/13, foi restabelecida a regra de diferimento
nas sucessivas saídas internas de petróleo em estado bruto do estabelecimento extrator
para o estabelecimento refinador, por força do Decreto nº 14.372, de 28/03/13, DOE de 29/03/13.
6.2 – Ocorre diferimento do lançamento e do pagamento do ICMS nas entradas decorrentes de
importação de óleos brutos de petróleo NCM 2709.00.10, para o momento em que ocorrer a
entrada do produto no estabelecimento importador. Nesta hipótese o pagamento do imposto é
deslocado para o momento da entrada no estabelecimento importador e não no desembaraço
aduaneiro da mercadoria.
Base Legal: art. 343, inc. XXXIII, do RICMS/97. Art. 286, inc. XVIII c/c o respectivo § 2º, inc.
II, do RICMS/12.
6.3 – Também ocorre diferimento nas saídas internas de bens e mercadorias entre
estabelecimentos de empresa:
a) refinadora de petróleo;
b) fabricante de produtos petroquímicos básicos (central petroquímica).
A mencionada hipótese de diferimento, em relação ao petróleo, alcança as operações com o
produto já processado ou tratado, ou suas frações e derivados, nas saídas internas entre
estabelecimentos que operem na atividade de refino ou de fabricação de produtos petroquímicos
básicos, a exemplo da nafta petroquímica e aromáticos (benzeno, tolueno e xilenos).
Base Legal: art. 286, inc. LX, do RICMS/12. Decreto nº 14.550/13, de 19/06/13, DOE de
20/06/13, efeitos a partir de 01/07/13, para “saídas internas de bens e mercadorias de estabelecimento
refinador de petróleo para as bases de distribuição pertencentes à mesma empresa.” Decreto nº 14.681,
de 30/07/13, DOE de 31/07/13, efeitos a partir de 01/08/13, que incluiu as operações entre
estabelecimentos de centrais petroquímicas.
2 Art. 347. O ICMS será lançado pelo responsável: I - uma vez ocorrido o momento previsto como termo final do diferimento, ainda que a operação que
encerrar o diferimento seja isenta ou não tributada; § 2º Nas hipóteses em que o termo final do diferimento corresponda à operação de saída amparada por isenção ou não incidência, caberá ao contribuinte que promover esta saída efetuar o lançamento do imposto até então diferido, cuja base de cálculo equivalerá ao preço de aquisição da mercadoria entrada no estabelecimento, incluídas as despesas acessórias, ressalvada a hipótese do parágrafo seguinte. 3 Art. 286. É diferido o lançamento do ICMS: § 12. Nas hipóteses em que o termo final do diferimento corresponda à operação de saída amparada por isenção
ou não incidência, caberá ao contribuinte que promover esta saída efetuar o lançamento do imposto até então diferido, cuja base de cálculo equivalerá ao preço de aquisição da mercadoria entrada no estabelecimento, incluídas as despesas acessórias, ressalvada a hipótese do § 13 deste artigo. 4 Art. 347. O ICMS será lançado pelo responsável: § 3º É dispensado o lançamento do imposto cujo lançamento tenha sido diferido, relativamente às entradas:
I - quando o termo final do diferimento for o momento da saída subseqüente da mercadoria ou do produto dela resultante, no caso de: a) mercadoria que venha a ser exportada para o exterior com observância dos arts. 581, 582 e 583; b) mercadoria destinada à utilização como matéria-prima ou qualquer outro insumo a ser empregado diretamente na fabricação de produtos industrializados que venham a ser exportados para o exterior com não-incidência do imposto, nos termos dos arts. 581, 582 e 583; c) insumo empregado na fabricação de produto cuja operação de saída venha a ocorrer com isenção ou não-incidência, nas hipóteses em que houver expressa autorização de manutenção do crédito, no caso de a industrialização ser feita por conta do estabelecimento industrializador adquirente dos produtos com diferimento; d) mercadorias de que trata o inciso LXXIII do art. 343, quando a saída subseqüente for alcançada com isenção. e) mercadorias de que trata o inciso XIV do caput do art. 343, quando a saída subseqüente da mercadoria ou do produto resultante da industrialização for desonerada do ICMS; II - de leite no estabelecimento, nas hipóteses do § 1º do art. 466; 5 Art. 286. É diferido o lançamento do ICMS: § 13. É dispensado o lançamento do imposto diferido: I - quando a operação de saída subsequente venha a
ocorrer com não-incidência, isenção ou redução de base de cálculo, nas hipóteses em que houver expressa autorização de manutenção do crédito;
37
7 – Da isenção
Isenção do ICMS, entre 1º de janeiro de 2013 e 31 de março de 2013, nas saídas internas de
petróleo, efetuadas por estabelecimento extrator com destino a estabelecimento refinador. A
isenção vigorou, portanto, por prazo determinado (efeitos temporários).
