Refino - Downstream, Notas de estudo de Engenharia Civil
antonio-roberto-de-medeiros-4
antonio-roberto-de-medeiros-4

Refino - Downstream, Notas de estudo de Engenharia Civil

24 páginas
50Números de download
1000+Número de visitas
100%de 0 votosNúmero de votos
Descrição
MBA: Refino Operações de Downstream_Rev01
80 pontos
Pontos de download necessários para baixar
este documento
Baixar o documento
Pré-visualização3 páginas / 24
Esta é apenas uma pré-visualização
3 mostrados em 24 páginas
Esta é apenas uma pré-visualização
3 mostrados em 24 páginas
Esta é apenas uma pré-visualização
3 mostrados em 24 páginas
Esta é apenas uma pré-visualização
3 mostrados em 24 páginas
Trabalho_MBA Refino_Operaçõesem Downstream_Rev01.doc

FUNDAÇÃO CEFET – FUNCEFET

NÚCLEO DE PETRÓLEO TREINAMENTO ESPECIALIZADOS

CURSO: MBA de Regulação em Petróleo & Gás

DISCIPLINA: OPERAÇÕES EM DOWNSTREAM

Professor: Jorge Navaes Caldas

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE DISCIPLINA

REFINO

Componentes do Grupo: Antônio Roberto de Medeiros José Antônio de Sousa Meireles Roseane Brazil Ribeiro Wânia Maria Teixeira Rodrigues

21 de setembro de 2007 Rio de Janeiro - RJ

TRABALHO DE REFINO

Jorge Navaes Caldas 29/08/2007

1- Discutir as principais características de qualidade e as principais perspectivas de aplicação da

GASOLINA nos próximos anosno Brasil e no mundo.

2- Descrever principais características que devem ser avaliadas no petróleo para o seu adequado processamento nas refinarias, chamando a atenção para o tratamento que o mesmo sofre durante a produção e que é chamado de processamento primário do petróleo.

3- Descrever como as refinarias brasileiras estão se adequando para processar os petróleos nacionais, em especial o Marlim, de modo a compatibilizar a produção com a demanda interna e externa de derivados.

4- Descrever o processo de CRAQUEQMENTO CATALÍTICO, comentando a importância desta unidade no esquema de refino.

5- Discutir a logística de distribuição dos derivados de petróleo no Brasil e no mundo, destacando o papel do modal dutos.

O padrão esperado para cada resposta deste trabalho é de aproximadamente duas páginas A4 em

espaçamento simples e tamanho de letra igual a 10. Devendo ser respondidas após uma pesquisa do assunto na Internet, livros e apostilas.

Empregue, em especial, a apostila e os livros sugeridos: è “PROCESSOS DE REFINO” do professor Elie Abadie è “FUNDAMENTOS DO REFINO DE PETRÓLEO” de Alexandre Salem Szklo Saraceni

da editora Interciência è “IMPACTOS AMBIENTAIS DO REFINO DE PETRÓLEO” de Jacqueline Barboza

Mariano da editora Interciência è “LOGÍSTICA DO PETRÓLEO – TRANSPORTE E ARMAZENAMENTO” de Luiz

Cláudio dos Santos Cardoso da editora Interciência è “TRANSPORTE MARÍTIMO DE PETRÓLEO E DERIVADOS” de Pedro Paulo

Saraceni da editora Interciência Devem conter também figuras e tabelas que ajudem o entendimento do texto. Sítios indicados para consulta inicial:

- Petrobras (http://www2.petrobras.com.br/).

- ANP (http://www.anp.gov.br/). - IBP (http://www.ibp.org.br/main.asp). - Oil&Gas Journal (http://ogj.pennnet.com/home.cfm). - ONIP (http://www.onip.org.br/). - TN-Petróleo

(http://www.tnpetroleo.com.br/index.asp?browser=Microsoft%20Internet%20Explorer) - Brasil Energia (http://www.brasilenergia.com.br/)

As respostas devem ser enviadas para o meu e-mail: jnavaes@gmail.com

3

1. Discutir as principais características de qualidade e as principais perspectivas de aplicação da GASOLINA nos próximos anos no Brasil e no mundo. Resposta:Descrição – tipo A gasolina é um produto obtido a partir do refino do petróleo e sua composição depende de sua utilização, para aviação ou automotiva, de sua origem e dos processos de refino do petróleo. A gasolina de aviação é uma gasolina que apresenta alto índice de desempenho, além de outras características especiais. É uma mistura de hidrocarbonetos de 5 a 10 átomos de carbono, que destila entre 30ºC e 170ºC aproximadamente, e é obtida por processos desenvolvidos para produção de compostos com alto número de octano tais como: reforma, isomerização, polimerização e alquilação. Já a gasolina automotiva é uma mistura de hidrocarbonetos contendo desde 4 até 12 átomos de carbono, com pontos de ebulição entre 30°C e 225°C. Com base no seu número de octano, as gasolinas automotivas são classificadas, de modo geral, em dois tipos: “regular” e “premium”. No Brasil, a ANP (Agência Nacional do Petróleo) especifica três tipos de gasolinas automotivas, tipo A, tipo B e tipo C, sendo a gasolina do tipo B de uso exclusivo das forças armadas. A gasolina tipo A é a gasolina produzida pelas refinarias de petróleo e entregue diretamente às distribuidoras. É uma mistura de naftas numa proporção tal, que enquadre o produto na especificação da ANP. Já a gasolina tipo C é a gasolina tipo A recebida pelas distribuidoras, proveniente das refinarias, adicionada de álcool etílico anidro combustível (AEAC). Essa gasolina é a que se encontra disponível no mercado, sendo comercializada nos postos revendedores. A gasolina chamada “aditivada” é a gasolina tipo A adicionada, além do álcool etílico, dos chamados aditivos detergentes dispersantes. Esses aditivos têm a finalidade de minimizar a formação de depósitos no carburador e nos bicos injetores, assim como, no coletor e hastes das válvulas de admissão e também são anticorrosivos. A gasolina aditivada recebe um corante que lhe confere uma cor distinta daquela apresentada pela gasolina comum, evitando- se possíveis fraudes e adulteração do produto. Considerações e Características Devido à importância desse combustível, diversos estudos são desenvolvidos visando garantir sua qualidade e minimizar os efeitos ambientais de seu uso e possíveis danos à saúde da população. Como já foi mencionada, a gasolina automotiva é uma mistura de hidrocarbonetos contendo desde 4 até 12 átomos de carbono, com pontos de ebulição entre 30°C e 225°C. Além disso, é um líquido inflamável, volátil, obtido por meio de processos de destilação direta, craqueamento, reforma, alquilação e isomerização. Os hidrocarbonetos presentes na gasolina pertencem às séries parafínica, olefínica, naftênica e aromática e suas quantidades relativas dependem do petróleo e dos processos de obtenção utilizados. Atualmente, as gasolinas que saem das refinarias são compostas de misturas obtidas a partir de diferentes processos, balanceadas de modo a obter determinadas características que atendam aos requisitos de desempenho dos motores, de acordo com a composição desses hidrocarbonetos. A gasolina para o consumo pode ainda receber a adição de outros compostos como tolueno ou xilenos, álcoois, como o metanol ou o etanol anidros, além de outros aditivos com finalidades específicas, como os antioxidantes, detergentes, anticongelantes, desativadores de metal, corantes, etc. A reação básica que ocorre no interior de um motor é a quebra dos hidrocarbonetos que compõem o combustível para produzir dióxido de carbono, água e, o mais importante, calor (energia). Nos motores a explosão, a gasolina é vaporizada e recebe uma certa quantidade de ar. Essa mistura é então comprimida e explode sob a ação de uma faísca elétrica produzida pela vela do motor. A explosão desloca o pistão e esse movimento é aproveitado para produzir trabalho. Sob certas condições, essa mistura explosiva detona ao ser comprimida e essas detonações espontâneas, chamadas de “knocking”, prejudica o trabalho do motor, diminuindo sua potência e rendimento.

