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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
YURI PINHO TORRES
MÉTODOS DE APROVEITAMENTO, ARMAZENAMENTO E TRANSPORTE DO
GÁS NATURAL
Niterói
2017
YURI PINHO TORRES
MÉTODOS DE APROVEITAMENTO, ARMAZENAMENTO E TRANSPORTE DO
GÁS NATURAL
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao
Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo
da Escola de Engenharia da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial para obtenção
do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo
Orientador: Arturo Rodrigo Ferreira Pardo
Niterói
2017
YURI PINHO TORRES
MÉTODOS DE APROVEITAMENTO, ARMAZENAMENTO E TRANSPORTE DO
GÁS NATURAL
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao
Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo
da Escola de Engenharia da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial para obtenção
do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo
Aprovado em: 13 de julho de 2017
BANCA EXAMINADORA
__________________________________________
Arturo Rodrigo Ferreira Pardo – UFF (orientador)
__________________________________________
Alfredo Moises Vallejos Carrasco - UFF
__________________________________________
João Crisóstomo de Queiroz Neto – UFF
Niterói
2017
RESUMO
A exploração e produção de gás natural offshore aumentou nos últimos anos, mas uma
logística de transporte e armazenamento muitas vezes inadequada pode resultar em uma perda
de dinheiro, principalmente se falando do gás natural, quando o mesmo é queimado acima do
planejado nos flares das plataformas. O objetivo é apresentar técnicas que possam ser
utilizadas para sanar este problema, como transferir o gás natural produzido para plataformas
novas e transformá-lo em líquido para melhor estocagem e transporte. Só em 2016, foram
queimados mais de 1.4 milhões de m3 de gás. Com o dinheiro da venda deste gás pode-se
comprar novas plataformas, investir em novas tecnologias e perfurar mais poços.
Palavras-chaves: Gás Natural ; Transporte ; Armazenamento ; Offshore
ABSTRACT
The exploration and production of offshore natural gas has increased in recent years, but often
inadequate transport storage logistics can results in a loss of money, especially if it is natural
gas, when it is burnt above planned levels on the platform’s flares. The goal is to present
techniques that can be used to solve this problem, such as transferring natural gas to new
platforms and transforming it into liquid for better storage and transportation. Only in 2016,
more than 1.4 million m3 of gas were burned. With the money from the sale of this gas you
can buy new platforms, invest in new technologies and drill more wells.
Keywords: Natural Gas ; Transport ; Storage ; Offshore
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.0 – Separador de Produção...........................................................................................9
Figura 2.1 – Separador Atmosférico.........................................................................................11
Figura 2.2 – Compressor Centrífugo.........................................................................................14
Figura 2.3 – Cargueiro GNC.....................................................................................................18
Figura 3.0 – Turbina LM2500G4..............................................................................................21
Figura 4.0 – LNG-FPSO...........................................................................................................25
Figura 4.1 – Comparativo da Logística Offshore.....................................................................26
Figura 4.2 – Braços mecânicos.................................................................................................28
Figura 4.3 – Mangueiras flexíveis.............................................................................................28
Figura 4.4 – Tecnologias disponíveis para o gás natural..........................................................29
Figura 4.5 – Processo de formação do GPL..............................................................................30
Figura 4.6 – Planta MiniGTL....................................................................................................31
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Especificações das LNG-FPSO...............................................................................25
Tabela 2 – Reações químicas de SMR e sua Entalpia..............................................................32
Tabela 3 – Produção total de gás natural no mar e terra...........................................................35
LISTA DE SIGLAS
ANP Agência Nacional de Petróleo
BSW Basic Sediments and water(Sedimentos básicos e água)
CGTL CompactGTL
CNG Compressed Natural Gas(Gás Natural Comprimido)
DMR Dual Mixed Refrigerant(Refrigerante de Mistura Dupla)
E&P Exploração e Produção
FT Fisher-Tropsch
FPSO Floating Production Storage and Offloading(Unidade Flutuante de
produção, armazenamento e transferência)
GNC Gás Natural Comprimido
GNL Gás Natural Liquefeito
GPL Gás Para Líquido
GTL Gas-to-Liquids(Gás para Líquido)
IGU International Gas Union
kg/seg Kilograma por segundo
kJ/mol Kilojoule por mol
LNG Liquefied Natural Gas(Gás Natural Liquefeito)
LPG Liquefied Petroleum Gas(Gás de Petróleo Liquefeito)
MW Megawatt
m³ Metros cúbicos
ug/m³ Microgramas por metro cúbico
Mtpa Milhões de toneladas por ano
MMscfd Million standard cubic feet per day(Milhões de pés cúbicos padrão por
dia)
ppm Partes por milhão
PRGN Preço de Referência do Gás Natural
SMR Steam Methane Reforming(Reforma do Metano à Vapor)
TLD Teste de Longa Duração
TEG Trietilenoglicol
SUMÁRIO
1.
1.
INTRODUÇÃO 7
2. TRATAMENTO INICIAL DO GÁS NATURAL 8
2.1. SEPARADOR DE PRODUÇÃO
8
2.2. SEPARADOR ATMOSFÉRICO 10
2.3. ADOÇAMENTO DO GÁS
12
2.4. COMPRESSORES 13
2.5. TORRE TEG 15
2.6. MODOS DE ARMAZENAMENTO E TRANSPORTE DE GÁS NATURAL
16
2.6.1.
Gás Natural Liquefeito 17
2.6.2.
Gás Natural Comprimido 17
2.6.3. Gás Para Líquido 19
2.7 OUTROS GASES PRODUZIDOS EM UMA PLATAFORMA
19
2.7.1 Gás de Petróleo Liquefeito
19
3. UTILIZAÇÕES DO GÁS EM UMA PLATAFORMA OFFSHORE 21
3.1. GERAÇÃO DE ENERGIA 21
3.2. GÁS DE INJEÇÃO 21
3.3. FLARE 22
4. TÉCNICAS DE APROVEITAMENTO DO GÁS 24
4.1. LNG-FPSO DA BW OFFSHORE 24
4.1.1. Especificações da LNG-FPSO
24
4.1.2. Análise do sistema da LNG-FPSO 26
4.2. MINI-GPL 29
4.2.1. CompactGTL 31
5.0. VALORIZANDO O GÁS NATURAL
33
5.1 GÁS PERDIDO E CONSUMIDO
35
6. CONCLUSÃO 37
7. BIBLIOGRAFIA 38
7
1. INTRODUÇÃO
Em todas as plataformas offshore de produção de petróleo há produção de algum gás
natural, gás associado ou livre, e este é um produto que precisa de um tratamento para
comercialização.
Nem todo o gás produzido é utilizado ou comercializado, seja por falta de espaço para
armazenagem na plataforma, seja pela inexistência de poços de injeção de gás no campo ou
por falta de tecnologia para utilização do gás em outras partes da plataforma, como turbinas
para geração de energia. Por causa disso, o gás é levado aos flares, que são torres de queima,
para serem queimados, gerando impacto ambiental e desperdício de um recurso natural não
renovável que tem um valor energético importante.
O gás natural liberado do óleo na produção é uma mistura de hidrocarbonetos, do
metano até o hexano, diluentes como nitrogênio, vapor de água, e contaminantes, podendo
eles ser nocivos como o sulfeto de hidrogênio e o gás carbônico.
O objetivo desse estudo é propor alternativas de armazenamento e transporte para esse
gás. Com isso transformando-o em bem de produção e reduzindo sua queima na plataforma.
