João Bosco Duarte Gonçalves

* Nome do projeto: Memória Petrobrás

* Depoimento de: João Bosco Gonçalves

* Entrevistado por: Eliana Santos

* Local de gravação e data completa: Rio de Janeiro, 09/ 03/2005

* Realização Museu da Pessoa

* Código do depoimento: PETRO_CB295

* Transcrito por: Felipe Peirão Cecchi

P/1: Bom dia.

R: Bom dia.

P/1: Queria começar pedindo que o senhor nos fale nome completo, local e data de nascimento?

R: João Bosco (Duarte?) Gonçalves, São Paulo, capital, 11 de abril de 1944.

P/1: Senhor João Bosco, o senhor pode contar para agente quando foi, e como foi o seu ingresso na Petrobrás?

R: É, eu ingressei na Petrobrás, é, logo que formei em engenharia química, em São Paulo, pela Universidade de São Paulo, pela escola Politécnica da USP. Fiz concurso para a Petrobrás, engenharia para o (Cenpro?), né, curso de engenharia de processamento, e fui aprovado.

P/1: O senhor pode falar para agente assim, um pouco os locais que o senhor foi trabalhar, para qual setor que o senhor foi, em qual atividade, só para agente entender um pouco, já que agente num...

R: Certo. Eu fiz o (Cenpro?), né, fiz o curso de engenharia de processamento, depois trabalhei na (Recap?), refinaria de Capuava, é, e agora, a partir de maio de 98, to trabalhando na sede da Petrobrás, na área de refino, abastecimento refino, na gerência geral de equipamentos e serviços, gerência de confiabilidade, eu sou gerente de confiabilidade do abastecimento refino.

P/1: E como que funciona um pouquinho o seu trabalho, seu João Bosco, conta para agente como que é um pouquinho desse seu trabalho, para agente entender essa rotina de uma refinaria?

R: Você quer que eu fale do trabalho na refinaria ou na sede da Petrobrás?

P/1: O senhor ta na sede, né, na sede atual. O senhor pode contar um pouquinho da refinaria para agente, se o senhor puder fazer esse...

R: Veja bem, o trabalho nas refinarias, a função principal das refinarias, né, a missão das refinarias é produzir derivados de petróleo de forma otimizada, respeitando como premissa, tendo como premissas as diretrizes de segurança, meio ambiente e saúde da Petrobrás, e buscando essa operação, essa produção, de forma otimizada, rentável, tanto para a Petrobrás... E valorizando os produtos, né, tendo os produtos dentro de padrões de qualidade mundial, que é o padrão Petrobrás, satisfazendo ai os seus clientes, acionista, empregados e etc, esse é o papel nosso na área de refino, né? E eu como engenheiro de processamento...

P/1: O senhor trabalha na sede, né?

R: Sou engenheiro químico, né, e na Petrobrás eu fiz o curso de engenharia de processamento, sou engenheiro de processamento sênior atualmente, eu na refinaria, eu trabalho na refinaria, e o trabalho numa refinaria é um trabalho típico, né? Eu atuei nas áreas de engenharia de processamento, eu comecei trabalhando na operação, trabalhei em turno inclusive, na época, conheci a refinaria dessa forma, trabalhando em turno, naquela época era assim, hoje talvez seja um pouquinho diferente. E depois fui trabalhar na área de engenharia de processamento, não mais na operação, mas na área de acompanhamento de processo, análise de processo. Então, uma boa parte do meu trabalho, da minha vida na refinaria de Capuava, e que é uma das carreiras típicas de um engenheiro de processamento na área de refino, trabalhar na área de operação, na área de engenharia de processo, análise de processo, depois programação de produção, depois juntando as duas atividades de engenharia de processo, análise de processo e projetos de processo, programação de produção de um mesmo setor, numa mesma divisão, numa mesma área. E posteriormente, mais a frente eu voltei a área de operação, isso eu entrei em 69, em janeiro de 69, e em 88, 19 anos depois eu voltei a operação como chefe, na época chefe da divisão de operação da refinaria, e assim fiquei mais uns dois anos, até 91, final de 91 começo de 92. Ai voltei para a área de engenharia de processamento, né, novamente gerenciando, no caso, as atividades de análise de processo, programação de produção, projeto de processo, e foi assim, até vir para o Rio em 98. Nesse (item?) eu também fui substituto eventual do superintendente da refinaria de Capuava durante uma época, final dos anos 80, e ai inclusive por ocasião da saída por aposentadoria, de um dos nossos superintendentes, o engenheiro João Batista (Skiner?), eu assumi por decisão da sede, fiquei interinamente como superintendente da refinaria de Capuava, isso foi em 89, fiquei de início de março a início de agosto de 89, cinco meses como superintendente interinamente, ai foi designado um novo superintendente eu voltei para a divisão de operação, para a chefia da divisão de operação. Então essas são atividades típicas de um engenheiro de processo de uma refinaria, é começar na operação, trabalhar na engenharia de processo, análise de processo, programação de produção, otimização, hoje tem o nome otimização, operação, né, é exatamente o que eu fiz. A outra atividade seria na área de manutenção, né, área de manutenção, inspeção de equipamentos de manutenção, mas eu como engenheiro de processo, processamento, a minha carreira foi na área de operação e otimização. Vindo para sede em 98, eu fui convidado para ser gerente de confiabilidade, o que vem a ser isso, a confiabilidade é uma atividade multidisciplinar, que envolve tanto a especialidade de, ou a área de engenharia de processamento, que é a minha área original, quanto a área de engenharia de equipamentos, eu não sou engenheiro de equipamentos, sou engenheiro de processamento ,né, os engenheiros de equipamentos são os engenheiro mecânicos, eletricistas, metalurgistas e etc, eu sou engenheiro químico. Mas eu comecei a trabalhar na área de confiabilidade, então, como gerente em 98, na época se chamava setor de confiabilidade de sistemas de produção, eu ia ser o chefe desse setor, e a finalidade principal, o objetivo principal dessa atividade de confiabilidade é desenvolver ações, buscar as melhores práticas, diretrizes e etc, para que as nossas refinarias, estamos falando do refino, tenham a máxima disponibilidade operacional, né, e buscando logicamente com isso, logicamente dependendo das condições de mercado, preços e etc, economicidade para a empresa ter a maior utilização possível dos nossos artigos na área de refino. Então isso envolve todo um trabalho de engenharia da confiabilidade, busca de melhores práticas para se ter alta confiabilidade, é, diretrizes que nós temos e traçamos, e tudo isso logicamente tem como premissa básica, eu repito, as diretrizes de segurança, meio ambiente e saúde. Isso tem que ser um valor, agente trata como um valor, tem como valor, tem que disseminar isso, isso ta disseminado no refino, no sentido de que sem isso nada pode ser feito, né, essa é a base de todo o nosso trabalho. E a partir daí, nós buscamos essa máxima confiabilidade, máxima disponibilidade dos nossos artigos, nós temos os nossos padrões na Petrobrás na área de refino, padrões de (benchmarking?), né, que nós denominamos, né, parâmetros de unidade de alta performance, né, alto desempenho, né, para que tenhamos alta confiabilidade, é, alto padrão de segurança, mais uma vez segurança de meio ambiente e saúde, as unidades otimizadas, né, e etc, então, não quero ser redundante.