4

Os parâmetros mais críticos de qualidade da gasolina referem-se justamente às suas características antidetonantes. O índice de octano, ou octanagem, é uma medida da capacidade do combustível de resistir à detonação espontânea. O poder antidetonante é um dos principais parâmetros de medição da qualidade da gasolina automotiva, sendo determinado tradicionalmente segundo normas internacionais, em um equipamento padrão que consiste, essencialmente, em um motor monocilíndrico, com taxa de compressão variável e um medidor do número de batidas do motor por unidade de tempo (“knockmeter”), que foi desenvolvido pelo Cooperative Fuel Research Committee - CFR. A determinação do número de octano tem por objetivo verificar a cinética de progressão da chama durante a queima, que deve ser a mais homogênea possível, evitando variações de velocidade de progressão ao longo do cilindro, que provocaria perda de potência e baixo rendimento, além de sérios danos mecânicos à máquina, dependendo de sua intensidade. A gasolina adequada para os motores de combustão interna de ignição por centelha (endotérmicos) deve apresentar as seguintes características:

Entrar em combustão por meio da centelha da vela de ignição, de forma homogênea e progressiva, sem detonar, proporcionando bom desempenho do motor, sem ocasionar danos.

Vaporizar-se completamente no interior da câmara de combustão, em mistura

com ar, de forma a queimar-se completamente e com o mínimo de formação de resíduos (depósitos).

Vaporizar-se suficientemente com o motor frio, enviando para o motor a

quantidade necessária para partir sem nenhuma dificuldade.

Não vaporizar excessivamente antes de alcançar o sistema de injeção, para não acarretar problemas operacionais na bomba de gasolina e no sistema de injeção, tais como interrupção de fluxo de combustível para o motor.

Os elementos naturais que afetam a qualidade da gasolina (já estabilizada) são:

• Luz solar • Calor • Raios ultravioletas • Temperatura ambiente alta • Umidade alta • Temperatura no tanque de gasolina

Especificações e Metodologias A Portaria No 309, da Agência Nacional do Petróleo (ANP), de 27 de dezembro de 2001 (9), estabelece as especificações de qualidade para a gasolina automotiva. O Regulamento Técnico da ANP No 05/2001 (vigente até 24/02/2005) especificava a gasolina tipo “C” com 25 ± 1% de Álcool Etílico Anidro Combustível - AEAC. As especificações para os pontos de destilação com 10%, 50%, 90% evaporados e PFE (ponto final de ebulição) são, respectivamente, 65°C, 80°C, 190°C e 220°C. Para a octanagem motor (MON) o valor mínimo é de 82,0, e o índice antidetonante (IAD) tem valor mínimo de 87,0. Vários testes físico-químicos são utilizados para avaliação da qualidade da gasolina. Entre eles está o acompanhamento do seu perfil de destilação, a pressão de vapor e a relação vapor/líquido. Essas propriedades estão diretamente relacionadas à composição e às características químicas dos constituintes da mistura, influenciando o controle da partida do motor, seu aquecimento, aceleração, tendência ao tamponamento e diluição do óleo do carter e, em parte, o consumo de combustível e a tendência ao congelamento no carburador. A determinação da curva de destilação tem aplicação, também, no que se refere à verificação de contaminações com produtos de características diferentes, bem como de adulterações propositais, além de ser de grande utilidade na previsão do desempenho da gasolina no motor .

5

O Regulamento Técnico, supramencionado, aplicado à gasolina automotiva comercializada em todo território nacional, foi modificado em 25/02/2005, quando foi publicada no Diário Oficial da União, uma nova Resolução ANP, determinando nova metodologia e especificação. A determinação das características das gasolinas é realizada mediante o emprego de Normas Brasileiras (NBR) e Métodos Brasileiros (MB) da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) ou normas da American Society for Testing and Materials (ASTM). Especificações atualizadas das gasolinas brasileiras são mostradas na Tabela I, abaixo, de acordo com a RESOLUÇÃO ANP Nº 6, DE 24.2.2005 - DOU 25.2.2005 que estabelece as características e especificações de qualidade para a gasolina automotiva e a normatização das metodologias, que podem ser consultadas no Anexo - Regulamento Técnico ANP No 02/2005.

Tabela I - Especificação da Gasolina Padrão para Ensaios de Consumo e Emissões CARACTERÍSTICAS UNIDADES LIMITES MÉTODOS

Gasolina A Gasolina C ABNT ASTM D Aspecto Aprovada (1) Aprovada (1) NBR 14954 (2) 4176 (2)

Teor de Álcool Etílico Anidro Combustível - AEAC (3)

% volume Zero 22 1 NBR 13992

Massa específica a 20°C kg/m3 719,5 a 757,9 735,0 a 765,0 NBR 7148 1298 NBR 14065 4052 Destilação C NBR 9619 86

PIE (Ponto Inicial de Ebulição) 30,0 a 40,0 - 10% vol., evaporados 45,0 a 60,0 - 50% vol., evaporados 90,0 a 110,0 -

90 % vol., evaporados 160,0 a 190,0 - PFE (Ponto Final de Ebulição) 195,0 a 215,0 - resíduo, máx % volume 2,0 - Nº de Octano Motor – MON - - 82,0 a 85,0 MB 457 2700 Nº de Octano Pesquisa – RON - - 93,0 a 98,0 2699

Pressão de vapor a 37,8°C, kPa - 54,0 a 64,0 NBR 14149 4953 - 5190 NBR 14156 5191 - 5482 Goma atual lavada, máx. mg/100 mL 5,0 5,0 NBR 14525 381

Período de indução a100ºC, mín.

Min - 1000 NBR 14478 525

Corrosividade ao cobre, 3h50ºC, máx.

- 1 1 NBR 14359 130

Enxofre, máx. % 0,05 0,04 NBR 6563 1266

- 2622 - 3120 NBR 14533 4294 - 5453 Chumbo, máx. (4) g/L 0,005 0,005 - 3237

Hidrocarbonetos: NBR 14932 1319 Aromáticos, máx. (5) % vol. 51,3 40,0 Olefínicos, máx. (5) % vol. 25,7 20,0

(1) Límpida e isenta de água ou material em suspensão, conforme condições determinadas nos métodos especificados para avaliação do Aspecto.

(2) Procedimento 1.

(3) AEAC deverá estar em conformidade com a especificação do Álcool Padrão para ensaios de consumo e emissões estabelecida pela legislação em vigor.

(4) Proibida a adição. Deve ser medido quando houver dúvida quanto à ocorrência de contaminação.

(5) Alternativamente é permitida a determinação dos hidrocarbonetos aromáticos e olefínicos por cro- matografia gasosa. Em caso de desacordo entre resultados prevalecerão os valores determinados pelos ensaios NBR 14932 e D 1319.

6

Gasolina: Perspectivas e Futuro – Brasil e Mundo As fontes de energia se classificam em renováveis e não renováveis. A energia solar, a eólica (dos ventos), a geotérmica (que aproveita o calor do interior da Terra), a biomassa das plantas e a energia hidráulica (da água) são fontes renováveis de energia virtualmente inesgotáveis, algumas delas pela imensa quantidade de energia que contêm e outras porque são capazes de regenerar-se por meios naturais. As energias não renováveis, como as derivadas do petróleo, depois de consumidas totalmente, não podem repor-se no curto ou no médio prazo; esse é o caso de todos os combustíveisfósseis (que se formaram no decurso de milhões de anos pela ação do calor do interior da terra e a pressão das rochas e o solo nos restos de plantas e animais mortos) e dos combustíveisnucleares. As catástrofes naturais, como as ondas gigantes que atingiram vários países asiáticos, os furacões, a elevação do nível do mar, o degelo acelerado dos pólos, as tempestades e os grandes alagamentos em todas as regiões do planeta, podem se tornar ainda mais freqüentes, deflagrando um processo de calamidade e flagelo da humanidade caso as autoridades públicas não se sensibilizem para a necessidade da substituição de combustíveis fósseis, que provocam o aquecimento da terra, por energia mais limpa. A Nações Unidas advertem que estamos no maior processo de extinção da vida no planeta desde a desaparição dos dinossauros há 65 milhões de anos. As mudanças climáticas, em cuja base está o súbito aumento da temperatura média da superfície terrestre, têm sido identificadas como uma das causas principais desse processo. Essas mudanças têm direta relação com o acelerado aumento das emissões de dióxido de carbono e de outros gases de efeito estufa, conseqüência dos atuais modelos de desenvolvimento –produção e consumo- que promovem uma utilização excessiva de combustíveisfósseis bem como de modelos de utilização da terra inapropriados (ver Boletim Nº 76 do WRM). Perante a atual crise energética ou crise da mudança climática, que é a outra face da mesma moeda, a humanidade inteira vive perante o risco de uma crise planetária. O mundo em que vivemos está no início de uma nova era, a era do desenvolvimento e da utilização da energia renovável. E o Brasil, neste contexto é uma das nações pioneiras na busca pela independência de combustível do tipo fóssil. Países como Japão, Alemanha, Estados Unidos e Austrália já oferecem incentivos financeiros para programas alternativos de fontes de energia.