Inicialmente será explicado como o gás é tratado, passando por uma cadeia de compressão e
estocagem em forma de Gás Natural Liquefeito(GNL) para exportação o gás que não é
liquefeito será utilizado dentro da plataforma como combustível e nos campos como gás de
injeção.
A utilização de tubulações submarinas para o transporte de gás envolve usualmente
grandes investimentos, sendo seu custo quase dez vezes superior ao de uma tubulação em
terra(ECONOMIDES et al, 2010). Outras alternativas de transporte de gás natural offshore
são o Compressed Natural Gas(CNG) e o Gas-to-Liquids(GTL). O CNG é quando o gás
natural é comprimido e transportado ainda na sua forma gasosa por tubulações, enquanto o
GTL é feito uma transformação química no gás modificando seu estado gasoso para líquido,
que ao longo dos anos tem sido modernizado tendo uma nova importância no mercado.
8
2. TRATAMENTO INICIAL DO GÁS NATURAL
A mistura constituída pelo óleo, água produzida e gás natural chega à instalação
marítima de produção por meio dos risers, onde é direcionada para os sistemas de separação
de fluidos(SANTOS et al, 2008). Depois, é feita preparação do gás fora a separação das fases
gás e líquido, extração, ou inibição de quaisquer componentes no gás suscetíveis de causar
bloqueio ou corrosão da tubulação. São mais frequentes o vapor d’água (corrosão, hidratos),
hidrocarbonetos pesados e contaminantes, como dióxido de carbono e sulfeto de
hidrogênio(JAHN et. al, 2012). Antes de alimentar o sistema de compressão, e também entre
cada um dos estágios existentes, o gás entra em um separador vertical chamado depurador ou
separador atmosférico, para extração das gotículas de líquido carreadas. Além disso, pode-se
encontrar um sistema para adoçamento do gás(dessulfurização ou remoção de CO2), o qual
remove o sulfeto de hidrogênio e/ou CO2 que conferem ao gás características ácidas. Outro
sistema encontrado é o de desidratação da corrente gasosa, um dessecante líquido tal como o
trietilenoglicol(TEG), é usado para absorver o vapor d’água do gás natural. Após a etapa de
separação primária, a corrente gasosa segue para o sistema de compressão, que é necessário
para fornecer a pressão requerida para assegurar a transferência ao continente ou mesmo sua
utilização na injeção em poços de petróleo(SANTOS et al, 2008).
2.1. SEPARADOR DE PRODUÇÃO
O processamento primário dos fluidos produzidos em um campo de produção pode ser
apenas entre óleo e gás, separação bifásica, entre água, óleo e gás, separação trifásica, ou
mesmo separação quaternária entre areia, água, óleo e gás. O nível de complexidade da planta
de processamento primário vai depender dos tipos de fluidos produzidos e da viabilidade
técnico-econômica do campo de produção(SANTOS et al, 2008).
Quando gás e óleo são produzidos simultaneamente, eles são direcionados para um
separador de produção, certa quantidade(fração de massa) de cada componente estará na fase
vapor e o restante na fase líquido conforme visto na figura 2.0. Embora haja muita variação
em concepção de separadores, certos componentes são comuns(JAHN et. al, 2012).
9
Figura 2.0: Separador de Produção
Fonte: Autor, 2017
O gás separado efluente do separador sai na condição de vapor saturado, com umidade
e gotículas muito pequenas de líquido denominadas névoa. Devido à limitação da eficiência
de retenção de líquido nesse separador, o gás necessita passar por uma série de processos, de
forma a garantir o seu escoamento para locais de consumo. O óleo e a água de formação
devem ser processados para que garantam a especificação de saída do sistema de produção de
petróleo(SANTOS et al, 2008).
O fluido penetra em uma das extremidades do separador, chocando-se imediatamente
em anteparos que facilitam a liberação de gás. Devido a diferença de densidade, o líquido
desce para o fundo do vaso e o gás toma a parte superior do separador. A corrente gasosa
atravessa o vaso em direção a outra extremidade, passando por uma série de defletores que
vão retendo as gotas líquidas(SANTOS et al, 2008). As maiores gotículas de líquido caem
fora do gás rapidamente sob ação da gravidade, mas as menores(inferiores a 200mm)
requerem sistemas mais sofisticados de extração(JAHN et. al, 2012).
Sistemas de extração de névoa por choque mecânico, também conhecidos como
demisters, são indicados para interceptar partículas de líquido antes do escoamento de gás.
Geralmente, são construídos com peneiras ou placas metálicas, e gotículas de gás se chocam
com a superfície interna do as barreiras de névoa, ou labirintos de placa, comforme o gás
serpenteia através do sistema. As gotículas interceptadas aglutinam-se e se movem para baixo,
pela ação da gravidade, para dentro da fase líquido. Dispositivos tipo placa ou pacote de
10
palhetas, são usados onde a corrente de admissão for tida como suja, já que são muito menos
vulneráveis a entupimentos do que a barreira de névoa(JAHN et. al, 2012).
Além de previnir o arraste de líquido em fase gás, também deve ser evitado o arraste
inverso de gás na fase líquido. Existe um tempo de residência para que as bolhas de gás que
seriam arrastadas junto com óleo possam escapar para a fase gás sob ação de forças de
flutuabilidade. A facilidade com que pequenas bolhas de gás podem escapar da fase líquido é
determinada pela viscosidade do líquido; viscosidades maiores requerem tempos de residência
mais longos. Estes tempos de residência típicos variam de cerca de 3 minutos, para óleo leve,
até 20 minutos, para óleos muito pesados(JAHN et. al, 2012).
2.2. SEPARADOR ATMOSFÉRICO
O principal equipamento utilizado em sistemas de depuração de gás é chamado de
vaso depurador ou separador atmosférico. Este é constituído por quatro seções principais que,
juntas, permitem a separação das partículas líquidas e sólidas da fase gasosa(SANTOS et al,
2008). Um exemplo de vaso depurador pode ser visto na figura 2.1.
Seção de entrada
Seção de precipitação
Seção de coalescência ou de crescimento
Seção de drenagem
A seção de entrada é utilizada para separar a porção principal de líquido livre da
corrente de entrada. O bocal de entrada deve direcionar o fluxo tangencialmente à parede
interna do vaso ou ser anteposto a uma placa defletora. Esta seção visa utilizar o efeito
inercial da força centrífuga e a variação abrupta da direção, obtendo, assim, a separação da
maior parte de líquidos provenientes da corrente gasosa. Quando a direção gasosa é
bruscamente modificada, as gotículas, carreadas pela sua maior inércia, tendem a conservar a
direção original, ao contrário do gás, que atende mais prontamente a mudança(SANTOS et al,
2008).
11
Figura 2.1: Separador Atmosférico ou Vaso Depurador
Fonte: CAMPBELL, 2015
Componentes internos que podem ter no vaso depurador são a placa defletora, ciclone
e distribuidor axial. A seleção destes depende da carga de líquido livre, da tendência à
formação da névoa e da necessidade de melhorar a distribuição uniforme do fluxo de gás
dentro do depurador(SANTOS et al, 2008).
Já a seção de precipitação é planejada para a atuação da força gravitacional.
Promovendo a separação das partículas presentes na corrente gasosa, tal seção é constituída
pela região do vaso, na qual a velocidade com que o gás se desloca é relativamente baixa e
pouco turbulenta. A decantação ocorre devido à brusca redução da velocidade e de mudança
de direção de fluxo, fazendo com que gotas de maior peso que a força de arraste precipitem
no fundo do equipamento(SANTOS et al, 2008).
