1. UNIFEI
Os Desafios Tecnológicos do
Refino de Petróleo no Brasil
Perspectivas Futuras
Mauro Bria
Gerente de Tecnologia para
o Processamento de
Óleos Ultra-pesados
2. UNIFEI – Agosto/ 2004
Perfil de Demanda de Derivados
Produção de Petróleo Nacional
Qualidade do Petróleo
Adequação do Parque de Refino
Carteira de Investimentos
Tendências Mundiais do Refino
Refinarias do Futuro
Conclusões
Sumário
3. UNIFEI – Agosto/ 2004
COMPARAÇÃO ENTRE DEMANDAS DE MERCADOS
21%
4%
30%
45%
19%
12%
43%
26%
16%
29%
35%
20%
16%
18%
42%
24%
27%
14%
34%
25%
20%
13%
36%
32%
35%
10%
39%
16%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
EUA Europa Oriente Médio Africa China Japão Brasil
Perfil de Consumo de Derivados de Petróleo
Outros Óleo Comb. Médios Gasolina
Fonte: BP
6. UNIFEI – Agosto/ 2004
DESAFIOS NO PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO NACIONAL
Adequação Esquema
de Refino
Alto Rendimento
de Resíduo
Acidez
O Petróleo Nacional
Dessalgação
7. UNIFEI – Agosto/ 2004
Características das Novas descobertas
Evolução da Acidez Média do Óleo
Nacional
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Entre 0 e 0,5 Acidez Entre 0,5 e 1,5 Acidez Maior que 1,5 Acidez
Acidez
Média
0,64
Acidez
Média
0,64
Acidez
Média
0,75
Acidez
Média
086
Acidez
Média
097
Acidez
Média
1,05
Acidez
Média
1,16
Acidez
Média
1,30
8. UNIFEI – Agosto/ 2004
Acidez Naftênica
Soluções clássicasSoluções clássicas ::
• Diluição: mistura com outros petróleos menos ácidos(limitada)Diluição: mistura com outros petróleos menos ácidos(limitada)
• Uso de inibidores (temporário)Uso de inibidores (temporário)
• Adequação metalúrgica das unidades de destilação;Adequação metalúrgica das unidades de destilação;
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2003 2010
CapacidadeCapacidade (Mbpd) de Processamento de Petróleos Ácidos
9. UNIFEI – Agosto/ 2004
ADEQUAÇÃO DO ESQUEMA DE REFINO
Dessalgação
Petróleos mais pesados;
Petróleos mais viscosos;
Emulsões mais estáveis;
•Modificação das dessalgadoras existentes;
•Parceria com fabricantes de dessalgadoras;
•Testes em piloto para melhor especificação;
•Combinar o uso de desemulsificantes;
•Melhor instrumentação das dessalgadoras.
Nova Dessalgadora
Para Lubnor
Revamp da
U-200A da REPLAN
10. UNIFEI – Agosto/ 2004
Petróleos cada vez mais pesados
0,0
500,0
1.000,0
1.500,0
2.000,0
2.500,0
Produção em
MBPD
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Evolução do API Médio da Produção Nacional
Entre 16 e 18 ºAPI Entre 18 e 20 ºAPI Entre 20 e 25 ºAPI
Entre 25 e 30 ºAPI Maior que 30ºAPI
ºAPI
Médio
25,0
ºAPI
Médio
22,9
ºAPI
Médio
21,4
ºAPI
Médio
21,5
ºAPI
Médio
21,3
ºAPI
Médio
21,3
ºAPI
Médio
20,7
ºAPI
Médio
19,8
11. UNIFEI – Agosto/ 2004
Reduzindo a Dependência de Óleo Importado
Importado
Volume Total de Petróleo Processado
por Ano (Nacional + Importado)
0
500
1000
1500
2000
2500
2005 2006 2007 2008 2009 2010
VolumeTotalemMbpd
Petróleos Nacionais Petróleos Importados
API
Médio
28,1
API
Médio
27,2
API
Médio
26,0
API
Médio
25,6
API
Médio
25,3
API
Médio
25,3
12. UNIFEI – Agosto/ 2004
ADEQUAÇÃO DO ESQUEMA DE REFINO
Reduzir Produção de
Óleo Combustível
Processos de
conversão de RV
Atender demanda
crescente de diesel
Processos de
HCC e HDT
Obs.: RV = Resíduo de Vácuo
13. UNIFEI – Agosto/ 2004
ADEQUAÇÃO DO ESQUEMA DE REFINO
Processos de
conversão de RV
Rejeição de
carbono
Adição de
Hidrogênio
Desasfaltação
Viscorredução
Craqueamento Térmico
Gaseificação
Coque
Hidroconversão
14. UNIFEI – Agosto/ 2004
OPÇÃO PELO PROCESSO DE COQUE
Unidade de Coque da REGAP
Tecnologia consolidada na Petrobras;
Ampla aplicação comercial no mundo;
Coque de petróleo nacional com boa qualidade;
Amplo mercado consumidor no País;
Melhora a relação diesel/gasolina.
