REFINO DE PETRÓLEO

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REFERÊNCIA TÉCNICA 
GUIA DE APLICAÇÃO EM VAPOR 
Segmento de OPC 
Março / 2007 
 
 
 
 
 
 
 
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OPC 
 
 
 
ELABORAÇÃO 
 
Eng. Marcelo Goberstein 
Spirax Sarco Ind. Com. Ltda. 
 
 
 
COLABORADORES (FONTES DE INFORMAÇÃO) 
 
Eng° Wagner Felício de Oliveira 
Petrobras – REVAP 
 
Engº Pedro Luiz de Lima 
Setal Engenharia 
 
Engº Rodrigo Zamin 
Spirax Sarco 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
São Paulo – SP 
Março de 2007 
GUIA DE REFERÊNCIA TÉCNICA OPC 
 
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ÍNDICE 
 
OBJETIVO DO TRABALHO............................................................................................. 6 
INTRODUÇÃO: O MERCADO DO PETRÓLEO........................................................... 7 
RESERVAS DE PETRÓLEO................................................................................................... 7 
FUTURO ........................................................................................................................... 8 
HISTÓRIA DO PETRÓLEO NO BRASIL .................................................................................. 9 
A PETROBRAS ..................................................................................................................13 
PERFIL ...........................................................................................................................13 
ATIVIDADES ....................................................................................................................13 
EMPRESAS DO GRUPO PETROBRAS ..................................................................................17 
PETROBRAS EM NÚMEROS ...............................................................................................19 
INVESTIMENTOS PETROBRAS............................................................................................20 
O PETRÓLEO ....................................................................................................................22 
O QUE É O PETRÓLEO.....................................................................................................22 
ORIGEM..........................................................................................................................24 
DERIVADOS DO PETRÓLEO..............................................................................................25 
O BIODIESEL ..................................................................................................................25 
O H-BIO .......................................................................................................................30 
PARÂMETROS PARA COMERCIALIZAÇÃO ...........................................................................34 
A CADEIA PETROQUÍMICA ..............................................................................................35 
O PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO .......................................................................36 
UPSTREAM......................................................................................................................36 
EXPLORAÇÃO..................................................................................................................37 
PERFURAÇÃO: SONDAS E PLATAFORMAS .........................................................................38 
PRODUÇÃO.....................................................................................................................44 
REFINO ..........................................................................................................................48 
TRANSPORTE E ARMAZENAMENTO....................................................................................48 
DISTRIBUIÇÃO ................................................................................................................48 
O REFINO E SEUS PROCESSOS ...................................................................................50 
OBJETIVO DO REFINO .....................................................................................................50 
QUALIDADE DO PETRÓLEO .............................................................................................51 
PROCESSOS DO REFINO...................................................................................................52 
CLASSIFICAÇÃO E CARACTERIZAÇÃO DOS PROCESSOS DO REFINO ....................................57 
PRINCIPAIS PROCESSOS PARA ESTUDO E AS APLICAÇÕES DO VAPOR .....60 
DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA E DESTILAÇÃO À VÁCUO.......................................................60 
OUTRAS TORRES DE DESTILAÇÃO (COLUNAS)...................................................................67 
CRAQUEAMENTO.............................................................................................................71 
COQUEAMENTO RETARDADO...........................................................................................71 
CRAQUEAMENTO CATALÍTICO .........................................................................................76 
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PROCESSO DE HIDROTRATAMENTO (HDT) ......................................................................82 
OUTROS PROCESSOS EM REFINO .....................................................................................85 
GERAÇÃO DE VAPOR ....................................................................................................89 
PRODUÇÃO DE VAPOR ....................................................................................................89 
PRESSÕES TÍPICAS DE VAPOR ..........................................................................................92 
OPORTUNIDADES NA CASA DE CALDEIRA .........................................................................93 
TRACEAMENTO ..............................................................................................................98 
SELEÇÃO DO SISTEMA DA AQUECIMENTO....................................................................... 101 
PROFUNDIDADE TOTAL DAS BOLSAS.............................................................................. 104 
COLETAS MÚLTIPLAS (DRENAGENS COLETIVAS) ............................................................ 105 
CONSUMO DE VAPOR PARA TRAÇOS............................................................................... 106 
MANIFOLD DE SUPRIMENTO DE VAPOR E COLETA DE CONDENSADO .............................. 112 
TANCAGEM .................................................................................................................... 118 
CONTROLE DE TEMPERATURA EM TANQUES DE COMBUSTÍVEL ....................................... 118 
PURGADORES: APLICAÇÃO E SELEÇÃO.............................................................. 124 
A REFINARIA ................................................................................................................ 124 
USO DO VAPOR ............................................................................................................. 125 
SELEÇÃO DE PURGADORES............................................................................................ 127 
UTILIZAÇÃO DE DISTRIBUIDORES DE FLUXO.................................................................. 133 
SILENCIADORES ............................................................................................................ 135 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS ........................................................................... 136 
 
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OBJETIVO DO TRABALHO 
 
Este trabalho tem como objetivo apresentar o segmento de OPC e prover 
conceitos básicos de forma didática, servindo como guia prático para 
profissionais que pretendam explorar as oportunidades deste mercado. 
O foco principal deste concentra-se na área de refino, onde encontramos as 
principais aplicações para a SPIRAX SARCO na área de vapor. Porém, 
forneceremos também uma referência básica para os demais processos 
envolvendo a indústria do petróleo. 
Convém ressaltar que, como característica tipicamente do mercado chamado 
de “topo de pirâmide”, a atuação SPIRAX SARCO será basicamente de oferecer 
Serviços e Produtos, com menos ênfase na “Tecnologia”, portanto, tendo um 
foco muito mais de SP (Sevice and Product) do que KSP (Knowledge, Service 
and Product). Ou seja, a interferência do trabalho SPIRAX SARCO nas 
operações unitárias encontradas, será muito menor que em outros segmentos 
tradicionais de atuação tais como sucroalcooleiro ou de papel e celulose. 
Como implicância prática disto, temos que o conhecimento da “linguagem 
petroleira” e conhecimento da estrutura organizacional, bem como o acesso e o 
contato / visitas a outras áreas do tipo Comitê de Conservação de Energia 
(CICE), Engenharia de Processo e Operação, se tornam tão importante quanto, 
ou até mais do que possuir um domínio total do balanço térmico de um 
processo de refino, por exemplo. Obviamente, será muito mais freqüente 
recebermos uma folha de dados do processo para especificação de um 
determinado produto / equipamento, do que termos acesso e conhecimento 
para um trabalho profundo de melhoria no consumo específico de vapor em 
uma unidade, porém de forma “indireta”, ou “dividindo” o processo em 
pequenas operações unitárias, poderemos utilizar e fornecer know how para 
este segmento, que a priori, seria de domínio do cliente. 
Certamente não podemos afirmar que não existam oportunidades em áreas 
tradicionais, como melhoria da qualidade do vapor ou reuso de águas 
industriais, como poderemos verificar mais adiante. 
 
 
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INTRODUÇÃO: O MERCADO DO PETRÓLEO 
 
RESERVAS DE PETRÓLEO 
Certas condições geológicas especiais determinaram a distribuição do petróleo 
em nosso planeta de maneira bastante irregular. 
Existem no mundo algumas áreas que reuniram características excepcionais da 
natureza que permitiram o aparecimento do petróleo. O melhor exemplo disso 
é o Oriente Médio. Lá estão cerca de 65% das reservas mundiais de óleo e 
36% das reservas de gás natural. 
Confira no quadro abaixo os países que possuem as maiores reservas de óleo e 
gás natural: 
 
RESERVAS DE ÓLEO % RESERVAS DE GÁS % 
Arábia Saudita 25,0 Federação Russa 30,5 
Iraque 10,7 Irã 14,8 
Emirados Árabes Unidos 9,3 Qatar 9,2 
Kuwait 9,2 Arábia Saudita 4,1 
Irã 8,6 Emirados Árabes Unidos 3,9 
Venezuela 7,4 Estados Unidos 3,3 
Federação Russa 5,76 Argélia 2,9 
Estados Unidos 2,9 Venezuela 2,7 
Líbia 2,8 Nigéria 2,3 
Nigéria 2,3 Iraque 2,0 
China 1,7 Indonésia 1,7 
Qatar 1,5 Austrália 1,6 
México 1,2 Malásia 1,4 
Noruega 1,0 Noruega 1,4 
Argélia 0,9 Turcomenistão 1,3 
Brasil 0,8 Kasaquistão 1,2 
Total no Mundo: 
1,04 trilhão de barris 155,78 trilhões de m³ 
No Brasil, cerca de 85% das reservas estão localizadas na bacia de Campos, no 
estado do Rio de Janeiro. As bacias sedimentares brasileiras são de três tipos: 
Interiores: muito extensas e pouco espessas (profundas). Apresentam, hoje, 
baixa produção de petróleo. Exemplos: Solimões, Amazonas, Paraná e 
Parnaíba. Rift: estreitas, alongadas, profundas e apresentam produção média 
de petróleo. Exemplos: Tucano, Recôncavo, Alagoas e Marajó. Marginais: de 
extensão e profundidades variáveis. São grandes produtoras de petróleo. 
Exemplos: Campos, Santos, Sergipe e Espírito Santo. O Brasil possui 64 milhões 
de km² de terrenos sedimentares, 35 bacias sedimentares, sendo que mais de 
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90% delas ainda subexploradas. Nos estados do Maranhão e do Pará, apesar 
de possuírem bacias sedimentares e terem passado por vários processos 
exploratórios, a presença de petróleo é pouca ou nenhuma. 
 