Na parte de cima do vaso, a seção de coalescência ou de crescimento utiliza os
eliminadores de névoas similares ao separador de produção, que removem as partículas
pequenas de líquido do gás natural. Quase todos os dispositivos de eliminação de névoa
12
inserem em uma das quatro categorias: demister, placas corrugadas, ciclone e filtro
coalescedor(SANTOS et al, 2008).
A seção de drenagem, que fica no fundo do vaso, é responsável pela drenagem do
líquido retido nas seções anteriores. O líquido retido é drenado do vaso depurador com
controle de nível, Nesta seção se faz a separação das bolhas gasosas que ficaram no seio do
líquido após a separação primária. Em geral, o mecanismo de separação do gás do óleo é a
ação da gravidade, causando a decantação do líquido. Para que essa separação seja efetiva, o
óleo deve ficar retido durante certo tempo no depurador, como visto no separador de
produção, o tempo de residência ou retenção tem um tempo específico em cada vaso
dependendo da necessidade. Normalmente para os depuradores o tempo de retenção é de um
minuto(SANTOS et al, 2008).
2.3. ADOÇAMENTO DO GÁS
Os contaminantes mais comuns no gás produzido são o dióxido de carbono e sulfeto
de hidrogênio. Ambos podem se combinar, respectivamente, com água livre e causar
corrosão, e o H2S é extremamente tóxico, mesmo em quantidades muito pequenas, menos de
0,01% por volume pode ser fatal se inalado. (JAHN et. al, 2012).
O adoçamento de gás é a remoção de componentes ácidos presentes na sua
composição, tais como H2S e CO2. O processo aplicado para removê-los do gás é chamado de
dessulfurização e remoção de CO2, respectivamente(SANTOS et al, 2008).
O processo de adoçamento depende da produção do campo. Normalmente são
utilizados processos físicos e químicos para promover a remoção dos gáses ácidos. O critério
principal para a seleção do processo utilizado basicamente passa pela determinação da pressão
parcial do gás ácido a ser removido. Entende-se por pressão parcial a contribuição da pressão
do componente ácido na pressão total do sistema. A escolha do processo a ser utilizado
também é função da qualidade requerida pelo produto final(SANTOS et al, 2008).
Solventes físicos e químicos absorvem gases ácidos na proporção de suas pressões
parciais. Mesmo com a inconveniência de absorver hidrocarbonetos pesados, o solvente físico
é o mais utilizado por razões econômicas. Sua aplicação é mais recomendada quando a
pressão ou teor do componente ácido são altos, enquanto os solventes químicos absorvem os
gases ácidos sem grande sensibilidade à pressão, sendo aplicáveis mesmo quando as pressões
13
parciais dos contaminantes, na entrada ou na saída, são baixas. O uso de leito sólido para
adoçamento do gás tem base na adsorção de gases ácidos na superfície do agente sólido ou na
reação com algum componente presente no meio sólido. Os processos sólidos são usualmente
melhores aplicados para gases contendo de baixa a média concentrações de H2S e mercaptans.
O processo ainda possui alta seletividade e não remove o CO2. Um dos processos mais
selecionados é o que utiliza óxido de ferro suportado em material cerâmico(SANTOS et al,
2008).
Como somente a absorção química é capaz de reduzir suficientemente os teores de
gases ácidos, alguns processos combinam a utilização de processo físico seguido de um
processo químico para fins de atendimento à especificação do gás. Os gases ácidos
encontrados no gás natural são basicamente gás sulfídrico e gás carbônico. O processo de
absorção química com a monoetanolamina como solvente é o mais utilizado para o tratamento
de gás natural, principalmente quando este apresenta altos teores de gases ácidos. Esse
processo consegue manter boa eficiência, mesmo quando submetido a baixas pressões, até o
limite de 500 kPa (SANTOS et al, 2008).
Historicamente, a remoção do CO2 e gás de hidrocarbonetos vem sendo superada,
desde que o CO2 se tornou cada vez mais associado à mudança do clima global, mais
empresas tem empreendido esforços para captá-lo e armazená-lo. A monoetanolamina pode
ser usada tanto para absorver o CO2 quanto o H2S. Logo após a absorção, a solução então é
aquecida e despressurizada, levando os gases CO2 e H2S à sua forma gasosa podendo assim
ser injetado, por exemplo, em um reservatório esgotado de gás ou em um aquífero sem
água(JAHN et. al, 2012).
2.4. COMPRESSORES DE GÁS
Nos sistemas de produção e condicionamento de gás, os compressores são empregados
para efetuar a ligação entre a produção e a aplicação do gás. Isso porque o gás é produzido a
uma pressão inferior àquela adequada ao uso. As aplicações do gás, em sistemas marítimos de
produção de gás associado, que demandam maiores níves de pressão, objetivam auxiliar a
elevação do petróleo e a transferência de gás para transporte(SANTOS et al, 2008).
Um dos principais tipos de compressores usados na indústria de gás é o centrífugo
demonstrado na Figura 2.2. Compressores centrífugos impulsionados por turbina a gás são
14
muito eficientes sob condições operacionais corretas, mas requerem seleção cuidadosa e
demandam níveis mais elevados de manutenção(JAHN et. al, 2012).
Figura 2.2 – Compressor Centrífugo
Fonte: HITACHI, 2017
O gás, na condição de vapor saturado proveniente do vaso depurador, é comprimido
no primeiro estágio de compressão para elevar a pressão ao limite estabelecido pelas
condições operacionais, propriedades do fluido e pelas características mecânicas do
compressor(SANTOS et al, 2008).
Nos compressores centrífugos, o processo de compressão é essencialmente adiabático,
em que um aumento de pressão eleva a temperatura do gás. O gás passa da condição de vapor
saturado para vapor superaquecido. O grau de superaquecimento é dependente das condições
operacionais, das propriedades do fluido e das características mecânicas do compressor. A
temperatura do gás na descarga do compressor é extremamente alta, em geral, em torno de
160 ºC. Esse aumento de temperatura é o principal motivo da limitação da razão de
compressão. Procura-se encontrar um ponto de equilíbrio entre a resistência de materias de
fabricação de compressores e a eficiência de compressão, uma vez que o aumento da
temperatura reduz consideravelmente a massa específica do gás, ou seja, menos massa por
unidade de volume transportado(SANTOS et al, 2008).
15
2.5. TORRE TEG(TRIETILENOGLICOL)
Se o gás produzido contiver vapor d’água, este deve ser desidratado. Condensação de
água nas instalações de processo pode levar à formação de hidratos e causar corrosão
(tubulações são particularmente vulneráveis) na presença de dióxido de carbono e de sulfeto
de hidrogênio. Hidratos são formados pela ligação física entre a água e componentes mais
leves de gás natural; e podem obstruir tubulações e equipamentos de processo(JAHN et. al,
2012).
A preocupação com a formação de hidratos cresce com a busca de petróleo e gás
natural em águas profundas, em que temperatura do fundo do mar atinge valores baixos(4 ºC)
e pressões de escoamento acima de 15 MPa, condições comuns ao desenvolvimento de novos
campos de produção, situados à lâmina d’água profunda(SANTOS et al, 2008).
A desidratação pode ser feita através de muitos métodos: resfriamento, absorção e
adsorção. Remoção de água por resfriamento é simplesmente um processo de condensação; a
temperaturas mais baixas o gás retém menos vapor d’água. Esse método de desidratação é
usado muitas vezes quando o gás deve ser resfriado para recuperar hidrocarbonetos pesados.