P/1: Em relação assim, pensando um pouquinho sobre essa preocupação maior que a Bacia de Campos gerou, e a preocupação com o refino. Como que as refinarias tiveram que se adequar a esse óleo, né, tava vindo da Bacia de Campos, que eu acho que foi um momento de transformação na área de vocês?

R: Então, é importantíssimo, né, isso, então até quero aproveitar aqui nesse momento, já devia ter falado desde o início, né, mas queria agradecer a oportunidade de estar aqui nesse projeto Memória Petrobrás, ter sido convidado, ter sido indicado para participar dando depoimento, né? Quero até me desculpar, porque talvez a minha contribuição seja muito pequena, mas, é, para a Petrobrás, pro país, para a Petrobrás e para o país é um marco significativo o trabalho da área de produção e exploração da empresa, apoiado também pelo nosso centro de pesquisa, que viabilizou a descoberta de petróleo nacional. Nós já tínhamos petróleo descoberto em terra, né, já a muito tempo, e na Bacia de Campos já por volta de 1974, por ai, 75, né, que foi a descoberta doa primeiros poços, poços pioneiros, né? Então foi um grande avanço, foi fruto de um grande avanço tecnológico, repito, da nossa área de exploração e produção, apoiada pelo centro. E o refino, teve e tem um papel também importante nisso, muito importante ao nosso ver, que foi o de viabilizar o processamento desse petróleo nacional. O petróleo nacional nosso, falando em termos de refino, ele tem algumas características extremamente positivas, né, primeiro é nacional, nós estamos valorizando uma matéria prima nacional, isso agregando valor ao petróleo nacional, com isso diminuindo a dependência externa que era grande naquela época, na época que houve o início das descobertas na Bacia de Campos, né? Então em termos financeiros, em termos tecnológicos, em termos ambientais, em termos econômicos, em todos os sentidos foi positivo. Então, o outro aspecto, é o aspecto do teor de enxofre, conteúdo de enxofre, os petróleos nacionais são todos de baixo teor de enxofre, baixo conteúdo de enxofre, isso do ponto de vista de confiabilidade, do ponto de vista de integridade dos equipamentos, do ponto de vista de corrosão, do ponto de vista de qualidade dos produtos, é fundamental, né? Então um petróleo de baixo teor de enxofre, isso nesse aspecto... (PAUSA) Então estávamos falando teor de enxofre, os petróleos nacionais têm baixo teor de enxofre, as primeiras descobertas já de petróleo na Bahia, né, o baiano tem menos enxofre ainda do que os petróleos da Bacia de Campos, mas os petróleos da Bacia de Campos também são BTE, baixo teor de enxofre, então isso é muito bom do ponto de vista de qualidade dos produtos, e principalmente de integridade também dos equipamentos, de confiabilidade. Isso valoriza o petróleo nacional, não só para consumo nosso, para processamento nosso das nossas refinarias, como para exportação. A empresa tem exportado petróleo, então uma das características importantíssimas é o teor de enxofre. Isso é positivo, isso é muito positivo, ta, isso foi bom, que as nossas refinarias foram projetadas para petróleos importados de alto teor de enxofre, quando houve esses projetos. Por exemplo, na refinaria de Capuava, onde eu trabalhei muito tempo, ela começou a operar em 1954, e o projeto dela era para petróleos (Kweit?), (Kueiki?), (Abekueit?), petróleos lá do Oriente Médio, com alguma coisa na faixa de 2,5% de enxofre, né? Não eram os petróleos com maior teor de enxofre, mas eram de alto teor de enxofre, e os vários combustíveis e os produtos todos com alto teor de enxofre, né? E a maioria das refinarias, né, todas as refinarias, com exceção da (Relam?) provavelmente, que tinha petróleo baiano a disposição, que era BTE, mas a maioria das refinarias, quase todas, foram projetadas para petróleos de alto teor de enxofre. Que a disponibilidade (de BTE?) nacional é pequena, só na Bahia praticamente, e a (Relam?) então é que tinha os equipamentos já projetados, as unidades projetadas para BTE. À medida que começou a produção, o início da produção da Bacia de Campos, ainda incipiente, em 1974, né, 75, mas já muito promissora, já se descortinou esse quadro de que nós teríamos à nossa disposição para processamento nas refinarias da Petrobrás, petróleo de baixo teor de enxofre. Então isso daria uma folga, seria muito bom, do ponto de vista tanto de qualidade dos produtos, quanto de integridade, de corrosão dos equipamentos, que eles ficariam menos suscetíveis a isso. Agora, o outro lado da questão, né, que é importante a gente colocar, os petróleos nacionais são petróleos... À medida que agente foi descobrindo, a empresa, através da área de exploração e produção, foi descobrindo novos poços, né, foi encontrando, observando, e foi indo para as águas profundas, né, isso é um grande marco na história da empresa e no mundo, né? A Petrobrás é