 
ESTADO BARRIS POR DIA % 
Rio de Janeiro 1.253.570 80.550 
Rio Grande do Norte 80.572 5.170 
Amazonas 56.002 3.600 
Bahia 50.483 3.240 
Espírito Santo 44.759 2.880 
Sergipe 41.647 2.685 
Ceará 16.810 1.100 
Alagoas 7.214 0.460 
Paraná 3.490 0.220 
São Paulo 1.585 0.100 
TOTAL 1.556.132 100 
 
 
Depois de um longo período de produção, as reservas de petróleo fatalmente 
se esgotam. Os prognósticos apontam que, daqui a 15 anos, apenas seis países 
terão a possibilidade de exportar petróleo: Arábia Saudita, Iraque, 
 
 
FUTURO 
Se para gerar o petróleo nas rochas sedimentares, a natureza levou cerca de 
500 milhões de anos e se a humanidade está consumindo de forma acelerada e 
irresponsável este recurso energético, certamente não haverá tempo suficiente 
para que a natureza reúna todas as condições necessárias para gerá-lo 
novamente. Por esse motivo, podemos considerar o petróleo como uma fonte 
energética não-renovável, isto é, um dia ele vai acabar. 
Depois de um longo período de produção, as reservas de petróleo fatalmente 
se esgotam. Os prognósticos apontam que, daqui a 15 anos, apenas seis países 
terão a possibilidade de exportar petróleo: Arábia Saudita, Iraque, Kuwait, 
Emirados Árabes Unidos, Venezuela e México. Isto caso não ocorram 
descobrimentos de novos campos de petróleo até lá. 
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Antes que o petróleo chegue ao fim, certamente serão encontrados substitutos 
para as necessidades mundiais de energia. Mas não deixa de ser motivo para 
reflexão o fato de o homem ter esgotado, em dois ou três séculos, o que a 
natureza levou até centenas de milhões de anos para criar. 
 
 
HISTÓRIA DO PETRÓLEO NO BRASIL 
 
Início 
A história do petróleo no Brasil começou no ano de 1858, quando o Marquês de 
Olinda concedeu a José de Barros Pimentel o direito de extrair betume em 
terrenos situados nas margens do rio Marau, na Bahia. 
Em 1930, depois de vários poços perfurados sem sucesso em alguns estados 
brasileiros, o engenheiro agrônomo Manoel Inácio Bastos tomou conhecimento 
que os moradores de Lobato, na Bahia, usavam uma "lama preta", oleosa, para 
iluminar suas residências. 
A partir desta informação, realizou várias pesquisas e coletas de amostras da 
lama oleosa, contudo não obteve êxito em chamar a atenção de pessoas 
influentes, sendo considerado "maníaco". 
Manoel Inácio Bastos não desistiu e, no ano de 1932, foi recebido pelo 
presidente Getúlio Vargas, no Rio de Janeiro. Na ocasião, o engenheiro 
agrônomo entregou ao presidente da Republica um relatório sobre a presença 
da substância em Lobato. 
 
Conselho Nacional do Petróleo (CNP) 
Durante essa década de 30, a questão da nacionalização dos recursos do 
subsolo entrou na pauta das discussões indicando uma tendência que viria a 
ser adotada. Em 1938, toda a atividade petrolífera passou, por lei, a ser 
obrigatoriamente realizada por brasileiros. 
Ainda nesse ano, em 29 de abril de 1938, foi criado o Conselho Nacional do 
Petróleo (CNP), para avaliar os pedidos de pesquisa e lavra de jazidas de 
petróleo. 
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O decreto que instituiu o CNP também declarou de utilidade pública o 
abastecimento nacional de petróleo e regulou as atividades de importação, 
exportação, transporte, distribuição e comércio de petróleo e derivados e o 
funcionamento da indústria do refino. 
Mesmo ainda nãolocalizadas, as jazidas passaram a ser consideradas como 
patrimônio da União. A criação do CNP marca o início de uma nova fase da 
história do petróleo no Brasil. 
Primeiros Poços: Petróleo em Terras da Bahia 
Outro acontecimento marcante foi o descobrimento de petróleo em Lobato, na 
Bahia, em 1939, realizado pelos pioneiros Oscar Cordeiro e Manoel Inácio 
Bastos, sob jurisdição do recém-criado Conselho Nacional do Petróleo. 
 
 
A perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, foi iniciada em 29 de julho do 
ano anterior. Somente no dia 21 de janeiro de 1939 o petróleo veio à tona. 
Mesmo sendo considerada subcomercial, a descoberta incentivou novas 
pesquisas do CNP na região do Recôncavo Baiano. 
Em 1941, um dos poços perfurados deu origem ao campo de Candeias, o 
primeiro a produzir petróleo no Brasil. As descobertas prosseguiram na Bahia, 
enquanto o CNP estendia seus trabalhos a outros estados. A indústria nacional 
do petróleo dava seus primeiros passos. 
 
Monopólio 
Após as descobertas na Bahia, as perfurações prosseguiam em pequena escala, 
até que, em 3 de outubro de 1953, depois de uma intensa campanha popular, 
o presidente Getúlio Vargas assinou a Lei 2004, que instituiu o monopólio 
estatal da pesquisa e lavra, refino e transporte do petróleo e seus derivados e 
criou a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. 
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No ano de 1963, o monopólio foi ampliado, abrangendo também as atividades 
de importação e exportação de petróleo e seus derivados. 
 
Águas Profundas 
Um marco na história da Petrobras foi a decisão de explorar petróleo no mar. 
Em 1968, a companhia iniciou as atividades de prospecção offshore. No ano 
seguinte, era descoberto o campo de Guaricema, em Sergipe. 
Entretanto, foi em Campos, no litoral fluminense, que a Petrobras encontrou a 
bacia que se tornou a maior produtora de petróleo do país. O campo inicial foi 
o de Garoupa, em 1974, seguido pelos campos gigantes de Marlim, Albacora, 
Barracuda e Roncador. 
Dos poços iniciais às verdadeiras ilhas de aço que procuram petróleo no fundo 
do mar, a Petrobras desenvolveu tecnologia de exploração em águas profundas 
e ultraprofundas - O Brasil está entre os poucos países que dominam todo o 
ciclo de perfuração submarina em campos situados a mais de dois mil metros 
de profundidade. 
 
Fim do Monopólio 
A flexibilização do monopólio foi outro fato importante da história recente do 
petróleo no Brasil. No dia 6 de agosto de 1997, o presidente Fernando 
Henrique Cardoso sancionou a lei 9478 que permitiu a presença de outras 
empresas para competir com a Petrobras em todos os ramos da atividade 
petrolífera. 
 
Auto-suficiência 
A partir de 2002, a Petrobras ampliou sua área de prospecção, buscando novas 
frentes exploratórias nas bacias de Santos e Espírito Santo e bacias ainda 
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pouco exploradas em suas águas profundas, como as da costa sul da Bahia, 
Sergipe, Alagoas e da margem equatorial brasileira. 
O ano de 2003 é considerado um marco na história da Petrobras. Além do 
expressivo volume de petróleo descoberto, foram identificadas novas províncias 
de óleo de excelente qualidade, gás natural e condensado, permitindo que as 
reservas e a produção da Companhia começasse a mudar para um perfil de 
maior valor no mercado mundial de petróleo. A produção doméstica de petróleo 
atingiu a marca de 1,54 milhão de barris por dia em 2003, representando cerca 
de 91% da demanda de derivados do país. 
A meta de produção nacional estabelecida no Plano Estratégico Petrobras 2015 
é de 2,3 milhões de barris por dia em 2010. Para isso, serão implantados 15 
grandes projetos de produção de petróleo até o ano de 2008. 
O ano de 2006 marca a auto-suficiência sustentável do Brasil na produção de 
petróleo. Com o início das operações da FPSO (Floating Production Storage 
Offloading) P-50 no campo gigante de Albacora Leste, no norte da Bacia de 
Campos (RJ), a Petrobras alcançará a marca de dois milhões de barris por dia. 
É o suficiente para cobrir o consumo do mercado interno de 1,8 milhão de 
barris diários. A Companhia já alcançou o patamar mais de uma vez. A 
diferença é que a P-50 consolida o processo sem risco de reversão. É a 
chamada sustentabilidade. Ao atingir o pico de produção, no terceiro trimestre 
de 2006, irá sobrar petróleo para exportar. 
A previsão é que dos 16 poços produtores - todos eles criteriosamente 
posicionados no campo de 225 quilômetros quadrados e em lâmina d'água que 
varia de 955 metros a 1.665 metros - jorrem 180 mil barris de petróleo e seis 
milhões de metros cúbicos de gás por dia. 
A P-50 tem lugar garantido na história petrolífera brasileira. Ela não vai apenas 
extrair riqueza de um reservatório generoso o bastante para guardar mais de 
meio bilhão de barris de óleo e 6,9 milhões de metros cúbicos de gás, mas 
também estampa o selo de excelência da Petrobras num projeto grandioso 
responsável pela geração de 4.200 empregos diretos e 12.600 indiretos; da 
operação de gestão de cinco contratos de construção - que incluíam desde a 
transformação do petroleiro Felipe Camarão, em Cingapura, até a integração do 
casco convertido em uma plataforma com os módulos montados em diversas 
partes do mundo (Itália, EUA, Malásia e Brasil no estaleiro Mauá-Jurong, em 
Niterói) - à exuberância visual da unidade. 
 