Inibidores, como glicol podem ser injetados a montante dos resfriadores para evitar formação
de hidratos(JAHN et. al, 2012).
O gás entra na torre TEG na sua parte inferior onde fica a seção de depuração, e
atravessa um eliminador de névoa, que remove as partículas líquidas. Esse líquido coletado na
seção de depuração é constituído basicamente de água e de hidrocarbonetos. O gás, ao subir
pela torre contactora, recebe em contracorrente a solução TEG proveniente do sistema de
regeneração. O contato gás solução de TEG ocorre intimamente por meio de um mecanismo
de contato que pode ser pratos valvulados, recheios randômicos ou recheio
estruturado(SANTOS et al, 2008).
Nas plataformas flutuantes, a utilização de recheios randômicos ou recheios
estruturados é o mais comum. Ambos, além de não serem prejudicados pelo balanço da
plataforma, requerem uma menor quantidade de vazão de líquido. Em uma torre dessas, a
transferência de massa da água é similar a que ocorre na torre de pratos. O gás, entrando na
parte inferior da torre, sofre o contato com uma fina camada de líquido distribuído por toda a
área superficial do recheio. A diferença é que agora o contato é somente com filme líquido
16
que molha o recheio, e não mais com o volume que preenche o prato. A solução rica em TEG
acumula-se na seção de acúmulo e drenagem(SANTOS et al, 2008).
No topo da torre, acima do leito recheado, instala-se um eliminador de névoa que tem
como finalidade remover toda partícula líquida ainda restante no gás. Na região acima do
recheio ainda pode ser instalado um trocador de calor para equalizar a temperatura do TEG
que entra no recheio da torre, mas geralmente esse trocador de calor é externo(SANTOS et al,
2008).
Ao sair da torre, a solução de TEG rico é encaminhada ao vaso de expansão após
passar pela válvula que controla o nível deste na torre. Nessa válvula, sofre uma redução de
pressão para aproximadamente, 300 kPa a 500 kPa. Essa pressão é mantida constante por
meio de duas válvulas de controle. Uma abre admitindo gás do sistema de gás combustível,
induzindo aumento na pressão, e outra alivia o gás para a tocha, causando diminuição da
pressão. Com essa expansão, os hidrocarbonetos leves que estão associados à solução TEG
rico vaporizam, enquanto a mistura constituída por TEG, água e hidrocarbonetos pesados
permanece em fase líquida. Ainda no vaso, o líquido se separa, normalmente, em duas fases.
A fase superior é constituída de hidrocarbonetos na fase oleosa e a inferior é a solução de
TEG rico. A fase oleosa é coletada na câmara de hidrocarboneto líquido(SANTOS et al,
2008).
2.6. MODOS DE ARMAZENAMENTO E TRANSPORTE DE GÁS NATURAL
Após o processamento de gás realizado anteriormente, o gás vai para a UPGN. O gás
transportado é tratado de maneira normal para evitar condensação sob condições de tubulação
com o controle de ponto de orvalho, mas ainda contém volumes consideráveis de líquidos de
gás natural(LGN). A composição de gás varia de modo considerável, de gás seco não
associado, predominantemente metano, o gás rico não associado, contendo proporção
significativa de LGN(JAHN et. al, 2012). Para facilitar o transporte do gás natural, ele pode
ser comprimido ou liquefeito, se transformando em Liquefied Natural Gas(LNG),
Compressed Natural Gas(CNG), e Gas To Liquid(GTL), conhecidos como Gás Natural
Liquefeito(GNL), Gás Natural Comprimido(GNC) e Gás para Líquido(GPL) respectivamente.
17
2.6.1. Gás Natural Liquefeito
Quando a distância até o cliente for muito grande ou uma tubulação de gás tiver que
atravessar muitos países, o gás pode ser expedido por navio como líquido. Para condicionar o
gás para liquefação, quaisquer CO2, H2S, água e hidrocarbonetos mais pesados devem ser
removidos como explicado anteriormente(JAHN et. al, 2012).
O LNG é concebido através do resfriamento do gás natural à mais ou menos 160ºC
negativos, reduzindo seu volume em 600 vezes aproximadamente. Pela grande distância entre
o produto e seu mercado consumidor, esse método de transformação de gás vem sendo
utilizado por décadas. Com o volume relativamente menor comparado aos outros métodos de
transporte em forma gasosa, o LNG reduz o custo de transporte utilizando navios cargueiros
ao invés dos dutos de gás. Outra vantagem é, por ser líquido, esse gás pode ser melhor
estocado sem causar tanto risco por compressão de gás.(ECONOMIDES et al., 2010)
Os processos de liquefação e refrigeração são a parte mais importante da
transformação do LNG, onde podem-se consumir trinta e cinco por cento do capital inicial e
cinquenta por cento em custo operacional posteriormente. Mesmo com o custo alto inicial, a
demanda do LNG vem crescendo mundialmente(ECONOMIDES et al., 2010).
A demanda global de LNG tem previsão para crescer cerca de três vezes até 2020. A
quantidade de terminais de recebimento de LNG também está aumentando, com várias plantas
de regaseificação já construídas ou em construção principalmente na Europa, América do
Norte e Ásia o que proporciona como resultado um mercado global emergente de LNG à
vista(JAHN et. al, 2012).
2.6.2. Gás Natural Comprimido
A transformação mais simples e prática encontrada em plataformas, o processo de
GNC consiste em compressão do gás, resfriamento, desisdratação e eventual separação do
óleo residual existente no gás. Sua compressão está em torno de 100-250 bar de pressão e seu
resfriamento até -40º celsius(ECONOMIDES et al., 2008).
Por estar no estado gasoso, o volume de CNG é pequeno comparado ao LNG e GTL,
sendo a maior parte transportada por dutos submarinos, cerca de 70%, e os outros 30% por
cargueiros de CNG. Estes cargueiros são praticamente “dutos flutuantes” por terem uma
18
capacidade de carga alta(WANG et al., 2008). Uma nova geração de cargueiros de CNG tem
¼(um quarto) da capacidade comparado aos de LNG, demostrado na figura 2.3, mas a sua
descarga é bem mais rápida, por minimizar o uso de boias de amarração ou píers. A distância
da costa à plataforma é um fator decisivo para se utilizar esse tipo de gás, por causa do custo
da infraestrutura, dos dutos e também dos cargueiros, pequenas distâncias entre a plataforma e
a costa de até 4000 km são o alvo dessa tecnologia(WANG et al., 2008).
Diferente dos outros métodos, o CNG tem praticamente nenhum impacto ambiental na
carga e descarga pois não precisa usar produtos químicos para torná-lo gasoso novamente,
reduzindo os custos e o tempo para o transporte e venda do gás. Para regiões ainda mais
próximas do centro comercial, isso viabiliza a venda direta aos consumidores, por causa do
seu uso cada vez mais constante do gás comprimido em veículos automotores(WANG et al,
008).
Figura 2.3 – Cargueiro CNG
Fonte: ECONOMIDES, 2008
19
2.6.3. Gás Para Líquido
Sendo o terceiro método de transporte do gás, o GTL é o gás natural misturado ao
monóxido de carbono e hidrogênio, resultando num gás sintético, chamado de syngas, e em
seguida entra num processo chamado de Fisher-Tropsch(FT), que é o mais conhecido
processo de produção de combustíveis sintéticos(ECONOMIDES, 2005).