15. UNIFEI – Agosto/ 2004
Produção Nacional de Óleo Combustível
2006 2007 2008200520042003
0
100
200
300
400
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Adicional
Exportação
Nacional
REDUC
REPLAN e
REFAP
RLAM
REVAP
REPAR
Mil Bpd Unidades de
Coque
16. UNIFEI – Agosto/ 2004
•Leito Fixo - Normalmente aplicado para remoção de- Normalmente aplicado para remoção de
enxofre (HDS de resíduo de vácuo e resíduo atmosférico) eenxofre (HDS de resíduo de vácuo e resíduo atmosférico) e
preparo de carga para FCC. Existem algumas aplicaçõespreparo de carga para FCC. Existem algumas aplicações
industriais. Apresentam níveis de conversão muito baixos;industriais. Apresentam níveis de conversão muito baixos;
•Leito Expandido - Poucas unidades industriais LCFining- Poucas unidades industriais LCFining
(Chevron), H-Oil (Axens), níveis de conversão até 60%(Chevron), H-Oil (Axens), níveis de conversão até 60%
(carga RV);(carga RV);
•Leito de lama - Processos em fase de escala piloto e/ou- Processos em fase de escala piloto e/ou
de demonstração (Kobelco, Eni), carga RV ou RAT, níveisde demonstração (Kobelco, Eni), carga RV ou RAT, níveis
de conversão até 75 %.de conversão até 75 %.
ALTERNATIVAS DA HIDROCONVERSÃO DE RESÍDUO
Alto custo
operacional
Alto valor de
investimento
Baixa
aplicação
industrial
17. UNIFEI – Agosto/ 2004
ADEQUAÇÃO DO ESQUEMA DE REFINO
Atender demanda
crescente de diesel
Processo de HCC: Converter gasóleos em
diesel de alta qualidade;
Processo de HDT: Agregar qualidade
necessária às correntes de diesel de outros
processos;
Processo de coque: Sinergia com o HCC e
HDT na produção de diesel.
Refino
Flexível
18. UNIFEI – Agosto/ 2004
INVESTIMENTOS NO REFINO
Total : 5.755 MMUS$
REFINO
2004-2008
Manutenção & SMS; 11%
Outros; 10%
Ampliação; 6%
Conversão; 30%
Qualidade de Gasolina e
Diesel; 43%
5,481 Bilhões de US$
Recursos Próprios e Financiamentos
19. UNIFEI – Agosto/ 2004
Ajustes de Capacidade
Capturar oportunidades de aumento de capacidade de
baixo custo;
Contribuir para a meta de refino de 1.900 mbpd em 2010,
sendo 1.600 mbpd de petróleo nacional.
Conversão
Produção de derivados de maior valor agregado e
redução de produção de óleo combustível;
Adaptação para maximizar o processamento de petróleo
nacional.
INVESTIMENTOS NO REFINO
20. UNIFEI – Agosto/ 2004
Qualidade do Diesel e Gasolina
Atender as futuras especificações;
Reduzir “gap” em relação às especificações Europa e USA;
Garantir a posição competitiva da Petrobras frente a
abertura de mercado;
Garantir flexibilidade para exportação de gasolina.