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A PETROBRAS 
No dia 3 de outubro de 1953, do Palácio do Catete, o presidente Getúlio Vargas 
enviava mensagem ao povo brasileiro, dando conta de que o Congresso 
acabara de transformar em lei o plano governamental para a exploração do 
petróleo. "Constituída com capital, técnica e trabalho exclusivamente 
brasileiros, a Petrobras resulta de uma firme política nacionalista no terreno 
econômico", disse o presidente. "É, portanto, com satisfação e orgulho 
patriótico que hoje sancionei o texto de lei aprovado pelo poder legislativo, que 
constitui novo marco da nossa independência econômica", concluiu. As bases 
da política petrolífera nacional se estabeleceram na Lei 2004, que criou a 
Petróleo Brasileiro S.A - Petrobras. 
 
 
PERFIL 
A Petrobras é uma sociedade anônima de capital aberto que atua de forma 
integrada e especializada em segmentos relacionados à indústria de óleo, gás e 
energia. 
Líder no mercado nacional e na América Latina, a Petróleo Brasileiro S.A. é uma 
empresa consciente de sua responsabilidade social e que respeita o meio 
ambiente. 
No contexto de abertura do setor petrolífero brasileiro, a empresa mantém o 
crescimento e a liderança no País, preparando-se para tornar-se uma 
companhia de energia com atuação internacional. 
 
 
ATIVIDADES 
A petrobras atua em diversas áreas, entre elas as de abastecimento, 
exploração e produção, gás e energia, e negócios internacionais. Confira como 
cada uma delas se insere no sistema Petrobras: 
 
Abastecimento 
A Petrobras abastece quase toda a demanda do mercado brasileiro por 
derivados de petróleo. Um mercado que consome aproximadamente 1,7 milhão 
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de barris/dia. A excelência do abastecimento da Petrobras colocou a empresa 
como a nona maior companhia no setor downstream (refino, transporte e 
comercialização), segundo avaliação da Petroleum Intelligence Weekly. O termo 
downstream, na Petrobras, está ligado à boa parte da estrutura operacional: 
onze refinarias, duas fábricas de fertilizantes, bases, dutos, terminais e navios. 
Entre os desafios do setor, a Petrobras trabalha para aumentar a produção de 
diferentestipos de óleos em suas refinarias e eliminar a dependência da 
importação. Sempre com a preocupação com a qualidade do produto, a 
segurança do homem e os cuidados ambientais. 
 
Exploração e Produção 
Este setor da Petrobras é responsável pela pesquisa, localização, identificação, 
desenvolvimento, produção e incorporação de reservas de óleo e gás natural. A 
Petrobras atua em um padrão de excelência mundial de desenvolvimento e 
aplicação de tecnologia e produção em águas profundas. Em reconhecimento a 
este trabalho, a companhia recebeu, por duas vezes, o prêmio mais importante 
da indústria mundial de petróleo, o Distinguished Achievement Award, 
oferecido na Offshore Technology Conference (OTC), em 1992 e 2001. Estas 
atividades, em alinhamento com as orientações corporativas da Petrobras, 
observam rigorosamente os preceitos de responsabilidade social e de 
preservação do meio ambiente em todas as localidades onde atua. 
 
Gás e Energia 
Novos desafios em Gás e Energia: Com a nova estrutura organizacional da 
Petrobras, a estratégica área de negócios de Gás & Energia tornou-se 
responsável pela comercialização do gás natural nacional e importado e pela 
implantação de projetos, em parceria com o setor privado, que vão garantir a 
oferta deste combustível em todo o país. O setor de gás natural no Brasil 
cresceu 1.790% de 1980 a 2004 e hoje responde por 8,9% da matriz 
energética brasileira. A Petrobras aposta neste crescimento e estima que o 
combustível chegará a 12% da matriz em 2015. Para isso, a Petrobras dedica 
esforço permanente junto às distribuidoras de gás e seus clientes, buscando 
alternativas técnicas e econômicas que ampliem o uso do gás nos segmentos 
industriais, automotivos, na geração e co-geração de energia. A área de Gás & 
Energia da Petrobras é responsável por grande parte da estrutura de transporte 
e comercialização, atuando sempre de maneira segura e ambientalmente 
correta. Entre todos os combustíveis atualmente disponíveis em larga escala, o 
gás natural é aquele que se destaca como o mais versátil, econômico e limpo. 
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GASODUTOS: Nos próximos cinco anos, US$ 5,2 bilhões serão aplicados na 
construção de novos gasodutos. Aos atuais 8.860 quilômetros de dutos que 
estão em operação atualmente, 4.160 quilômetros serão acrescentados à rede. 
O gás produzido em Urucu, na Amazônia, abastecerá os mercados de Porto 
Velho e Manaus, além de municípios do interior do Amazonas. O Gasene - 
ligação do Sudeste ao Nordeste - é formado por três gasodutos que vão 
integrar o litoral norte do Rio de Janeiro, a partir do terminal de Cabiúnas, a 
Catu (BA), passando pelo litoral do Espírito Santo, já está com obras de trechos 
em andamento. No Nordeste, o interior será priorizado, com a implantação da 
Malha Nordeste, que passará pelos Estados de Bahia, Sergipe, Alagoas, 
Pernambuco, Paraíba, e Rio Grande do Norte. Grandes cidades da região serão 
incluídas no mercado consumidor, assim como Campina Grande, cujo gasoduto 
João Pessoa-Campina Grande foi concluído e já está em operação. A Malha 
Sudeste está sendo reforçada com o gasoduto Campinas-Rio - que será 
ramificado para Jacutinga (MG) e Caraguatatuba (SP), além da ampliação da 
capacidade do Gasbel, que liga o Rio de Janeiro a Belo Horizonte. Na região 
Sul, o projeto do gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre, que traria gás natural da 
Argentina ao Brasil, está suspenso pela atual baixa oferta do combustível 
naquele país. 
 
Gasodutos Móveis 
A Petrobras também investe em empreendimentos que utilizam as tecnologias 
que viabilizam a distribuição de gás natural em regiões ainda não atendidas por 
gasodutos - os chamados gasodutos móveis. Através da compressão (gás 
natural comprimido - GNC) ou liquefação (gás natural liquefeito - GNL) do gás 
natural é possível obter-se uma significativa redução de seu volume, o que 
viabiliza seu transporte em carretas especialmente projetadas para tanto. Estas 
alternativas de transporte de gás permitem a antecipação de mercados para o 
gás natural, desenvolvendo a cultura da utilização do energético antes da 
eventual conclusão do gasoduto. Dentre as iniciativas utilizando estas 
tecnologias destaca-se a Gás Local, joint venture entre a Petrobras e a White 
Martins, que deverá iniciar a comercialização de GNL em breve. O 
empreendimento envolve uma planta de liquefação com capacidade de 
processar 380.000 m3 de gás natural, localizada em Paulínia (SP), ao lado da 
refinaria da Petrobras, a REPLAN, e o atendimento de pontos de consumo 
localizados em um raio de até cerca de 900 quilômetros. Assim, a Gás Local 
prevê o atendimento de clientes no interior de São Paulo, norte do Paraná, sul 
de Minas Gerais, Goiás e Distrito Federal. ÁREA DE NEGÓCIOS 
INTERNACIONAL (ANI): A Petrobras desenvolve diversas atividades no exterior, 
como exploração, compra e venda de petróleo, tecnologias, equipamentos, 
materiais e serviços, recrutamento de pessoal especializado, afretamento de 
navios, apoio em eventos internacionais, entre outros. A companhia está 
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associada às maiores empresas de petróleo do mundo, fazendo-se presente em 
Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Cazaquistão, Estados Unidos, Guiné 
Equatorial, Nigéria e Trinidad e Tobago. 
 
Transporte e Refino 
Após a extração dos poços, o petróleo é transferido por oleodutos ou navios 
petroleiros até terminais marítimos. Desses portos, o produto é transportados 
para as refinarias para a obtenção dos derivados. A Transpetro (Petrobras 
Transportes S.A.) é a empresa subsidiária da Petrobras responsável pelas 
atividades de transporte e armazenamento. 
 
Distribuição 
Nesta etapa, o derivado do petróleo chega até o consumidor. Esta atividade 
abrange da aquisição do produto até sua comercialização e controle de 
qualidade. A Petrobras Distribuidora é a responsável por prestar esse serviço. A 
subsidiária conta com uma rede de mais de sete mil postos, em todo o 
território nacional. A maior distribuidora do Brasil está presente em diversos 
segmentos: automotivo, marítimo, ferroviário e aviação, com produtos voltados 
para as mais diferentes aplicações. No quesito controle de qualidade, o 
programa "De Olho no Combustível" é o mais completo do país, incluindo 
11requisitos para a certificação dos postos Petrobras. 
 
 
PESQUISA E TECNOLOGIA NA PETROBRAS 
 
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Dentro deste tema basta apenas destacar que em 1992, 1% do faturamento 
bruto da Companhia passou a ser destinado ao Cenpes (Centro de Pesquisas e 
Desenvolvimento Leopoldo Americo Miguez de Mello), o que colocou a 
Petrobras no rol das companhias que mais investem em pesquisa e 
desenvolvimento no mundo. 
Para se ter uma idéia, o Cenpes dispõe de 150 laboratórios e 30 unidades-
piloto, onde atuam 1.565 técnicos, sendo 350 mestres e 130 doutores. 
 
