Laura Jessenia Silva Granada
Logística de transporte de gás natural no
Pré-Sal brasileiro: Modelo de otimização
CAMPINAS 2017
Ficha catalográfica
Universidade Estadual de Campinas Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura
Luciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129
Silva Granada, Laura Jessenia,
Si38L SilLogística de transporte de gás natural no pré-sal brasileiro : modelo de otimização / Laura Jessenia Silva Granada. – Campinas, SP : [s.n.], 2017.
SilOrientador: Paulo de Barros Correia.
SilDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica.
Sil1. Gás natural. 2. Transporte marítimo. 3. Pré-sal. 4. Programação linear. 5. Logística. I. Correia, Paulo de Barros,1954-. II. Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Logistic of natural gas transportation in the brazilian pre-salt : optimization model Palavras-chave em inglês: Natural gas Offshore transportation Pre-salt Linear programming Logistics
Área de concentração: Planejamento de Sistemas Energéticos Titulação: Mestra em Planejamento de Sistemas Energéticos Banca examinadora:
Paulo de Barros Correia [Orientador] Osvair Vidal Trevisan
Takaaki Ohishi
Data de defesa: 17-02-2017
Programa de Pós-Graduação: Planejamento de Sistemas Energéticos
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
COMISSÃO DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA
MECÂNICA
PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ENERGÉTICOS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
Logística de transporte de gás natural no
Pré-Sal brasileiro: Modelo de otimização
Autor: Laura Jessenia Silva Granada
Orientador: Prof. Dr Paulo de Barros Correia
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação:
Prof. Dr. Paulo de Barros Correia, Presidente Universidade Estadual de Campinas
Prof. Dr. Osvair Vidal Trevisan Universidade Estadual de Campinas
Prof. Dr. Takaaki Ohishi
Universidade Estadual de Campinas
A Ata de defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
A meus pais Alberto e Lucero, a meus caros irmãos Valen e Diego e em especial a minha amada avó Barbara.
Agradeço ao Professor Paulo de Barros Correia, pela orientação, conselhos e amizade durante estes anos.
A minha família pela con ança, amor e apoio em todos meus projetos.
A meu pai Alberto que tanto admiro e respeito, pela formação sólida que me forneceu, pelo exemplo de vida, amor e apoio.
Aos amigos que sempre estiveram ao meu lado compartilhando alegrias, angustias e de-sa os e àqueles que mesmo distantes, sempre me apoiaram e deram suporte emocional e carinho.
A Pablo, meu melhor amigo, incondicional.
Ao meus caros colegas de sala e à agregada, pela pareceria e amizade, em especial à Carol pelo apoio.
Ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Cienti co e Tecnológico (CNPq) pelo apoio nanceiro.
A crescente demanda mundial de Gás Natural (GN) tem viabilizado estudos de logística para o transporte oshore deste energético. Durante a última década, diferentes tecnologias de transporte têm sido desenvolvidas para a monetização das reservas de GN remotas, mas seu pouco amadurecimento comercial não permite que sejam competitivas com as tecnologias existentes. A logística tem como objetivo otimizar a cadeia de distri-buição e roteirização de entregas dos produtos a seus consumidores nais, maximizando o rendimento e o lucro, e minimizando os gastos envolvidos no processo de transporte. A Programação Linear Inteira (PLI) é uma técnica usada para solucionar problemas de transporte, onde se tem restrições adicionais e todas ou algumas das variáveis são dis-cretas. Aproveitando as grandes reservas de GN descobertas no Pré-Sal brasileiro e a pouca capacidade de transporte pelos gasodutos oshore existentes nesta região, foram avaliadas através de um modelo matemático as diferentes tecnologias existentes para o transporte como são Gás Natural Liquefeito (GNL), Gás Natural Comprimido (GNC) e Gasodutos, obtendo uma con guração ótima da frota de transporte, o custo de movimen-tação, os terminais de regasei cação e as Unidades Produtoras de Gás Natural (UPGNs) nas quais é recomendado levar o gás. O modelo proposto considerou uma produção de 30 anos para as duas bacias que compõem a área do Pré-Sal. Para a tecnologia de GNL foram considerados dois tipos de navios com diferentes capacidades de transporte e os três terminais de regasei cação existentes como destino nal do gás. Para a tecnologia de GNC também foram levados em conta dois tipos de navio. Sete UPGNs existentes foram consideradas como o destino do gás transportado por navios como GNC e via gasodutos. O modelo foi testado em situações hipotéticas da realidade mediante o software Lingo e os resultados mostraram que a modelagem proposta atingiu o objetivo deste trabalho, es-timando a oferta de GN do Pré-Sal (local, quantidade e custo) com o propósito de avaliar seu potencial na geração termelétrica.
Palavras-chave: Gás Natural, Transporte marítimo, Pré-Sal, Programação Linear In-teira, Logística e cadeia de suprimentos.
The growing global demand for Natural Gas (NG), has enabled logistics studies for the transport of this product. Over the last decade, dierent transport technologies have been developed for monetization of remote NG reserves. Moreover, selection among these technologies depends on the distance to the consumer markets and the production rates of gas elds. Logistics aims to optimize the supply chain and routing deliveries of pro-ducts to their consumers, maximizing revenue pro t and minimizing the costs involved in the transportation process. Integer Linear Programming (ILP) can be used to solve the transportation logistics problem where there are additional constraints and all or some of the variables are discrete. Taking advantage of the large NG reserves discovered in the Brazilian Pre-Salt and low transport capacity by the existing oshore pipeline, through a mathematical model were evaluated the dierent technologies for transportation - Lique- ed Natural Gas (LNG), Compress Natural Gas (CNG) and Pipelines - it were obtained an optimum transport eet con guration, the distribution cost and the terminals and Natural Gas Production Units (NGPU) that are recommended to carry the gas. The pro-posed mathematical model considered the Pre-salt's production in a period of 30 years. For LNG technology were considered two types of ships with dierent transmission capa-city and three existing re-gasi cation plants as a destination of NG. For CNG technology were also kept in mind two types of ship. Seven existing Natural Gas Production Units (NGPU) were considered as a destination of NG transported by ships as CNG or by pi-pelines. The model was tested in hypothetical situations by commercial solver Lingo, and the results showed that the proposed model reached the aim of this study, estimating the Pre-Salt NG supply (local, quantity and cost) for the purpose of evaluating its potential in thermoelectric generation.
Key-words: Natural Gas, Oshore Transportation, Pre-Salt, Integer Linear Program-ming, Logistics and supply chain management.