A matriz energética global está no princípio de reverter uma tendência de mais de 150 anos, período de expansão constante e vigorosa do petróleo. Diante das premissas de aquecimento

7

global, emissão de poluentes, direito difuso na questão ambiental, e ainda induzidas pelas recomendações do Protocolo de Kyoto, sociedades que, há séculos, tinham o hábito de ditar soluções para todos, estão, agora, adotando novos conceitos negociados em plano multilateral: Em termos de política energética, mundial, é importante salientar que em 23/01/2007, o Presidente dos Estados Unidos, George Bush, reconheceu - num discurso no Congresso Americano - que a questão do aquecimento global representa uma "séria ameaça" ao mundo (Fonte: Zero Hora, 24.1.2007). E por que isso é importante? Primeiro porque os Estados Unidos consomem cerca de 25,4 milhões de barris/dia de petróleo; o que é 30% do consumo mundial. Em segundo lugar os EUA são responsáveis por 25% das emissões de CO2 na atmosfera. Terceiro porque nesse pronunciamento, anunciou uma redução em 10 anos de 20% do consumo de gasolina. E tem mais, para os EUA é uma boa idéia reduzir a dependência de países com os quais não tem relações muito simples, como Arábia Saudita e Iraque (donos das duas maiores reservas de petróleo do mundo). A substituição da gasolina viria de fontes alternativas. Aumentando o interesse dos Estados Unidos por etanol, o Brasil tem condições de exportar para lá o combustível vegetal. Nisso, em princípio, o Brasil está bem. Atualmente, Brasil e Estados Unidos respondem por 70% da produção mundial de etanol, somando cerca de 35 bilhões de litros por ano. A produção mundial não passa dos 50 bilhões de litros. No curso de 2005 importantes progressos se destacaram na construção de uma onda de sustentabilidade na porção mais próspera do planeta. A Grã-Bretanha se engajou numa ofensiva para que todos os países do G-8 concretizem substanciais medidas para coibir as emanações de carbono. Também o Japão, segunda economia mundial, decidiu cruzar a linha de partida na corrida global contra o risco do desastre climático e se prepara para adicionar uma ainda pequena proporção de combustível da biomassa na sua gasolina. No Brasil, o consumo anual de gasolina automotiva é de aproximadamente 23,3 bilhões de litros (fonte: CTGÁS, 17/01/2005), que são distribuídos à população por meio de mais de 33000 postos revendedores.

A matriz brasileira de combustível veicular apresentada no gráfico abaixo, oferece uma visão sucinta do potencial energético utilizado nesse segmento.

8

É importante verificar que na sua matriz energética, o Brasil apresenta quase 30% de energia renovável só em biomassa, conforme pode ser visto no gráfico a seguir.

A posição do Brasil como protagonista de uma era tecnológica que apenas se esboça traz oportunidades para tornar o nosso planeta habitável para as futuras gerações, e tornar viável, com a multiplicação do uso do etanol, as aspirações contidas nas metas do Protocolo de Kyoto. Esse projeto não tem nada de hegemônico e nem pretende manipular características geográficas como ferramenta para obter vantagens unilaterais. Assim, o uso da gasolina adicionada, ou substituída por Álcool, se traduz numa atividade já presente, nem que teoricamente estudada, em todos os mercados globais do mundo mais avançado. O espaço disponível para os combustíveis derivados da biomassa tende a crescer, abrindo perspectivas para todos os países – e particularmente os localizados na faixa tropical, ou seja, os menos desenvolvidos. Fontes diversificadas são bem-vindas. Além da cana-de-açúcar, pode-se obter etanol de grãos e de materiais ligno-celulósicos, fonte de abastecimento que está nos laboratórios, mas cujos resultados promissores sugerem que irá, em poucas décadas, ocupar posição destacada no elenco das matérias-primas energéticas mais usadas no mundo. Todas essas fontes de abastecimento vegetais podem ser obtidas em condições vantajosas nos países emergentes, criando dessa forma uma alternativa para o desafio da sustentabilidade na acepção mais larga do conceito, como definida na Agenda 21. A introdução dos veículos leves equipados com motores flexíveis, por exemplo, soava como quimera obscura ainda em 2002. Estimativas atuais indicam que, já no final de 2007, pelo menos dois terços dos carros produzidos no Brasil, serão flexíveis, uma vez que o consumidor percebeu o enorme poder de barganha que conquista ao dispor de equipamento capaz de funcionar com a mesma eficácia andando com qualquer teor de mistura entre gasolina e etanol. Acrescente-se a isso, importantes observações, realizadas pelo Ministro Miguel Jorge na Comissão de Indústria e Comércio da Câmara dos Deputados em 27.06.2007:

• As exportações brasileiras de etanol cresceram de 800 milhões de litros, em 2003, para 3,4 bilhões de litros, em 2006.

• Há investimentos programados para aumentar a produção de álcool dos 20 bilhões atuais para 38 bilhões de litros, em 2012.

• Segundo alguns estudos, serão necessários cerca de 200 bilhões de litros, a ser suprido pelo Brasil, para misturar apenas 10% de álcool a toda a gasolina consumida no mundo, em 2025.

Vários países, no mundo inteiro reconhecem as propriedades dos combustíveis recuperados de massa vegetal recém-colhida, soando como alerta aos pensadores, estrategistas e demais estudiosos, os biocombustíveis vieram para ficar, independentemente da escassez ou da variação do preço do petróleo: É a Energia Renovável se estabelecendo. Assim, o futuro da gasolina, no Brasil e no mundo, depende ainda do volume de investimento em biocombustível de celulose e inovação na competição tecnológica. Os brasileiros, no enfrentamento da crise energética que o Planeta vem passando, são pioneiros da Era da Energia Renovável, e o Brasil tem muitos recursos e infra-estrutura para ser o precursor da revolução energética mundial. No entanto, a chave dessa questão será como o país irá conduzir e assumir essa liderança.

9

2. Descrever principais características que devem ser avaliadas no petróleo para o seu adequado processamento nas refinarias, chamando a atenção para o tratamento que o mesmo sofre durante a produção e que é chamado de processamento primário do petróleo. Resposta: Considerações: Nos estudos de um reservatório de petróleo é fundamental o conhecimento de propriedades básicas da rocha e dos fluidos nela contidos. São essas propriedades que determinam as quantidades dos fluidos existentes no meio-poroso, as suas distribuições, a capacidade desses fluidos se moverem e, mais importante de todas, a quantidade de fluidos que pode ser extraída. Na determinação dos equipamentos de superfície para o processamento primário do petróleo, levam-se em consideração importantes e complexas variáveis de reservatório, como a compressibilidade efetiva da formação, a saturação, a permeabilidade (absoluta, efetiva e a relativa), a mobilidade (razão entre permeabilidade efetiva e viscosidade) do fluido, além, é claro, da profundidade, temperatura, pressão, composição molecular do fluido, densidade do óleo, o tipo de hidrocarboneto – ou base- predominante na mistura e o teor de enxofre.