pioneira nisso, já ganhou prêmios da OTC, né, (Offshore Tecnology Conference?), né, então, o programa de águas profundas é um programa fantástico da empresa, né, ao meu ver, talvez seja até único no mundo. Mas na medida que nós fomo indo para descobertas em lâminas de água cada vez maiores, esses petróleos que foram sendo descobertos em grandes quantidades, até chegar ao (Petromarlin?) e mais pesados, petróleos mais pesados. E o que significa de maior densidade, e o que significa isso em termos de refino, isso significa que com as unidades convencionais de refino que nós tínhamos e temos, que são a destilação atmosférica e vácuo e craquiamento catalítico, que eram as unidades que nós tínhamos, digamos assim, como únicas praticamente até essa época, nós gerávamos muito óleo combustível, que é o produto de fundo do barril, resíduo de vácuo. Partindo de petróleos mais pesados, de maior densidade, com maiores pontos de ebulição, logicamente nós temos maiores rendimentos, maiores produções de óleo combustível. E o óleo combustível, no caso de baixo teor de enxofre, né, felizmente, mas o óleo combustível, em paralelo, o que tava acontecendo nessa época, um consumo, uma demanda do mercado brasileiro, nacional, cada vez menor, em função do que, em função dos programas de substituição de óleo combustível. O óleo combustível gera poluição, as emissões atmosféricas da queima de óleo combustível em fornos e caldeiras, seja na Petrobrás, seja em qualquer empresa, seja nos nossos clientes, geram emissões, emissões do que, CO2, SO2, SOX, NOX, etc, além de particulado. O controle ambiental dos órgãos ambientais no Brasil passou a ser mais rigoroso, e ta correto isso, a partir dessa época justamente, coincidiu em termos de época, a partir dos anos 70. Então as refinarias da Petrobrás e o próprio mercado em geral começaram a ser mais pressionados em termos de consumo de óleo combustível, passaram a ter que ter, digamos, facilidades que não havia em termos, por exemplo, lavadores de gases, precipitadores eletrostáticos, enfim, tudo para abater esses poluentes, né, isso é um dado. Outro dado, é que nós estávamos vivendo também, por coincidência, no início dos anos 70, 73, para ser mais preciso, a primeira grande crise do petróleo no mundo, né? E graças a deus o Brasil respondeu bem, em 74, com a descoberta do petróleo em (Choba?), Campo de (Choba?), depois Garopa, Namorado e tal, se não me engano, o primeiro campo foi em (Choba?), na Bacia de Campos. Então nós, graças a deus, não por sorte, mas por competência da Petrobrás, começou a se descobrir petróleo em grande quantidade, justamente logo após a primeira crise do petróleo, isso fez que o país se tornasse menos dependente, menos vulnerável aos preços mundiais de petróleos, que nessa época subiam numa escala vertiginosa, né? Então, em função dessa crise mundial, apesar do descobrimento do petróleo nacional em maior quantidade, o próprio governo brasileiro e a Petrobrás, né, procuraram incentivar, incrementar os programas de conservação de energia, e ta corretíssimo tudo isso, sempre deveria haver, mas se tornou mais crítico nessa época. E essa criticidade, então se traduziu numa maior economia, numa otimização do consumo do óleo combustível, de gás combustível, e com isso, começou também a sobrar também mais óleo combustível nas refinarias, quer dizer, a demanda de óleo combustível, tanto interna pela própria Petrobrás, quanto externa dos nossos clientes, que é a maior parte, diminuiu, diminui então, por razões de controle ambiental e de conservação de energia. Em paralelo, nós começamos a descobrir gás também, na Bacia de Campos, ta certo, gás natural associado ao petróleo nacional. E esse gás natural começou a ser disponibilizado, surgindo os primeiros investimentos, nos gasodutos e tal, ele começou a ser disponibilizado, e começou a substituir óleo combustível, já no final dos anos 70, início dos anos 80, né? Com isso, a demanda de óleo combustível ficou cada vez mais reprimida, começou a sobrar cada vez mais óleo combustível nas refinarias, nós precisávamos de... Também cabe destacar aqui o programa do álcool, que surgiu nessa época, também meados, final da década de 70, para tornar também o país menos vulnerável, a demanda de gasolina era grande, então o álcool foi testado, e a Petrobrás também foi pioneira, ela alavancou o programa do álcool, como um programa importantíssimo, prioritário do governo federal, e isso permitiu então que o consumo de gasolina diminuísse. Então nós passamos a... O refino passou a ter, digamos, excedentes de óleo combustível, como eu já citei, excedentes de gasolina, a gasolina passou a ser exportada, o óleo combustível exportado, logicamente para essa exportação tem que haver qualidade, o refino investiu com qualidade de produtos. Mas sobrava, e faltava diesel, então nesse balanço faltava diesel.