1.1 Esquema comparativo do Balanço do GN no Brasil anos 2014 e 2015 . . . 16
1.2 Previsão de produção no Pré-Sal . . . 18
2.1 Plat. xas . . . 22
2.2 Plat. auto-eleváveis . . . 22
2.3 Plat. semi-submersíveis . . . 23
2.4 Plat. FPSO . . . 23
2.5 Processamento do GN . . . 24
2.6 Volume de produção versus distância de transporte para cada tecnologia . 27 2.7 Sistema de compressão multiestágio . . . 28
2.8 Instalação Deitada S . . . 30
2.9 Instalação Deitada J . . . 31
2.10 Instalação Carretel . . . 31
2.11 Cadeia oshorer do GNL . . . 33
2.12 Layout típico de FLNG . . . 33
2.13 Navio metaneiro tipo esférico . . . 34
2.14 Navio metaneiro tipo membrana . . . 35
2.15 Con guração side by side . . . 36
2.16 Con guração tandem . . . 37
2.17 Tecnologia Coselle . . . 38
2.18 Tecnologia Votrans tipo navio horizontal . . . 39
2.19 Tecnologia Votrans tipo navio vertical . . . 39
2.20 Barcaça tipo GTM . . . 39
2.21 Carga e descarga no cais . . . 40
2.22 Carga e descarga usando boia . . . 40
3.1 Localização geográ ca polígono do Pré-Sal . . . 45
3.2 Evolução da produção de gás natural no Pré-Sal . . . 46
3.3 Fluxograma simpli cado de facilidades de processamento da FPSO usadas no Pré-Sal . . . 47
3.4 Rotas de escoamento do Pré-Sal . . . 48
4.1 Representação grá ca do método de Branch and Bound . . . 53
4.2 Representação de Grafo de um problema de transporte . . . 54
4.3 Representação de Árvore de uma solução básica factível . . . 58
6.1 Estimativa de produção de GN . . . 67
6.2 Locação das UPGN e terminais de regasei cação . . . 71
6.3 GN demandado e entregue . . . 71
6.4 Esquema do modelo matemático . . . 72
6.5 Resultados Bacia Campos . . . 73
6.6 Bacia Santos GN versus GNC . . . 74
6.7 Resultados Bacia Santos . . . 75
6.11 Porcentagem de uso das UPGNs . . . 78
6.12 Aumento 150% capacidade UPGN Caraguatatuba Distribuição do gás nas UPGN . . . 80
6.13 Sensibilidade dos custos com a variação de capacidade de Caraguatatuba . 80 6.14 Sensibilidade dos custos totais com a variação do Opex e Capex dos gasodutos 81 6.15 Bacia Santos Distribuição do gás nas UPGN Redução 50 % Capex + Opex 82 6.16 Custo investimento gasodutos . . . 83
6.17 Bacia Santos Cenário 2 . . . 85
6.18 Resultados Bacia Santos Cenário 2 . . . 86
2.1 Composição típica do gás natural . . . 21
2.2 Tecnologias GNC . . . 38
2.3 Custos de capital, operação e embarcação para cada tecnologia . . . 42
2.4 Custos de capital, operação e transporte para cada tecnologia . . . 43
2.5 Capex tecnologias GNC e GNL . . . 43
2.6 Navios por distância e vazão . . . 44
3.1 Composição típica do gás natural em algumas bacias do Brasil . . . 46
3.2 Características das rotas de escoamento . . . 48
4.1 Tabela de custos . . . 56
4.2 Tabela de uxos . . . 57
6.1 Produção média campos do Pré-Sal ano 2015 . . . 67
6.2 Produção média acumulada por bacia . . . 68
6.3 Custos da tecnologia GNL . . . 68
6.4 Custos da tecnologia GNC . . . 69
6.5 Custos da tecnologia gasodutos . . . 69
6.6 Custos tecnologias HGN, GTL e GTW . . . 70
6.7 Terminais de regasei cação . . . 70
6.8 Unidade Produtora de Gás Natural (UPGN) . . . 70
6.9 Resultados Bacia de Campos . . . 73
6.10 Resultados Bacia de Santos . . . 74
6.11 Bacia Santos UPGN usadas . . . 75
6.12 Cap. de armazenamento e uxo para a rede Bacia Santos . . . 76
6.13 Custos totais . . . 78
6.14 Aumento capacidade da UPGN Caraguatatuba. . . 79
6.15 Redução de custos nos gasodutos . . . 81
6.16 Produção média acumulada por bacia Cenário 2 . . . 84
6.17 UPGN . . . 84
6.18 Resultados Bacia de Campos Cenário 2 . . . 84
6.19 Resultados Bacia de Santos Cenário 2 . . . 85
6.20 Bacia Santos UPGN usadas Cenário 2 . . . 87
6.21 Cap. de armazenamento e uxo para a rede Bacia Santos Cenário 2 . . . 87
6.22 Custos totais Cenário 2 . . . 88
6.23 Bacia Campos potencial de geração elétrica Cenário 1 . . . 89
6.24 Bacia Santos potencial de geração elétrica Cenário 1 . . . 90
6.25 Bacia Campos variação GN Cenário 1 . . . 91
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis BB Branch and Bound
CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica DFDE Dual-Fuel Diesel Electric
FBE Fusion Bonded Epoxy
FLNG Unidade Flutuante de Gás Natural Liquefeito FOB Free On Board
FPSO Unidade Flutuante de Produção, Armazenagem e Transferência FSRU Unidades de Armazenamento e Regasei cação Flutuante
GBS Estruturas de Gravidade de Base GN Gás Natural GNC Gás Natural Comprimido GNL Gás Natural Liquefeito GTL Gas to liquid GTW Gas to Wire HGN Hidrato de gás natural
MTPA Milhões de Toneladas por ano PL Programação Linear
PLI Programação Linear Inteira
PLIB Programação Linear Inteira Binária PLIM Programação Linear Inteira Mista PLIP Programação Linear Inteira Pura TFDE Tri-Fuel Diesel Electric
UPGN Unidade Produtora de Gás Natural VPL Valor Presente Líquido
1 Introdução . . . 15 1.1 Contexto . . . 15 1.2 Contribuição do trabalho . . . 18 1.3 Organização do trabalho . . . 19 2 O gás natural: oshore . . . 21 2.1 Produção . . . 21 2.2 Processamento . . . 23 2.3 Tecnologias de transporte . . . 26 2.3.1 Gasoduto . . . 27 2.3.2 Gás natural liquefeito (GNL) . . . 32 2.3.3 Gás natural comprimido (GNC) . . . 37 2.4 Custos . . . 41
3 O gás natural: Pré-Sal Brasileiro . . . 45
3.1 Produção . . . 46
3.2 Processamento . . . 47
3.3 Transporte . . . 48
4 Programação Linear Inteira (PLI) . . . 50
4.1 Programação Linear (PL) . . . 50
4.2 Programação Linear Inteira (PLI) . . . 51
4.3 Modelo de Transporte . . . 54
5 Modelo de otimização do transporte do Gás Natural . . . 60
5.1 Variáveis . . . 60
5.2 Modelo matemático . . . 61
6 Estudo do caso . . . 67
6.1 Cenários . . . 72
6.1.1 Cenário 1 Avaliação das tecnologias de transporte exis-tentes . . . 72
6.1.2 Cenário 2 Avaliação do sistema atual de escoamento . . 83
6.2 Potencial de geração elétrica . . . 88
7 Conclusões . . . 92
1 Introdução
1.1 Contexto
A crescente demanda mundial de Gás Natural (GN), devido à diminuição dos recursos de petróleo, às regulações da queima de GN, aos benefícios recebidos pelas baixas emissões de gases de efeito estufa e a seu recente uso no respaldo das fontes de energia renovável intermitente (energia eólica e solar), tem viabilizado estudos de logística para o transporte marítimo de GN desde as plataformas oshore até as plantas de processamento em terra. Durante a última década, diferentes tecnologias de transporte têm sido desen-volvidas para monetizar as reservas oshore de GN, mas sua pouca maturidade comercial não permite que sejam competitivas com as já existentes.
A seleção destas tecnologias de transporte depende principalmente das taxas de produção dos poços e da distância entre estes e os mercados de consumo. Atualmente, os métodos mais utilizados para o transporte marítimo do GN são os gasodutos e por navios como Gás Natural Liquefeito (GNL) e Gás Natural Comprimido (GNC). A tecnologia de GNC até este ano vai iniciar sua operação com o primeiro navio que está sendo construído para transportar GN desde os campos indonésios em East Java até as comunidades na ilha de Lombok (NEWS, 2015).
Em 2015, a produção mundial de GN alcançou 3, 538 Tm3 e o consumo foi
de 3, 468 Tm3 (aumentaram 2,2 % e 1,7 % respectivamente em relação ao ano anterior).
Em contraste com a produção, as reservas provadas de GN no mundo permaneceram praticamente estáveis. No nal desse ano, alcançaram 186, 9 Tm3, o que representou uma
diminuição de 0,05 % em comparação ao ano 2014 (BP, 2016).
Quanto à concorrência entre o GN transportado por gasodutos ou como GNL no mundo, em 2015 tem-se que 704, 1 Bm3foram movimentados por gasodutos e 338, 3 Bm3
como GNL. Comparando esses dados com os obtidos no ano 2014, a quantidade de GN transportado como GNL incrementou em 1,77 % e o transporte feito por gasodutos em 3,83 % (BP, 2016).
O mercado mundial de GNL tem perspectivas de crescimento acelerado nos próximos anos. Segundo IGU (2016), em 2015, 17 países exportaram GNL, diminuindo em 2 o número de países exportadores (Angola e Egito), isto devido a paradas de planta por reparação. Catar é o maior exportador com 77,8 MTPA, o qual representa 31,8 % do mercado global, seguido por Austrália, Malásia e Nigéria com 29,4 , 25 e 20,4 MTPA respectivamente. Estes 4 países representam 62,3 % da produção total de GNL no mundo. É importante ressaltar que o único país de América do Sul na lista é o Peru com 3,7 MTPA exportadas a México, Índia, Japão, França e Espanha.
No mesmo ano o GNL re-exportado no mundo foi de 4,6 MTPA. Três novos países começaram a re-exportar em 2015, Índia, Cingapura e o Reino Unido, sendo no
total 10 países responsáveis por esta atividade.