Os processos FT de gás de síntese convertem gás natural em hidrogênio e monóxido
de carbono tanto por reforma a vapor d’água quanto por oxidação parcial, ou pela combinação
destes dois processos, e a conversão subsequente de gás de síntese para hidrocarbonetos
líquidos requer catalisador de base de ferro ou cobalto(JAHN et. al, 2012).
A sua subsequente separação ou aprimoramento dos produtos usa uma tecnologia de
refino padrão, e seus produtos mais comuns são o Diesel, combustível de jatos, entre outros.
Como a tecnologia GTL já alcançou bons níveis de amadurecimento técnico, os investimentos
em GTL são majoritariamente focados nesta aplicação tecnológica. Os maiores problemas
dessa tecnologia no quesito investimentos são o preço do gás e o custo do capital para as
refinarias de GTL(ECONOMIDES, 2005).
O mais importante dessa tecnologia, o combustível produzido a partir do processo FT-
GTL é praticamente livre de enxofre e aromáticos, tendo relativa importância no contexto
atual onde se procura a produção de combustíveis mais limpos e de melhor qualidade.
Atualmente o refino de GTL é feito em terra, um exemplo pode ser visto no contrato recente
de uma planta no Cazaquistão com a empresa CompactGTL(MENON, 2016).
Empresas como a Velocys e CompactGTL já possuem a tecnologia necessária para se
fazer o refino dentro das plataformas offshore através de pequenas plantas, sendo mais fácil
transportar o GTL direto para os mercados consumidores(MENON, 2016).
2.7. OUTROS GASES PRODUZIDOS EM UMA PLATAFORMA
2.7.1. Gás de Petróleo Liquefeito(GLP)
Mais conhecido como Liquefied Petroleum Gas(LPG), este gás é uma mistura de
gases mais pesados como propano e butano. Usado como combustível para aplicações de
aquecimento, o GLP também é utilizado como substituição para gases ambientalmente
20
danosos que já foram usados na indústria como material refrigerante e propulsores de
aerossóis. A razão entre propano e butano depende do uso pretendido do GLP, e também
indiretamente da estação do ano, principalmente no hemisfério norte(JAHN et. al, 2012).
O GLP é gerado como subproduto durante o refino do petróleo, e também recuperado
a partir da produção de óleo e gás durante processamento padrão na superfície. Uma vez que o
GLP tem poder calorífico significativamente mais alto do que o do gás natural típico, não
pode ser substituído de maneira direta por metano, mas deve ser diluído com ar para produzir
gás natural sintético(GNS), que pode ser usado em sistemas de recuperação de emergência
para instalações civis e militares, e de modo mais amplo em mercados emergentes, antes que
um sistema de distribuição de gás natual tenha sido plenamente desenvolvido(JAHN et. al,
2012).
21
3. UTILIZAÇÕES DO GÁS EM UMA PLATAFORMA OFFSHORE
3.1. GERAÇÃO DE ENERGIA
Isolados no mar, as FPSOs precisam de uma fonte de energia grande para as suas
operações. As turbinas à gás são menores em tamanho que outros geradores de energia,
entretanto utilizam um combustível que toda plataforma offshore produz, o gás natural.
Um exemplo de turbina à gás é a utilizada na FPSO Cidade de Caraguatatuba,
LM2500+G4 da General Eletric(GE), mostrada na Figura 3.0. Foram encomendadas 4
turbinas, cada uma com potência de até 33,4 MW, suficiente para abastecer uma cidade de
500 mil pessoas e elas tem a flexibilidade de utilizar outro combustível em casos de
emergência. Consegue, segundo sua especificação, um fluxo em torno de 90,0 kg/seg, ou seja,
num dia ela chega a consumir uma massa de 12.342.857 m3 de gás natural. Comparando com
outras turbinas, a eficiência desta turbina se destaca, alcançando 39,2% enquanto outra da
mesma empresa chega a apenas 36,6%(GE, 2015).
Figura 3.0– Turbina LM2500+G4
Fonte: GE, 2015
3.2. INJEÇÃO DE GÁS
O gás pode ser injetado em reservatórios para suplementar recuperação através da
manutenção da pressão do reservatório, e também pode ser armazenado dentro do reservatório
quando o gás não pode ser mais queimado de acordo com a legislação ambiental. Em geral
não há necessidade de se controlar o ponto de orvalho de hidrocarbonetos já que o gás
injetado ficará mais quente, todavia pode ser oportuno remover hidrocarbonetos pesados por
22
razões econômicas. É comum que seja feita uma separação líquida básica, e, devido às altas
pressões envolvidas, quase sempre será necessário desidratar o gás para evitar gotejamento de
água(JAHN et. al, 2012).
Pressões de gás de injeção costumam ser mais altas do que de gás de elevação;
portanto, cuidados especiais devem ser dedicados para selecionar lubrificantes de
compressores que não se dissolvam no gás altamente pressurizado. Esta situação pode
acarretar em uma lubrificação inadequada e prejudica a injetabilidade do poço(JAHN et. al,
2012).
Sistemas de gás lift tem por objetivo tornar mais leve a coluna de líquido injetando gás
nessa coluna, essencialmente pela estimulação de fluxo natural. Em sua forma simples, o gás
de hidrocarbonetos é secado e comprimido na superfície, e entra no poço através da cabeça.
Segue para dentro do revestimento de produção e, tão produndamente quanto possível, entra
na completação através de uma válvula de gás lift(GLV), que abrange uma válvula de
retenção, ou orifício. A GLV é substituível por cabo conforme repousa dentro de um mandril
portátil lateral. O fluido de reservatório e gás lift misturam-se e fluem para a superfície, onde
parte do gás é reciclado.(JAHN et. al, 2012).
Também existe o gás lift do tipo intermitente. Os equipamentos necessários para este
tipo de elevação são semelhantes ao do gás lift contínuo, entretanto o princípio operacional é
um pouco diferente. Enquanto em um sistema de gás lift contínuo, o gás é disperso no líquido
com uma vazão já estabelecida em projeto, o intermitente já injeta um volume finito de gás na
coluna de líquido em intervalos regulares(tipo pistão), conforme for possível. O gás lift pode
ser separado do óleo por um êmbolo. Isto vem sendo provado ser mais eficiente com petróleos
brutos viscosos ou brutos com tendência para formar emulsões. O desempenho do sistema é
novamente monitorado observando-se as pressões do revestimento e dos tubos de
produção(JAHN et. al, 2012).
3.3. FLARE
O Flare é o queimador do gás produzido em excesso numa plataforma, seja no mar ou
em terra. Por muitos anos a prática se fez sem concientização ambiental, sem se importar com
os gases poluentes provindos da queima do gás. Normalmente o gás produzido junto com o
óleo é utilizado como energia nas plataformas ou é reinjetado no próprio poço como gas-lift,
23
todavia a produção de gás pode ultrapassar essa demanda e seu destino final é o Flare. Como
o gás natural é um combustível, a queima no Flare traduz numa perda de dinheiro ao produtor
de petróleo, então fizeram-se estudos para acabar ou pelo menos reduzir essa prática,
principalmente em plataformas em alto mar onde o escoamento é mais difícil.
A Global Gas Flaring Reduction Partnership(GGFRP) definiu três categorias de
queima de gás, o Flare de rotina, o Flare segurança e o Flare ocasional.
O Flare de rotina consiste na queima do gás durante a produção normal do campo,
esse gás não tem como ser reinjetado por falta de módulos de injeção, falta de escoamento,
como navios aliviadores ou dutos submarinos, e utilização de produção de energia na
plataforma. Flare de rotina inclue o gás provindo do separador de produção, separador
atmosférico, tanques de armazenamento de óleo, Torre TEG entre outros. (GGFRP, 2016).