 
 
Encontra-se atualmente em fase inicial de construção a ampliação do CENPES, 
ou o CENPES II, possibilitando o surgimento e o crescimento de novos 
negócios, num espaço de 183 mil metros quadrados localizado também na Ilha 
do Fundão, no Rio de Janeiro 
 
EMPRESAS DO GRUPO PETROBRAS 
Como as grandes empresas internacionais de petróleo, a Petrobras também 
atua por meio de empresas subsidiárias, controladas e coligadas. Essas 
empresas foram criadas por necessidades diretas da própria indústria do 
petróleo, ou para atender a exigências do desenvolvimento do Brasil. Assim, 
aos poucos, foi tomando corpo o que, na década de 70, passou a ser conhecido 
como o Sistema Petrobras, que já chegou a reunir quase 150 empresas nos 
ramos petroquímico, de fertilizantes, distribuição, comérciointernacional, 
reparos navais e transporte. Posteriormente, procurou-se racionalizar o 
sistema, com fusões e alienação de empresas ou de participações. Hoje, o 
Sistema Petrobras é formado por subsidiárias (Petrobras Distribuidora, 
Transpetro, Gaspetro e Petroquisa) e algumas controladas e coligadas. 
 
Petrobras Química (PETROQUISA) 
A Petroquisa surgiu em 1967, para viabilizar a indústria petroquímica brasileira, 
porque, até então, o país importava todos os produtos petroquímicos básicos. A 
subsidiária participa em sociedades que têm por objetivo a fabricação, 
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comércio, distribuição, transporte, importação e exportação de produtos das 
indústrias química e petroquímica. Implantou os três pólos petroquímicos 
brasileiros (São Paulo, Bahia e Rio Grande do Sul), um pólo cloroquímico 
(Alagoas) e unidades petroquímicas em Pernambuco e no Rio de Janeiro. A 
atuação da Petroquisa tem permitido que o Brasil seja auto-suficiente em 
produtos petroquímicos básicos, intermediários e finais. A Petroquisa participa 
hoje do capital das três centrais petroquímicas (Copene, Copesul e 
Petroquímica União) e em empresas de segunda geração. 
 
Petrobras Distribuidora 
 Criada em 1971, opera na distribuição e comercialização de produtos e 
derivados de petróleo, álcool e outros combustíveis. Seja nos mais de sete mil 
postos de serviço, com sua arquitetura futurista, ou nas balsas que abastecem 
a Amazônia, é a única empresa do setor que atua em todo o território nacional, 
levando derivados aos mais longínquos pontos do Brasil. A Distribuidora atua 
em um mercado muito competitivo, com dezenas de concorrentes, e se destaca 
por manter a liderança na comercialização dos principais produtos, com 
participação de cerca de 33% do mercado. A maior distribuidora do Brasil está 
presente em diversos segmentos da indústria: automotivo, marítimo, ferroviário 
e na aviação. 
 
Petrobras Gás (GASPETRO) 
A empresa funciona como holding para investimentos no transporte de gás 
natural, além de deter participações minoritárias em projetos de geração de 
energia e cabos de fibra óptica. Esta subsidiária surgiu em maio de 1998, após 
a alteração da razão social da Petrobras Fertilizantes (Petrofertil) - a subsidiária 
criada em 1976 teve suas participações em empresas do ramo de fertilizantes 
privatizadas. O objetivo da Gaspetro passou a ser a produção, o comércio, a 
importação, a exportação, a armazenagem, o transporte e a distribuição de gás 
natural, de gás liquefeito de petróleo e de gases raros de quaisquer origens; de 
fertilizantes, suas matérias-primas e produtos correlatos; de energia 
termoelétrica; de sinais de dados, voz e imagem por meio de sistemas de 
comunicação por cabo e rádio; bem como a prestação de serviços técnicos e 
administrativos relacionados a tais atividades. Atualmente, o projeto mais 
importante da Gaspetro é o desenvolvimento e operação do gasoduto Bolívia-
Brasil. 
 
 
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Petrobras Transporte (TRANSPETRO) 
 É a mais jovem das subsidiárias, criada em 1998. Entre suas atribuições estão 
as atividades de transporte marítimo do Sistema Petrobras, podendo também 
prestar serviços de transporte a terceiros. Com a gradativa integração da Frota 
Nacional de Petroleiros (Fronape), a Transpetro opera no transporte e 
armazenagem de granéis, petróleo, derivados e de gás, por meio de dutos, 
terminais ou embarcações próprias ou de terceiros. Além disso, também tem 
por objetivos construir e operar novos dutos, terminais ou embarcações, 
mediante associação com outras empresas. Outra atribuição é o transporte de 
sinais, dados, voz e imagem associados às suas atividades-fim. 
 
Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. 
 A empresa tem como objetivos a comercialização dos blocos de energia 
elétrica contratados pela Petrobras, bem como a prestação de serviços técnicos 
e administrativos relacionados a essas atividades. A subsidiária tem como 
sócias a Petrobras e a Petrobras Gás S.A. (Gaspetro), com 99% e 1% de 
participação, respectivamente. 
 
Demais Empresas Controladas ou Coligadas 
 Petrobras Negócios Eletrônicos S.A., Petrobras International Finance Company 
(PIFCO), Downstream Participações S.A. 
 
 
PETROBRAS EM NÚMEROS 
 
Dados Referntes ao ano de 2004 
 
Receitas Líquidas 
(R$ milhões) 
R$ 136,605 
Lucro Líquido (R$ 
milhões) 
R$ 23,725 
Investimentos (em 
bilhões de Reais) R$ 22,9 
Acionistas 170,060 
Exploração 64 sondas de perfuração (42 marítimas) 
Reservas (Critério SEC)
11,77 bilhões de barris de óleo e gás equivalente 
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(boe) 
Poços Produtores 14,061 (1.258 marítimos) 
Plataformas em 
Produção 2005 
97 (73 fixas; 24 flutuantes) 
Produção (média diária 
dez/2005) 
1.847 mil barris por dia - bpd de petróleo e LGN 
370 mil barris de gás natural / Exterior 260 mil 
/dia 
Refinarias 16 (cinco no exterior) 
Paulínia - Replan (SP) 
Landulpho Alves - Rlam (BA) 
Duque de Caxias - Reduc (RJ) 
Henrique Lage - Revap (SP) 
Alberto Pasqualini - Refap (RS) 
Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR) 
Pres. Bernardes - RPBC (SP) 
Gabriel Passos - Regap (MG) 
Manaus - Reman (AM) 
Capuava - Recap (SP) 
Fortaleza - Lubnor (CE) 
Gualberto Villarrolel - Bolívia 
Guilhermo Elder Bell - Bolívia 
Ricardo Eliçabe - Argentina 
San Lorenzo - Argentina 
Del Norte - Argentina 
Rendimento das 
Refinarias 
1,839 milhão barris por dia (bpd) 
Dutos 30.343 km 
Frota de Navios 125 (50 de propriedade da Petrobras) 
Postos 66.933 Ativos (766 próprios) 
Fertilizantes 3 Fábricas: 
 1.852 toneladas métricas de amônia 
 1.598 toneladas métricas de uréia 
 
 
 
 
INVESTIMENTOS PETROBRAS 
A legislação brasileira, através da Resolução 315 do Conselho Nacional do Meio 
Ambiente (CONAMA), de 2002, estabelece um índice máximo de 50 ppm de 
enxofre na gasolina e 50 ou 500 ppm no diesel combustíveis para 2009, o que 
vem trazendo uma grande movimentação nas refinarias com investimentos 
pesados em todas as unidades, através de novas unidades de processo de 
Tratamento. 
 
Dentro do Plano de Negócios do Abastecimento da Petrobras 2007 – 2011, US$ 
4,4 bilhões serão para a melhoria da qualidade dos derivados – US$ 2,7 bi da 
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gasolina e US$1,7 bi do diesel nas refinarias existentes. Este investimento é 
33% maior que os US$ 3,3 bilhões do período 2006-2010. 
Apenas para efeito de visualização da quantidade de projetos, vide figura 
abaixo: 
 
 
 
 
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O PETRÓLEO 
 
O QUE É O PETRÓLEO 
O Petróleo é uma mistura de Hidrocarbonetos composta de diversos tipos de 
moléculas formadas por átomos de Hidrogênio e Carbono e, em menor parte, 
de Oxigênio, Nitrogênio e Enxofre, combinados de forma variável, conferindo 
características diferenciadas aos diversos tipos de crus encontrados na 
natureza: 
 
Outra característica do petróleo é apresentar densidade menor do que a água. 
Sendo assim, o petróleo, e mesmo suas frações, podem ser caracterizadas pelo 
grau de densidade API (ºAPI), do American Petroleum Institute, definida por: 
 
A densidade específica do material é calculada tendo-se como referência a 
água. Obviamente, quanto maior o valor de °API, mais leve é o composto. Por 
exemplo: 
 
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Dessaforma, uma amostra de petróleo pode ser classificada segundo o grau de 
densidade API, como segue: 
• Petróleos Leves: acima de 30°API ( < 0,72 g / cm3 ); 
• Petróleos Médios: entre 21 e 30°API; 
• Petróleos Pesados: abaixo de 21°API ( > 0,92 g / cm3 ). 
 
Segundo o teor de enxofre da amostra, tem-se a seguinte classificação para o 
óleo bruto: 
• Petróleos “Doces” (sweet): teor de enxofre < 0,5 % de sua massa; 
• Petróleos “Ácidos” (sour): teor de enxofre > 0,5 % em massa. 
 