P/1: Quais são os principais produtos vindos desse óleo da Bacia?

R: Gasolina , diesel, óleo combustível e GLT, são os produtos de refino, gás liquefeito de petróleo, nafta para a petroquímica, gasolina, querosene de aviação, diesel, óleo combustível, o óleo combustível então era o vilão da história. Então isso levou a empresa pra viabilizar um maior processamento petronacional, a desenvolver tecnologias de programas de fundo de barril, programas de fundo de barril pra que, para converter a maior parte possível de resíduo, resíduo de vácuo, a mais, que nós estamos produzindo a mais, por conta do processamento de petróleo nacional, em derivados mais nobres, do tipo gás, como eu disse GLT, gasolina, e diesel principalmente o diesel, ta, que é um produto que passou a ser, digamos, o mandatário do refino, o diesel, e até hoje continua sendo. Então nós passamos a investir em unidades de fundo de barril, que unidades são essas então, a primeira coisa que foi feita, foi craquiamento de resíduo, nós começamos a craquear resíduo de vácuo nas nossas unidades de craquiamento catalítico. Isso começou a ocorrer já no final dos anos 70, início dos anos 80.

P/1: Mas que óleo é esse, conta para agente que tipo de óleo é esse, oriundo da Bacia de Campos, e em que ele é diferente do resto do país?

R: Ele tem mais, ele é mais pesado, tem mais densidade, tem menos enxofre que é bom, mas é mais pesado. E ele tem como uma característica também negativa, mas que o refino encarou e resolveu, a questão do nitrogênio, ele tem mais nitrogênio do que os petróleos importados, nitrogênio, o N. E esse nitrogênio na forma nitrogênio básico, com isso, em termos de craquiamento catalítico tem que ser trabalhado, tem que ser resolvido, porque nitrogênio, no craquiamento, acaba formando mais amônia e cianeto, que são produtos que vão gerar corrosão no topo das fracionadoras de craquiamento das unidades de SCC, e na área fria de craquiamento catalítico. Então isso levou também, pra todo um desenvolvimento tecnológico na área de refino, também com apoio do centro, para que nós tornássemos os nossos equipamentos mais confiáveis, é, e os nossos processos, lavagem de gases no topo da fracionadora, lavagem de gases na sucção no tambor de topo da fracionadora, lavagem na área fria. Começou-se a trabalhar com mais inibidores de corrosão, enfim, toda uma tecnologia, e materiais também mais adequados para enfrentar esses produtos mais agressivos, to falando de amônia e cianeto, que são oriundos do craquiamento de produtos derivados do petróleo da Bacia de Campos que tem mais nitrogênio, então isso foi trabalhado, foi resolvido. Mas eu tava falando, voltando aqui, que nós passamos então a craquear resíduo, isso é importante, craquear resíduo junto com gás óleo, isso foi no final dos anos 70, começo dos anos 80, com os programas de fundo de barril, 80, 81, para ser mais preciso. E tivemos uma refinaria, que é a (Regap?), inclusive tinha o FCC2 da (Regap?), em Minas Gerais, foi projetado já inclusive, para craquear uma mistura de gás óleo e (rati?). Capuava, onde eu trabalhava, já tinha feito uma experiência nos anos 70, final, de craqueamento de resíduo, junto com gás óleo. E em 81, nós, a (Recap?), a (Regap?), enfim, todas as refinarias, no programa de craqueamento de resíduo, para aliviar a produção de óleo combustível e viabilizar o processamento petronacional pesado. E a partir daí, começou-se também a estudar novas unidades de (cóqui?), de (coquiamento?) retardado, né, em inglês, o (deleid couking?), (coqiamento?) retardado. Que é o que, as unidades de (cóqui?) tem como matéria prima resíduos de vácuo, resíduos de vácuo, no caso, em maior abundância por conta do processamento petronacional. Nós já tínhamos uma primeira e única unidade de (cóqui?) nessa época, to falando mais uma vez do final dos anos 70, inicio dos anos 80, tínhamos na (RPBC?), Refinaria de Cubatão tinha uma unidade de (cóqui?), era a única. E já nos anos 80, então foi instalada uma segunda unidade de (cóqui?) na (RPBC?), que tem duas, e foram iniciados os projetos de instalação de unidades (cóqui?) em outras refinarias, né? Então hoje nós temos além da (RPBC?) com duas unidades de (cóqui?), temos uma unidade de (cóqui?) na (Regap?), que entro em operação no início dos anos 90, em Minas Gerais, é, duas unidades de (cóqui?) na (Replan?), uma que entro em operação em 99, e uma segunda que entrou em operação agora em 2004, e outras unidades de (cóqui?) deverão ser instaladas em outras refinarias.