No Brasil, o GN ganhou participação no mercado, constituindo 13,7 % da matriz energética nacional no ano 2015 (EPE, 2016a). Nesse mesmo ano, as reservas provadas de GN foram de 0, 43 Tm3, e a relação Reservas/Produção (R/P) de GN baixou
de 14,8 anos em 2014 para 12,2 anos em 2015, isto devido ao considerável aumento da produção não acompanhado no mesmo ritmo por um aumento nas reservas (MME, 2016).
A produção média brasileira de GN em 2015 foi de 96, 24MMm3
/dia, o que
corres-pondeu a um aumento de 10,14 % em relação a 2014, sendo em sua maioria gás associado (72,9 %). A produção no mar correspondeu a 76,1 % do GN produzido no país e, a pro-dução em terra atingiu os 22, 98MMm3
/dia (MME, 2015b).
Segundo EPE e MME (2014), estima-se que no ano 2022 a oferta potencial de GN será de 131, 5MMm3
/dia sem considerar as importações. Estima-se também para
esse mesmo ano que a demanda potencial de GN será 180, 4MMm3
/dia, considerando as
termelétricas e os setores residencial, transportes, industrial, cogeração e matérias primas. É importante ressaltar que a parcela consumida pelas termelétricas atinge quase 80 % do total demandado.
Na Figura 1.1 é apresentado um esquema geral do balanço de GN no Brasil, em cor azul apresentam-se os valores do ano 2014 e em vermelha os dados do ano 2015, todos emMMm3
/dia. Como pode ser observado, a importação de GN no país foi de 50, 43MMm3/dia,
dos quais 32, 49MMm3
/diaforam provenientes da Bolívia e da Argentina e o volume restante
correspondeu às importações de GNL. Produção Nacional 87,4 / 96,24 Consumo em E&P 11,15 / 12,20 Reinjeção 15,7 / 24,29 Gás Quiemado 4,4 / 3,83 Absorção nas UPGNs 3,6 / 3,77 Oferta Nacional 52,2 / 52,15 Consumo em transporte, perdas e ajustes 5,8 / 3,94 Demanda Total 99,3 / 98,63 Gás Importado Bolívia 32,8 / 32,03 Argentina 0,2 / 0,46 GNL 19,9 / 17,94 Oferta Importada 52,9 / 50,43 Indústria 43,0 / 43,61 Automotriz 5,0 / 4,82 Residencial 1,0 / 0,97 Geração Elétrica 46,8 / 45,9 Cogeração 2,6 / 2,5 Outros 0,2 / 0,83
Figura 1.1: Esquema comparativo do Balanço do GN no Brasil anos 2014 e 2015 Fonte: Elaboração própria com dados de (MME, 2015b)
O GNL é importado principalmente para suprir os picos de demanda terme-létrica no país. Essas importações são feitas no mercado spot, com uma grande
volatili-dade em seus preços. Em 2015 o preço Free On Board (FOB) médio de importação foi 0, 38USD$/m3, os países de origem foram Catar, Emirados Árabes, Espanha, Estados
Uni-dos, Nigéria, Noruega, Portugal, Trinidade Tobago, Holanda e Reino Unido e os portos de entrada foram Pecem (CE), Aratú (BA) e o Rio de Janeiro (RJ).
Parte daquele gás importado pode ser re-exportado, no entanto o Brasil só está autorizado a re-exportar a capacidade ociosa de GNL no mercado de curto prazo. Em 2015, foram re-exportados unicamente 3.000 m3 de GNL equivalente a 1, 8 MMm3 em
estado gasoso. O destino de re-exportação foi a Nigéria, e sua movimentação foi feita pelo porto do Rio de Janeiro com um preço FOB de 0, 33USD$/m3 (IGU, 2016).
Como já foi dito anteriormente, a produção de GN no Brasil encontra-se con-centrada nos campos oshore e nos últimos anos vem apresentando crescimento devido principalmente à entrada em operação dos campos do Pré-Sal no ano 2008. O Pré-Sal é uma área oshore de águas ultraprofundas, localizada aproximadamente a 300 km da costa. As reservas encontradas nesta área são de gás associado com alto teor de CO2.
Atualmente a produção do Pré-Sal representa um terço da produção total do Brasil, atin-gindo 34MMm3
/dia em 2015, dos quais quase 2/3 são provenientes da Bacia de Santos e o
restante da Bacia de Campos.
O fato de ter um gás com alto conteúdo de CO2 (o qual requer ser separado
do GN antes do escoamento) e da grande distância dos campos produtores da costa e sua profundidade de lâmina de água (que implica altos custos de escoamento), faz que o aproveitamento nal do GN proveniente do Pré-Sal seja muito baixo. Por isto, os níveis de reinjeção têm sido bastante altos nesta área. Segundo CNI (2016), atualmente a reinjeção nos poços do Pré-Sal está ao redor de 6070 %, deixando apenas 1020 % para o aproveitamento.
A produção de gás disponível para o aproveitamento tem prognósticos para o ano 2030 de quase 115MMm3
/dia. Estas previsões estão baseadas no ritmo de entrada
em operação das plataformas novas, a relação de gás-óleo dos campos que ainda não tem entrado em operação, o volume de gás reinjetado que se espera seja decrescente nos próximos anos, e os volumes de gás queimado e consumido nas plataformas (PRYSMA-E&T, 2014). A Figura 1.2 apresenta as previsões feitas por Prysma E&T Consultoria da produção disponível de GN no Pré-Sal até o ano 2030.
O atual planejamento da Petrobras para escoar o gás produzido no Pré-Sal inclui três gasodutos submarinos (2 existentes e 1 planejado) com uma capacidade to-tal de 47MMm3/dia com possibilidade de ser expandida até 51MMm3/dia. A capacidade de
0 25 50 75 100 125 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4 2 0 2 5 2 0 2 6 2 0 2 7 2 0 2 8 2 0 2 9 2 0 3 0 Capacidade Gasodutos Caso Base Caso Conservador P e rs p e c ti v a d e p ro d u ç ã o MM m 3
Figura 1.2: Previsão de produção no Pré-Sal
Fonte: Elaboração própria com dados de (PRYSMA-E&T, 2014).
Como pode ser observado, a partir do ano 2018 a capacidade de escoamento existente e planejada não será su ciente para transportar o gás produzido, por isto, haverá a necessidade de investir em novas tecnologias de transporte que permitam escoar o gás que se espera encontrar no Pré-Sal.
Tecnologias como GNL e GNC podem oferecer a oportunidade de monetizar o GN do Pré-Sal quando o transporte por dutos não for viável, técnica ou economicamente. Os recentes avanços tecnológicos em unidades utuantes têm gerado grandes expectativas por parte da indústria, pois estas unidades, devido a sua mobilidade, tendem a apresentar custos competitivos em comparação com os custos incorridos na construção dos gasodutos e das unidades de compressão necessárias para transportar o GN às plantas localizadas em terra.
1.2 Contribuição do trabalho
A dependência energética brasileira às importações de GN nos últimos anos tem aumentado. Atualmente 50 % do gás ofertado ao mercado é importado. A indústria do GN no Brasil ainda é recente e um dos maiores entraves ao desenvolvimento é a lenta expansão da malha de gasodutos. Com uma malha de transporte tão modesta como a atual e sem sistemas de armazenamento subterrâneo, um aumento na produção, como está acontecendo com as descobertas do Pré-Sal, gera grande desaproveitamento energético, o que re ete em altas quantidades de gás queimado e reinjetado.
Além disto, o papel decisivo do GN na transição energética para dar suporte a um sistema com participação expressiva de fontes renováveis intermitentes, seria re etido em um aumento na demanda deste energético devido à instalação de novas termelétricas, as quais operariam em serviço hibrido para suprir as intermitências das energias eólica e
solar.
Através de um modelo matemático de Programação Linear Inteira Mista (PLIM), representa-se a situação atual e futura da problemática de escoamento das áreas do Pré-Sal, visando a redução de custos mediante a introdução de recentes avanços tecnológicos na cadeia de monetização do gás, como são as Unidades Flutuantes de Gás Natural Li-quefeito (FLNG) e os navios de GNC.
Desse modo, para atingir este propósito, foram investigados: • Bases teóricas de produção e processamento de gás natural oshore.
• Tecnologias de transporte para a monetização de GN, sua implementação e seus avanços tecnológicos.
• Levantamento de informação alusiva à situação atual das áreas do Pré-Sal, produção, processamento, escoamento e perspectivas de desenvolvimento entre outras.
• Bases teóricas de programação matemática, especi camente, PLIM que foi a usada na modelagem do problema de transporte estudado.