Base Legal: art. 265, inc. CIV, do RICMS/12 (Decreto nº 14.209, de 14 de novembro de 2012,
alteração nº 6 ao RICMS/12). Dispositivo revogado pela alteração nº 12, do RICMS/12,
através do Dec. nº 14.372, de 28/03/2013, com efeitos a partir de 01/04/2013 – DOE de
29/03/2013.
8 – Do estorno de crédito fiscal em relação às operações com petróleo
A legislação do ICMS do Estado da Bahia passou a exigir o estorno dos créditos fiscais, a partir
de 01/04/2011, em relação às entradas de petróleo, bem como de mercadorias e serviços
utilizados na sua produção (extração) ou embalagem, quando ocorresse operação de saída
daquele produto ou de seus derivados, para outra unidade da Federação, destinados à
comercialização, industrialização, produção, geração ou extração, com não-incidência do
imposto, nos termos das alíneas “b” e “c” do inciso III do art. 6º, do RICMS/97 Vide
observações abaixo quanto ao regime de estorno de crédito.
Observações importantes: evolução histórica da questão do estorno de crédito com
petróleo:
Observação 1: Até 31/03/11, o regime de diferimento vigente, no RICMS/97, admitia a
manutenção total dos créditos fiscais das mercadorias e serviços utilizados na extração do
petróleo, nas saídas subsequentes do produto ou de seus derivados sem incidência ou com
isenção do ICMS;
Observação 2: A partir do Decreto nº 12.537, de 30/12/10 (alteração nº 142, ao RICMS/97),
com efeitos a partir de 1º/04/2011, portanto, ainda na vigência do RICMS/97, foi abolida a
manutenção de crédito fiscal, mencionada na “Observação 1 acima, nas operações subseqüentes,
com petróleo ou seus derivados sem incidência ou com isenção do ICMS;
Observação 3: Com a entrada em vigor do RICMS/12 (Dec. nº 13.780/12), a regra que aboliu a
manutenção do crédito fiscal, contida no RICMS/97 a partir da edição do Decreto nº 12.537/10,
não foi reproduzida, mas a possibilidade de manutenção de créditos de ICMS conforme regime
anterior vigente até 31/03/11 não foi expressamente prevista no novo Regulamento.
Observação 4: A partir de 1º/01/2013, o RICMS/12, via Decreto nº 14.209/12 – alteração nº 6 –
estabeleceu a isenção nas saídas internas de petróleo, efetuadas por estabelecimento extrator
com destino a estabelecimento refinador (art. 265, inc. CIV, do RICMS/12), com a
correspondente vedação de manutenção dos créditos fiscais das mercadorias e serviços
utilizados na extração do petróleo, nas saídas subsequentes do produto ou de seus derivados sem
incidência ou com isenção do ICMS.
Observação 5: A isenção mencionada na “Observação 4” acima, vigorou entre 1º/01/2013 e
31/03/2013, sendo revogada pelo Dec. 14.372/13, de 28/03/13, DOE de 29/03/13. Foi
restabelecido o diferimento, pelo citado Decreto, mas sem previsão de manutenção de créditos
fiscais de ICMS nas operações com mercadorias e serviços utilizados na extração do petróleo,
com saídas subsequentes não tributadas pelo imposto.
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Base Legal: as mencionadas nas “Observações de 1 a 5” contidas no quadro acima.
9 – Da base de cálculo
9.1 – Entrada de petróleo de outro Estado (para consumo ou uso final): Quando o petróleo não
for destinado à comercialização, industrialização, produção, geração ou extração, a base de
cálculo, no Estado de destino, é o valor da operação, com a inclusão do ICMS na própria base
de cálculo da operação.
Em relação ao petróleo que é matéria-prima que serve à produção de diversos derivados, dentre
eles, gasolina, óleo diesel, querosene de aviação e nafta, a destinação direta para consumo ou
uso final é hipótese pouco provável de se verificar na prática.
Base legal: art. 56, inc. II, do RICMS/97 c/c com o art. 52. Sem correspondência no RICMS/12.
Matéria tratada na Lei Estadual do ICMS: art. 17, inc. V (Lei nº 7.014/96), c/c § 1º, inc. I.
9.2 – Entrada de petróleo de outro Estado (para fins de comercialização ou
industrialização/refino): O mais provável é ocorrer a remessa de petróleo de uma unidade
federada para outra, para fins de comercialização ou industrialização/refino no destino. Nesta
situação, a tributação é também integralmente deslocada para o Estado de destino, não havendo
incidência de ICMS na operação de origem. A base de cálculo é o valor da operação com a
inclusão do ICMS na própria base de cálculo da operação.