P/1: O senhor saberia me dizer quais são as refinarias que recebem esse óleo de Bacia de Campos?

R: Todas, eu diria, todas as refinarias recebem óleo da Bacia de Campos, todas, inclusive a (Relan?), que eu disse que é a mais antiga das nossas refinarias, que processava petróleo apenas da Bahia, mas já a muitos anos ela processa também petróleo da Bacia de Campos, todas recebem da Bacia de Campos. Do sul pro norte, a (Refap?), em Canoas, processa petróleo de Bacia de Campos, não é exclusivo da Bacia de Campos, mas processa em grande quantidade, a (Repar?), Bacia de Campos, em São Paulo a (RPBC?), a (Replan?), a (Recap?), a (Revap?). No Rio de Janeiro, a (Reduque?), a (Reduque?) processa na (12-10?), que é a unidade de combustíveis, derivados combustíveis, em (12-10?), nas duas destilações para lubrificantes, do conjunto de lubrificantes da (Reduque?), as unidades (15-10?) e (17-10?), não processam petróleo da Bacia de Campos, que elas geram matéria prima para lubrificantes. Então tem que ser petróleos especiais, e os petróleos da Bacia de Campos com o (harder?) que nós temos na (Reduque?), não geram lubrificantes, então na (Reduque?) ela processa petróleo Árabe leve ou (Basra?) leve, que são petróleos próprios para lubrificante. Mas no futuro, existe um projeto, existem propostas, esta em analise, de se modificar o processamento na (15-10?) e (17-10?) da (Reduque?), quer dizer, nos conjuntos de lubrificantes, visando... Isso teria investimento logicamente, visando aproveitar o petróleo da Bacia de Campos para gerar lubrificantes, né? Isso envolveria uma nova unidade, novas unidades para viabilizar isso na produção de lubrificantes.

P/1: Isso é um projeto?

R: Isso é um projeto que ainda não tenho certeza se ta aprovado, isso envolveria um bom dinheiro ai, ta? Na (Regap?), processamento de petróleo da Bacia de Campos, na (Relan?), como eu disse, baiano e Bacia de Campos, na (Lubinor?) não é da Bacia de Campos, (Lubinor?) é a nossa planta de lubrificantes naftênicos, antiga (Asfor?), atualmente é (Lubinor?), em Fortaleza, Ceara. Não processa porque também ela produz lubrificantes naftênicos, ela utilizava no passado petróleo da Venezuela que era o (Bachaquero?), atualmente ela tem utilizado petróleo nacional, mas não é da Bacia de Campos, é do Espírito Santo, um petróleo chamado Fazenda Alegre, e um petróleo lá do Rio Grande do Norte, Ceará, chamado Fazenda Belém. Então, já processou também Jubarte, é em águas profundas, mas eu não sei se faz parte da Bacia de Campos o Jubarte, tenho a impressão que é na Bacia do Espírito Santo, é águas profundas também. Mas ela também teve alguma dificuldade com o Jubarte, porque é um petróleo que tem características diferentes do (harder?) da (Lubinor?), atualmente não ta processando Jubarte, teria que haver alguma modificação lá para viabilizar isso?

P/1: Quais são as características do Jubarte?