Também foi feita um revisão da literatura que envolve transporte de GN, com a intenção de conhecer os estudos existentes, as tecnologias implantadas, seus custos e as possíveis melhoras aos projetos já propostos.
A principal contribuição deste trabalho é avaliação da disponibilidade de GN nas localidades especi cadas, considerando as tecnologias de transportes de GN existentes, procurando dar resposta às seguintes questões: Quanto é o custo de transportar o GN do Pré-Sal? A que regiões deve ser transportado? Qual tecnologia deve ser usada?
1.3 Organização do trabalho
Este trabalho foi elaborado em 7 capítulos. No primeiro apresenta-se uma discussão sobre o estado atual (mundial e brasileiro) da indústria de GN, a problemática encontrada e o objetivo desta dissertação.
O Capítulo 2 expõe o referencial teórico que envolve a produção, processamento e transporte do GN oshore. Esse capítulo, também, apresenta uma revisão de literatura referente aos custos e aos estudos feitos nesta área.
O Capítulo 3, por sua vez, apresenta informação especí ca ao Pré-Sal, como dados de produção, sistema de processamento e tecnologia de transporte utilizada. No Capítulo 4 são apresentados alguns fundamentos de programação matemática, especial-mente inteira mista e conceitos de modelos de transporte e seus métodos de resolução. No Capítulo 5 é apresentado o modelo matemático usado para representar o problema de transporte. Neste capítulo, é feita uma descrição da função objetivo, variáveis e restrições usadas.
O estudo de caso é exposto no Capítulo 6, são mostrados os dados usados na modelagem, os cenários estudados e os resultados obtidos para cada um. Finalmente, no Capítulo 7 tem-se as conclusões e sugestões para futuros trabalhos.
2 O gás natural: oshore
O GN é a porção do petróleo que existe na fase gasosa ou em uma solução, nas condições de reservatório, e que permanece no estado gasoso nas condições atmosféricas de pressão e temperatura (VAZ, 2008). O GN é constituído por hidrocarbonetos e por não hidrocarbonetos. Os hidrocarbonetos são compostos orgânicos constituídos por átomos de carbono e hidrogênio e apresentam como características comuns o fato de serem incolores, inodoros e in amáveis.
Como pode ser observado na Tabela 2.1, o GN é composto principalmente de metano, mas também contém etano, propano e outros hidrocarbonetos pesados. Entre os não hidrocarbonetos destacam-se o nitrogênio, ácido sulfídrico e dióxido de carbono.
Tabela 2.1: Composição típica do gás natural
Fórmula Abreviatura Nome Composição (%Vól)
CH4 (C1) Metano > 85 C2H6 (C2) Etano 3 - 8 C3H8 (C3) Propano 1 - 2 C4H10 (C4) Butano < 1 C5H12 (C5) Pentano < 1 N2 - Nitrogênio 1 - 5 CO2 - Dióxido de Carbono 1 - 2 H2S Ácido sulfídrico < 1 He Helio < 0,5
Fonte:(MOKHATAB; POE; MAK, 2006)
O GN pode ser classi cado como gás associado ou não associado. O gás asso-ciado é aquele que, em reservatórios, encontra-se dissolvido em óleo ou se apresenta como uma capa de gás, neste caso a produção do petróleo é o foco do ponto de vista econômico e o gás passa a ser considerado como um subproduto da produção de petróleo. Já o gás não associado nos reservatórios encontra-se livre de óleo ou apresenta uma pequena quantidade deste componente, aqui o plano de explotação prevê a produção de gás como principal energético.
Uma das principais vantagens do GN frente às demais fontes fósseis energéticas se dá em relação aos danos ambientais causados, pois o GN apresenta menor emissão de gases poluentes que contribuem ao efeito estufa, caracterizando-se, dessa forma, como uma das fontes fósseis menos agressivas ao meio ambiente.
2.1 Produção
A produção de GN envolve um conjunto de operações unitárias entre a cabeça do poço e o ponto de transferência do produto nal. Tais operações dependem de diversos
fatores, como vazão de produção, tipo de gás encontrado (associado ou não), condições operacionais de pressão e temperatura, localização do campo produtor e dos consumidores, aspectos ambientais, econômicos, políticos e legais entre outros. Por conseguinte é muito difícil encontrar sistemas de produção de GN idênticos.
No Brasil, o sistema de produção oshore de gás associado apresenta-se em maior proporção em comparação aos sistemas de produção terrestres e de gás não asso-ciado. O processo de produção oshore é feito em plataformas submarinas cuja função é receber e tratar os uidos produzidos nos campos produtores.
A seguir, são descritos alguns tipos de plataformas encontrados na indústria petrolífera.
• Plataformas xas: são usadas em lâminas de água de até 300 m. Geralmente são projetadas como estruturas modulares rígidas de aço, cravadas com estacas ao fundo do mar. Nestas plataformas (Figura 2.1) é possível realizar atividades de perfuração e produção, mas não contam com sistema de armazenamento.
• Plataformas auto-eleváveis: são usadas em lâminas de água que variam entre 5130 m. Essas plataformas (Figura 2.2) são móveis, podendo ser transportadas por rebocadores ou por propulsão própria. São constituídas por uma balsa apoiada em pernas, as quais são acionadas mecânica ou hidraulicamente para ser movimentadas para baixo até atingir o fundo do mar, seguidamente inicia-se a elevação da plata-forma a uma altura segura acima do nível do mar. Nestas plataplata-formas só se podem realizar atividades de perfuração (VAZ, 2008).
Figura 2.1: Plat. xas
Fonte: (SCHRöDER, 2015). Figura 2.2: Plat. auto-eleváveisFonte: (SCHRöDER, 2015).
• Plataformas semi-submersíveis: Estas plataformas podem ser instaladas em grandes profundidades, mais de 2.000 m. As plataformas semi-submersíveis (Figura 2.3) podem ser ancoradas ao solo marinho por meio de cabos que atuam como molas que produzem esforços capazes de restaurar a posição inicial ou pode ser dotada de
um sistema de posicionamento dinâmico, que mantenha a posição da plataforma de forma automática. Nestas plataformas se podem realizar atividades de produção e perfuração (VAZ, 2008).
Figura 2.3: Plat. semi-submersíveis
Fonte: (SCHRöDER, 2015). Fonte: (SCHRöDER, 2015).Figura 2.4: Plat. FPSO
• Plataformas Unidade Flutuante de Produção, Armazenagem e Transfe-rência (FPSO): Os FPSOs são navios ancorados ao fundo marinho, usados em lâminas de água superior aos 2.000 m e com capacidade para processar o óleo, ar-mazenar e transferir o petróleo e o gás produzido. Na Figura 2.4, pode-se observar este tipo de plataformas.
Tipicamente, existem quatro destinos possíveis para o GN em uma plataforma de produção. O gás transferido é aquela quantidade de gás que é movimentado para terra usando alguma tecnologia de transporte. O gás lift é uma porção de gás que é injetado no poço para auxiliar a elevação do óleo até a superfície. O gás combustível é aquele que é tratado e utilizado nos equipamentos de geração de energia na plataforma. Também existe uma porção de gás que por limitações nos sistemas de transferência não pode ser movimentado a terra e tem que ser reinjetado no poço.
2.2 Processamento
O sistema de produção inicia-se com a corrente de óleo, gas, água e impurezas sólidas em suspensão proveniente do reservatório. Aquele uido é transportado até a plataforma submarina por meio de dutos de produção, owlines (dutos que interligam o riser com a árvore de natal) e riser (duto que coneta a plataforma de produção com as owlines). A Figura 2.5 apresenta um diagrama geral das etapas de processamento do GN.
A primeira etapa começa na unidade de separação, onde é separada a fase líquida da fase vapor ou gasosa. Nesta unidade, o uído entrante no separador choca
com anteparos que provocam uma modi cação brusca de velocidade e direção do uído, facilitando a liberação do gás. Sendo uma separação gravitacional, o líquido desce para o fundo do vaso onde é coletado. No percurso do gás no separador vão-se desprendendo, pela ação da gravidade, gotículas líquidas que ainda estão presentes na corrente. Logo, na sua saída, o gás passa por uma seção de aglutinação na qual são retiradas as gotículas restantes por meio de eliminadores de névoa, minimizando assim, a contaminação da corrente gasosa que está deixando o separador. O óleo e a água que cam na parte inferior do vaso, são direcionados a diferentes processos que garantam a especi cação de saída do sistema de produção (VAZ, 2008).