Premissas básicas: n Um reservatório de petróleo apresenta sedimentos, partículas inorgânicas, óleo, gás,

água e sais. n Nos próprios campos de produção é realizado um tratamento primário que consiste na

separação óleo-gás-água. n O petróleo pode ser enviado à refinaria, dentro das especificações exigidas, isto é, no

máximo 1% de água e sedimentos (BSW)

Processamento Primário: O interesse econômico é somente na produção de hidrocarbonetos (óleo e gás), assim, se faz necessário, dotar os campos marítimos ou terrestres de “facilidades de produção” que são instalações destinadas a efetuar sob condições controladas o “processamento primário dos fluidos”, para o seu beneficiamento final, ou seja:

• A separação do óleo, do gás e da água com as impurezas em suspensão; • O tratamento ou condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam ser

transferidos para as refinarias onde é efetuado o beneficiamento do petróleo para a obtenção de seus derivados;

• O tratamento da água para reinjeção ou descarte; Dependendo dos tipos de fluidos produzidos e da viabilidade técnico-econômica, uma planta de processamento primário pode ser simples ou complexa. A figura apresentada a seguir é um exemplo do Fluxograma do processamento primário de petróleo:

Durante o processo de produção de petróleo é comum o aparecimento de gás e água associados. A separação dessas fases faz-se necessária, pois o gás apresenta relevante interesse econômico para a indústria, e a água, por apresentar elevado teor de sal em sua composição e formar emulsões com viscosidades superiores à do petróleo desidratado, deve

10

ser removida, pois afeta o dimensionamento do sistema de bombeio e transferência, compromete certas operações de processo nas refinarias, além de representar volume ocioso na transferência e tancagem do petróleo além de gerar problemas de incrustação e corrosão nos oleodutos de exportação. Portanto, o objetivo do processamento primário do petróleo é o de separar gás, sob condições controladas, e o de remover água, sais e outras impurezas,suficientemente para torná-lo estável e adequado para ser transferido O processo primário de separação do gás apresenta-se relativamente fácil, devido a grande diferença de densidade apresentada entre as fases líquida e gasosa, bastando, apenas, uma fragmentação inicial do fluido, pelo emprego de dispositivos apropriados, seguido de um baixo tempo de separação. A separação da água do petróleo apresenta-se um pouco mais complexa, pois, embora ambos sejam imiscíveis, estes ascendem à superfície sob a forma de emulsões. Geralmente, o petróleo e a água encontram-se no fundo do poço sob a forma de duas fases separadas. Ao escoarem através das tubulações de produção, essas fases são submetidas a agitação e ao cisalhamento, e, em função da presença de emulsificantes naturais no petróleo (asfaltenos, resinas, ácidos naftênicos, dentre outras espécies químicas), de caráter lipofílico dominante, ocorre a dispersão de uma fase em outra, dando origem a emulsões do tipo água- óleo (A/O), isto é, diminutas gotas de água dispersas no petróleo recobertas por uma fina camada da fase oleosa. Esses agentes migram para esta interface, formando uma barreira que impede o contato entre as gotas, estabilizando a emulsão. Adicionalmente, sabe-se que estas emulsões podem ser também estabilizadas pela presença de materiais insolúveis, finamente divididos na interface. Normalmente, a separação da água do petróleo realiza-se em duas etapas operacionais: a desidratação e a dessalgação. A desidratação é realizada nas unidades operacionais de produção instaladas em campo, e consiste, basicamente, na separação e remoção de grande parte da água, reduzindo seu teor a valores aceitáveis. A dessalgação do petróleo é realizada nas refinarias, e consiste em lavar o petróleo com água doce para remover grande parte do sal residual presente. Os métodos de desidratação combinam efeitos, com o objetivo de remover os agentes emulsionantes presentes na interface, e de permitir a coalescência das gotas e a segregação das fases líquidas. Assim, normalmente adiciona-se previamente determinado produto químico desestabilizante (desemulsificante) à corrente a ser processada, capaz de competir e deslocar os emulsificantes naturais presentes na interface. Em seguida, a emulsão é aquecida, e quando necessário, é fornecido ao sistema suficiente padrão de fluxo para que haja separação de fases. Usualmente, no processamento primário de petróleo são empregados vasos separadores gravitacionais trifásicos para remover grande parte da água e do gás. Estes apresentam formato cilíndrico e são projetados para trabalharem a temperaturas e pressões razoavelmente elevadas, além de promoverem, em seu interior, o padrão de fluxo desejado para a segregação gravitacional. De acordo com a designação API, um separador gravitacional trifásico é constituído de quatro seções distintas: a) seção de separação primária - localizada na entrada do vaso, onde o fluido choca-se com dispositivos defletores, ou passa por um difusor, fazendo com que grande parte do gás separe, e o líquido decante em direção à parte inferior do vaso; b) seção de separação secundária - constitui a porção superior do interior do vaso, ocupada pela fase gasosa. Nesta seção, grande parte do líquido arrastado, sob a forma de gotas, é separada por decantação, e pelo emprego de dispositivos mecânicos; c) seção de acúmulo de líquido - localizada imediatamente abaixo da região ocupada pela fase gasosa, é formada. Separadores de fundo para óleo e gás são equipamentos utilizados para segregar e separar as fases em um escoamento bifásico. Sua aplicação é fundamental sempre que a co-existência das fases no escoamento implicar na operação inadequada de equipamentos ou incrementar processos indesejáveis, como a perda de carga ou a oscilação de variáveis operacionais (vazão, pressão, temperatura, etc) no sistema de transporte de fluidos.

11

Na ilustração a seguir, tem-se a idéia de um separador do tipo bifásico (a) –vaso horizontal, e de um separador do tipo trifásico (b) – vaso vertical:

Exemplos característicos, atuais, e de suma importância para o país, neste momento em que a produção de petróleo resulta em grande parte de reservas submarinas, é a ocorrência de escoamentos de gás e óleo em tubulações de completação e produção de petróleo, ou na sucção de bombas centrífugas submersas. Quando se produz um campo de petróleo, haverá sempre a ocorrência de escoamento bifásico (ou mesmo multifásico, com a presença de água e particulados sólidos) no poço e na tubulação de transporte da mistura entre a cabeça do poço e as facilidades de produção. O gás, ou está naturalmente livre no reservatório e será produzido com o óleo, ou resultará da mudança de fase das frações mais leves do óleo, quando este perde pressão ao escoar para a superfície. Se a ocorrência simultânea de gás e óleo na tubulação, por um lado, diminui a energia hidrostática da coluna bifásica que se estabelece entre o reservatório e a superfície, por outro aumenta a energia dissipada no escoamento, induz oscilações de pressão e vazão neste escoamento e impede a instalação, entre o reservatório e a superfície, de equipamentos operacionalmente sensíveis à presença de gás misturado na corrente de óleo (como uma bomba centrífuga submersa referida acima, por exemplo). Para maximizar a produção de óleo e de acordo com a pressão do sistema, poderá ser necessária a utilização de vários estágios de separação, permitindo o processamento da produção de poços que tenham diferentes padrões de pressão de fluxo. Para concluir, só a título informativo, após o processamento primário, e a chegada do petróleo bruto na refinaria, o mesmo é processado obtendo-se daí os derivados mais nobres. Após o processo de refino propriamente dito, mas também na cadeia de beneficiamento dos derivados do petróleo, ainda se apontam as chamadas indústrias de processo deprimeira geração, aquelas que utilizam matérias-primas provenientes do petróleo, principalmente nafta, gás natural e carvão mineral e as transformam em produtos petroquímicos básicos, dos quais os principais são: metano, eteno, propeno, série dos butenos, petroquímicos cíclicos (benzeno, tolueno, xilenos), metanol, sendo comumente chamadas de Centrais de Matérias-Primas (CPM). Ainda há o processo produtivo das indústrias de segunda geração que é caracterizado pela transformação das diversas matérias-primas básicas em produtos intermediários, como por exemplo monômeros para indústria de plásticos e afins, e intermediários químicos básicos. O destino destes produtos são as chamadas indústrias de terceira geração, também conhecidas como indústrias de transformação que através de operações químicas e/ou físicas, processam os produtos intermediários para manufaturar os bens de consumo que chegam até o consumidor.