Base Legal: art. 56, inc. II, do RICMS/97 c/c com o art. 52. Sem correspondência no
RICMS/12. Matéria tratada na Lei Estadual do ICMS: art. 17, inc. V (Lei nº 7.014/96), c/c o §
1º, inc. I.
9.3 - Base de cálculo na importação de petróleo do exterior: Nesta hipótese verifica-se o
diferimento do ICMS - importação para o momento da entrada no estabelecimento do
importador (art. 343, XXXIII, do RICMS/97 e art. 286, inc. XVIII c/c o respectivo § 2º, inc. II,
do RICMS/12).
A base de cálculo será o valor da operação com a inclusão nesta do montante do ICMS,
acrescido de todas as despesas que a tenham onerado, abrangendo aquelas relativas à
importação (valor do documento de importação + impostos federais incidentes + despesas
aduaneiras + demais tributos incidentes), somando-se também a estes as despesas até a entrada
no estabelecimento importador, com a inclusão do ICMS na própria base de cálculo.
Base Legal: art. 52 c/c o art. 58 e art. 65, II, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12.
Matéria tratada na Lei Estadual do ICMS: art. 17, inc. VI c/c o § 1º, inc. II e art. 23, inc. I, letra
“b” .
9.4 – Base de cálculo no encerramento do diferimento por ocasião da saída petróleo a qualquer
título, inclusive dos produtos dele derivados:
Trata-se da hipótese de diferimento contemplada no art. art. 343, inc. XXIX, do RICMS/97 e no
art. 286, inc. XIII, do RICMS/12. Esse diferimento, conforme já destacado acima, no item 6.1,
foi temporariamente revogado pelo Decreto nº 14.209, de 14 de novembro de 2012, com efeitos
entre 1º janeiro de 2013 a 31 março de 2013. O imposto diferido pago por ocasião da saída do
petróleo ou de seus derivados engloba tanto a operação anterior (alcançada pelo diferimento),
como as subseqüentes.
Base legal: Art. 56, inc. I, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria tratada
na Lei Estadual do ICMS: art. 23, inc. I, letra “a” (Lei nº 7.014/96).
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10 – Da alíquota
18% (dezoito por cento), nas operações interestaduais que destinem petróleo a este estado
(hipótese tributação no destino) e na importação. Observar que as operações de importação são
alcançadas pelo diferimento, com encerramento no momento da entrada no estabelecimento do
importador (itens 5.2, acima). Em relação ao petróleo extraído no território baiano (operações
internas), observar o período em que se deu a operação para se verificar a aplicabilidade da
regra de diferimento (item 6, acima) ou a regra da isenção (item 7, acima).
Base legal: art. 50, inc. I, do RICMS/97. Sem correspondência no RICMS/12. Matéria tratada
na Lei Estadual do ICMS: art. 15, inc. I (Lei nº 7.014/96). A redação atual do inciso “I” do caput
do art. 15 foi dada pela Lei nº 13.461, de 10/12/15, DOE de 11/12/15, que alterou a alíquota de 17%
para 18%, mantida a redação de suas alíneas, efeitos a partir de 10/03/16.
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BIBLIOGRAFIA CONSULTADA E SITES VISITADOS
1 – PROCESSAMENTO DE PETRÓLEO E GÁS: petróleo e seus derivados,
processamento primário, processos de refino, petroquímica, meio ambiente/[Autores]
André Domingues Quelhas...[et. Al.]; org. Nilo Índio Brasil [et. Al.] – Rio de Janeiro:
LTC, 2012;
2 – FUNDAMENTOS DO REFINO DE PETRÓLEO: TECNOLOGIA E ECONOMIA
/ Alexandre Szklo, Victor Uller e Marcio Bonfá, org. – 3ª. ed., atualizada e ampliada. –
Rio de Janeiro: Interciência, 2012;
3 – PETRÓLEO E SEUS DERIVADOS: definição, constituição, aplicação,
especificações, características de qualidade / Marco Antônio Farah – Rio de Janeiro:
LTC, 2012;
4 – REFINO DE PETRÓLEO E PETROQUÍMICA – DEQ 370 / Afonso Dantas Neto e
Alexandre Gurgel – UFRN (disponível na Internet em:
http://www.nupeg.ufrn.br/downloads/deq0370/curso_refino_ufrn-final_1.pdf).
5 – O PETRÓLEO – Uma história mundial de conquistas, poder e dinheiro / Daniel
Yergin – São Paulo; tradução de Leila Marina U. Di Natale Maria Christina e outros,
Ed. Paz e Terra, 2012
6 - www.anp.gov.br (Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis);
7 - http://exame.abril.com.br/ (Revista Exame)
8 – www.petrobras.com.br (Petrobras S/A)
9 - pt.wikipedia.org/wiki/Petróleo (Wikipedia, a enciclopédia livre).