Reservatório Depuração Separação Tratamento de água produzida Tratamento de óleo Ad o çame n to R eg en er aç ão Queimadores D esid ra taç ão R eg en er aç ão Atmosfera R ecu p er aç ão d e líq u id o s C2 C3 C4 C5 Gás lev e Gás d o ce Gás ácido Gás sec o Amina rica Amin a p o b re Glicol rico Glic o l p o b re Pr o d u ção GNC Liquefação GNL Duto Processo HGN GTL GTW Figura 2.5: Processamento do GN
Logo, o gás é encaminhado para o processo de depuração onde são removidas as gotículas de hidrocarbonetos arrastradas da unidade anterior. O vaso separador é o
principal equipamento e conta com uma placa de etora que varia abruptamente a direção do gás, separando assim a maior parte de líquido da corrente gasosa.
O gás do depurador passa para a unidade de remoção de gases ácidos, na qual o H2S e o CO2 são removidos para prevenir corrosão no sistema e cumprir com as
especi cações para transferência. O processo de remoção poder ser feito com solventes físicos, químicos ou leito solido. O processo de absorção química usando amina como solvente é o mais usado na indústria. O gás ácido na unidade de adoçamento entra em contato com uma solução de amina pobre (com baixo teor de gás ácido) em uxo contracorrente, que absorve o H2S e o CO2 presentes no uxo. A amina rica em H2S e
CO2 é direcionada a um processo de regeneração. O processo de regeneração é feito em
uma torre regeneradora onde entra a amina rica previamente aquecida e saem gases ricos em H2S e CO2 os quais são direcionados para os queimadores. A amina pobre é esfriada
e encaminhada novamente ao processo de adoçamento.
O gás doce, saturado de vapor da água, passa logo a um processo de desidra-tação, para evitar a formação de hidratos, os quais podem obstruir os dutos e os equi-pamentos interrompendo as operações e a produção do gás. A desidratação do GN pode ser de nida como a extração de água que está associada com o gás em forma de vapor. Existem métodos de desidratação que incluem absorção (glicol), adsorção (sólidos desse-cantes) e esfriamento direito por expansão (usando inibidores de hidratos). A absorção é a técnica mais comum utilizada atualmente. Dentre os glicóis usados se têm: etilenoglico (EG), dietilenoglicol (DEG), trietilenoglicol (TEG) e o tetraetilenoglico (TREG), sendo o TEG aquele que tem sido mais aceito na indústria. Entre as vantagens do TEG destaca-se sua menor volatilidade e toxicidade em relação ao DEG e ao EG (MOKHATAB; POE; MAK, 2006).
O gás saturado e doce entra na torre absorvedora e recebe em contracorrente a solução de glicol, proveniente do sistema de regeneração, a qual absorve a umidade do GN. O gás que sai da torre, chamado gás seco, passa por um vaso depurador que retira as possíveis partículas de glicol arrastradas. O glicol que absorve a umidade se acumula no fundo da torre e é encaminhado para o sistema de regeneração, onde mediante redução de pressão e aumento de temperatura, transforma o glicol rico em umidade, em glicol pobre pronto para retornar ao sistema de desidratação.
O gás seco é encaminhado para uma unidade de recuperação de líquidos de GN, onde são separados o etano (C2), o propano (C3) e outros hidrocarbonetos pesados,
deixando só um gás leve para exportação. Resumidamente, o processamento de recupera-ção está composto por três etapas liquefarecupera-ção, fracionamento e especi carecupera-ção dos produtos. A liquefação baseia-se na diminuição de temperatura e/ou aumento da pressão para con-densar os compostos mais pesados. O processo de recuperação de líquidos pode ser feito pelos métodos de refrigeração simples; absorção refrigerada; turbo expansão e expansão Joule-Thompson.
Na absorção refrigerada, o gás entra em contato com uma corrente auxiliar de óleo de absorção. No processo de turbo expansão, o resfriamento é conseguido expandindo o gás em uma turbina. A expansão Joule-Thompson é feita usando uma válvula que provoca uma redução de pressão e em consequência uma diminuição da temperatura.
Finalmente, o gás leve que sai desta unidade, pode ser comprimido e trans-portado por gasoduto ou por navios como GNC ou encaminhado para um processo de liquefação para ser transportado por navios como GNL.
2.3 Tecnologias de transporte
O transporte pode ser considerado como o aspecto mais importante na cadeia do GN. Nas últimas décadas, múltiplas tecnologias têm sido avaliadas e propostas para a monetização de reservas que em tempos anteriores foram descartadas por estar muito afas-tadas, ser muito pequenas ou ter grande di culdade para serem desenvolvidas. Embora estas tecnologias tenham sido pensadas para facilitar o aproveitamento de reservas remo-tas, seu pouco desenvolvimento faz que elas sejam extremamente caras, precisando de alto investimento inicial em infraestrutura e de, paradoxalmente, grandes reservas provadas de gás natural que viabilizem economicamente o desenvolvimento do campo.
As tecnologias oshore disponíveis para transportar o GN são:
• Gasoduto: o transporte do GN é feito em estado gasoso através de dutos por meio de sistemas de compressão.
• GNL: o transporte de GN no estado líquido é feito por meio de navios e caminhões criogênicos que suportem temperaturas inferiores a −160 C.
• GNC: o GN é processado e condicionado para ser transportado em cilindros ou navios à temperatura ambiente e altas pressões, com uma redução de volume de 60 a 225 vezes em relação ao volume ocupado nas condições normais.
• Gas to Wire (GTW): esta tecnologia utiliza o GN como fonte de combustível para geração elétrica através de turbinas a gás.
• Hidrato de gás natural (HGN): os hidratos de gás natural são substâncias sólidas, semelhantes ao gelo. São formados pela transformação física de água e moléculas de gás metano a −23 C e 100 kPa, onde a água encapsula o gás. O aprisionamento do metano pode apresentar uma redução de volume de 70 150 vezes em relação ao volume ocupado nas condições normais. O transporte do gás é feito no estado sólido.
• Gas to liquid (GTL): conversão do GN em hidrocarbonetos de maior valor agre-gado como gasolina, lubri cantes e diesel a partir de processos químicos.
Por muito tempo os gasodutos têm sido a tecnologia mais usada para o trans-porte de GN. Recentemente o GNL tem ganhado participação no mercado. O GNC é uma tecnologia que está surgindo com bom prognóstico graças a seu fácil processamento. O GTW ainda é uma opção muito estudada, os altos custos dos cabos requeridos para transportar a energia gerada nas FPSO não tem permitido sua inclusão no mercado. A tecnologia GTL requer espaço su ciente nas FPSO devido aos processos de separação que precisa fazer, o qual não tem permitido que seja viável no segmento oshore. E a tecno-logia HGN pelo fato de apresentar incrustações e depósitos nos dutos, seu processamento ainda se encontra em investigação e otimização. Só três destas tecnologias atualmente estão sendo usadas na indústria. Estas três tecnologias serão aprofundadas na próxima seção. 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 km Bcm / ano 12 4 6 8 10 16 14 2 GNC GASODUTO GNL GNL + GTL FT - GTL DME - GTL
Figura 2.6: Volume de produção versus distância de transporte para cada tecnologia Fonte: (MOKHATAB; POE; MAK, 2006).
Na Figura 2.6 é mostrada a distância e a quantidade de gás que pode ser movimentado por cada tecnologia. Como é possível observar, para pequenas distâncias os gasodutos apresentam maiores vantagens. Pelo contrário, para rotas de longa distância e grandes quantidades de gás, o GNL é usualmente mais usado. No caso do GNC, em comparação com os gasodutos, apresenta vantagens para distâncias um pouco maiores e vazões menores.
2.3.1 Gasoduto
O gás leve da unidade de recuperação é encaminhado para uma unidade de compressão de gás e depois passa para uma rede de gasodutos que interliga as áreas de produção com os terminais de processamento. No segmento oshore, as linhas owlines e os risers estendem-se desde os poços até as FPSO e transportam o uído cru até as plataformas. Estes dutos são geralmente de diâmetros pequenos (não maior que 16 in), por sua vez, as linhas de exportação e/ou transmissão que transportam o uído processado desde as plataformas até terra, normalmente são de diâmetros grandes (oscilam entre
1644 in).