O Flare de seguraça é feito quando se precisa reduzir alguma variável do sistema para
a segurança do equipamento em operação, como pressão ou temperatura, ou quando há algum
acidente ou vazamento. Um vazamento decorrido de algum acidente na linha de produção que
possa colocar em risco toda a plataforma, o gás ter alto níveis de componentes orgânicos
voláteis além do metano, se o gás foi produzido em algum teste de vazamento, ou se
produzido no teste de desligamento de emergência, entre outros(GGFRP, 2016).
O Flare ocasional é toda a queima feita sem ser os outros dois tipos, ele é intermitente,
de pouca duração e pode ser planejado ou não. Acontece quando há falha temporária no
equipamento que escoa o gás, no início da produção antes do processo de gás estar totalmente
funcional, mudança de equipamentos ou conexões de tubulação, acidificação do poço ou
intervenção na linha, entre outros(GGFRP, 2016).
Entre os três tipos de Flare, o que deve ser reduzido ou extinto é o Flare de rotina.
Este tipo de Flare pode ser evitado se a produção de gás associado for bem controlada,
escoada para navios aliviadores ou transformada em GTL, por exemplo, se a plataforma tiver
os equipamentos necessários.
24
4. TÉCNICAS DE APROVEITAMENTO DO GÁS
4.1. LNG-FPSO DA BW OFFSHORE
A BW Offshore é uma empresa construtora de FPSO os quais são afretados para outras
empresas de petróleo para exploração. Tudo começou em 1983 com a Berge Sisar, uma
transportadora comum de LPG, transformada em uma FPSO para Gulf oil/Chevron explorar o
campo de petróleo West Malongo em Angola. Ela se conectava à uma bóia a 30 metros no
fundo do mar e carregava o LPG, com aproximadamente 5.000 bpd de produção de gás, para
ser exportada posteriorrmente para o Brasil(Petrobrás)(UNUM, 2010). Fizeram poucas
modificaçoes na Berge Sisar, como a instalação de refrigeradores de entrada, turbinas de
azimute externas e dois guindastes para descarga. Com o passar dos anos a frota de navios foi
se aprimorando e a Berge Sisar foi substituída por outra mais moderna, a Berge Troll, e todos
as mudanças feitas na anterior foram transferidas para a nova. Berge Troll ficou em operação
até 2005(UNUM, 2010).
Com os anos de experiência em fazer FPSOs de LPG, a BW Offshore desenvolveu o
conceito de LNG FPSO e, com a parceria das grandes empresas internacionais Mitsubishi
Heavy Industries, DNV e Mustang Engineering o projeto foi concretizado(UNUM, 2010).
4.1.1. Especificações da LNG-FPSO
O LNG-FPSO da BWO foi idealizado com o objetivo de permitir a produção de gás e
prover 130 mil metros cúbicos de armazenamento de LNG cada unidade. Sua especificações
básicas estão na Tabela 1.
Responsável pela construção dos cascos e das esferas de armazenamento LNG, a
Mitsubishi Heavy Industries foi escolhida por ter um histórico de 34 esferas já fabricadas. O
conceito de fabricação foi o mesmo com a exceção do diâmetro das esferas, 60 metros, e 350-
390 metros de extensão dependendo do espaço necessário do covés para outros módulos. Há
também um espaço de 10.000 m3 para o módulo de liquefação no convés, suportando até
20.000 toneladas de equipamentos(UNUM, 2010). Um exemplo de LNG-FPSO está na figura
4.0.
25
Vida Útil 20 anos ou mais
Capacidade do módulo de LNG 2Mtpa
Abastecimento usual de LNG 270-300 MMscfd
Estocagem de LNG 165-180.000 m³
Estocagem de condensado e LPG Até 100.000 m³
Capacidade de Descarga de LNG 10-15.000 m³ por hora
Capacidade de tratamento de CO2 Até 5%
Capacidade de remosão de SO2 Até 50ppm
Mercúrio Até 100 ug/m³
Tabela 1: Especificações das LNG-FPSO
Fonte: BW Offshore
Figura 4.0 – LNG-FPSO
Fonte: BW Offshore
26
4.1.2. Análise do sistema da LNG-FPSO
Comparando o sistema de produção e transporte entre o convencional e o LNG-FPSO,
a diferença é considerável. A figura 4.1 apresenta a melhora provinda dessa nova tecnologia.
A redução de quatro processos em um já mostra o quanto de economia de tempo um
LNG-FPSO pode trazer para um exploração de gás em alto mar, e o custo de produção de
LNG comparado ao onshore chega a ser cortado pela metade(UNUM, 2010).
Figura 4.1 – Comparativo da Logística Offshore
Fonte: BW Offshore
Para o caso das LNG-FPSO, o processo de refrigeração recomendado é o Dual Mixed
Refrigerant(DMR), já que os outros processos correm o risco de gerar vazamento, pela
complexibilidade de equipamentos necessários para o funcionamento. Este processo é
beneficiado pelos anos de experiência no processo Mixed Refrigerant na indústria do petróleo,
o que deve alcançar uma eficiência significativa num curto espaço de operação. Outro
processo que pode ser utilizado é o Single Mixed Refrigerant, com menor rendimento
comparado ao DMR, mas com a possibilidade de eliminar a necessidade do propano no
processo, aplicável em FPSO menores. Mesmo pelo fato de que a eficiência é baixa neste
caso, o processo de reciclagem do nitrogênio elimina a necessidade de refrigerar o
27
hidrocarboneto completamente, e com isso traz a vantagem de reduzir drasticamente a
necessidade do flare caso o processo pare. Adicionando um pré-resfriamento no processo de
resfriamento do nitrogênio pode trazer uma melhora na eficiência e utilizar uma alternativa de
um composto não inflamável, então a vantagem de eliminar completamente a refrigeração do
hidrocarboneto se mantém(BRONFENBRENNER et al, 2009).
Devido a limitação de espaço na plataforma, houve ênfase na segurança e na
organização espacial do módulo. Com a fácil manutenção e operação dessas máquinas
robustas, cresceu a importância sobre esse tipo de plataforma. Todavia, por essa falta de
espaço não se pode ser generalizar um projeto para todas as plataformas, cada uma será feita
de acordo com a necessidade do campo produzido(UNUM, 2010).
Um resumo das vantagens das LNG-FPSO:
Usando N2 como refrigerante faz o módulo mais seguro
Com o trocador de calor de gás para gás LNG minimiza os riscos de
vazamento com a movimentação do navio
4 trens de transporte aumentam a disponibilidade e flexibilidade do produto
Módulo de liquefação bem compacto com um simples e robusto processo de
liquefação
Sem necessidade de outros refrigerantes instáveis e perigosos
Modernas turbinas LM2500+G4 que dispensam resfriamento à ar
Grande capacidade de estocagem de outros condensados e LPG
Bastante espaço para casa de máquinas e utilitários embaixo do módulo LNG
Uma das modificações na plataforma é a existência de uma bóia conectada
diretamente no casco do navio, ela vem equipada com as duas turbinas azimute para ajudar na
descarga do LNG, e também ajuda na propulsão do navio caso necessite(UNUM, 2010).
As turbinas de gás existentes na plataforma ajudam também no processo de
liquefação, e o vapor que seria descartado é reutilizado para aquecer outras linhas de produção
ou também como combustível em turbinas à vapor, produzindo mais energia para os
compressores de gás(UNUM, 2010).