INVESTIMENTOS NO REFINO
21. UNIFEI – Agosto/ 2004
Refinaria do Futuro – 2020 e Além
2000
2020
27. UNIFEI – Agosto/ 2004
O Mundo Necessita de Energia para Crescer
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
Consumo de energia per capita (Quad Btu)
PIBpercapita,MUS$
Noruega
EUASuécia
Japão
Alemanha
França
CanadáAustrália
CoréiaArgentina
Rússia
Brasil Chile México
Itália
Espanha
Reino Unido
Portugal
Nova Zelândia
Taiwan
India
33. UNIFEI – Agosto/ 2004
Células
Combustíveis
Tipo Eletrólito
Temperatura de
Operação (ºC)
Sensibilidade à pureza
do H2
Proton Exchange
Membrane
Solid organic polymer poly-
perfluorosulfonic acid
60-100
Alta sensibilidade <10
ppm CO
Alkaline
Aqueous solution of potassium
hydroxide soaked in a matrix 90-100
Alta sensibilidade a
CO2
Phosphoric Acid
Liquid phosphoric acid soaked in a
matrix
175-200 Sensível a CO
Molten Carbonate
Liquid solution of lithium, sodium
and/or potassium carbonataes,
soaked in a matrix
600-1000
Misturas H2/CO podem
ser usadas. CO2 é
necessário
Solid Oxide
Solid zirconium oxide to which a
small amount of ytria is added 600-1000
Misturas H2/CO2/CH4
podem ser usadas.
H2O
34. UNIFEI – Agosto/ 2004
Esquema de Refino para 2020 - INERCIALEsquema de Refino para 2020 - INERCIAL
C
R
U
DESSALGAÇÃO
HDT
DESTILAÇÃO
REATIVA
ATMOSFÉRICA
E A VÁCUO
ADOÇAMENTO COM
MEMBRANAS
RECUPERAÇÃO DE S
HIDROTRATAMENTO
FCC COM ALTA
CONVERSÃO A
OLEFINAS
COQUEAMENTO
HIDROCONV.
DE RESÍDUOS
VISBREAKING
GASEIFICAÇÃO
PROCESSAM. DE S
ISOMERIZAÇÃO
REFORMA
HIDROGENAÇÃO
DE AROMÁTICOS
HDS NAFTA FCC
ALQUILAÇÃO
DIMERIZAÇÃO
ISOM. ESQUELETAL
C1-C2 E GLP
HIDROGÊNIO
PROD. DE S
GASOLINA
QUEROSENE
DIESEL
HIDRODESPARAFIN. LUBRIFICAN.
GASOL. FCC
GASOLINA
ÓLEO COMB.
ELETRICIDADE
OLEFINAS
COQUE
G
Á
S
REFORMA A VAPOR
NAFTA
35. UNIFEI – Agosto/ 2004
Esquema de Refino para 2020 - INCREMENTALEsquema de Refino para 2020 - INCREMENTAL
C
R
U
DESSALGAÇÃO HDT
DESTILAÇÃO
REATIVA ATMOSF. E
A VÁCUO
SISTEMA SLURRY
COM NANOCATALIS.
ADOÇAMENTO COM
MEMBRANAS
RECUPERAÇÃO DE S
HDT EM REATORES SLURRY
COM NANOCATALIS.
FCC COM ALTA
CONVERSÃO A OLEFINAS
COQUEAMENTO
HIDROCONV. RESÍDUOS
VISBREAKING
GASEIFICAÇÃO
PROCESSAM. DE S
ISOMERIZAÇÃO
REFORMA CCR
HIDROG. AROMÁTICOS
HDT NAFTA FCC ALQUILAÇÃO
DIMERIZAÇÃO
ISOM. ESQUELETALHIDROGÊNIO
PROD. DE S
GASOLINA
QUEROSENE
DIESEL
HIDRODESPARAFINAÇÃO LUBRIFICAN.
GASOL. FCC
ÓLEO COMB.
ELETRICIDADE
OLEFINAS
COQUE
REFORMA A VAPORG
Á
S
TRATAMENTO DO CRU
NO CAMPO OXIDAÇÃO SELETIVA ÁLCOOIS
ISOMERIZAÇÃO ESQUELETAL POLIMER./ALQUILAÇÃO
BIODESSULFURIZAÇÃO
FISHER-TROPSCH
RESÍDUO
C1-C2
C3-C4
GASOLINA
PETROQUÍMICOS
OXIDAÇÃO NAFTA FCC
36. UNIFEI – Agosto/ 2004
Evolução do Esquema de Refino para 2020Evolução do Esquema de Refino para 2020
INOVATIVOINOVATIVO
GÁS NATURAL
BIOMASSA
PETRÓLEO
PROCESSAMENTO
DA BIOMASSA
GASEIFICAÇÃO TRATAMENTO
SÍNTESE FISHER-
TROPSCH
SEPARAÇÃO DE H2
HIDROGÊNIO
CINZAS
GASOLINA
DIESEL
37. UNIFEI – Agosto/ 2004
CONCLUSÕES
As dificuldades relacionadas ao
processamento do óleo nacional pesado
estão sendo equacionadas de forma
compatível com a produção e perfil de
demanda do mercado;
Não existem barreiras tecnológicas,
porém a busca de otimização técnico-
econômica para maximização da margem
de refino;
Os processos de Coque e de
Hidrorrefino devem ser priorizados para
o equacionamento do esquema de refino;
38. UNIFEI – Agosto/ 2004
CONCLUSÕES
O petróleo continuará a ser uma fonte
de energia com disponibilidade e
atratividade por um bom horizonte de
tempo;
Restrições ambientais e exigências de
qualidade de derivados obrigarão a
grandes investimentos nas refinarias;
As refinarias serão mais complexas e
com alto grau de integração energética e
de “mix” de produtos;
Cenários mais radicais apontam para a
possibilidade de soluções mais
drásticas, e onerosas, tais como a
gaseificação do petróleo e uso intensivo
de processos de síntese.