• Sistema de compressão
O gás produzido nas instalações marítimas possui uma pressão média de 1 MPa. Este valor de pressão é insu ciente para movimentar o gás até terra, assim como para uso na elevação do óleo nos poços de produção. Para a exportação, a pressão requerida depende da localização da instalação de produção. Geralmente, pressões entre 1020 MPa são necessárias para estas aplicações. A pressão requerida em ambos casos é maior do que o limite máximo da razão de pressão de um único com-pressor, sendo fundamental a utilização de um sistema de compressão multiestágios. (VAZ, 2008). Na Figura 2.7, apresenta-se o esquema de um sistema de compressão multiestágio típico. P GN Líquidos 1° est. 2° est. Líquidos 3° est. GN 1 2 3 4 5 6 7 h 1 2 3 4 5 6 7 Fonte: (VAZ, 2008)
Figura 2.7: Sistema de compressão multiestágio
O processo de compressão é adiabático, no qual o aumento da pressão do gás eleva sua temperatura. No primeiro estágio o vapor passa da condição de saturado no ponto 1 para vapor super aquecido ponto 2. O grau de aquecimento depende das condições operacionais e das características do compressor. Este aumento de tem-peratura é o principal limitante da razão de compressão, sendo necessário encontrar um ponto de equilíbrio entre a resistência do material de fabricação do compressor e sua e ciência. O gás que deixa o primeiro estágio, entra em um resfriador atin-gindo uma temperatura inferior ao ponto de orvalho no ponto 3. A corrente que sai do resfriador é uma mistura de líquido e vapor, por tanto é necessário fazer um processo de depuração. O gás saturado passa por vários estágios de compressão que apresentam o mesmo comportamento do primeiro até o gás atingir o valor de pressão necessária para ser transportado ou injetado como gas lift (VAZ, 2008). • Dutos
ou internacionais para o design, construção e inspeção de linhas submarinas como as emitidas pelo Instituto Americano de Petróleo (API), a Sociedade Americana de Engenheiros Mecânicos (ASME) ou a British Normative Standards(BS).
Entre os requerimentos de concepção deve-se considerar a longitude projetada da linha, a profundidade e a temperatura da água, a composição e a quantidade de gás a ser transportado, assim como a topogra a sobre a qual se tenderam os gasodutos. Todos estes fatores incidem nos custos, nos processos de manufatura e nas estratégias de lançamento. (ALBERT et al., 2011).
Além do mencionado, os gasodutos submarinos têm que tolerar a pressão externa exercida pela lâmina de água, especialmente na instalação, quando o duto não tem uido nenhum. A pressão hidrostática da água e a ambagem longitudinal durante a instalação são os principais causadores de colapso dos dutos. O risco de colapso aumenta em grandes profundidades e com grandes longitudes de dutos. Durante a instalação, a pressão interna dos dutos é a atmosférica e a pressão externa (lâmina de água) pode causar esforços severos neles. Às vezes, alguns procedimentos de instalação requerem pressurizar internamente o duto tentando abolir tal pressão (KENNEDY, 1993).
A composição metalúrgica é um fator importante, não só pela resistência do material mas também para compensar os efeitos da corrosão, tanto a interna produzida pelo gás transportado, quanto a externa produzida pela água do mar. Normalmente os dutos são fabricados de aço carbono ou de ligas especí cas para obter propriedades mecânicas e metalúrgicas, às vezes pode-se usar aço inoxidável para sua fabricação. Além da proteção catódica, os dutos são recobertos com resinas epóxicas de adesão por fusão (Fusion Bonded Epoxy (FBE)) ou outros recobrimentos externos para mitigar a corrosão (ALBERT et al., 2011).
• Traçado e instalação dos dutos
Para o traçado do percurso das linhas submarinas se deve levar em consideração a geogra a e estabilidade do local, o impacto às comunidades bentônicas, os efeitos nas atividades de pesca, a presença de outros dutos e os riscos geológicos, como podem ser os sismos submarinos, as avalanches de lama e a erosão. No curso das linhas é importante minimizar a extensão dos dutos, os trechos sem apoio e a necessidade de fazer atividades de escavação e de despejo de rochas.
A instalação dos dutos é realizada em navios especializados. Neste processo os dutos são submetidos a tensões que são diferentes às de funcionamento normal. O diâmetro, a espessura e a metalurgia determinam os máximos esforços de tensão, compressão e exores que podem ser suportados pelos dutos na instalação. Para assegurar a integridade do duto durante sua instalação é necessário fazer uma correta
seleção da técnica de lançamento mais adequada à lâmina de água. As técnicas mais comuns são:
Método S-Lay: é chamado assim devido ao duto adotar um per l alongado em forma de "s"quando desce desde o navio até o fundo marinho. Estes navios caraterizam-se por terem uma rampa de lançamento (stringer) longa. Foram desenvolvidos para águas pouco profundas. Este método prevê que a constru-ção da linha seja feita sobre a embarcaconstru-ção de lançamento em uma posiconstru-ção quase horizontal. As juntas dos dutos individuais soldam-se entre si e antes de serem revestidas com algum recobrimento epóxico, são submetidas a inspeção de raios x. No processo de lançamento, criam-se duas regiões de exão acentuada: uma na rampa conhecida por overbend e outra junto ao fundo denominada sagbend (ALBERT et al., 2011). Tensor Sagbend Ponto de contato Rampa de lançamento (Stringer) Embarcação de lançamento Overbend
Figura 2.8: Instalação Deitada S Fonte: (ALBERT et al., 2011)
Método J-Lay: este método foi desenvolvido para águas ultra profundas e em vez de ter uma rampa, conta com uma torre vertical de lançamento. Neste caso só exite uma região de exão (sagbend). Os trechos de dutos são colocados em cima de torre, onde são soldados em estações automatizadas, logo os dutos descem às estações de inspeção e de revestimento para logo serem lançados ao mar.
Torre de lançamento Embarcação de lançamento Propulsor Sagbend Est. de soldagem e inspeção
Figura 2.9: Instalação Deitada J Fonte: (ALBERT et al., 2011)
Método Reel-Lay: em terra, é feita a soldagem, a inspeção e o revestimento dos trechos de dutos de aproximadamente 1 km. Depois o duto é enrolado em uma bobina ou carretel de grande diâmetro e estocado no convés da embarcação de lançamento. Logo o navio desloca-se até o local de instalação, onde o duto é desenrolado e lançado lentamente enquanto o navio avança. Este método é adequado para águas super ciais e profundas (ALBERT et al., 2011).
Carretel duto
Alisador
Tensores
Figura 2.10: Instalação Carretel Fonte: (ALBERT et al., 2011)
Em certas áreas, os dutos devem ser enterrados para evitar interferência com ou-tras atividades como a pesca ou para protegê-los da queda de objetos, golpes com âncoras de navios ou deslizamentos de terra. Quando os sedimentos são suaves os gasodutos geralmente se auto-enterram no solo, em solos duros devem-se fazer arados submarinos.
dire-cional. Nas duas primeiras técnicas, a vala é aberta ao longo da rota do duto e o enterramento do duto ca a cargo da natureza. O arado é a raspagem do solo para formar uma vala na profundidade de instalação predeterminada. O jateamento é feito com o duto posicionado sobre o leito marinho e a desagregação das partículas do solo é feito através do jato de água, criando um canal ao longo da rota do duto. A técnica de furo direcional prevê a construção de um furo através da perfuração do solo com brocas de diâmetros crescentes em uma direção prevista para a acomodação do duto que vai ser instalado (ACOSTA, 2014).
• Desmantelamento
A vida útil média de um duto oscila entre os 3040] anos. Quando um duto vai ser abandonado, ele pode ser desmantelado ou re-usado para transportar ou armazenar líquidos ou gases diferentes ao serviço inicial. Poucas vezes esses dutos re-usados requerem movimentação ou levantamento do fundo marinho.
Se o duto vai ser re-usado é necessário levar em consideração os seguintes itens: a gravidade especí ca, a densidade e a corrosividade do novo produto, assim como as novas condições máximas de operação de pressão e temperatura requeridas. Tam-bém é preciso fazer uma série de testes aos dutos re-usados para garantir sua esta-bilidade estrutural e a condição de seus recobrimentos e de seu sistema de proteção catódica. Provas hidrostáticas têm que ser feitas para conhecer a máxima pres-são de trabalho permitida, assim como estudos de corropres-são para determinar a vida remanescente do duto.
O desmantelamento dos dutos inclui atividades de lavagem e limpeza para a elimi-nação de resíduos de hidrocarbonetos e a desconexão deles da estrutura. O produto da lavagem deve ser descartado em um local apropriado. Alguns dutos são aban-donados no local e enterrados no fundo do mar, outros são recuperados e levados a terra.