12

3. Descrever como as refinarias brasileiras estão se adequando para processar os petróleos nacionais, em especial o Marlim, de modo a compatibilizar a produção com a demanda interna e externa de derivados. Resposta: Atualmente o Brasil importa não só derivados, mas também óleo leve que é misturado ao óleo pesado nacional para processamento em suas unidades. Até 1998, as refinarias brasileiras processavam 100% do petróleo nacional produzido, complementando suas necessidades com óleos importados, sempre se adequando aos novos tipos de petróleo descobertos. A partir de 1999, o crescimento de produção do óleo Marlim levou à sua exportação. O petróleo Marlim, por ser mais pesado, tem menor valor de mercado. Mas a importação de petróleos mais leves permite que as refinarias brasileiras operem com maior carga. O Brasil continuará importando petróleos mais leves que o petróleo Marlim que exporta, sendo que a quantidade exportada em 2006 já foi maior que a quantidade importada, o mesmo acontecendo com os derivados. Ou seja, a quantidade de óleo diesel, GLP, Coque e QAV importados é menor que a de gasolina e óleo combustível exportados. Esse é o nosso perfil atual. E só mudará quando o Parque de Refino Brasileiro estiver apto a refinar e tratar todo o óleo pesado atualmente produzido no país. Na figura abaixo temos uma ilustração das principais descobertas brasileiras.

Principais Descobertas Brasileiras - Fonte: PETROBRAS -2006

As novas descobertas de petróleo no Brasil derivam para petróleos cada vez mais pesados e índices de acidez cada vez mais elevados. Um problema referente ao processamento do óleo pesado nacional deve-se ao fato de que os petróleos pesados, ao serem extraídos, trazem, associados, muita água. Além disso, os petróleos tendem a ter quantidades significativas de compostos nitrogenados, metais como níquel e vanádio, asfaltenos e poliaromáticos, que, em percentuais elevados, diminuem o rendimento das unidades onde ocorrem processos catalíticos.

Em decorrência dessas descobertas - atuais e as esperadas para futuro próximo - as refinarias estão se preparando, investindo em adaptação / modernização de suas unidades de destilação atmosférica, para receber cargas mais pesadas e com mais acidez naftênica (característica típica de grande parte do petróleo nacional), além de virem investindo na construção / ampliação de unidades de conversão, a fim de obter rendimentos adequados ao perfil de demanda. No gráfico a seguir, verifica-se a evolução do Grau API dos petróleos nacionais processados nas refinarias brasileiras.

13

Gráfico Evolutivo do grau API dos petróleos nacionais processados nas refinarias

Fonte: PETROBRAS, 2004

Na década de 90, os investimentos em refino foram parcialmente retomados e direcionados para a conversão e tratamento de derivados, havendo uma mudança no perfil de produção, que acompanhou as tendências mundiais, com incremento da participação de derivados leves e médios (GLP, gasolina e óleo diesel) para atendimento do novo perfil de demanda, aumento da taxa de utilização das refinarias, melhoria na qualidade dos derivados e aumento da capacidade para responder às exigências ambientais. O incremento no potencial de conversão das refinarias brasileiras foi alcançado com investimentos em unidades de craqueamento catalítico fluido (fluid catalytic cracking – FCC), unidades de coqueamento retardado e unidades de craqueamento catalítico fluido de resíduos – RFCC (AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, 2002). Por outro lado, a necessidade de produção de derivados de melhor qualidade, vinculou-se, sobretudo, à instalação de unidades de hidrotratamento. Apesar dos investimentos correntes em capacidade de conversão nas refinarias brasileiras, estas ainda não estão completamente capacitadas para processar somente o petróleo nacional. O processamento de crus nacionais nas refinarias brasileiras vem aumentando: em 1993, 55% do petróleo processado eram de origem nacional, e, em 2002 tal valor chegou a 78%. É provável que tal valor chegue a um valor em torno de 88% em 2010 (PETROBRAS, 2004 c).

Fonte: PETROBRAS - 2006

14

A ANP classifica todos os petróleos produzidos no Brasil, dentre os quais apenas os petróleos do tipo Alagoano, Baiano Mistura, Coral, Fazenda Santo Estevão, Golfinho, Pescada, Sergipano Mar, Urucu, João de Barro e Riacho Tapuio tem grau API maior que 31, ou seja, que podem ser chamados de petróleos leves. Mas a produção total deles representa menos de 15% da produção brasileira. Sendo assim, como as refinarias brasileiras não têm capacidade de processar o total da produção nacional, cada vez mais de petróleos pesados, é necessário importar petróleos leves que permitam o funcionamento das refinarias o mais próximo possível de sua capacidade nominal, de modo a atender o mercado nacional de derivados assim como exportar produtos excedentes como a gasolina e o óleo combustível. Apesar de todas as melhorias feitas pela Petrobras em suas refinarias, o índice de processamento de petróleo nacional nas refinarias brasileiras é menor que 80%. Por exemplo, até Jul/2007, foram 85 milhões de barris de óleo importados dos 368 milhões processados, ou seja, cerca de 23%.

Fonte: PETROBRAS - 2004

A viabilidade econômica da adequação das refinarias brasileiraspara processar os petróleos nacionais, em especial o Marlim, de modo a compatibilizar a produção com a demanda interna

15

e externa de derivados é potencialmente existente e pode ser comprovada bastando comparar os preços médios de petróleo no ano: importado - US$67,43/barril (75,59) e exportado - US$49,17/barril (56,81), sendo estesvalores correspondentes ao mês de Julho / 2007. Os preços estão continuamente em alta desde Abril, e são apresentados e disponibilizados no site da ANP (http://www.anp.gov.br/petro/dados_estatisticos.asp). Observa-se que a diferença na média considerada é pouco mais de US$18/barril, valor que viabiliza a construção de refino adicional no Brasil para processar os óleos pesados, dado que a maior complexidade da refinaria (com custos também maiores) é compensada pelo fato dos derivados terem os mesmos preços, independentemente do petróleo com que são produzidos.

Fonte: PETROBRAS - 2004 Para garantir o abastecimento seguro do mercado nacional, a Petrobras revisou o Plano Estratégico de Negócios com vista a 2010. Nele foram intensificados investimentos em E&P e também na adequação do parque de refino aos tipos mais pesados de petróleo, que não podem ser processados nas instalações atuais, o que implica a importação de óleos leves para compor blends aceitáveis.

A revisão do Plano de Negócios da Petrobras ampliou em US$ 3,6 bilhões os investimentos no setor de abastecimento da companhia, cujo total acumulado passará de US$ 9,3 bilhões para US$ 12,9 bilhões até 2010. Desse total, US$ 8 bilhões (61%) têm por destino aumentar a capacidade de processamento da companhia e também adaptar o parque industrial a refinar o óleo pesado nacional. Atualmente, a matéria-prima nacional representa apenas 74% da carga processada no País, percentual que deverá chegar a 91% até 2010.

Além da adaptação das refinarias existentes, geralmente pelo aumento das unidades de craqueamento catalítico e de coque, unidades específicas para lidar com óleos pesados estão sendo planejadas, a exemplo da “refinaria petroquímica” do Rio de Janeiro e da refinaria de Pernambuco, este em parceria com a estatal Petróleos de Venezuela S/A (PDVSA). Há também a previsão do aumento da oferta local de óleos leves nos campos em desenvolvimento na Bacia de Santos e do Espírito Santo, que ajudam a compor um mix mais aceitável com os tipos pesados típicos de Campos.

O esforço da parte industrial terá um reflexo imediato na elevação dos custos de refino. No final de 2004, esse indicador era de US$ 1,34 por barril e foi aumentado para US$ 1,82/bbl no primeiro trimestre de 2005, chegando a US$ 2,01/bbl em junho. Para 2010, a estimativa é de gastar US$ 2,02 para refinar cada barril de petróleo. Os ajustes na capacidade de refino, tanto em termos de quantidade quanto em termos de qualidade, são necessários para compatibilização da produção interna de petróleo pesado com a demanda por derivados e diminuição da dependência externa de importação de derivados e petróleos mais leves.