R: Jubarte são petróleos ácidos, né, os petróleos da Bacia de Campos também tem uma acidez, que eu na falei até agora, uma acidez naftênica elevada, mas o Jubarte, além disso, ele é mais leve, um pouquinho mais leve, um pouco menos pesado menos pesado do que os petróleos que a (Lubinor?) processa ta? Então ela teria que ter alguma... Ela ta passando por um levante atualmente a (Lubinor?), uma mudança de projeto, então até ser que até eu esteja falando que essas mudanças que ela ta fazendo atendam inclusive, permitam, ai, algum processamento de Jubarte novamente sem trazer problemas ao processamento da (Lubinor?), acredito que talvez não tenha. A (Reman?), que é a nossa refinaria mais ao norte, lá no Amazonas, processa também petróleo da Bacia de Campos, numa das unidades, a outra processa Urucu, que é petróleo lá na Amazônia, então numa das unidades processa Urucu e na outra Cabiúnas, que é daqui da Bacia de Campos, então, eu diria que praticamente todas, quase todas as unidades nossas processam. As adaptações então foram pra adequar o perfil de produção, em função da densidade maior dos petróleos nacionais, né? A medida em que agente foi indo, para a descoberta em águas mais profundas, chegando a (Marlin?), chegando a outros petróleos, isso gerou uma maior produção de pesados, de hidrocarbonetos carbonetos pesados, tiveram que encontrar uma rota, por unidades de (cóqui?), o craquiamento de resíduos, to falando de craquiamento de resíduo com gás óleo, foi na década de 80, né, falei até da (Regap?), que foi a primeira que teve uma unidade. Depois, isso é importante destacar também, que na Petrobrás, na área de abastecimento refino, surgiu também nos anos 90, no início dos anos 90, 93, por ai, 94, um programa estratégico, eu diria que quase equivalente ao de águas profundas, o (EP?) foi um programa chamado: Programa de tecnologias estratégicas em refino, o (Proter?). Que teve como escopo justamente embasar mais ainda tecnologicamente a viabilização do processamento desses petróleos pesados, né? Então, como fruto do (Proter?), um dos frutos do (Proter?) eu poderia falar, o projeto pioneiro de unidades de craquiamento de resíduo. Porque nós estamos craqueando resíduo já desde o começo dos anos 80, final dos anos 70, mas isso foi feito praticamente, a não ser na (Regac?), praticamente sem investimento nenhum, com mudança de algumas condições operacionais nas unidades de craquiamento, um ótimo acompanhamento, análise de processo, todo um cuidado com confiabilidade e tal. Mas não era 100%, era uma parte, era alguma coisa tipo 20, 25% de resíduo, que era o resíduo da Bacia de Campos, em gás óleo, com 70% de gás óleo, 75%. Como fruto do (Proter?), surgiram às primeiras unidades de craquiamento de resíduos, 100% de resíduo, na Petrobrás, resíduo atmosférico. Então a primeira dessas unidades foi na (Recap?), Refinaria de Capuava, na qual eu trabalhava, então eu participei desse projeto, que foi no final dos anos 90, 95, 96. Um projeto que foi desenvolvido junto ao (Semps?), pelo (Semps?), e agente da (Recap?) participou da unidade de craquiamento catalítico fluído de resíduo, no (RFCC?). Então a (Recap?) foi pioneira, a primeira que teve e tem, entrou em operação em dezembro de 99, o craquiamento de resíduo, 100% de resíduo atmosférico, a partir de petróleo da bacia de Campos, 100%. A Albacora, que era a maior parte, complementado ai por Cabiúnas, a Albacora, diga-se de passagem, tem como característica, ser um petróleo de (hatcrack?), como é chamado. O resíduo atmosférico, chamado (hat?), é craquiavel, então ele tem características de craquiabilidade, não são todos os petróleos da Bacia de Campos não, alguns. O (Marlin?) não é, por exemplo, mas o Albacora é, o albacora é um petróleo que tem, além do teor de enxofre baixo, como todos eles tem, ele é (hatcraqueavel?), então é chamado (hatcrack?). Então isso viabilizou também, foi uma feliz coincidência, do Albacora ser um petróleo, que tem uma certa quantidade grande, né, em termos de produção na Bacia de Campos. E é um petróleo que tem boas características de craquiabilidade, gerando ai produtos de alto valor agregado, né, gás liquefeito de petróleo, gasolina, né, nafta craqueada, né, um (LCO?), que agente transforma em diesel, nas unidades de tratamento, né? (fim da fita__________)

P/1: Bom, retomando...

R: Então craquiamento de resíduo, né, falando como fruto do (Proter?), primeira unidade de craquiamento catalítico fluido de resíduo, na Refinaria de Capuava, petróleo Albacora, mais Cabiúnas. Uma segunda unidade... A unidade de (Recap?) é de 3 mil metros cúbicos, por dia, de capacidade, dá alguma coisa na faixa de, perto de 20 mil barris por dia.

P/1: Em média são 20 mil?

R: Essa é a capacidade de produção ta? E uma tecnologia 100% Petrobrás, que o projeto foi um empreendimento de tecnologia 100% Petrobrás, desenvolvida pelo (Semps?), através do (Proter?).

P/1: Nessa refinaria?

R: Nessa refinaria, com apoio do refino, logicamente, né?

P/1: Isso é atual, esse dado do...