2.3.2 Gás natural liquefeito (GNL)
O GNL é o GN que foi processado para ser transportado na forma líquida, o que ocorre a uma temperatura de −160 C e à pressão atmosférica. O processo de liquefação reduz o volume do gás cerca de 600 vezes. O GNL é considerado como uma das melhores alternativas para monetizar as reservas de gás remotas, onde não é econômico trazer o gás para o mercado através dos sistemas de dutos tradicionais.
A cadeia de valor do GNL se pode dividir nos seguintes segmentos: Exploração, produção, liquefação, transporte, armazenamento e regasei cação. Na Figura 2.11, é apresentada a cadeia de valor oshore do GNL.
Armazena-mento Reservatórios FLNG / FPSO Processamento Liquefação GNL Navio Armazenamento GNL Re-gaseificação FSRU
Figura 2.11: Cadeia oshorer do GNL Fonte: (MOKHATAB et al., 2014)
• Liquefação - FLNG
O processo de liquefação do GN é o elo chave em plantas de GNL em termos de custo, complexidade e importância operacional.
O gás leve da unidade de recuperação de líquidos é encaminhado para a unidade de liquefação que liquefaz o gás mediante ciclos de refrigeração, onde um refrige-rante através de expansão e de compressão sucessiva remove o conteúdo de calor do gás. O refrigerante pode ser o mesmo gás ou um uido diferente re-circulando continuamente através do trocador de calor (MOKHATAB et al., 2014).
Os sistemas FLNG, são um novo conceito na produção do GNL. As FLNG são navios, onde é feito o processamento e a liquefação do gás em pequenos módulos localizados no lado superior dos navios.
Na Figura 2.12 é mostrado o layout de um sistema FLNG. Embora tenham quatro projetos sob construção, nenhum foi materializado ainda. Os países pioneiros nesta tecnologia são a Austrália com uma capacidade em construção 3,6 MTPA com o projeto Prelude, a Malásia com dois projetos em construção (PFLNG1 e PFLNG2 ) soma 2,7 MTPA, e o Camarões com 2,4 MTPA de capacidade.
Poço To rr e gir at ó ria Utilidades Rec. de líquidos Liquefação Proc. do gás Facilidades
Tanque de LPG Tanque de GNL Tanque de GNL Tanque de GNL Tanque de GNL Tanque de Condensado Ár ea s ab ertas Ár eas ab ert as Ár ea s ab ertas Helideck Planta elétrica Tocha Entrada de ar Quartos elétricos Utilidades de energia essencial
Figura 2.12: Layout típico de FLNG Fonte: (MOKHATAB et al., 2014)
• Transporte via navios
O transporte do GNL marítimo é feito por navios especializados chamados carriers. Estes navios são compostos por tanques de casco duplo isolados, destinados a conter
o GN ligeiramente acima da pressão atmosférica a uma temperatura criogênica de aproximadamente −160 C.
Figura 2.13: Navio metaneiro tipo esférico Fonte: (ALIMONTI, 2004)
Mesmo que os tanques sejam isolados, o isolamento não impede que parte do calor externo alcance o GNL e que alguns dos líquidos se evaporem durante a viagem. A vaporização do GNL não é homogênea, os componentes com o ponto de ebulição mais baixo tendem a evaporar-se (boil o ) mais facilmente que os componentes mais pesados. Este fenômeno é chamado de envelhecimento e a sua consequência é que a composição GNL se torna mais pesada.
Segundo Mokhatab et al. (2014), a taxa de evaporação tipicamente está entre 0,10 % e 0,15 % do volume do navio por dia e deve ser removida para manter os tanques a uma pressão constante. A fração de gás evaporado normalmente é usada como combustível nos motores, queimada em caldeiras para produzir vapor ou também pode ser re-liquefeita e devolvida aos tanques.
No descarregamento dos navios deixa-se no tanque uma pequena quantidade do GNL, com a nalidade de manter refrigerados os tanque na viagem de volta. Existem essencialmente dois tipos de tanques para o transporte em navios: esféricos (Figura 2.13) e de membrana (Figura 2.14). No nal de 2014, 75 % da frota ativa tinha um sistema de contenção do tipo membrana (IGU, 2016).
Os tanques tipo esféricos são feitos de ligas de alumínio ou níquel, são auto-suportados e não formam parte da estrutura do navio. Estes tanques atualmente estão sendo projetados pela empresa norueguesa Moss Rosenberg.
Os tipo membrana são hoje projetados e licenciados pela Gaz Transport & Technigaz. Ao contrário dos esféricos, os de membrana formam parte da estrutura do navio, já que a parte inferior deste suporta os tanques (MOKHATAB et al., 2014).
Figura 2.14: Navio metaneiro tipo membrana Fonte: (ALIMONTI, 2004)
Os navios metaneiros podem variar em tamanho de menos de 30.000 m3GNL até
265.000 m3GNL de capacidade, estas capacidades em estado gasoso são iguais a
17,55 1500 MMm3 respectivamente. No nal de 2014, a frota global ativa foi de
373 navios, excluindo os navios com capacidade igual ou inferior a 30.000 m3GNL,
com uma capacidade global de 55 MMm3GNL. Em 2014, o tamanho médio dos
navios construídos foi de 161.000 m3GNL(IGU, 2016).
Para o projeto Catar Q-Class foram construídos os navios de maior tamanho no mundo. O Q-Flex com capacidade entre 210.000 217.000 m3GNL e o Q-Max com
capacidade entre 261.700 266.000 m3GNL (IGU, 2016).
No nal de 2015, 55 % da frota tinha 10 anos de idade, o que re ete o crescimento da indústria desde o ano 2000. Neste mesmo ano, cerca de 9% dos navios tinham mais de 30 anos de idade. Geralmente, segurança e custos operacionais limitam a vida útil destes navios entre 3040 anos (IGU, 2016).
A propulsão dos navios metaneiros recentemente era exclusiva das turbinas a vapor. O gás evaporado dos tanques era consumido pelas caldeiras para produzir vapor, o qual movia as turbinas e turbo-geradores fornecendo de energia a todo o navio. Com este sistema podia-se garantir a pressão nos tanques dentro dos valores permitidos, pois o gás consumido nas caldeiras era o GNL evaporado.
Hoje, muitos navios estão sendo construídos com propulsão dual (Dual-Fuel Diesel Electric (DFDE)) ou triplo (Tri-Fuel Diesel Electric (TFDE)). No caso de motores duais, eles podem consumir gás ou diesel. Com este tipo de propulsão a e ciência melhora em cerca de 2530 % em comparação com as turbinas de vapor. Os motores triplo são capazes de queimar óleo combustível pesado, diesel e o gás (IGU, 2016). • Regasei cação
Nos terminais de regasei cação, o GNL retorna a seu estado gasoso. Normalmente, estes terminais estão perto da terra, em áreas densamente povoadas, onde uma gama diversi cada de clientes estão localizados. Os terminais de regasei cação recebem o
GNL dos navios e o regasei cam imediatamente ou depois de ter sido armazenado, posteriormente é distribuído para os usuários nais.
O processo de regasei cação é basicamente uma troca de calor entre um uido quente e o gás. O GNL pode ser aquecido por vários métodos, incluindo aquecedores de queima direta, água do mar, água aquecida, ou ar.
Existem basicamente dois tipos de terminais de regasei cação oshore: Estrutu-ras de Gravidade de Base (GBS) e Unidades de Armazenamento e Regasei cação Flutuante (FSRU), sendo estas últimas a mais usadas no mundo.
A GBS é uma estrutura de concreto xo no fundo do mar, na qual estão ins-talados os tanques de armazenamento e os equipamentos de regasei cação. As FSRU são normalmente navios transportadores modi cados para incluir o módulo de regasei cação. A capacidade de armazenamento das FSRU poder varia entre 145.000 350.000 m3GNL.
• Sistema de carregamento e descarregamento
A transferência entre a plataforma FLNG e o navio metaneiro pode ser feita por con guração side by side ou por con guração tandem. Tem outro sistema de transfe-rência que até agora está sendo estudado e usa boias utuantes para fazer a conexão do navio à FLNG. A escolha do método depende em grande parte do tamanho das ondas do local.
Con guração side by side: é indicada para condições ambientais carate-rizadas por uma altura de onda de até 2,5 m. Neste caso, o navio metaneiro é aconcorado ao lado da plataforma FLNG em paralelo a uma distância de aproximadamente 3 m entre eles. A transferência é feita através de braços criogênicos exíveis localizados no lado da FLNG.