28
A descarga do LNG para outros navios são feitos a partir de braços mecânicos ou por
mangueiras flexíveis do tipo Ariel, mostradas nas figuras 4.2 e 4.3 respectivamente.
Figura 4.2: Braços mecânicos
Fonte: BW Offshore
Figura 4.3: Mangueiras flexíveis
Fonte: BW Offshore
29
Dependendo das condições climáticas e das ondas, as turbinas Azimute são acionadas
para ter melhor controle e, para que as mangueiras não se rompam, também podem ser
utilizados barcos rebocadores para o mesmo fim(UNUM, 2010).
Ao invés de trabalhar como uma plataforma produtora, o FPSO receberia o gás
processado das outras plataformas e transformaria em LNG. A idéia é utilizar o manifold já
instalado no local para tal prática ao invés de reinjetar o gás no reservatório. Este gás seria
transferido para uma única unidade de LNG-FPSO minimizando o uso dos flares nas outras
plataformas, e então o transporte do LNG seria realizado para o mercado consumidor com um
navio cargueiro.
4.2. MINI GTL
Com o propósito de acabar com a queima de gás em plataformas, o GTL vem
ganhando importância atualmente. Desde que foi inventado no começo de 1900, o GTL era
usado principalmente em grandes campos de produção de gás, entretanto o custo das plantas
de refino era grande demais e a escassez de novos campos na época tornou economicamente
inviável. Com o amadurecimento da tecnologia em reduzir o tamanho das plantas, agora
pode-se usufruir pequenos volumes de gás em campos marginais e em alguns campos de óleo,
tornando o GTL viável novamente(MENON, 2016).
Figura 4.4: Tecnologias disponíveis para o gás natural
Fonte: MENON, 2016
30
Como visto na Figura 4.4, o GTL é a melhor opção de transporte para grandes
distâncias com um volume menor, mas a necessidade de uma planta em pequena escala só
veio com alguns fatores determinantes:
A diferença de preços entre o gás natural e o óleo cru.
Demanda de combustíveis limpos, com poucas impurezas, como na América
do Norte. O Diesel produzido pelo óleo sintético vem com baixo teor de
enxofre e grande cetanagem(melhor rendimento energético) que resulta numa
queima com baixa emissão de CO2.
O crescimento das reservas de gás natural não convencionais. Como exemplo,
o descobrimento das reservas de shale gas nos Estados Unidos.
A infraestrutura de transporte e distribuição de combustíveis líquidos já está
consolidado, podendo ser usado para o GTL.
O processo de fabricação do GTL, ilustrados na Figura 4.5, se resume em dois estágios
principais, a produção do gás sintético também chamado de syngas e sua geração em GTL
pelo processo Fischer-Tropsch(FT). A produção do Syngas pode ser feita por três reações
diferentes: Steam Methane Reforming(SMR), Autothermal Reforming e Partial Oxidation. A
escolha de qual reação utilizar dependente principalmente do custo. Recentemente várias
empresas adotaram o processo de Mini-GTL pelas vantagens já vistas, todavia duas se
destacaram por apresentar soluções offshore, a CompactGTL e Velocys(MENON, 2016).
Figura 4.5: Processo de formação do GPL
Fonte: MENON, 2016
31
4.2.1. CompactGTL
Desde a sua criação em 2006, a CompactGTL(CGTL) tem o seu desenvolvimento de
tecnologia e comercialização focado exclusivamente na área de óleo e gás natural. Seu
objetivo sempre foi entregar plantas de miniGTL à preços competitivos, e detentor de uma
patente de processo FT 2-stage, houve o crescimento significante do tempo de vida do
catalizador, reduzindo o custo operacional(ASGAROV, 2017).
Segundo a própria empresa, a CGTL é líder mundial em módulos de miniGTL, mas
só foi possível com os seus primeiros contratos feitos e realizados da companhia, um deles
feito com a Petrobras na construção de uma planta de miniGTL em Aracaju, Sergipe. O
contrato foi feito no ano de 2008 estimado em 45 milhões de dólares ao todo, com produção
de 0.2MMSCF de gás. No final de 2011, a Petrobras aprovou a planta após o período de testes
com todas as composições de gás. A planta utiliza os processos de SMR e 2-Stage FT de
refino, demonstrada na Figura 4.6, ela possui um pré-tratamento do gás, um pre-reforming,
compressão do syngas, sistema de resfriamento a água do FT, reciclando o gás residual e
recuperando o calor perdido no processo, tudo isso numa área de 20x15 metros(ASGAROV,
2017).
Figura 4.6 – Planta MiniGTL
Fonte: ASGAROV, 2017
32
A reação do SMR é endotérmica consumindo 206 kJ/mol como vista na Tabela 2,
sendo assim, é preciso de um trocador de calor, o que pode aumentar o custo. O produto da
reação está numa razão de 3:1 de monóxido de carbono e hidrogênio. A razão ideal para o
processo FT é de 2:1, necessitando um redutor de hidrogênio na planta. Poços contendo
enxofre não podem usar esse tipo de reação, por causa do catalizador do SMR ser sensível a
este contaminante. Com a tecnologia madura e a necessidade nula de uma planta de oxigênio
para a reação, o custo é baixo comparado a injeção de gás no reservatório(MENON, 2016).
Reação Entalpia
CH4 + H2O → CO + 3H2 (Wet Reforming)
CH4 + CO2 → 2CO + 2H2 (Dry Reforming)
CO + H2O → CO2 + H2 (Water and gas shift reaction)
+206
-247
-41
Tabela 2: Reações químicas de SMR e sua Entalpia
Fonte: MENON, 2016
O interesse principal da Petrobras foi utilizar esta tecnologia na área offshore, em
FPSO de produção primária e no Teste de Longa Duração(TLD) aproveitando o gás
produzido. O TLD pode auxiliar a estimar a produtividade do poço, como também o
comportamento de pressão do reservatório e as propriedades do fluido(MENON, 2016).
33
5.0. VALORIZANDO O GÁS NATURAL
Sempre foi complexo entender como os preços do gás natural são contabilizados.
Historicamente, a difereça de preços coexistiram nos diferentes mercados nacionais e
regionais de gás natural. Essa diversidade se explica principalmente, pelas seguintes
características da indústria de gás natural(ALMEIDA, 2013).
Elevados custos de transporte.
Grandes diferenças no grau de difusão do gás nas matrizes energéticas
nacionais.
Assimetrias na dotação de recursos gasíferos.
Grau de maturidade e de liberalização do mercado de gás nacional.
Para ALMEIDA(2013), é importante salientar que a formulação do preço do gás
natural para o consumidor final depende da pureza do produto, bem como dos custos de
transporte e distribuição do gás. A parcela dos custos de transporte e distribuição do gás pode
superar 50% do preço final. Ademais, as formas de determinação do preço e das tarifas de
transporte e distribuição podem ser muito diferente de mercado para mercado.
A crescente liberalização dos mercados nacionais e a flexibilização da oferta
internacional trazida pelo LNG tem resultado em uma rápida evolução das formas em que o
gás natural vem sendo comercializado em países onde esta indústria atingiu elevados níveis de
maturidade. Nesses mercados, a determinação do preço do gás vem deixando de ser baseada
em contratos a longo prazo referenciados ao preço do petróleo, passando a ser determinada
pela interação entre a oferta e demanda. Em vários países, vem sendo desenvolvidos mercado
de curto prazo e mercado spot para o gás natural. Esses mercados funcionam quando o gás
tem uma cotação diária resultante da competição entre os vários ofertantes. Em outros termos,
é crescente a concorrência “gás-gás” em que o preço do energético passa a ter uma trajetória
própria e relativamente independente do preço do petróleo(ALMEIDA, 2013).