&lt;number&gt;
O Clean Air Act de 1970 e suas emendas levaram à redução dos fenômenos da chuva ácida e do smog. Novas preocupações com particulados e seus precursores (óxidos de nitrogênio e enxofre), emissões de metais pesados (como Hg) e a redução da camada de ozônio (NOx) têm levado a pressões cada vez mais fortes para o desenvolvimento de tecnologias mais limpas. Entretanto, o desafio ambiental nos próximos anos deverá ser o efeito estufa, o aquecimento global provocado principalmente pela emissão de gases decorrentes da queima de combustíveis fósseis.
O efeito estufa tem trazido como conseqüências a aumento da intensidade das chuvas, a retração dos glaciares, o afinamento das camadas polares e o aumento dos períodos de plantio.
&lt;number&gt;
O CO2 gerado pela queima de combustíveis fósseis para a produção de energia corresponde a 81% de todos os gases estufa emitidos anualmente nos EUA.
&lt;number&gt;
Atualmente, as combustíveis fósseis são a fonte dominante de energia, não só nos EUA mas também em todo o mundo. Portanto, o impacto dos combustíveis fósseis no efeito estufa não é um fato regional, mas sim mundial.
&lt;number&gt;
A perspectiva é de que as fontes fósseis continuarão a ser a principal fonte de energia em 2020. Segundo o EIA, a composição da matriz energética em 2020 será muito similar à existente hoje, com um pequeno aumento na participação de gás natural através das reduções nas contribuições do carvão e da energia nuclear.
Dessa forma, a mudança na matriz energética não será, a curto prazo, uma solução para a questão do efeito estufa.
&lt;number&gt;
O gráfico acima mostra que existe uma certa correlação entre a riqueza de um país, medida pelo PIB per capita (GDP per capita) e o consumo de energia per capita. Isso significa que, quanto mais rica for a nação, maior é o consumo per capita. Se existe uma relação de causa e efeito entre essas duas variáveis, esse gráfico indica que uma redução no consumo de energia per capita levará ao empobrecimento da nação, sem considerar o efeito de um aumento na eficiência energética.
Para o modelo de desenvolvimento mundial baseado na matriz energética atual, a redução nas emissões de CO2 exigirá uma redução do consumo de energia a partir de combustíveis fósseis, o que, segundo o gráfico, corresponderá a um processo de recessão econômica severo.
&lt;number&gt;
A proposta da Foster Wheeler é mais avançada, considerando um esquema de refino completamente inovador, onde o petróleo seria gasificado a gás de síntese e convertido em combustíveis via FT. Consideraria, também, a captura de CO2 no processo.
&lt;number&gt;
O objetivo principal é, em 2015, empregar tecnologias comerciais que convertam carvão, isolado ou em combinação com biomassa, resíduos e outros materiais à base de carbono, em produtos de alto valor agregado como combustíveis e produtos químicos. A tecnologia básica de gasificação é a IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle), que envolve a produção do gás de síntese e a geração adicional de energia elétrica e vapor (ciclo combinado). A combinação de geração de energia elétrica com a produção de combustíveis e produtos químicos em uma única unidade pode proporcionar reduções de custo devido a economias de escala, melhor integração térmica, entre outros fatores.