E também, segundo a razão dos componentes químicos presentes no óleo, 
pode-se estabelecer a seguinte classificação: 
• 
Base Parafínica – Constituído por cadeias abertas ou parafínicas 
• Produzem bons lubrificantes, querosenes e óleo Diesel 
Base Naftênica – Conhecidos por asfálticos (Ciclo alcanos) 
• Produzem gasolina de boa qualidade, mas óleo diesel e querosene 
necessitam de tratamento 
Base Aromática – Constituído por compostos aromáticos 
• Produzem gasolina de alta qualidade ( Alto poder anti-detonante) 
• Intermediários de baixa qualidade necessitando tratamentos adicionais 
Tanto a composição química (de base parafínica, naftênica ou aromática) 
quanto a aparência do petróleo variam. O aspecto pode ser viscoso, com 
tonalidades que vão do castanho-escuro ao preto, passando pelo verde, ou 
fluido e de cor clara. 
 
 
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ORIGEM 
O "óleo da pedra" (do latim petro: pedra + oleum: óleo) é um produto da ação 
da natureza, que vem sendo formado há milhões de anos através da 
decomposição do material orgânico depositado no fundo de antigos mares e 
lagos. 
Estima-se que as jazidas petrolíferas mais novas têm menos de dois milhões de 
anos, enquanto as mais antigas estão em reservatórios com cerca de 500 
milhões de anos. 
Segundo os geólogos, com o passar do tempo, outras camadas foram se 
depositando sobre esses restos de animais e vegetais. A ação de bactérias, do 
calor e da pressão, causados por esse empilhamento de novas camadas 
rochosas, transformou aquela matéria orgânica em petróleo. 
 
Ao contrário do que muita gente acredita, numa jazida, o petróleo, 
normalmente, não se encontra sob a forma de bolsões ou lençóis subterrâneos, 
mas nos poros ou fraturas das rochas, o que pode ser comparado à imagem de 
uma esponja encharcada de água. 
 
A existência de uma bacia sedimentar é indispensável para o processo de 
formação do petróleo - o material orgânico depositado nas depressões da 
crosta terrestre se transformou em rochas sedimentares, no decorrer de 
milhões de anos. 
 
O petróleo migra através de rochas porosas e permeáveis (arenitos) em direção 
a áreas com menor pressão, até encontrar uma camada impermeável que 
bloqueia o escapamento para a superfície (rochas selantes ou trapas). 
 
Nesses depósitos naturais, o gás fica retido nas partes mais altas e o óleo nas 
partes mais baixas. As rochas-reservatórios podem estar localizados próximos a 
superfície ou em profundidades maiores que cinco mil metros. 
 
Os geólogos, entretanto, acreditam que grande parte do petróleo gerado se 
perdeu na superfície, por falta dos obstáculos naturais. Essas exsudações, ou 
vazamentos, explicam a razão pela qual alguns povos antigos já conheciam e 
utilizavam o petróleo em sua forma natural, 4.000 anos antes de Cristo. 
 
Nos países árabes, onde hoje se concentra a maior produção de petróleo do 
mundo, esse mineral foi usado na construção das pirâmides, na conservação 
das múmias e como combustível nos dardos incendiários nas grandes batalhas. 
Também os antigos habitantes da América do Sul, como os Incas, utilizavam o 
produto na pavimentação das estradas do seu grandioso império. Outros usos 
do petróleo foram: calafetar embarcações, impermeabilização, pintura e 
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cerâmica. 
 
Sua primeira aplicação em larga escala foi na iluminação das casas e das 
cidades, substituindo o óleo de baleia. Com o tempo, passou também a ser 
empregado nas indústrias, no lugar do carvão. Contudo, um acontecimento 
notável fez do petróleo o combustível que move o mundo: a invenção dos 
motores a gasolina, que passaram a movimentar os veículos, até então 
puxados por tração animal ou movidos a vapor. 
 
E assim a vida, os hábitos e os costumes foram se transformando, conduzidos 
pelas inovações que o petróleo proporcionou com seus inúmeros derivados, até 
chegar aos dias atuais, quando se tornou um produto indispensável à vida 
moderna. 
 
 
DERIVADOS DO PETRÓLEO 
 
Os derivados do petróleo são obtidos em processos básicos de refinação que 
serão detalhados mais adiante. Tanto são originados produtos acabados quanto 
componentes que entrarão na transformação e acabamento de outros. 
Os produtos derivados do petróleo podem ser reunidos nos seguintes grupos: 
• COMBUSTÍVEIS: Gasolinas, Gás Natural e GLP, Óleo diesel, Óleo 
combustível, Querosene de aviação, Bunker (combustíveis marítimos); 
• LUBRIFICANTES: Óleos lubrificantes minerais, Óleos lubrificantes graxos, 
Óleos lubrificantes sintéticos, Composição betuminosa; 
• INSUMOS PARA A PETROQUÍMICA: Nafta, Gasóleo; 
• ESPECIAIS: Solventes, Parafinas, Asfalto, Coque. 
 
 
O BIODIESEL 
O Brasil apresenta ampla possibilidade de desenvolvimento de diversas 
oleaginosas por ser um país com clima favorável e com disponibilidade de água 
e terras, enquanto, outros países não possuem essa vantagem estratégica. 
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Nosso país tem 90 milhões de hectares de terras cultiváveis sem qualquer 
impacto às florestas reservadas. Por outro lado, o Brasil é pioneiro na produção 
de biocombustíveis pela sua experiência com o Proálcool que, hoje, é uma 
referência mundial. 
O grande potencial de cultivo de oleaginosas permite a utilização de diferentes 
espécies apropriadas para cada região e época do ano em que se precise ou se 
deseje cultivar. A maioria dessas oleaginosas pode ser aproveitada também 
para fins alimentícios e outros, como é o caso do algodão. É possível, inclusive, 
utilizar muitas oleaginosas em consórcio com outras culturas alimentícias e com 
a própria cana-de-açúcar, a base para a produção de álcool. 
Tecnologia da Petrobras na Produção de Biodiesel 
A Petrobras realizou na década de 80 estudos sobre a transformação de óleos 
vegetais em biodiesel e sua utilização no desempenho de motores estacionários 
e em frotas cativas no Rio de Janeiro. 
No início da década de 90, o tema biodiesel ressurgiu na Europa e América, 
onde o mesmo passou a ser produzido e misturado ao diesel mineral (Bx) ou 
usado puro (B100). A produção de biodiesel nesses países foi apoiada em três 
argumentos: questões ambientais, visando a redução da emissão de gases de 
efeito estufa, geração de empregos no campo e segurança no fornecimento de 
combustíveis. Este movimento estimulou diversas instituições de pesquisa no 
Brasil a realizarem novos estudos sobre o tema. 
Mais uma vez, a Petrobras, por intermédio de seu Centro de Pesquisas 
(CENPES), buscou a inovação tecnológica para a produção de biodiesel com 
eficiência e economicidade. Em 2001, depositou um pedido de patente 
caracterizada, de forma inédita, pela obtenção direta de biodiesel a partir da 
semente de oleaginosas, que foi publicado pelo INPI em agosto de 2003. 
A tabela abaixo apresenta algumas características de oleaginosas brasileiras, 
que podem ser utilizadas para a produção de biodiesel. 
 
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Entre estas a Petrobras priorizou o trabalho com a mamona devido a: 
o Rusticidade, cultivável em várias regiões do paíssendo pouco 
exigente em solo e água; 
o Ser cultura não comestível, intensiva em mão de obra; 
o Diversas regiões do País têm experiência em seu cultivo; 
o Permitir consórcio com diversas outras culturas alimentícias; 
o Contribuir para a recuperação do solo; 
o Ser totalmente aproveitável, a saber: 
 Semente: biodiesel, glicerina, álcool e adubo; 
 Folhas: criação de bicho da seda; 
 Flor: produção de mel; 
 Caule: uso como lenha e celulose; 
 Casca do fruto: adubo orgânico rico em NPK. 
Vantagens do Processo Petrobras 
Este processo desenvolvido pela Petrobras tem ganhos significativos em relação 
ao usado atualmente, visto que; 
• Promove a reação de transesterificação (reação do óleo com o álcool) já 
a partir da semente, em temperatura e pressão moderadas, com 
economia de equipamentos e energia em relação ao processo 
convencional que parte do óleo; 
• Emprega como álcool o etanol, tipicamente brasileiro e renovável, em 
substituição ao metanol. 
Situação dos estudos do Processo Petrobras 
Já foi comprovada, em laboratório, a viabilidade para a produção do biodiesel a 
partir da mamona, girassol, amendoim, soja, gergelim, linhaça e outras 
oleaginosas. 
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Continuam os testes em laboratório quanto a viabilidade de sua aplicação para 
outras oleaginosas abundantes em certas regiões, como dendê e babaçu, ou 
ainda mais promissoras como pinhão manso, nabo forrageiro e cramber. 
Está em estudo também o aproveitamento dos co-produtos, sobretudo da 
glicerina (como matéria-prima e para adição ao petróleo) e da polpa (para 
produção de álcool, além da utilização como ração e/ou adubo). 
Está em fase de instalação uma unidade piloto com capacidade de processar 10 
kg de semente por batelada. O biodiesel produzido será empregado em testes 
de motores em bancada e em veículos a diesel. Os co-produtos (casca, polpa e 
glicerina) serão empregados na formulação de fertilizantes (NPK), fermentação 
para produção de álcool e desenvolvimento de aditivos para lama de 
perfuração, respectivamente. 
Com o objetivo de consolidar as tecnologias desenvolvidas pelo Centro de 
Pesquisas da Petrobras (CENPES), duas unidades semi-industriais de produção 
de biodiesel foram inauguradas em Guamaré (RN), em maio de 2006. 
A diferença entre as duas unidades está na tecnologia e na capacidade de 
produção de biodiesel. Uma das usinas experimentais utiliza tecnologia 
convencional e fabrica biodiesel a partir de óleos vegetais. Esta unidade pode 
produzir diariamente até 600 litros de biodiesel e será ampliada em breve para 
20 mil litros/dia. A outra, com tecnologia desenvolvida pela Petrobras, produz 
biodiesel diretamente dos grãos, utiliza etanol como reagente e já pode atingir 
a produção de 5.000 litros de biodiesel por dia. 
Nas duas unidades, a Petrobras está priorizando o desenvolvimento da 
tecnologia nacional para a produção de biodiesel a partir de óleo de mamona 
puro ou em mistura com outros óleos. Ambos os processos geram como 
subproduto, a glicerina, que possui muitas aplicações industriais. 
Até o momento, são cultivados 3.000 hectares de mamona e 10.000 hectares 
de girassol. A produção de oleaginosas para essas duas unidades experimentais 
de biodiesel gera emprego e renda para, aproximadamente, 2.500 famílias de 
agricultores. 
 
