Com campos afastadas 300 km do litoral e lˆaminas d’´agua superiores a 2000 m o desenvolvimento da produ¸c˜ao na prov´ıncia do Pr´e-Sal trouxe consigo diversas incertezas e “gaps” tecnol´ogicos. Alguns desses desafios j´a foram superados atrav´es de ciˆencia, tecnologia e inova¸c˜ao. Em geral o ´oleo encontrado no Pr´e-Sal apresenta boa qualidade, 28 a 32`API e uma grande quantidade de g´as associado1, 200 a 350 Sm3/Sm3 (COSTA FRAGA et al., 2014). Para viabilizar sua produ¸c˜ao de maneira segura e rent´avel, in´umeros outros desafios devem ser contornados. A Petrobras constatou trˆes caracter´ısticas que potencializam os riscos nos projetos de desenvol- vimento da produ¸c˜ao nos campos do Pr´e-Sal:
• Condi¸c˜oes oceanogr´aficas mais severas na regi˜ao do polo Pr´e-Sal da Bacia de Santos, quando comparadas `as condi¸c˜oes da Bacia de Campos;
• Acesso limitado e sem infraestrutura de produ¸c˜ao pr´e-instalada: 300 km dis- tante da costa.
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• Lˆaminas d’´agua atingindo 2.200 m de profundidade e reservat´orios chegando a 5.000 m abaixo do leito marinho, incluindo uma camada de sal de aproxi- madamente 2.000 m de espessura;
• Reservat´orios sob elevada press˜ao;
• Presen¸ca de quantidades significativas de contaminantes, como o CO2.
Al´em dessas caracter´ısticas, a grande quantidade de g´as associado, a presen¸ca de hidrocarbonetos paraf´ınicos e a baixa temperatura encontrada nesses reservat´orios imp˜oe novos desafios relacionados `a garantia de escoamento. COSTA FRAGA et al. (2014) realizaram uma revis˜ao dos principais desafios e das solu¸c˜oes encontradas durante o desenvolvimento dos campos do Pr´e-Sal. Os autores apresentaram as diretrizes e bases dos projetos do Pr´e-Sal baseando-se nas particularidades desses campos, e nas li¸c˜oes aprendidas e no hist´orico de dificuldades t´ecnico-operacionais dos projetos de ´aguas profundas e ultra-profundas da bacia de Campos. Essas diretrizes permeiam diversas disciplinas de projeto como:
• SMS (Seguran¸ca, meio-ambiente e sa´ude) ;
• Caracteriza¸c˜ao e desenvolvimento de Reservat´orios; • Constru¸c˜ao de Po¸cos;
• Garantia de escoamento; • Engenharia Submarina;
• Planta de processamento de ´oleo e g´as.
Neste trabalho apenas os desafios relacionados `a SMS, `a garantia de escoamento e ao processamento foram detalhados. A presen¸ca de grandes quantidades de CO2 nos reservat´orios do Pr´e-Sal ´e um fator cr´ıtico para a produ¸c˜ao devido ao enorme impacto ambiental associado a sua emiss˜ao para atmosfera. O CO2 ´e um dos principais gases relacionados ao efeito estufa e se n˜ao bastasse a consciˆencia ambiental o Brasil ´e signat´ario do acordo de Paris e possui compromissos com as demais na¸c˜oes no caminho da redu¸c˜ao da emiss˜ao de carbono. A principal decis˜ao de SMS nos projetos do Pr´e-Sal foi realizar a captura e armazenamento do CO2 produzido naturalmente.
Essa decis˜ao for¸cou o desenvolvimento de tecnologias para a separa¸c˜ao e reinje¸c˜ao do CO2. As plantas de processamento foram dimensionadas para realizar a separa¸c˜ao do
CO2 atrav´es da tecnologia de membranas. As membranas foram selecionadas devido a sua flexibilidade de processar correntes gasosas contendo diferentes concentra¸c˜oes de CO2. Compressores de alta capacidade foram desenvolvidos, garantindo o ∆P
necess´ario para o escoamento do CO2 at´e o reservat´orio. A inje¸c˜ao do CO2 trouxe
consigo ainda a oportunidade de aumentar a recupera¸c˜ao de ´oleo devido a sua alta capacidade de extra¸c˜ao de hidrocarbonetos.
