CAPÍTULO I: INTRODUÇÃO
I. 4–Objetivos
O objetivo do trabalho consiste em propor, detalhar e analisar tecnicamente uma abordagem alternativa à utilizada atualmente na exploração do Pré-Sal, que é baseada em processamento de gás em FPSOs VLCC com topside robusto.
A solução alternativa, aqui proposta, abrange os seguintes elementos:
• Separação trifásica no leito submarino, despachando óleo para a plataforma, água de produção para reinjeção e gás bruto para transporte direto à terra;
• O gás natural associado retirado dos poços não é processado na plataforma FPSO, e sim transportado diretamente à planta onshore, não tratado, por duto subsea, com injeção de MEG (monoetilenoglicol) como agente anti-hidrato;
• FPSOs passam a ter topside convencional sem processamento de gás, o que reduz o CAPEX da plataforma e libera área e peso embarcados para aumentar a capacidade de processamento e estocagem de óleo;
• MEG é utilizado nos dutos de gás bruto por ser um inibidor termodinâmico de hidratos, que deve estar presente ao longo da extensão do duto para evitar a formação de hidratos que viriam a se formar devido à saturação em água, alta pressão e baixa temperatura aos quais o gás é submetido dentro dos dutos subsea, pois tal formação de hidratos levaria ao bloqueio do duto;
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• Planta Onshore inclui unidade de recuperação de MEG e fracionamento do gás natural bruto via destilação criogênica, que permite gerar cortes C1, C2, C3 e C4+ comercializáveis e recuperar o grande volume de CO2 do gás sob forma líquida, facilitando seu despacho via bombas de volta ao campo para reinjeção nos poços;
Em resumo, a alternativa proposta requer a construção de três dutos subsea:
• Duto 1 de grande diâmetro (20” a 24”) para o transporte de gás não tratado à terra em regime possivelmente multifásico (fase gás, fase condensado rico em CO2 e fase água-MEG);
• Duto 2 de pequeno diâmetro (4” a 8”) , para o retorno do MEG tratado para que este seja injetado novamente no duto de gás; e
• Duto 3 de médio diâmetro (12”a 18”), para o retorno de CO2 na forma líquida, em alta pressão, do continente para o campo, para ser reinjetado nos poços em aplicação EOR (Figura 12).
Figura 12: Ilustração dos três dutos propostos
A corrente multifásica de gás bruto de exportação que chega ao continente é encaminhada para um separador trifásico que separa gás, condensado rico em CO2 e a fase aquosa de MEG rico em água. O MEG rico é direcionado para o processo de recuperação enquanto que as correntes gasosa e de condensado rico em CO2 seguem para as etapas de remoção de CO2 liquefeito e fracionamento de hidrocarbonetos para comercialização, etapas estas que ocorrem em um trem de colunas de destilação semi- criogênicas que recuperam produtos majoritariamente sob a forma líquida barateando os despachos via bombas.
19 A relevância do trabalho se encontra em apresentar uma alternativa para resolver um dos principais problemas de exploração do Pré-Sal, a saber, a alta RGO com alto teor de CO2. Ou seja, apresenta-se uma solução alternativa à abordagem atualmente em uso, i.e., processar gás rico em CO2 em FPSOs com topsides robustos e caros. A alternativa proposta é indicada para gás associado com teor de CO2 acima de 50%.
As principais vantagens apresentadas por não se realizar o processamento do gás offshore são:
• Redução de área ocupada e peso de equipamentos nos topsides de FPSOs que são fortes limitações existentes nas plataformas;
• Redução de CAPEX de FPSOs que passam a seguir design convencional sem processamento de gás; i.e. há redução significativa do custo e complexidade das plataformas (diminuindo o CAPEX offshore).
• Maior disponibilidade de área e peso no FPSO para processamento e estocagem de óleo;
• Transferência do processamento do gás para o continente, barateando o custo unitário do processamento do gás já que unidades instaladas offshore em FPSOs custam pelo menos 100% a mais do que unidades equivalentes em terra (CAPEXONSHORE << CAPEXOFFSHORE);
• Possibilidade de uso de tecnologia de separação de gás com alto teor de CO2
mais apropriada para altas capacidades e alto teor de CO2, como colunas de destilação semi-criogênica;
• Manipulação das grandes vazões de CO2 em fase líquida, eliminando a necessidade de uso de compressores centrífugos, substituídos por meras bombas centrífugas de CAPEX e OPEX muito inferiores.
Evidentemente, a principal desvantagem apresentada pela alternativa aqui proposta consiste no CAPEX do sistema de dutos subsea para transporte de gás bruto e retorno de CO2 liquefeito.
Neste sentido, o trabalho envolve também o cálculo do CAPEX do sistema de transporte, que engloba os dutos, bombas e compressores envolvidos. O cálculo do custo dos dutos está relacionado com seus diâmetros, que por sua vez dependem das condições operacionais do sistema e das propriedades das correntes envolvidas. Para realizar estes cálculos foi desenvolvida integração entre HYSYS e MS-Excel via
20 aplicativo desenvolvido em MS-VB, de forma que HYSYS possa exportar valores de propriedades termodinâmicas e de transporte para o dimensionamento dos dutos.
Quanto ao ponderável fator negativo associado ao custo da construção dos novos dutos propostos, estima-se que sejam compensados tanto pelo aumento da produção de óleo (dada a área e peso liberados na FPSO) quanto pelos demais aspectos econômicos favoráveis (menores CAPEX e OPEX de processamento do gás onshore, menores CAPEX e OPEX embarcado, etc) além de se substituir uma abordagem modular de processamento de gás em FPSO (skids de separação de CO2, skids de compressão, skids de ajuste HCDP, skids de ajuste WDP, etc) por uma grande central de processamento onshore (UPGN), que possibilitaria ganhos de escala característicos de plantas de grande capacidade de processamento, fator tradicionalmente inexistente nas soluções modulares embarcadas em FPSOs que têm alto custo de footprint.
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