Os principais desafios são reduzir os custos de produção e reduzir as emissões ambientais. Os custos de capital e os custos operacionais de uma planta movida a carvão são mais elevados do que os custos de uma planta movida a gás natural. Para ser competitiva com as plantas a gás natural, os investimentos em uma planta IGCC a carvão com 45% de eficiência deverão ser inferiores a US$ 800/kW e menos de US$ 1,000-1,100/kW em uma configuração IGCC/célula combustível com 60% de eficiência. Atualmente, o custo de uma planta de gasificação de carvão está na faixa US$ 1,400-2,000/kW.
Os custos de capital para produção de combustíveis líquidos a partir de carvão são aprox. US$ 40,000/barril/dia de capacidade. Ao mesmo tempo, os custos de capital a partir de gás natural são da ordem de US$ 20,000/barril/dia de capacidade e a partir de petróleo abaixo de US$ 13,000/barril/dia de capacidade.
Em relação às emissões ambientais, os principais objetivos são:
a redução a zero das emissões de poluentes tradicionais, geradores de chuva ácida e smog;
sem emissões líquidas ou sólidas (os poluentes convencionais devem ser capturados e descartados segundo as normas ambientais ou convertidos em subprodutos comercializáveis);
redução das emissões de CO2 em torno de 40-50% via maior eficiência energética, ou redução de emissões a zero, utilizando tecnologias de seqüestro de CO2.
Em relação às emissões de CO2, a gasificação de carvão é menos eficiente que a do gás natural, tanto termicamente (eficiência energética) como em termos de emissões de CO2 pois o gás metano contém 4 átomos de H por átomo de carbono enquanto que o carvão só contém um átomo de H por átomo de carbono. Essa limitação molecular não pode ser evitada, mas a reatividade do carvão pode ser aumentada.
Além disso, quando produtos químicos ou combustíveis são produzidos a partir do carvão usando a tecnologia Fischer-Tropsch, 3 toneladas de CO2 são produzidas por tonelada de produto. Se o gás natural é usado ao invés do carvão, menos de 1 tonelada de CO2 é produzida por tonelada de hidrocarboneto produto. Somente considerando a química do processo FT, metade do carbono gaseificado é convertido a CO2:
2nCO + nH2 (CH2)n + nCO2
Visando minimizar as emissões, outras tecnologias, capazes de reter mais carbono e oxigênio deveriam ser consideradas como alternativas à tecnologia FT para a produção de combustíveis líquidos.
Fonte:
National Research Council – Vision 21 – Fossil Fuel Options for the Future – National Academy Press, 2000
William E. Preston -Texaco Gasification - 2001 Status and Path Forward - Gasification Technologies Council - October 2001
&lt;number&gt;
O programa GTL do DOE atende também ao programa Coal-to-Liquids pois a conversão do gás de síntese é um processo comum aos dois programas.
As pesquisas estão centradas em duas áreas:
Reator de membrana cerâmica para a conversão de gás natural em gás de síntese;
Processo de Fischer-Tropsch: melhoria da tecnologia do reator de lama trifásico visando aumento de produtividade (quantidade de produto por unidade de volume de reator) e desenvolvimento de um catalisadores à base de ferro de baixo custo e mais adequado a cargas com baixo conteúdo de hidrogênio, tais como carvão, coque e resíduos.
Fonte: Venkat. K. Venkataraman – Overview of Gas-to-Liquids Program: Its Role in Ultra-Clean Transportation Fuels Initiative and Commercialization Strategy – Workshop on Alternative Fuels for Ferries and Other Vessels – November 2000.
&lt;number&gt;
Existem duas abordagens diferentes para a fabricação de produtos GTL: a rota Fischer-Tropsch (FT) e a rota Oxigenados. A rota FT leva à produção de hidrocarbonetos líquidos que podem ser convertidos em combustíveis de alta qualidade e baixas emissões, lubrificantes básicos, parafinas, solventes e matérias-primas para petroquímica. Já a rota Oxigenados produz compostos contendo oxigênio tais como metanol, dimetiléter, etc. Comum aos dois processos é a produção de gás de síntese (CO+H2), processo pelo qual o gás natural é convertido a um intermediário reativo. Esta etapa responde por mais da metade do custo de capital do processo e tem sido uma área de pesquisa prioritária para a redução dos custos do processo GTL.