Usinas de biodiesel da Petrobras 
A Petrobras está desenvolvendo seus três primeiros projetos de produção 
industrial de biodiesel em Candeias (BA), Montes Claros (MG) e Quixadá (CE). 
O biodiesel será produzido a partir de vários óleos vegetais e gordura animal, e 
cada usina terá capacidade para produzir até 57 milhões de litros anualmente, 
com início de produção previsto para final de 2007. O objetivo destas unidades 
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é atender a demanda da BR Distribuidora no Nordeste. Hoje, mais de 4 mil 
postos BR em todo o Brasil comercializam biodiesel. 
O suprimento de matéria-prima para a produção de biodiesel a partir da 
agricultura familiar será priorizado pela Petrobras, pelo menos na quantidade 
necessária para a obtenção do Selo Combustível Social (conjunto de medidas 
estabelecidas pelo Governo Federal para estimular a inclusão social da 
agricultura familiar na cadeia produtiva de biodiesel). A proposta é contribuir 
para o fortalecimento dos agricultores e suas cooperativas, estimulando o 
aumento da produção e da produtividade de mamona, algodão, dendê e, 
futuramente, outras oleaginosas como o girassol, o amendoim e o pinhão 
manso. 
Para tanto, já iniciaram as negociações com organizações locais e nacionais 
representativas da agricultura familiar. Também está em articulação com o 
Ministério de Desenvolvimento Agrário e Secretarias de Agricultura Estaduais e 
Municipais projeto para o desenvolvimento da cadeia produtiva de oleaginosas 
nas proximidades das usinas. O Banco do Brasil e o Banco do Nordeste do 
Brasil (BNB) estão participando deste processo para garantir o financiamento. 
Já a Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária (EMBRAPA) e outros órgãos 
de desenvolvimento, como a Comissão Executiva do Plano da Lavoura 
Cacaueira (CEPLAC) da Bahia, estão contribuindo com a tecnologia agrícola. 
Apenas nas três primeiras unidades de biodiesel da Petrobras cerca de 70 mil 
famílias de agricultores poderão ter emprego e renda. 
Na Região Sul, também há investimento em biodiesel. Em outubro de 2006, a 
Petrobras e a Petrobras Distribuidora assinaram em Palmeira das Missões e 
Bagé, no Rio Grande do Sul, dois Memorandos de Entendimentos para projetos 
de implantação de unidades de produção de biodiesel. O primeiro foi firmado 
com a Cooperbio (Cooperativa Mista de Produção, Industrialização e 
Comercialização de Biocombustíveis do Brasil) e o segundo com a Biopampa 
(Cooperativa de Biocombustíveis da Região do Pampa Gaúcho) e o Frigorífico 
Mercosul Ltda. 
As cooperativas são formadas por pequenos e médios agricultores, além de 
assentados da reforma agrária do estado. São aproximadamente 80 mil famílias 
que poderão cultivar e fornecer o insumo obtido de oleaginosas (girassol, 
canola, mamona, soja, amendoim, entre outros) para duas usinas de biodiesel 
que deverão ser instaladas nas regiões sul (Biopampa) e noroeste (Cooperbio) 
do Rio Grande do Sul. O Frigorífico Mercosul S.A. tem interesse em participar 
da sociedade e fornecer sebo animal como matéria-prima para as usinas. 
Os memorandos marcam o início da segunda fase dos estudos de viabilidade 
técnica e econômica para a implantação de duas usinas de produção de 
biodiesel na Região Sul. A primeira etapa dos projetos consistiu da análise do 
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potencial regional para implantação das unidades industriais, que foi estudada 
no âmbito do Protocolo de Intenções assinado em maio do ano passado com as 
cooperativas. 
O investimento em cada projeto é estimado em cerca de R$ 100 milhões e 
cada planta poderá produzir 100 mil toneladas de biodiesel por ano. A 
Petrobras Distribuidora participa como principal compradora do produto a preço 
de mercado. Este papel é fundamental para a viabilização do negócio. 
A Petrobras ainda analisa diversos projetos em outras regiões do Brasil para 
garantir que, em 2011, a empresa esteja produzindo 855 milhões de litros de 
biodiesel por ano, conforme seu Plano de Negócios 2007/2011. Os projetos em 
análise serão realizados em parceria com diferentes investidores, desde 
grandes grupos econômicos a cooperativas de trabalhadores rurais. 
Tabela Resumo – Unidades de Biodiesel da Petrobras: 
 
 
O H-BIO 
A preocupação mundial com o desenvolvimento sustentável evidenciou a 
necessidade da definição de limites de emissãopara as tecnologias 
automotivas. Desde então, pesquisadores têm buscado a produção de 
combustíveis menos poluentes, economicamente viáveis e de origem renovável 
para alcançar as melhorias ambientais desejadas. Neste sentido, o processo 
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HBIO contribui para a produção de óleo diesel usando uma parcela de matéria-
prima renovável. 
H-BIO ou HBIO é um processo desenvolvido e patenteado pela Petrobras 
(PETRÓLEO BRASILEIRO S/A) constituído pela hidrogenólise (decomposição por 
hidrogênio) ocorrida através do co-processamento de triglicérides, principais 
constituintes de óleos vegetais e gorduras animais, em unidades de 
hidrotratamento de óleo diesel. A reação ocorre em presença de hidrogênio 
(daí o "H" do H-BIO), elevada pressão e temperatura, além de catalisador 
metálico. 
No desenvolvimento desta tecnologia foram testados em planta piloto 
diferentes óleos vegetais, tais como soja e mamona, em diferentes condições 
de operação, que evidenciaram as vantagens do processo onde se destaca o 
alto rendimento, de pelo menos 95% v/v, em diesel sem a geração de resíduos 
e uma pequena produção de propano. Para cada 100 litros de óleo de soja 
processados, são produzidos 96 litros de óleo diesel e 2,2 Nm3 de propano. 
Diante disso, a área de Refino do Abastecimento da Petrobras está realizando 
testes industriais, usando até 10% em volume de óleo de soja na carga do 
HDT, que demonstram a adequação e a flexibilidade da tecnologia. 
 
 
O processo envolve uma hidroconversão catalítica da mistura de frações de 
diesel e óleo de origem renovável, em um reator de HDT, sob condições 
controladas de alta temperatura e pressão de hidrogênio. Assim, o óleo vegetal 
é transformado em hidrocarbonetos parafínicos lineares, similares aos 
existentes no óleo diesel de petróleo. Esses compostos contribuem para a 
melhoria da qualidade do óleo diesel final, destacando-se o aumento do 
número de cetano, que garante melhor qualidade de ignição, e a redução da 
densidade e do teor de enxofre. O benefício na qualidade final do produto é 
proporcional ao volume de óleo vegetal usado no processo. Apesar da 
utilização de fontes renováveis (óleo vegetal), o H-BIO não é capaz de reduzir 
as emissões de monóxido de carbono (CO) e material particulado,a chamada 
“fumaça negra” dos veículos diesel. 
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Processo H-bio em um esquema típico de refinaria segue basicamente a figura 
abaixo: 
 
 
Embora seja uma forma de produção de combustível a partir de biomassa e 
assim constituindo a produção de um biocombustível, o processo HBIO não 
deve ser confundido com biodiesel, um produto com propriedades semelhantes 
ao óleo diesel mineral, o qual constitui-se numa mistura de mono-alquil ésteres 
de ácidos graxos, resultado da reação de ácidos graxos com metanol ou, mais 
raramente, de etanol (reação de esterificação) ou, mais comumente, reação de 
triglicerídeos presentes em óleos vegetais e gorduras com metanol ou, mais 
raramente, etanol (reação de transesterificação). 
O H-BIO apresenta uma grande vantagem econômica no aspecto de integração 
de biocombustíveis na cadeia de produção de combustíveis fosseis, pois ao 
necessitar apenas do óleo vegetal puro como insumo biológico e empregá-lo na 
própria refinaria, o seu produtor dispensa o serviço das usinas de 
esterificação/transesterificação para a produção de biodiesel. 
A produção de biodiesel puro (B100) pela tradicional rota por transesterificação 
e a produção de diesel com uso de óleo vegetal em Unidade de HDT produzem 
combustíveis de estrutura molecular diferentes. O biodiesel puro possui 
especificação própria legislada pela ANP. Porém, tanto a mistura B2 (2% de 
biodiesel adicionado ao diesel de petróleo), autorizada para uso no Brasil 
conforme Lei 11.097/2005 quanto o diesel produzido pelo processo H-BIO, 
deverão atender a Resolução da ANP exigida para a comercialização de óleo 
diesel. Por outro lado, não há como certificar no produto final a porcentagem 
de matéria biológica, a fim de atender às metas de substituição de 
combustíveis fósseis por biocombustíveis (B2, B5 e assim sucessivamente). 
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A tecnologia H-BIO da Petrobras introduz uma nova rota para a produção de 
biocombustíveis complementar ao Programa Brasileiro de Biodiesel, em pleno 
desenvolvimento, para no futuro ampliar a utilização de biomassa na matriz 
energética do país, gerando benefícios ambientais e de inclusão social. 
 