R: Esse dado é atualíssimo, ta entrando em operação em dezembro de 99. E mais à frente, uma segunda unidade de craquiamento catalítico foi na refinaria (Landulfo Alvez?), na (Relan?), lá na Bahia, um (URFCC?), a unidade 39 da (Relan?), que entrou em operação em abril de 2001, portanto há quatro anos, não faz quatro anos ainda, vai fazer em abril agora quatro anos que ta em operação. É a segunda maior unidade de craquiamento de resíduo do mundo, a segunda maior do mundo, são 10 mil metros cúbicos por dia, de capacidade de projeto, isso equivale à cerca de 63 mil barris por dia de craquiamento de resíduo, na (Relan?). E é uma unidade fruto também do (Proter?), Programa de tecnologias estratégicas em refino, na (Relan?), que é desenvolvido pelo (Semps?), com pessoal nosso, do abastecimento refino, (Sede?) e (Relan?). Uma terceira unidade de craquiamento de resíduo, vai entrar em operação na (Refap?), Refinaria Alberto Pasqualini, em Rio Grande do Sul, neste ano de 2005, é uma unidade de 7 mil, se não tiver enganado, 7.500 metros cúbicos por dia, que daria alguma coisa na faixa de, cerca de quase 48 mil barris por dia, alguma coisa nessa faixa, é, craquiamento de resíduo também na (Refap?), ta, unidades de craquiamento projetadas para isso com tecnologia Petrobrás. (Cóquis?), eu falei, nós tínhamos na (RPBC?) duas unidades, a (Replan?) entraram em operação duas, 99 e 2005, a (Regap?) é da década de 90. E outros (cóqui?) vão entrar em operação, já tem projetos aprovados, na (Revap?), em São José dos Campos, deve entrar em operação em, não tenho certeza, se no final de 2005, 2006, na (Reduque?), 2006, na (Refap?), nós vamos ter (cóqui?), vamos ter (cóqui?) na (Regap?) um segundo (cóqui?), enfim, na Relam nós devemos ter um (cóqui?) já para o final dessa década, por volta de 2009, 2010. Então várias unidades de (cóqui?), além das unidades de craquiamento de resíduo, que tem como finalidade converter essa maior produção de resíduo de vácuo, decorrente do processamento de petróleo de Bacia de Campos. A outra vertente disso, né, ta ligada à questão, como eu falei, falei do nitrogênio, que o nitrogênio desses petróleos é elevado, que o teor é mais elevado do que os petróleos que agente processava usualmente, que eram importados. Então esse nitrogênio se traduz não só no FCC, como eu disse, com produção de amônia e cianeto maior, mas na destilação atmosférica, os produtos de destilação, como o diesel, o próprio querosene, eles têm frações, que são frações mais instáveis devido à presença desse nitrogênio, e acabam escurecendo com o passar do tempo. Se nada fosse feito o diesel do petróleo de (Choba?), Garopa, Namorad e etc, né, (Marlin?), etc, é um diesel que escureceria com o passar do tempo, isso o mercado não quer, não gosta, não aceita, porque acha que ta contaminado, não ta contaminado, mas ta escurecendo. O querosene também não passaria na especificação. Então isso levou a Petrobrás a também, já nos anos 80, a começar a colocar unidades de hidrotratamento de produtos, hidrotatamento a base de hidrogênio, tratamento com hidrogênio, para remover o nitrogênio presente nessas frações de diesel e querosene oriundos do processamento do petróleo da Bacia de Campos. E com o passar do tempo essas unidades tão proliferando, tão aparecendo vários HDTs, hidrotratamento de diesel, querosene, e em alguns lugares até de nafta, nafta de destilação direta. E paralelamente, como eu falei, as exigências ambientais também tão crescentes. Então, mesmo os petróleos da Bacia de Campos sendo de baixo teor de enxofre, as exigências do teor de enxofre no diesel e no querosene e na própria gasolina são cada vez maiores, então tem que ter valores menores. A Petrobrás ta colocando novos HDTs pra adequar a qualidade, tanto do diesel, quanto do querosene, aos padrões nacionais, que são mundiais e a Petrobrás, ela ta inclusive contribuindo, né, até para que a qualidade dos nossos produtos tenha classe mundial, então isso ta levando novos HDTs para esses produtos. A própria nafta craquiada, a gasolina também, o teor de enxofre da gasolina do país também ta cada vez mais baixo, a exigência de valores cada vez mas baixo. Porque o petróleo da Bacia de Campos até atendia aquelas exigências anteriores sem tratamento, mas em função dessas exigências maiores, também está havendo investimentos no refino para reduzir o enxofre, não só no diesel, na gasolina, na nafta de destilação direta, e na nafta craqueada também.

P/1: Senhor João Bosco...

R: Faltou fala da acidez, da acidez naftênica, que é outra característica importante. Então falamos da densidade, que é pesado, gera mais produto pesado, é, nitrogênio, outra característica, acidez. A acidez dos petróleos da Bacia de Campos é elevada, claro que não é igual para todos eles, os petróleos que agente tem processado mais ácidos, são da família do campo de (Marlin?), tem vários (Marlin?), tem várias plataformas em (Marlin?), tem alguns que são mais ácidos do que outros. Isso levou a Petrobrás, já nos anos 80, antes, na época nem havia o (Marlin?), eram os primeiros petróleos, a começar a se preocupar com a questão da acidez naftênica. Primeiro diluindo, né, as diversas correntes de petróleo, as maia ácidas e menos ácidas, para que na mistura, no (pool?) de petróleo processado, refinado, agente tivesse valores mais aceitáveis, que não levassem a uma corrosão por acidez naftênica. Essa corrosão por acidez naftênica, é uma corrosão séria, grave, ela pode comprometer a integridade de alguns equipamentos, tubulações, na destilação atmosférica, e no vácuo, a começar por ai. Isso levou então as diluições, e depois chegou uma hora que não dava mais para diluir, então a substituição de partes de equipamentos, torres atmosféricas, torres de vácuo, tubulações de saída de forno para a torre e etc, por materiais mais nobres. Então começou a haver uma adequação metalúrgica, por parte do refino da Petrobrás, que continua até hoje, porque foram surgindo petróleos cada vez mais ácidos. Culminando com (Marlin?), e tem até mais ácidos que o (Marlin?), né, petróleos ultra pesados, caminhando para os mais pesados até que o (Marlin?), mais ácidos. Então houve todo um desenvolvimento de tecnologia, também em termos de adequação do nosso (harder?), adequação metalúrgica. Então grandes investimentos em adequação metalúrgica, tem havido isso, investimentos, em como eu disse, em unidades de fundo de barril, como eu falei, (cóqui?), HDT, perdão, (cóqui?), craquiamento de resíduos, tratamento de produtos HDT, para viabilizar esse processamento petronacional. É, hoje nós estamos refinando, atualmente, nós estamos refinando, alguma coisa na faixa, de 80% de petróleo nacional na Petrobrás, 80%. Não se refina mais, e há uma peque na exportação de petróleo nacional, principalmente (Marlin?), porque ainda há investimentos em andamento para aumentar mais ainda a possibilidade de refino de petróleo nacional. São investimentos em alguns lugares de adequação, e de maior adequação metalúrgica, para processar mais. E essa adequação metalúrgica primeiramente começou na destilação atmosférica e vácuo, porque nós fomos ver que também em outras unidades como, craquiamento catalítico, (cóqui?) e etc. Também em algumas regiões, havia também alguma incidência de corrosão por conta desses petróleos, ta certo? São petróleos mais pesados, com mais nitrogênio, com mais exigências. Então nós estamos caminhando, Eliana, né, estamos caminhando pra, eu diria talvez, dentro de dois, três anos, quer dizer, dentro de pouquíssimo tempo, também ta refinando quase... E como eu disse na (Reduque?) nós temos aquela questão dos lubrificantes, mais se resolvermos isso, há estudos, há projetos, agente pode caminhar, assim nesse médio prazo, para estar refinando 100% do petróleo nacional, algumas refinarias já é 100%, né, a maioria das refinarias nossas é 100% petróleo nacional, não é na (Reduque?)...