16

4. Descrever o processo de CRAQUEQMENTO CATALÍTICO, comentando a importância desta unidade no esquema de refino. Resposta: O petróleo não é uma substância pura, e sim uma complexa mistura de compostos orgânicos onde predominam os hidrocarbonetos. Além da complexidade de sua composição, não existem dois petróleos idênticos, e suas diferenças vão influenciar de forma decisiva tanto nos rendimentos quanto na qualidade das frações. Dessa forma, o petróleo deve ser processado e transformado de forma a obter-se a maior quantidade possível de produtos valiosos, e da melhor qualidade admissível, minimizando os produtos de menor valor comercial. Esse processo é realizado na .refinação, onde a metodologia empregada no seu desmembramento acarreta custos operacionais elevados e aplicação de técnicas de depuração cada vez mais arrojadas. O petróleo como sabemos, no estado em que é extraído do solo, tem pouquíssimas aplicações. Ele é uma intricada mistura de moléculas, compostas principalmente de carbono e hidrogênio – os hidrocarbonetos, além de algumas impurezas. Para que o potencial energético do petróleo seja aproveitado ao máximo ele deve ser submetido a processos de separação, conversão e tratamentos numa refinaria, numa série de operações encadeadas, desdobrando-se nos seus diversos derivados. Os processos de separação são sempre de natureza física e tem por objetivo desdobrar o petróleo em suas frações básicas ou processar uma fração previamente produzida no sentido de retirar dela um grupo específico de componentes. Os agentes responsáveis por estas operações são físicos, por ação de energia (na forma de modificações de temperatura e / ou pressão) ou de massa (na forma de relações de solubilidade a solventes) sobre o petróleo ou suas frações. Exemplos desses processos são: a Destilação, a Desasfaltação a propano, a Desaromatização, a Furfural e a Desparafinação / Desoleificação a solvente. Os processos de conversão são sempre de natureza química e visam transformar uma fração em outras, ou alterar profundamente a constituição molecular de uma dada fração, sem, no entanto, transformá-la em outra. Isso pode ser conseguido através de reações de quebra, reagrupamento ou reestruturação molecular. Nessas reações se utilizam ações conjugadas de temperatura, pressão sobre os cortes, sendo bastante freqüentemente também a presença de um agente promotor reacional, denominado catalisador. Conforme a presença ou ausência desse agente, esses processos podem ser classificados como catalíticos ou não catalíticos. É importante ressaltar que devido às profundas alterações químicas processadas, os produtos que saem desses processos de conversão, se misturados, não reconstituem em hipótese alguma a carga original, ao contrário do processo de separação, que a menos de eventuais perdas e contaminações, se misturados, reconstituem a carga original, uma vez que nesse processo, a natureza das moléculas não é alterada. Exemplos de processos de conversão são: o Craqueamento; o Hidrocraqueamento; a Alcoilação, a Reformação e a Isomerização (todos esses catalíticos); e, dentre os não catalíticos podem ser citados: o CraqueamentoTérmico, a Viscorredução, o CoqueamentoRetardado ou Fluido. Os processos de tratamento, também conhecidos como processos de acabamento, são de natureza química, porém seus objetivos não são de provocar profundas modificações nas frações, e sim causar a melhoria de qualidade de cortes semi-acabados eliminando ou reduzindo impurezas presentes em suas constituições, sendo bastante utilizados em frações leves (gases, GLP e naftas). Exemplos: Tratamento Cáusticosimples e o regenerativo (Merox), o Tratamento com Etanol-Aminas (MEA/DEA) e o TratamentoBender. Os processos de tratamento são também utilizados para adequar a qualidade de frações médias (querosene, diesel) ou pesadas (gasóleos, lubrificantes, resíduos). São exemplos desse grupo o Hidrotratamento ou Hidroacabamento. Os processos auxiliares se destinam a fornecer insumos à operação dos outros acima citados e basicamente tratam rejeitos desses mesmos processos. Constituem processos auxiliares: a Geração de Hidrogênio, a Recuperação de Enxofre, e as utilidades (Geração de Vapor e Energia, Tratamento D’Água, ar comprimido, distribuição de gás e óleo combustível,

17

tratamento de efluentes e tocha) que embora não sejam de fato unidades de processo, são imprescindíveis à eles. Mas afinal o que é e qual é a importância do Craqueamento Catalítico como processo de refino? O craqueamento catalítico (ver esquemático abaixo) é um dos múltiplos processos de depuração do petróleo, sendo o objetivo de sua utilização aumentar a produção de gasolina e GLP, de uma refinaria, através da conversão de frações pesadas, provenientes da destilação do petróleo (gasóleo e resíduos), em frações mais leves. Este processo surgiu durante a segunda guerra mundial com os aliados, devido à grande demanda por suprimento de gasolina e por material petroquímico. Atualmente é largamente utilizado em todo o mundo, uma vez que a demanda de gasolina em vários países é superior á dos óleos combustíveis. Além disso, o craqueamento catalítico produz uma maior quantidade de gasolina, com melhor qualidade, apresentando razoáveis custos de produção.

O craqueamento catalítico corrige o déficit da produção de gasolina e GLP, suplementando a diferença entre a quantidade obtida diretamente do petróleo e a requerida pelo mercado mundial crescente. Para isso, utiliza-se entre outras variáveis de controle, a pressão, a temperatura e a adição de óxidos como catalisadores do processo. Sendo assim, o processo de craqueamento produz condições de operação muito severas para os equipamentos. Esta severidade apresenta-se pela corrosão, fluência e/ou desgaste erosivo. A utilização de materiais inadequados, implica em redução de vida de componentes / equipamentos, com conseqüente impacto sobre a confiabilidade/ disponibilidade das plantas e sobre os resultados financeiros do negócio, além de aumentar os riscos de danos ao meio ambiente. De maneira bastante simplificada, o processo de craqueamento consiste em um reator, o riser; um ciclone, para separar as partículas de catalisador dos produtos; e um regenerador, onde estas partículas são reativadas pela queima do coque depositado sobre sua superfície. Pode-se assegurar que o craqueamento catalítico é um processo de desintegração molecular. Sua carga é o gasóleo de vácuo, que submetido a condições bastante severas em presença do catalisador, é decomposto em várias outras frações mais leves, produzindo gás combustível, gás liquefeito, gasolina, gasóleo leve (diesel de craqueamento) e gasóleo pesado de craqueamento (óleo combustível). As reações produzem também coque, que se deposita no catalisador e é queimado quando da regeneração desse último, gerando um gás de combustão, de alto conteúdo energético. O mesmo é usado na geração de vapor d’água de alta pressão.

18

O Craqueamento Catalítico, também é conhecido como FCC (Fluid Catalytic Cracking), é um processo de grande importância no refino, pois por excelência é destinado à produção de produtos mais nobres como a gasolina de alta octanagem, sendo este o derivado que aparece em maior quantidade, da ordem de 50 a 65% do volume em relação à carga processada. Em segundo lugar aparece o GLP com uma proporção da ordem de 25 a 40% do volume em relação à mesma carga. Com menores rendimentos percentuais aparece ainda o óleo diesel de craqueamento (LCO), o óleo combustível de craqueamento (óleo decantado-clarificado), o gás combustível e o gás ácido (H2S). É portanto,um processo de grande versatilidade, de elevada rentabilidade, e que devido a grande necessidade de produção de GLP e de gasolina, está atualmente presente em todas as refinarias da PETROBRÁS. Em razão da larga utilização do automóvel (alta demanda por gasolina) o Canadá, o Japão, o México, o Brasil e os Estados Unidos estão entre os países onde o FCC é um processo intensamente utilizado, com expressiva capacidade instalada. 5. Discutir a logística de distribuição dos derivados de petróleo no Brasil e no mundo, destacando o papel do modal dutos. Resposta:

Em logística deve-se projetar e especificar as maneiras pelas quais a produção e a demanda devem ser compatibilizadas, e como suas diferenças geográficas devem ser transpostas, com o objetivo de fazer com que bens ou serviços corretos cheguem no instante e lugar exatos e na condição desejada.