Em meados da década de 2000, existia um consenso entre os principais analistas da
indústria de gás natural de que o mercado caminhava a passos largos para um padrão de
comercialização do gás natural. O forte crescimento do comércio de LNG implica em uma
progressiva convergência dos preços do gás natural nos diferentes mercados regionais. Mas
34
não foi bem assim. Entre 2009 e 2012, o mercado de gás caminhou no sentido contrário à
convergência de preços, ou seja, não houve um padrão no preço do gás(ALMEIDA, 2013).
A hipótise de convergência de preços no mercado internacional de gás baseou-se na
tendência de aproximação entre os preços praticados nos Estados Unidos e na Europa atpe
2009. A partir de então, a grande oferta de gás natural não convencional em território norte-
americano criou um grande fosso entre os dois preços. No mercado europeu, o preço do gás
natural continuou muito influenciado pelo preço do petróleo, enquanto na América do Norte,
observou-se um total descolamento entre os dois preços(ALMEIDA, 2013).
Os países exportadores de gás natural que utilizam gasoduto para a Europa, como
Rússia e Noruega, vêm insistindo na manutenção dos preços do gás associada ao preço do
petróleo. Esses países tem receio de assumir riscos de preço acima do já elevado risco de
preço do petróleo. A volatilidade dos preços do gás no mercado tem sido mais elevada do que
a dos contratos baseados no preço do petróleo, até porque nesses contratos de longo prazo
existem frequentemente fórmulas de amortização das variações e/ou limites inferiores ou
superiores de preço(ALMEIDA, 2013).
Diferentemente do que acontece no Estados Unidos e Europa, o preço do gás natural
em outras regiões não é definido por regras de mercado, seja do mercado de gás, seja do
mercado de petróleo. Segundo a International Gas Union(IGU), metade do gás consumido no
mundo não tem uma metodologia de preços baseada em regras de mercado, seja mercado
normal ou contratos baseados no preço do petróleo(ALMEIDA, 2013).
Comparando os preços do gás natural nos Estados Unidos e na Rússia, pode-se ver
como o método de venda pode influenciar nos preços. Em dezembro de 2016, o preço na
Rússia estava em torno de 0,64 reais por m3 de gás, enquanto nos Estados Unidos estava em
torno de 0,44 reais por m3 de gás. Por esta razão a Rússia ainda mantém o preço atrelado ao
petróleo(INDEXMUNDI, 2017).
Em 2010, 15% do gás consumido domesticamente teve o preço abaixo do custo de
produção e reposição das reservas, segundo a IGU. Isso acontece principalmente na Rússia,
Oriente Médio e em alguns países da África. Em outros países, 14% do gás consumido em
2010, o preço do gás natural é regulado de modo sociopolítico. Em outros termos, o preço é
definido pelo governo em bases irregulares de acordo com pressões sociais e políticas, para
que não se perca apoio popular ou futuras eleições. Em ambos os casos, percebe-se
nitidamente uma diferença nos preços do gás exportado e do gás consumido no mercado
35
doméstico. De forma geral, o preço do gás de exportação segue alguma regra de mercado,
geralmente atrelada ao preço do petróleo, enquanto o preço do gás doméstico é regulado.
Assim, o gás exportado subsidia o preço do gás consumido no mercado interno(ALMEIDA,
2013).
5.1. GÁS PERDIDO E CONSUMIDO
Segundo o boletim mensal de produção da Agência Nacional de Petróleo(ANP), o
gás produzido em plataformas vem aumentando em uma escala de bilhões de metros cúbicos
ao ano. Devido as políticas de meio ambiente as quais restringem a queima do gás natural,
cada vez mais o gás é reinjetado afim de se livrar das multas, um crescimento de 3 bilhões de
m3 apartir de 2013. Por outro lado, a queima de gás nos campos se manteve constante em
torno de 1.5 bilhões de m3 entre os anos de 2011 e 2016. O consumo próprio por unidade
chegou a 4.7 bilhões de m3 em 2016, houve um aumento constante de menos 250 milhões de
m3 por ano desde 2013 enquanto o gás natural disponível por unidade está tímidamente em 20
bilhões de m3 em 2016 com um aumento ao ano similar(ANP, 2016).
Na tabela 3 pode-se ver o aumento da produção do gás por ano no Brasil, sua
reinjeção de gás, queima e perda, consumo e disponibilidade em 103 m3.
Ano Produção
total de gás
Reinjeção de
gás
Queima e Perda
de gás
Consumo
próprio na E&P
Gás natural
disponível
2011 24.073.731 4.037.732 1.756.226 3.703.366 14.576.416
2012 25.832.245 3.542.733 1.444.517 3.868.639 16.976.356
2013 28.174.213 3.883.004 1.302.885 3.959.094 19.029.229
2014 31.894.874 5.739.690 1.619.208 4.182.663 20.353.313
2015 35.126.447 8.866.713 1.397.675 4.451.389 20.410.531
2016 37.890.450 11.069.494 1.484.082 4.718.367 20.618.507
Tabela 3: Produção total de gás natural no mar e terra
Fonte: ANP, 2016
Visto que a produção de gás está em ascendência de acordo com a Tabela 3, uma
grande parcela da produção está sendo reinjetado, a grande concentração de gás carbônico
36
encontrado no gás pode ter sido a causa dessa injeção, mas o problema pode estar justamente
no transporte e estocagem do gás da plataforma(ANP, 2016).
Contudo, cada campo tem seu preço de gás. O Preço de Referência do Gás Natural
(PRGN) é calculado mensalmente pela ANP pelo somatório dos produtos e frações
volumétricas do gás natural, ou seja, o preço varia dependendo do processo realizado no gás
para venda. Retirado do PRGN de 2016, o preço do gás por m3 campo de Lula é de 0,72 reais
por m3, já no do campo de Marlim é de 0,63 reais por m3(PRGN, 2016). Com um PRGN
médio de 0,7 R$/m3, no ano de 2016 haveria um lucro de 1.038.857.400 de reais(1 bilhão) se
todo gás queimado ou perdido fosse comercializado. Com esse capital poderia comprar mais
FPSO, perfurar mais poços e investir em tecnologia para monetizar ainda mais esse gás
natural oscioso produzido no Brasil.
Com os métodos vistos neste trabalho poderemos não só reduzir a reinjeção como
também diminuir a queima de gás nessas plataformas, transformando este gás em dinheiro.
37
6.0. CONCLUSÃO
Uma parte significativa do gás natural associado ou produzido ainda é queimado. Com
as novas leis ambientais houve uma redução significativa na utilização dos flares, mas uma
parte da produção de gás equivalente a 11 bilhões de m3 de gás foram reinjetados nos
reservatórios onde uma parcela é voltada para recuperação secundária. Muitos dutos
submarinos não estão dando vazão para tanta produção de gás natural. A utilização das FPSOs
de LNG e GTL em conjunto com as antigas plataformas podem trazer alívio para os
reservatórios e ao mesmo tempo possibilitar a comercialização este gás desperdiçado.
A tecnologia já existe no Brasil, mas precisa de um grande trabalho de logística em
conjunto para que se possa ampliar esta idéia para todos os campos no Brasil. A alternativa
mais realista de se chegar na queima zero em plataformas offshore é a solução apresentada
neste trabalho.
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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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