P/1: Por conta dos lubrificantes.

R: Por conta dos lubrificantes. A outra questão então é essa, né?Ah, o (Marlin?), que é o petróleo assim que esta em maior abundância, e é um dos mais ácidos e pesados, algumas refinarias nossas como a (Replan?), por exemplo, já processou 100% de (Marlin?), não é 100% de petróleo nacional, é 100% de (Marlin?), nas duas destilações.

P/1: Que, digamos, é um pouco mais pesado.

R: Ela ta com o (harder?) mais adequado, a (Replan?) foi adequada metalurgicamente para alto refino de (Marlin?), né, e ela tem um (harder?), ela tem dois craquiamentos catalíticos, tem dois (cóquis?) tem dois HDTs, então ela ta totalmente preparada para isso. Outras refinarias já tão praticamente nesse estágio, né, a (RPBC?) processando ai alguma coisa na faixa de 75% de (Marlin?), a (Repar?) também com um grande processamento de (Marlin?).

P/1: Então na verdade a Bacia de Campos exigiu muito dessa adequação?

R: Exigiu muito, quer dizer a Bacia de Campos levou... Tentando concluir, Eliana, essa descoberta de Petróleo na Bacia de Campos em águas profundas, né, é um enorme marco para o desenvolvimento da Petrobrás e para o país, contribuiu muitíssimo. E entendemos que o refino também deu a sua parcela, com o apoio do (Semps?), e do próprio (EP?), para viabilizar esse processamento cada vez maior, e agregando valor aos produtos, né?

P/1: E eu queria que o senhor me contasse agora, só assim rapidinho, nesse tempo que o senhor tem de trabalho, né? O senhor tem alguma história marcante, engraçada, que o senhor tenha vivido na sua carreira, que o senhor possa contar para agente?

R: Momentos marcantes foram muitos, né, eu diria assim, praticamente todos, engraçado não sei. Alguns momentos marcantes para mim, né, vou citar alguns, né? Um foi quando eu tava na (Recap?), Refinaria de Capuava, 79, há 26 anos atrás, quando agente fez o primeiro processamento, o primeiro refino, o primeiro teste, né, o teste para o processamento de petróleo da Bacia de Campos, petróleo (Enchova?). Então foi muito gratificante, agente conseguir fazer aquele teste e viabilizar o processamento do (Enchova?), e na época sem nenhuma modificação, fizemos sem nenhuma modificação de projeto, sem nada, testamos, verificamos a qualidade dos produtos, o rendimento foi perfeitamente exeqüível. Claro que à medida que os petróleos da Bacia de Campos foram se tornando mais pesados e ácidos, algumas modificações foram necessárias, como eu já citei, então para mim foi marcante esse primeiro momento. Um momento muito marcante, alias mais marcante, foi participar do projeto da unidade de rede de craquiamento catalítico de resíduo da (Recap?), esse trabalho começou em segundo semestre de 94, no ano de 95, então, junto ao (Semps?), né? Queria deixar aqui até registrado, a atuação marcante do nosso superintendente da Refinaria de Capuava, o engenheiro (Weider?) Prudente de Aquino, que vislumbrou isso, né, quer dizer, agente contribuir para esse processamento maior de resíduo atmosférico, né, oriundo do petróleo da Bacia de Campos, Albacora, que eu não falei, e Cabiunas. E viabilizado pelo RFCC, eu participei, coordenei esse projeto, na (Recap?), junto ao (Semps?), para mim foi muito marcante esse momento, ta? E outros momentos marcantes, agora eu diria mais, já na sede da Petrobrás, esse trabalho de coordenação da gerência de confiabilidade do refino, né, iniciaram o setor de confiabilidade, a partir do ano 2000, passou a ser uma gerência de confiabilidade. E esse trabalho que agente tem feito junto à (Relan?) na unidade 39, que é um craquiamento de resíduo, né, é uma unidade muito grande, muito complexa, né, a segunda maior unidade do mundo, de craquiamento de resíduo, uma unidade que entrou em operação em 2001, e para mim também ta sendo marcante, foi marcante, tem sido marcante esse trabalho. Enfim, eu acho que tudo foi marcante, mas algumas coisas se destacaram mais.

P/1: E eu gostaria saber, o que o senhor achou de ter participado do Projeto Memória e ter contribuído com esse depoimento?

R: Eu mais uma vez agradeço, gostei muito, me senti assim bastante à-vontade. E peço desculpas, porque acho que eu falei muito, mas talvez tenha contribuído muito pouco, para a expectativa de vocês, eu agradeço ai.

P/1: Agente que agradece muito.

R: Obrigado.

P/1: Obrigado seu João Bosco.