O transporte é um dos elementos mais visíveis das operações logísticas. Para a maioria das empresas o transporte é geralmente um dos elementos mais importantes nos custos logísticos. É um ambiente caracterizado por: •Extremo dinamismo, •Máxima disponibilidade; •Flutuação da demanda; •Competitividade; •Globalização.

No caso do mercado de derivados e combustíveis, podem ser considerados componentes da Cadeia de Suprimentos: transportador (dutoviário, ferroviário, rodoviário, hidroviário), produtores de combustíveis e derivados (Petrobras, refinarias particulares e petroquímicas), distribuidoras (Shell, Texaco Esso, Br, Ipiranga, etc) e consumidores (indústrias ou pessoas físicas). Histórico Transporte em sentido geral é a ação ou o efeito de levar pessoas ou bens de um lugar a outro. Destaca-se a invenção da roda como um marco que mudou para sempre a maneira do homem transportar as coisas. O modal dutoviário é um dos vários tipos de transporte utilizado pelo homem, tendo inclusive mais de duzentos anos de uso. O sistema de transportes é vital para o comércio interno e externo, a fixação dos custos de bens e serviços, a composição dos preços, a regularização dos mercados, a utilização da terra e sua urbanização. Os marcos mais importantes da operação econômica das diversas modalidades de transporte são:

• Invenção da Máquina a Vapor (1807); • Início do Transporte Ferroviário (1830); • Início do Transporte Dutoviário (1865); • Início da utilização comercial do Automóvel (1917); • Início da Aviação Comercial (1926).

Transportes no Brasil - Origens

Até a década de 1950, a economia brasileira se fundava na exportação de produtos primários, e com isso o sistema de transportes se limitou aos transportes fluvial e ferroviário. Com a aceleração do processo industrial na segunda metade do século XX, a política concentrou os recursos no setor rodoviário, com prejuízo para as ferrovias, especialmente na área da indústria pesada e extração mineral. Como resultado, o setor rodoviário,o mais caro depois do aéreo, movimentava no final do século mais de sessenta por cento das cargas.

19

O intuito de criar uma rede de transportes ligando todo o país nasceu com as democracias desenvolvimentistas, em especial de Getulio Vargas e Juscelino Kubitscheck . Naquela época, o símbolo da modernidade e do avanço em termos de transporte era o automóvel. Isso provocou uma especial atenção dos citados governantes na construção de estradas. Desde então, o Brasil tem sua malha viária baseada no transporte rodoviário. Rodoviário

As primeiras rodovias brasileiras datam do século XIX, mas a ampliação da malha rodoviária ocorreu no governo Vargas, com a criação do Departamento Nacional de Estradas de Rodagem (DNER) em 1937. Em 1973, passou a vigorar o Plano Nacional de Viação, que modificou e definiu o sistema rodoviário federal. As dificuldades econômicas do país a partir do final da década de 1970 causaram uma progressiva degradação da rede rodoviária. A construção de novas estradas foi praticamente paralisada ou se manteve apenas setorialmente e em ritmo muito lento e a manutenção deixou de obedecer a requisitos elementares.

Este é o principal meio de transporte no Brasil tanto em relação ao transporte de cargas quanto o de pessoas, embora não seja o mais indicado para todos os fins devido a seu custo e poluição ambiental. Ferroviário

As primeiras iniciativas nacionais, relativas à construção de ferrovias remontam ao ano de 1828, quando o Governo Imperial autorizou por Carta de Lei a construção e exploração de estradas em geral. O propósito era a interligação das diversas regiões do País.

É importante destacar que, até a chegada das ferrovias no Brasil, o transporte terrestre de mercadorias se processava no lombo dos burros em estradas carroçáveis.

É conveniente salientar que em São Paulo, as estradas de ferro foram decorrência natural das exportações agrícolas. Hidroviário

As hidrovias, uma alternativa sempre lembrada dadas as condições privilegiadas da rede fluvial nacional, pouco se desenvolveram. A navegação fluvial nunca foi bem aproveitada para o transporte de cargas. Em 1994, a malha hidroviária participava com apenas 1% do transporte de cargas. Entre os fatos de maiores repercussões, no transporte marítimo, no século XX se destacam:

A substituição do carvão pelo petróleo como combustível.

Falta de abertura de canais e interligação com outros modais.

O modal aquaviário é fundamental para promover e integrar o país interna e externamente. Afinal, são oito bacias com 48 mil km de rios navegáveis, reunindo, pelo menos, 16 hidrovias e 20 portos fluviais. O litoral é de 9.198 km e possui uma rede hidroviária enorme e ainda não explora adequadamente o transporte marítimo. O transporte marítimo tem grande importância na exportação de alimentos, minérios e madeira por seu alto volume de transporte. Aeroviário

A aviação iniciou no Brasil com um vôo de Edmond Plauchut, a 22 de Outubro de 1911. O aviador, que fora mecânico de Santos Dumont em Paris, decolou da praça Mauá, voou sobre a avenida Central e caiu no mar, de uma altura de 80 metros, ao chegar à Ilha do Governador. Era então bem grande o entusiasmo pela aviação. A extensão do país e a precariedade de outros meios de transporte fizeram com que a aviação comercial tivesse uma expansão excepcional no Brasil. Em 1960, o país tinha a maior rede comercial do mundo em volume de tráfego depois dos Estados Unidos. Iniciou-se a aviação comercial brasileira em 1927. A crise e o estímulo do governo federal às fusões de empresas reduziram esse número para apenas quatro grandes empresas comerciais. O transporte aéreo tem importância pelo fato do Brasil ser um país extenso, há vôos que podem durar mais de 4 horas ao se viajar para cidades distantes.

No entanto, atualmente, esse é um sistema ainda pouco desenvolvido (com pouca participação no mercado), principalmente porque foi dada grande ênfase as estradas rodoviárias no

20

princípio do desenvolvimento industrial brasileiro. Hoje a participação aeroviária no sistema de transporte de cargas tem pouco significado (participação menor que 1%), e na maioria das vezes o transporte aéreo funciona como transportador de urgência (cargas expressas que precisam chegar nos pontos mais remotos numa velocidade que os demais meios de transporte não atendem).

O modal aéreo tem, como sua principal característica a capacidade de vencer grandes distâncias em curtíssimo espaço de tempo, entretanto, a baixa capacidade de transporte do veículo aeroviário torna sua utilização restrita a pequenos lotes de carga, o que resulta no elevado custo médio por tonelada movimentada. Assim, suas taxas de fretes são relativamente altas quando comparadas com os outros modais. Isto tem restringido o mesmo a produtos que podem compensar efetivamente seus custos elevados, por melhorar o nível de serviço. Os produtos geralmente transportados são de alto valor agregado. Normalmente produtos que têm um valor elevado quando comparado com seu peso ou volume, ou então, podem necessitar para sua distribuição, rapidez na entrega (preponderância do fator tempo). Dutoviário

Transporte Dutoviário refere-se à modalidade de transporte em que o veículo utilizado compõe a própria infra-estrutura construída (dutos), os quais foram desenvolvidos devido ao avanço tecnológico, permitindo a remessa de produtos a longas distâncias, como petróleo bruto, gás, minérios. Os dutos são tubos subterrâneos impulsionados por bombeamento para superação dos obstáculos do relevo.

Esse sistema de transporte diminui consideravelmente o congestionamento das rodovias e ferrovias; são exemplos de dutos: oleoduto, gasoduto, mineroduto, aquaduto, salmoroduto.

A história nos conta que as tubulações já eram conhecidas como meio de transporte de líquidos desde a Antiguidade: os chineses com bambus, os egípcios e astecas em material cerâmico e os gregos e romanos empregavam tubos de chumbo.

Entre os meios de transporte utilizados, os oleodutos tornaram-se um meio de transporte preferencial tanto para atender ao abastecimento das refinarias como para suprir a necessidade dos grandes centros de consumo de derivados. CONSIDERAÇÕES Neste trabalho o nosso foco é tratar da logística de distribuição dos derivados de petróleo no Brasil e no mundo, destacando o papel do modal dutos, assim enfatizaremos apenas esse tipo de modal. MODAL DUTOS

O sistema de dutos é o meio mais seguro e econômico de se transportar petróleo e seus derivados, interligando regiões produtoras, plataformas, refinarias, terminais marítimos, parques de estocagem e os centros consumidores.

