Abaixo, esquema de 2011, considerando as partidas da 1ª. Etapa, Trem I de Refino em 2014, a 2ª. Etapa, Unidade de Aromáticos e Steam-Cracker, em 2017, e em uma 3ª. Etapa com a entrada do Trem II em 2018.
A produção de gás do pré-sal se constitui em gás associado ao petróleo, em se produzindo óleo teremos a geração simultânea de gás úmido (ponto de orvalho), o qual deverá ser separado da corrente líquida do petróleo na própria plataforma de produção, sendo dado um destino diferente ao do petróleo que é conduzido para navios-tanques.
O gás deve ser comprimido tendo-se como alternativas de ser reinjetado no poço de produção, queimado no “flare” da plataforma, mas existem limitações ambientais para operação contínua, ou enviado por duto para produção de Gás Natural, sendo está última à solução econômica de longo-prazo adotada que originou a necessidade de construção do gasoduto Rota 3 (parte marítima e parte terrestre).
Como se trata de gás natural “in natura”, com contaminantes C5+ e GLP, estes deverão ser removidos na U-PGN, produzindo-se o Gás Natural que por sua vez será levado a gasoduto de distribuição para consumo em geração de energia ou matéria-prima.
Atualmente, a Petrobras estuda a alternativa de se liquefazer o gás “in natura” condensando-o como GNL junto à plataforma de produção em alto mar. Utilizando navios FLNG (Floating Liquefied Natural Gas), uma tecnologia desenvolvida pela Mobil em 1997, atualmente em prática no mundo, mas de custo elevado, transportando este GNL para diversos consumidores no Brasil ou no exterior.
Rota-3: Produzido pela Bacia de Santos (amarelo) indo até a U-PGN do Comperj – projeto previsto para envio de 21 MM m3/d de GN.
No Complexo do Comperj, no desenvolvimento do projeto, teve-se que fazer alteração em seu consumo energético por estar junto a uma Área de Proteção Ambiental (APA). A licença ambiental restringiu a queima de Óleo Combustível prevista inicialmente, tendo este que ser substituído por combustível de baixa emissão ambiental, GLP ou GN. A solução econômica recaiu na utilização do GN como complemento energético, atuando em pulmão ao Gás Combustível de geração interna, principal fonte energética da refinaria.
Com escopo energético alterado, risco de investimento elevado, aumento de gás de fracking nos EUA com a consequente diminuição dos preços internacionais de petroquímicos e a indefinição do preço do Gas Natural que viria do pré-sal, a Braskem desistiu do projeto petroquímico (ref.3), permanecendo apenas à continuidade da unidade de refino do Trem I para produção de combustíveis com adaptações a serem executadas e sem mais qualquer módulo petroquímico.
Com a reorientação do projeto, o empreendimento teve que sofrer adaptações internas condensadas ao Trem I – Refinaria do Comperj e a sua distribuição de derivados. Abaixo, temos o “Caso Base” com seu balanço para operação com 165.000 bpd, contando como suas principais unidades: Destilação (UDAV), Unidade de Coque (UCR), Hidrotratamentos de Derivados (HDT’s) para a produção de nafta, QAV e diesel, Unidade de Hidrocraqueamento (HCC), sendo este um processo de craqueamento e tratamento simultâneo orientado à produção de diesel, o primeiro no Brasil.
O esquema mostra a envoltória operacional entre as unidades. Destacam-se duas unidades básicas, Destilação Atmosférica e Vácuo (UDAV) e Coqueamento Retardado (UCR) que geram produtos a serem tratados nas unidades de hidrotratamentos (HDTs) e também no HCC. A partir do HCC, alguns produtos deverão ser novamente hidrotratados nas HDTs e ou indo já diretamente a tancagem de derivados como produto acabado.
Destaca-se uma diferença que a Unidade de Coqueamento Retardado (UCR), sem catalisador, que realiza um craqueamento térmico das moléculas de hidrocarbonetos enquanto que o HCC, com catalisador e injeção de hidrogênio, também procede ao craqueamento catalítico. Esta disposição entre as unidades maximizam a produção de médios: nafta, QAV e diesel do Comperj.
Com orçamento apertado pelo elevado investimento, aproveitando-se da flexibilidade operacional, foi solicitada a possibilidade de se reduzir o investimento nas unidades de tratamento HDTs, mantendo-se a premissa de carga da refinaria em 150 mil bpd. Estudada esta possibilidade chegou-se a conclusão da possibilidade de postergação da montagem da unidade de hidrotratamento de nafta, sendo redistribuído seu tratamento das diversas correntes com as demais HDT’s.
Na expedição de derivados, com a alteração da produção de produtos petroquímicos para combustíveis muitas adaptações de projeto tiveram que ser realizados. Para combustíveis, a logística a ser obedecida é a saída de derivados do Estado do Rio de Janeiro envolvendo interfaces com a Reduc, o mesmo ocorrendo no abastecimento de petróleo pois o abastecimento de Marlim ao Comperj utilizaria o mesmo duto de recebimento de petróleo Árabe Leve, que abastece a Reduc e que alimenta sua Unidade de Lubrificante. Essas soluções elevam muito a complexidade do investimento, pois envolvem a construção dutos entre as duas refinarias e também interações nas rotinas operacionais.
Na refinaria, com seu novo esquema operacional, chegou-se a um rendimento de diesel de 48,4% vol. que pode ser considerado um excelente rendimento, lembrando que o HCC operaria num contexto petroquímico, não orientado à produção de diesel.
Comparando-se com a RNEST (Pernambuco) orientada desde o projeto original a maximização de diesel, com uma estrutura de processo bem mais simples, pois consta apenas de uma Unidade de Destilação Atmosférica (sem vácuo, menor custo), uma Unidade de Coqueamento Retardado (UCR) e seus tratamentos de diesel e nafta, chega-se a 70% vol. de rendimento de diesel. Seu trem de carga foi projetado para 115 mil bpd, projetados dois trens mas construído apenas um.
Os produtos resultantes da produção da refinaria serão Diesel, Querosene, Nafta Petroquímica, GLP e Coque. Em suma, uma refinaria dentro de um panorama usual de produção adaptada ao atendimento do mercado nacional. Destaca-se a importância da não produção de Óleo Combustível, para os projetos atuais serem minimamente rentáveis, alias a menos da alternativa de produção de “bunker”, que tem elevado preço a partir deste ano de 2020 devido seu baixo teor de enxofre.