O alto custo do processo GTL tem limitado o emprego do metanol à produção de derivados químicos (ácido acético e formaldeido) e aditivos de combustíveis (MTBE). A redução do custo do metanol possibilitará o desenvolvimento e comercialização de novas tecnologias como, por exemplo, a conversão de metanol a olefinas (MTO). Uma vez que a tecnologia MTO se prove comercial, ela abrirá mercados muito maiores que os atuais para metanol. Outras possibilidades que poderão surgir da redução dos custos de produção do metanol são a comercialização da gasolina sintética e de aditivos de combustíveis, assim como o uso de metanol como fonte primária de hidrogênio em células combustíveis.
Fonte:Stuart Smith – Future of Energy Markets - BP technology seminar - June 2001
&lt;number&gt;
O processo recessivo gerado pela redução do consumo de energia, com vistas a minimizar o efeito estufa, poderá ser evitado pela mudança na matriz energética vigente. Isso já está ocorrendo.
Desde o século passado, quando a geração de energia era baseada em carvão, está havendo um processo gradual de descarbonização dos combustíveis fósseis usados para a geração de energia. Com a entrada dos motores a combustão interna, houve um deslocamento do carvão pelo petróleo como principal fonte mundial de energia. Atualmente, verifica-se um aumento da participação do gás natural na matriz energética, contribuindo para uma redução adicional do grau de carbonização da matriz de combustíveis fósseis utilizada na geração de energia. O ápice desse processo de descarbonização dos combustíveis será a instalação da Economia do H2, ou seja, uma matriz energética baseada em H2 como combustível, o que será a solução definitiva para a questão do efeito estufa.
E como ficará a indústria do petróleo, uma fonte geradora de combustíveis fósseis? Como ela sobreviverá a esse processo de transição para uma Economia do H2?
Um primeiro fato a ser considerado é o de que a transição para a Economia de H2 não será imediata pois as tecnologias necessárias para a sua implantação ainda não são comerciais. Essa transição também não deverá ser abrupta, a menos de algum break-through tecnológico. Com isso, a indústria do petróleo poderá ter uma maior sobrevida através de três estratégias:
Aumento da eficiência energética de suas unidades pois isso significará maior quantidade de energia gerada por quilo de CO2 emitido;
Aumento do teor de H2 nos combustíveis fósseis através de uma maior participação do gás natural na matriz energética
Seqüestro de CO2 gerado no processo de produção de energia.
&lt;number&gt;
Características de processo do enfoque Inercial:
Existe pré-tratamento de crú (dessalgamento e hidrotratamento)
Destilações atmosférica e a vácuo substituídas por destilação catalítica envolvendo craqueamento e HDS
FCC com maior conversão a olefinas
Reforma com alta seletividade a C8
Opções para fundo de barril: coqueamento, redução de viscosidade e hidroconversão
Geração de hidrogênio via gasificação e reforma a vapor
Alquilação para gasolina reformulada se mantém e surgem como alternativas a isomerização esqueletal e a dimerização
Elevada automatização e controle ótimo em linha.
Não há passivos ambientais.
&lt;number&gt;
Características de processo do enfoque Incremental:
Pré-tratamento de crú no campo (ultra-som, microondas, etc..)
A corrente C1-C2 se converte a álcoois via oxidação seletiva (petroq.)
GLP é convertido a gasolina via alquilação e polimerização
HDT de destilados em reatores “slurry” com nanocatalisadores
O diesel hidrotratado é submetido a um processo de acabamento via biodessulfurização
A gasolina de FCC hidrotratada é submetida a um processo de acabamento via oxidação catalítica
Para o fundo de barril são considerados a gasificação (produção de H2) e conversão de coque a fibra de carbono (petroquímica)
Geração de hidrogênio via gasificação e reforma a vapor
Gás natural é utilizado para a produção de hidrogênio e combustíveis líquidos vis Fisher-Tropsch
Elevada automatização e controle ótimo em linha, com um grau de compactação maior da refinaria (“engineering intensification”).
Não há passivos ambientais. Não são consideradas alternativas para captura ou sequestro de CO2.
&lt;number&gt;
Características do enfoque INOVATIVO
O cru é gasificado para produzir C1 a C4, principalmente olefinas
O Hidrogênio também é obtido via gaseificação
A biomassa é processada de forma a gerar combustíveis líquidos (gasolina e diesel) e gás que, via Fisher-Tropsch, é convertido em combustível líquido
A gasificação do cru gera cinzas que são disponibilizadas in situ
Co-geração de eletricidade/vapor visando maior rentabilidade
Algumas iniciativas quanto à captura/sequestro de CO2 são aplicadas.