 
Cronograma para o H-bio 
Inédito no mundo, o processo HBIO, deverá entrar em operação, até o final de 
2007, na refinaria Gabriel Passos (REGAP), em Betim, Minas Gerais; Presidente 
Getúlio Vargas (REPAR), em Araucária, Paraná; Alberto Pasqualini (REFAP), em 
Canoas, Rio Grande do Sul e na Refinaria de Paulinia (REPLAN), em Paulínia. 
De acordo com este cronograma, o projeto prevê, até dezembro de 2007, a 
redução nas importações de óleo diesel convencional em até 10%, com a 
expectativa de aproveitamento de 256 milhões de litros de óleo vegetal. 
Estima-se a implantação do processo em oito refinarias, até 2011, com um 
consumo anual de 1.033 milhões de litros de óleo vegetal, o que corresponde a 
aproximadamente 35% do volume de óleo de soja exportado em 2005. 
Ao contrário do biodiesel, que necessita da construção de unidades especificas 
para sua produção, no caso do diesel obtido pelo processo HBIO são 
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necessárias apenas pequenas adaptações nas refinarias já existentes, o que 
torna essa tecnologia além de inovadora, ainda mais econômica. 
O HBIO será um complemento à produção de diesel convencional, com a 
vantagem de manter as mesmas características do combustível derivado de 
petróleo, porém com teor de enxofre muito menor. A utilização de óleos 
vegetais também garante uma maior performance de ignição dos motores. 
PARÂMETROS PARA COMERCIALIZAÇÃO 
Faz-se importante abordarmos a questão destes parâmetros, pois muitas vezes 
estarão ligados direta ou indiretamente ao processo de aquecimento, ou 
mesmo de filtragem e portanto, são pontos essenciais de abordagem para 
viabilização de trabalhos técnicos. 
Os derivados do petróleo comercializados devem atender determinados 
parâmetros relacionados a combustão, escoamento, estabilidade química e 
térmica, poluição e corrosão. 
COMBUSTÃO: de acordo com o processo de utilização, os produtos devem 
possuir facilidade de queima, sem produzir resíduos nem fuligens. 
OS PARÂMETROS RELACIONADOS A CADA PRODUTO SÃO: octano (gasolina), 
cetano (diesel), luminômetro (querosene e aviação), ponto de fuligem 
(querosene de iluminação), poder calorífico (querosene de aviação e óleo 
combustível). 
ESCOAMENTO: o produto deve possuir facilidade de transporte a baixas 
temperaturas. A análise leva em conta ponto de congelamento (querosene de 
aviação), ponto de névoa e ponto de entupimento (diesel) e ponto de fluidez 
(lubrificantes e óleos combustíveis). 
ESTABILIDADE QUÍMICA E TÉRMICA: esta especificação verifica a facilidade 
que o produto tem de reagir, degradando-se e formando resíduos por oxidação 
ou na combustão. 
OS PARÂMETROS DESSA ANÁLISE SÃO: teor de gomas (gasolina), teor de 
gomas e hidrocarbonetos aromáticos (querosene de aviação) e teor de 
compostos nitrogenados e resíduos de carbono (diesel) 
POLUIÇÃO E CORROSÃO: análise das partículas poluidoras e corrosivas 
expelidas por quase todos os derivados. Os itens verificados são o teor de 
enxofre e a corrosividade. Os valores obtidos atendem a normas estabelecidase visam preservar o meio-ambiente e a vida-útil dos equipamentos.. 
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Em suma, podemos dizer que um derivado somente apresentará um bom 
desempenho sem agredir o meio ambiente, quando existir compromisso de 
responsabilidade entre o refinador, fabricante do equipamento e usuário. 
 
 
A CADEIA PETROQUÍMICA 
Ao deixar a refinaria, os derivados de petróleo movimentam uma cadeia de 
indústrias petroquímicas que tradicionalmente se instalam ao redor da mesma 
e são conhecidas basicamente por indústria da 1ª Geração, tal como Braskem, 
PQU e Copesul, que basicamente fornecem matéria-prima do tipo Etileno, 
Propileno, Benzeno, Resíduos Aromáticos e Outros, para as indústrias da 2ª 
geração, que geram matéria-prima para transformação utilizada por exemplo 
em empresas de plástico e outros produtos acabados. 
Um exemplo disto pode ser observado na figura a seguir, que mostra a cadeia 
produtiva no Pólo Petroquímico de Mauá, em Capuava – SP: 
 
 
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O PROCESSAMENTO DO PETRÓLEO 
Utilizando-se da linguagem habitualmente utilizada, o processo é basicamente 
dividido em Upstream (Exploração e Produção) e Downstream (Refino, 
Armazenagem e Distribuição), confirme figura abaixo: 
 
 
UPSTREAM 
Exploração e Produção, ou Upstream, inclui os seguintes processos 
• Exploração; 
• Perfuração: Sondas e Plataformas; 
• Produção. 
 
Em resumo, os segmentos básicos da indústria do petróleo estão interligados 
conforme mostrado no diagrama abaixo: 
 
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A seguir, veremos comum pouco mais de detalhes, cada uma destas áreas. 
 
 
EXPLORAÇÃO 
O ponto de partida na busca do petróleo é a exploração que realiza os estudos 
preliminares para a localização de uma jazida. Para identificar o petróleo nos 
poros das rochas e decidir a melhor forma de extraí-lo das grandes 
profundidades na terra e no mar, o homem utiliza os conhecimentos de duas 
ciências: a Geologia e a Geofísica. 
A Geologia realiza estudos na superfície que permitem um exame detalhado 
das camadas de rochas onde possa haver acumulação de petróleo. A Geofísica, 
mediante o emprego de certos princípios da física, faz uma verdadeira 
radiografia do subsolo. 
Um dos métodos mais utilizados por essa ciência é o da sísmica, que 
compreende verdadeiros terremotos artificiais, provocados, quase sempre, por 
meio de explosivos, produzindo ondas que se chocam contra a crosta terrestre 
e voltam a superfície, sendo captadas por instrumentos que registram 
determinadas informações sobre o subsolo. 
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Após o conhecimento adquirido por essas duas ciências, os pesquisadores 
montam um painel de conhecimentos sobre a espessura, profundidade e 
comportamento das camadas das rochas sedimentares que é o refúgio do 
petróleo e do gás. Esses conhecimentos levam à definição do melhor ponto 
para que possa haver a perfuração do solo, embora ainda não seja possível 
nesta fase afirmar com segurança se há petróleo no subsolo. 
 
PERFURAÇÃO: SONDAS E PLATAFORMAS 
A perfuração é a segunda etapa na busca de petróleo. Ela ocorre em locais 
previamente determinados pelas pesquisas geológicas e geofísicas. Para 
realizá-la, perfura-se um poço - o pioneiro - mediante o uso de uma sonda. 
Comprovada a existência do petróleo, outros poços serão perfurados para se 
avaliar a extensão da jazida. Essa informação é que vai determinar se é 
comercialmente viável ou não, produzir o petróleo descoberto. 
Caso a análise seja positiva, o número de poços perfurados forma um campo 
de petróleo - poço de desenvolvimento. Como o tempo de vida útil de um 
campo de petróleo é de cerca de 30 anos, a extração é feita de forma racional 
para que esse período não seja reduzido. 
Para cada 100 poços exploratórios perfurados em busca de petróleo e gás 
natural, a Petrobras obteve no período 2003/2005 índices de sucesso maiores 
do que 40%, superiores à média mundial, que fica em torno de 20%. 
O Brasil domina a tecnologia de perfuração submarina em águas profundas - 
acima de 400 metros- e ultraprofundas - acima de 2.000 metros-, sendo o 
recorde nacional um poço exploratório perfurado em lâmina d'água de 2.853 
metros, no mar da Bacia de Campos. 
 
 
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Sondas 
 
As sondas utilizadas na perfuração de poços de petróleo são classificadas de 
acordo com sua utilização como terrestres ou marítimas. 
Se a perfuração ocorrer em terra - conhecida como onshore -, o equipamento 
utilizado possui brocas que giram para romper a rocha, trazendo até a 
superfície o material extraído do subsolo. 
 
 
 
As sondas de perfuração terrestres são muito semelhantes. Uma das variáveis 
é o transporte para chegar ao local a ser perfurado: nos de fácil acesso, é feito 
por estradas, enquanto que nos mais difíceis, como, por exemplo, ilhas ou 
florestas, há a necessidade de embarcações ou helicópteros. 
O sistema de perfuração marítima, offshore, segue os mesmos moldes da 
terrestre, contudo, as sondas marítimas diferem entre si por se adequarem às 
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diferentes profundidades em que atuam. Esses equipamentos são instalados 
em plataformas fixas, móveis ou sobre navios. 
 