Em rela¸c˜ao `a garantia de escoamento, o desenvolvimento da produ¸c˜ao no Pr´e- Sal apresenta riscos relacionados aos seus principais t´opicos: deposi¸c˜ao de parafinas, forma¸c˜ao de gel e hidratos, precipita¸c˜ao de asfaltenos e incrusta¸c˜oes. O ´oleo do Pr´e-Sal ´e altamente paraf´ınico e apresenta valores elevados de TIAC2 (Temperatura inicial de aparecimento de cristais) o que torna a deposi¸c˜ao de parafinas o principal desafio relacionado `a garantia de escoamento. A baixa temperatura dos reservat´orios e o grande volume de g´as tornam esse aspecto ainda mais cr´ıtico. A presen¸ca de uma espessa camada de sal com elevada condutividade t´ermica faz com que a temperatura do reservat´orio seja bem menor daquela normalmente observada. Para se ter um ideia, a 5000 m de profundidade os reservat´orios do Pr´e-Sal apresentam temperatura variando entre 60`C e 70`C, enquanto que reservat´orios a uma profundidade similar, por´em sem a camada de sal, apresentam temperatura acima de 100`C. A grande quantidade de g´as encontrada nos reservat´orios do Pr´e-Sal favorece ainda mais a deposi¸c˜ao de parafinas, pois ao longo do escoamento at´e a superf´ıcie ´e esperada uma redu¸c˜ao significativa na temperatura devido `a expans˜ao do g´as, efeito Joule- Thompson (JT). Esse resfriamento torna-se ainda mais relevante em campos que com alto teor de CO2. O CO2 possui um elevado coeficiente Joule-Thompson µJ T,
consequentemente, tende a apresentar maior redu¸c˜ao de temperatura ao longo do escoamento. O coeficiente µJ T ´e definido como a varia¸c˜ao da temperatura em rela¸c˜ao `
a press˜ao em um processo isent´alpico e d´a uma ideia da sensibilidade da temperatura do fluido em rela¸c˜ao `a queda de press˜ao ao longo do escoamento:
µJ T ∂T
∂P»»»»»»»H (1.1)
Uma compara¸c˜ao entre o µJ T do CO2 e do CH4ilustra a criticidade relacionada `a
garantia de escoamento para campos com alto teor de CO2. A Figura 1.7 apresenta o µJ T em fun¸c˜ao da press˜ao para o CO2 e o CH4 a diversas temperaturas. Os dados foram extra´ıdos do banco de dados existente no NIST (National Institue of Standards and Technology), para maiores detalhes ver LEMMON et al. (2018). Para press˜oes elevadas o µJ T ´e praticamente independente da temperatura e da esp´ecie qu´ımica.
Ao se reduzir a press˜ao, o valor de µJ T do CH4 se torna maior, permanecendo
superior ao do CO2 para press˜oes elevadas. As curvas do CH4 logo encontram um
ponto de inflex˜ao, pr´oximo a 200 bar, limitando sua ascens˜ao e estabilizando o coeficiente entre 0,3 e 0,5 K/bar. As curvas do CO2 s´o passam a apresentar maior
inclina¸c˜ao em press˜oes inferiores a 200 bar e acabam por superar as curvas do CH4 2
Figura 1.7: µJ T para o CO2 e CH4.
com a redu¸c˜ao da press˜ao. O ponto de inflex˜ao para o CO2 s´o ´e alcan¸cado em press˜oes inferiores a 150 bar estabilizado o coeficiente entre 0,8 e 1,2 K/bar. O efeito de resfriamento ocasionado pelo CO2 ´e mais relevante para valores baixos de press˜ao e temperatura, potencializando a deposi¸c˜ao de parafinas ao longo do riser. Embora o comportamento de misturas seja mais complexo do que o observado em sistemas puros, essa an´alise ilustra o efeito de resfriamento do CO2 quando presente
na mistura.
A elevada RGO (Raz˜ao G´as/ ´Oleo) dos ´oleos do Pr´e-Sal levaram ao aumento da capacidade das plantas de processamento de g´as. A grande quantidade de CO2
encontrada em alguns campos do Pr´e-Sal tornaram a RGO ainda maior e passaram a exigir plantas mais complexas para separa¸c˜ao e reinje¸c˜ao desse g´as. A compress˜ao de grandes volumes de CO2 at´e elevadas press˜oes de inje¸c˜ao, aumentaram substan- cialmente a demanda energ´etica do processo. Para se ter um ideia, os projetos do Pr´e-Sal s˜ao concebidos para uma capacidade m´axima de gera¸c˜ao de 100 MW. O elevado investimento e o alto risco associado aos projetos de desenvolvimento da produ¸c˜ao desses campos, tˆem motivado a busca por novas tecnologias de separa¸c˜ao de CO2. A separa¸c˜ao submarina de CO2 ´e vista como uma alternativa proeminente
para substitui¸c˜ao do processo convencional.