O transporte dutoviário é um método altamente eficiente para mover granéis líquidos, ou gasosos por grandes distâncias. Devido às suas características os dutos restringem-se principalmente ao movimento de petróleo e derivados, e gás.

O baixo custo operacional, segurança e garantia de redução do potencial de impactação ambiental são algumas das vantagens que a opção dutoviária oferece, justificando assim, o emprego crescente desta modalidade de transporte. É interessante ressaltar que, os custos de movimentação são relativamente baixos, mas a linha de produtos atendida ainda é limitada.

O sistema de transporte por dutos contribui ainda para aumentar a segurança nas estradas e diminuir a poluição causada pelo tráfego pesado das carretas. Por exemplo, só o oleoduto de Belo Horizonte, possibilitou retirar das estradas aproximadamente 1000 carretas por dia.

Estes aspectos indicam que investir na ampliação, modernização e na confiabilidade operacional da malha dutoviária brasileira é fundamental para atender às necessidades e exigências cada vez maiores da população. A tabela a seguir “BRASIL- MATRIZ DE TRANSPORTES (CARGAS) na atualidade, evidencia a grande assimetria e indica a necessidade de uma maior homogeneização na distribuição de cargas entre os diversos modais, quando comparada a matriz de países desenvolvidos.

21

BRASIL - MATRIZ DE TRANSPORTES (CARGAS)

TIPO ANO 19932000

Aeroviário 0,29% 0,33% Aquaviário (*) 11,15%; 13,86% Ferroviário 22,61% 20,86% Dutoviário 4,21% 4,46% Rodoviário 61,74% 60,49%

FONTE: AET - 1998 / GEIPOT; AET - 2001 / GEIPOT . (*) Inclui navegação interior, de cabotagem e de longo curso. A tabela abaixo configura um comparativo por Modal, apresentando uma comparação da matriz de transportes brasileira com a dos países desenvolvidos e mostra uma escala de distâncias em que os diversos modais são teoricamente mais competitivos.

Do ponto de vista econômico, a indústria mundial de petróleo tem seguido a tendência das indústrias em geral, estabelecendo processos muito parecidos entre si, no que diz respeito ao empenho distribuidor (modais de transporte) e na operacionalização logística da cadeia vertical e horizontalmente integrada a qual permite que um produto, partilhado em diversos subprocessos, chegue ao consumidor final. No caso do petróleo, esse fato fica evidente no organograma ao lado.

Atualmente, não é mais o desenvolvimento da logística que está preso ao crescimento da indústria mundial de petróleo, mas sim o inverso, ou seja, a manutenção do poder da indústria mundial de petróleo depende de sua integração com o novo conceito de logística. As indústrias mundiais de petróleo, que ao longo do século 20 foi aprimorando a logística, hoje tem de se adaptar e internalizar as novas técnicas que fazem as ligações de seus elos. No caso do petróleo, um recurso natural distribuído de forma aleatória pelo mundo, fazer a integração perfeita de todos os elos de sua cadeia produtiva, ou seja, do poço ao consumidor, sempre foi um imenso desafio.

22

No Brasil, os oleodutos autorizados pela ANP totalizam cerca de 7.500 km de extensão, sendo que 25% são destinados à movimentação de petróleo e 75% à movimentação de derivados e outros produtos. Entretanto, do total de oleodutos, menos de 30% são classificados como sendo de transporte, ou seja, podem ser compartilhados. Observando a sua estrutura, percebe- se que 62% dos dutos de transporte têm extensão inferior a 15 km [ANP (2003)]. Os terminais são compostos por um conjunto de instalações utilizadas para recebimento, armazenagem e expedição de produtos, constituindo um elo fundamental na infra-estrutura de movimentação de petróleo e seus derivados. Estão sujeitos ao livre acesso, segundo a Portaria ANP 251/00, os 45 terminais aquaviários, que representam 68% da capacidade de armazenamento brasileira (os terrestres são apenas 23) [ANP (2003)]. O Gráfico a seguir ilustra o mercado brasileiro de distribuição de combustíveis.

Em nosso país, o desafio da logística vai além de vê-la como diferencial. Reside na própria estrutura física da logística. Criada sob a ideologia do Estado como propulsor, ela foi estabelecida de forma a maximizar a operacionalização da estatal Petrobras. Atualmente, com a abertura do mercado de petróleo brasileiro, foi concretizado o livre acesso à estrutura da Petrobras. No entanto, tal abertura não consiste, na realidade, em livre acesso. O próprio posicionamento dessa estrutura não possibilita a exploração de demandas marginais como as do Norte e do Nordeste brasileiro.

Fluxo de Distribuição de Petróleo e Derivados no Brasil

Atualmente, por questões de investimento e análise de custo benefício, as Bases da Petrobras que estão localizadas em regiões mais remotas servem a diversas outras empresas que não dispõem da estrutura logística para conduzir os produtos até aquela região. A figura abaixo

23

representa a localização geográfica de todas as Bases de Distribuição de Combustíveis e seus modais de recebimento e distribuição de produtos no Brasil.

Representação Geográfica das Bases de Distribuição de Derivados de Petróleo (Sindicom, 2004) No mercado internacional, o petróleo é o principal produto comercializado, atendendo a mais de 40% das necessidades energéticas globais. Isso significa dizer que no atual padrão tecnológico, em que a energia é a força motriz tanto na produção quanto na comercialização de qualquer produto, o petróleo é um dos elementos-chave de todas as cadeias logísticas, mais evidentes ainda no downstream, que engloba a distribuição dos derivados e a comercialização do óleo e de seus derivados. Há algumas décadas a indústria mundial de petróleo vem passando por intensas transformações, dentre as quais podem ser destacadas a desverticalização e a terceirização de seus elos produtivos. A necessidade crescente de fazer o produto estar no lugar certo na hora certa tem tirado da logística o papel de geradora de custos, atribuindo-lhe o status de diferencial. No caso das indústrias mundiais de petróleo, que opera um fluxo contínuo, a logística sempre teve destaque, cabendo agora sancioná-la como diferencial. Percebe-se, pelo apresentado ao longo dessa questão, que a indústria brasileira de petróleo, com respeito à logística, está diante de um grande desafio: para transformar a logística num diferencial, é necessário expandir a infra-estrutura e eliminar os gargalos existentes. Provavelmente, tal decisão não partirá unicamente de agentes privados, mas sim, como na implantação da indústria brasileira de petróleo, de uma decisão conjunta com a Petrobras e o governo. A Globalização de mercados impôs, a todos os players, que busquem adequar-se aos parâmetros internacionais de eficiência e produtividade, pois, do contrário, estarão alijados do processo de desenvolvimento. Assim, podemos concluir que o estudo da cadeia logística da indústria de petróleo é extremamente peculiar, devido à sua dimensão e complexidade.

Região de Maior Consumo de Derivados

24

6. Referências Bibliográficas

Documentos com consulta disponível nos seguintes endereços eletrônicos: Acessados em 17/09/2007:

• http://www.nuso.org/upload/articulos/3369_1.pdf

• http://www.ctgas.com.br/template02.asp?parametro=5454

• http://pt.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

• http://www.feq.unicamp.br/~cobeqic/rMD24.pdf.

• http://servicos.capes.gov.br/arquivos/avaliacao/estudos/dados1/2001/40 006018/013/2001_013_40006018003P4_ProjPesq.pdf

Acessados em 21/09/2007:

• http://www.quimica.com.br/quimicaederivados.htm

• http://www.ctgas.com.br/template02.asp?parametro=5454

• http://www.zerohora.com.br/

• http://conjur.estadao.com.br

• http://www2.fpa.org.br

• http://www.jfpb.gov.br

• http://www.ogloboonline.com.br/

Material e anotações de sala de aula, e a indicada na folha de exercício.

Até o momento nenhum comentário
Esta é apenas uma pré-visualização
3 mostrados em 24 páginas