Plataformas Fixas 
São instaladas em campos localizados em lâminas d'água de até 200 metros. 
Elas possuem a vantagem de serem completamente estáveis até nas piores 
condições do mar. 
Em todo o mundo, essas plataformas utilizam, com maior freqüência, 
estruturas moduladas de aço - a outra opção é o concreto. A instalação dos 
equipamentos no local de operação é feita com estacas cravadas no solo 
marinho. 
Estes verdadeiros "gigantes de aço" são projetados para receber todos os 
equipamentos de perfuração, estocagem de material, alojamento de pessoal e 
todas as instalações necessárias para a produção dos poços de petróleo. 
 
Plataformas Móveis 
 Auto-eleváveis: Plataforma marítima com três ou mais pernas de tamanho 
variável, que pode ser posicionada em locais de diferentes profundidades, em 
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lâminas d'água entre 5 e 130 metros - na zona situada entre a praia e o início 
dos abismos oceânicos. 
 
O sistema é composto por uma balsa de casco chato e largo, triangular ou 
retangular, que suporta as pernas. O transporte da plataforma até o local de 
perfuração dos poços exploratórios é feito por rebocadores ou por propulsão 
própria. 
Quando chegam ao local, suas pernas são arriadas lentamente, por meio de 
macacos hidráulicos ou elétricos, até o fundo do mar. Seu casco fica acima do 
nível da água, a uma altura plataformas flutuantes constituídas de uma 
estrutura de um ou mais conveses. O apoio e feito por flutuadores submersos 
que sofrem movimentação devido à ação das ondas, ventos e correntezas. 
segura e fora da ação das ondas. 
Semi-submersíveis: 
 
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Este tipo de plataforma fica situado na superfície do mar para que sofra menor 
impacto das condições impostas por ele. Além disso, possui um sistema de 
ancoragem ou de posicionamentodinâmico. 
Ancoragem: esse sistema restaura o posicionamento original pela ação de 8 a 
12 âncoras e cabos (e/ou correntes) fixados no fundo do mar e que funcionam 
como molas, produzindo esforço capaz de reagir ao efeito das ondas, ventos ou 
correntezas. 
Posicionamento dinâmico: as plataformas que utilizam esse sistema não 
possuem ligação física com o fundo do mar, exceto pelos equipamentos de 
perfuração. 
Elas possuem sensores acústicos que identificam a deriva. A restauração da sua 
posição flutuante é feita por propulsores presentes no seu casco, acionados por 
computador. 
A profundidade de operação das plataformas que apresentam sistema de 
ancoragem é limitada, enquanto que as que utilizam o posicionamento 
dinâmico podem perfurar em águas de cerca de 500 metros de profundidade. 
Plataforma de pernas atirantadas: unidades flutuantes que possuem estrutura 
semelhante à da plataforma semi-submersível. A diferença entre elas ocorre no 
sistema de ancoragem no fundo do mar. 
A ancoragem é feita por meio de estruturas tubulares, com tendões fixos no 
fundo do mar por estacas e mantidos esticados pelo excesso de flutuação da 
plataforma. Esse sistema proporciona uma maior estabilidade da plataforma 
porque diminui drasticamente os seus movimentos. Com isso, as operações de 
perfuração e produção se assemelham às executadas em plataformas fixas. 
 
Navios Sonda 
 
São navios projetados para explorar poços submarinos situados em águas 
muito profundas. Eles possuem uma abertura no centro do casco por onde 
passa a coluna de perfuração. 
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Da mesma forma que as plataformas semi-submersíveis, os navios mais 
modernos são equipados com sistemas de posicionamento dinâmico. Por meio 
de sensores acústicos, propulsores e computadores, são anulados os efeitos do 
vento, ondas e correntezas, que geralmente deslocam o navio de sua posição. 
A utilização dos navios-sonda em perfurações proporciona algumas vantagens 
em relação aos outros tipos de plataformas: grande capacidade de estocagem, 
perfuração de poços em qualquer profundidade e operação sem a necessidade 
de barcos de apoio ou de serviços. 
A figura abaixo mostra os tipos básicos de plataformas existentes. 
 
 
 
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PRODUÇÃO 
O propósito dos poços de petróleo e de gás é o de produzir hidrocarbonetos de 
(ou injetar em) formações subterrâneas. O poço seria o conduto para o fluxo 
dos fluidos das formações, para a superfície. 
Existem vários mecanismos de produção de petróleo e/ou gás, que levam estes 
fluidos do fundo do poço até a superfície. São eles: 
 
Surgência 
Um poço é considerado surgente quando a pressão interna do reservatório é 
suficiente para expulsar os fluidos de formação até a superfície, através da 
tubulação do poço. 
Surgência Artificial: 
Esta ocorre em todos os casos onde se faz necessária o fornecimento de 
alguma energia auxiliar adicional para que os fluidos atinjam a superfície. 
Existem vários sistemas de elevação artificial: 
• Bombeio mecânico por hastes (sucker rod pumping); 
• Elevação por gás (gás lift); 
• Bombeio submerso convencional (eletrical submersible pumping); 
• Bombeio elétrico a pistão; 
• Outros. 
 
No Brasil, principalmente na região Norte / Nordeste em explorações em terra, 
(Onshore), o bombeio mecânico é bastante comum. Consiste em uma unidade 
motora instalada na superfície. No poço, uma bomba de fundo é operada por 
hastes e acionada pela unidade de superfície. Por um processo de pistoneio do 
poço, pelo movimento alternativo das hastes, o óleo é produzido. A bomba que 
efetua este trabalho é denominada “Cavalo de Pau”: 
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FPSO E FSO 
Os FPSOs (Floating, Production, Storage and Offloading) são navios com 
capacidade para processar e armazenar o petróleo, e prover a transferência do 
petróleo e/ou gás natural. No convés do navio, é instalada um planta de 
processo para separar e tratar os fluidos produzidos pelos poços. Depois de 
separado da água e do gás, o petróleo é armazenado nos tanques do próprio 
navio, sendo transferido para um navio aliviador de tempos em tempos. 
 
O navio aliviador, conhecido também por FSO (Floating storage unit) é um 
petroleiro que atraca na popa da FPSO para receber petróleo que foi 
armazenado em seus tanques e transportá-lo para terra. O gás comprimido é 
enviado para terra através de gasodutos e/ou reinjetado no reservatório. Os 
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maiores FPSOs têm sua capacidade de processo em torno de 200 mil barris de 
petróleo por dia, com produção associada de gás de aproximadamente 2 
milhões de metros cúbicos por dia. 
 
 
No Brasil alguns projetos visam a conversão de FSO para FPSO, ou seja, 
incorporação da produção nestes navios. Exemplo disto foi a P-47, 
recentemente concluída no Rio de Janeiro pela Ultratec/SP e que constituía o 
antigo navio aliviador da P-36 afundada em 2001. 
 
 
Injeção de Vapor em poços 
Com certa freqüência o vapor é utilizado na extração de óleo pesado. Caldeiras 
de alta pressão são utilizadas para geração de vapor que é injetado nos poços 
para aquecer os resíduos de óleo e eleva-lo até a superfície. 
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Temos em desenvolvimento no Brasil um grande projeto no Rio Grande do 
Norte, onde o intuito principal é de projetar uma enorme quantidade de linhas 
de vapor com objetivo de injeção em poços (Vaporduto), que será detalhado 
posteriormente, bem como podemos encontrar este tipo de aplicação na região 
do Espírito Santo. 
O vapor pode ser encontrado também como técnica de recuperação secundária 
de um campo de petróleo, utilizada para recuperar o óleo que não foi retirado 
pelos processos naturais e artificiais anteriormente mencionados. 
 
 
 
A figura acima mostra uma linha de injeção de vapor e manifold de extração de 
óleo asfáltico no Canadá. 
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REFINO 
O óleo cru extraído do poço não tem aplicação direta. A sua utilização ocorre 
por meio de seus derivados. Para que isso ocorra, o petróleo é fracionado em 
seus diversos componentes através do refino ou destilação fracionada. Este 
processo aproveita os diferentes pontos de ebulição das substâncias que 
compõem o petróleo, separando-as e convertendo em produtos finais. Os 
derivados mais conhecidos são: gás liquefeito (GLP) ou gás de cozinha, 
gasolinas, naftas, óleo diesel, querosenes de aviação e de iluminação, óleos 
combustíveis, asfaltos, lubrificantes, combustíveis marítimos, solventes, 
parafinas, coque de petróleo. As parcelas de cada produto obtido no refino 
dependem de uma série de variáveis: da qualidade do petróleo que está sendo 
processado e da estrutura da refinaria - sua complexidade, unidades e mercado 
em que atua. 
 
 
TRANSPORTE E ARMAZENAMENTO 
O petróleo que é extraído dos poços, na terra ou no mar, é transportado 
através de oleodutos ou navios petroleiros até os terminais marítimos - um 
porto especial para carga e descarga. 
Outra etapa do processo é levar esse petróleo dos terminais até as refinarias, 
onde será processado e dará origem a gasolina, diesel, gás, óleo combustível, 
lubrificantes, asfalto entre outros derivados. 
A empresa subsidiária Petrobras Transporte S.A. (Transpetro) é a responsável 
pelo