Braços flexíveis de carga/descarga FLNG
GNL carrier
Figura 2.15: Con guração side by side
Con guração tandem: é indicada para condições ambientais caraterizadas por uma altura de onda de até 5 m ou maior se o navio tem um sistema de processionamento dinâmico. Esta transferência é realizada entre a popa da
FLNG e a proa do navio de transporte e é feita através de um mangote, que é basicamente uma mangueira exível. Esta con guração permite maior grau de movimento entre o navio e a plataforma em comparação com a con guração side by side.
Mangueira flexível de carga/descarga
FLNG GNL carrier
Figura 2.16: Con guração tandem
Segundo IGU (2016), a capacidade média de transferência dos terminais de rega-sei cação de GNL existentes no Brasil é de 10.000m3
/h. A transferência é feita na
con guração side by side. A terminal de Pecém conta com 6 braços de transferência de GNL e 3 braços para a descarga do GN regasei cado. A terminal de Guanabara, também tem 6 braços de carga de GNL e só 2 para transferência do GN regasei cado (CECCHI; MATHIAS, 2009).
2.3.3 Gás natural comprimido (GNC)
O GNC é o GN comprimido a pressões de 15 a 20 MPa, algumas vezes é esfriado (mas não liquefeito) a temperaturas abaixo de −40 C para garantir uma maior redução do seu volume (WANG; ECONOMIDES, 2009).
A unidade de produção para a tecnologia de GNC é mais simples do que a usada para o GNL. O processamento inicial é o mesmo para os dois, separação; remoção de gás acido; desidratação; remoção de mercúrio e recuperação, mas em vez de ser liquefeito o GN passa por um processo de compressão multiestágio com esfriamento como o descrito para os gasodutos.
• Transporte via navios
O conceito de transporte de GNC em navios não é novo. O primeiro navio de trans-porte foi testado pela Columbia Gas Natural de Ohio nos anos 60s. Aquele navio usou cilindros de pressão verticais para armazenar e transportar o gás e tinha uma capacidade de 36.790 m3. Nessa época o navio completou ciclos de carregamento,
transporte e descarregamento. No entanto, esta e tentativas subseqüentes não con-seguiram produzir um navio comercial, devido principalmente ao alto custo dos materiais e ao baixo preço do gás naquela época. Embora tenham pelo menos seis conceitos comerciais de navios para o GNC, nenhum ainda tem sido materializado. O primeiro navio para GNC está sendo construído por Jiangsu Hantong Ship Heavy Industry em China e tem data de início de operação em maio de 2016. Este navio
foi projetado com uma capacidade de 2.200 m3. Como características principais
se conhece que o navio vai ter uma longitude de 110 m, uma velocidade média de 14 nos, e seu custo esteve próximo de 200 MMUSD$ (MARITIME, 2014).
Na Tabela 2.2, é apresentado um resumo das principais tecnologias propostas para o armazenamento e transporte do GNC por navios.
Tabela 2.2: Tecnologias GNC
Coselle VOTRANS GTM
Pressão Mpa 25 12 25
Temperatura C Ambiente -30 Ambiente
Caraterística Carrossel formado por dutos o Dutos de grande Dutos de grande diâmetro de pequeno diâmetro diâmetro isolados de material composto HSLA
Fonte:(UCHOWICKI; LELONEK, 2001)
Tecnologia Cosselle: esta tecnologia foi desenvolvida pela empresa Sea Natu-ral Gas. Proporciona um sistema de armazenamento, compacto mas de grande capacidade, formado por um carrossel envolto por tubos de pequeno diâmetro (da ordem de 6 in). O comprimento total do sistema de armazenamento é cerca de 15 km. Este sistema de transporte exige um pré-tratamento do gás, de modo a evitar a formação de hidratos e outros depósitos que possam obstruir os tu-bos e reduzir a capacidade e e ciência do transporte, assim como comprometer a segurança (ALIMONTI, 2004). A pressão de transporte é 25 MPa a tempe-ratura ambiente (UCHOWICKI; LELONEK, 2001). A capacidade média de armazenamento total depende da quantidade de carrosséis transportados por navio, e pode estar em torno de 5 450 MMm3 (RAJNAUTH et al., 2008).
Figura 2.17: Tecnologia Coselle Fonte: (ALIMONTI, 2004)
Tecnologia VOTRANS (Volume Optimized Transport and Storage system): esta tecnologia foi desenvolvida pela empresa Enersea Transport Houston. O sistema é composto por recipientes que podem ser tanques hori-zontais ou verticais em aço-carbono que estão conectados um ao outro para formar um único sistema. A pressão de transporte é 12 MPa a −30 C (U-CHOWICKI; LELONEK, 2001). A capacidade média de armazenamento total
é em torno de 10 60 MMm3. As guras 2.18 e 2.19 mostram os dois modelos
existentes (ALIMONTI, 2004).
Figura 2.18: Tecnologia Votrans tipo navio horizontal Fonte: (ALIMONTI, 2004)
Figura 2.19: Tecnologia Votrans tipo navio vertical Fonte: (ALIMONTI, 2004)
Tecnologia GTM: desenvolvida pela empresa NCF Industries. Esta tecnolo-gia está baseada em tanques pressurizados fabricados de um material composto reforçado. O sistema está formado de tubos de grande diâmetro de aço de alta resistência e baixa liga (HSLA). Os navios tipo GTM são aproximadamente 35 % mais leves que as alternativas convencionais de transporte. Eles têm a vantagem de transportar em cada viagem uma maior quantidade de gás com menor peso dos recipientes. A pressão de transporte é 25 MPa a temperatura ambiente.
Figura 2.20: Barcaça tipo GTM Fonte: (ALIMONTI, 2004)
• Sistema de carga e descarga
Exitem dois métodos para a operação de carregamento e descarregamento dos navios de GNC:
No cais: o navio atraca ou descarrega no cais utilizando mangueiras elásticas de alta pressão para transferir o gás. O processo de carga é quando o gás está sendo transferido para os navios desde as unidades UPGNs e o processo de descarga o gás é movimentado do navio para as UPGNs (UCHOWICKI; LELONEK, 2001). UPGN onshore Mal ha de GN Cais
Conexões flexíveis de carga/descarga
Navio Navio
Figura 2.21: Carga e descarga no cais Fonte: (UCHOWICKI; LELONEK, 2001)
Usando boias utuantes: este sistema não requer do cais. A transferência de gás é possível graças à conexão com uma boia de descarga localizada a uma certa distância da costa ou da FPSO. O navio de transporte tem que se aproximar à boia e depois de ser conectado a ela carrega e/ou descarrega o gás. As boias são conectadas aos navio por tubos elásticos de alta pressão ou debaixo da água, conectado com o navio diretamente entrando em um sistema de conexão especial localizado no casco deste (UCHOWICKI; LELONEK, 2001).
UPGN
onshore ou
FPSO
offshore
Conexão flexível de carga/descarga Boias de ancoragem
Boia de transferência Duto submarino
Navio
Figura 2.22: Carga e descarga usando boia Fonte: (UCHOWICKI; LELONEK, 2001)
Segundo Nikolaou, Economides e SPE (2009), um navio de GNC com uma capaci-dade entre 8 29 MMm3, tem uma taxa de carga e descarga entre 2 14MMm3
/dia e
uma velocidade média de viagem de 33km/h.
2.4 Custos
Atualmente, as tecnologias que dominam o mercado de transporte são os ga-sodutos e o GNL e em emergência o GNC. Os gaga-sodutos são geralmente a alternativa mais econômica, tendo como restrição a distância de percurso e a profundidade de instala-ção. Estima-se que seus custos de investimento estão ao redor de 0,313 0, 625MMUSD$/km
(SUBERO; SUN; DESHPANDE, 2004).
O GNL é considerado competitivo quando existem grandes volumes de GN e longas distâncias. O maior custo desta tecnologia está re etidos no processo de liquefação. A quantidade de navios para o transporte depende da distância entre os campos produto-res e os terminais de regasei cação. Estas distâncias podem ser pouco precisas devido a que na maioria dos casos elas são calculadas como distância em linha reta entre a fonte e o destino (SUBERO; SUN; DESHPANDE, 2004). Os navios podem ser de pequena escala, os quais têm capacidades menores aos 30.000 m3GNL. Para este tipo de navios os custos
de investimento estão na faixa de 2,250 6, 750USD$/m3. Já para os navios de grande escala
o investimento pode variar entre 0,9 2, 25USD$/m3 (IGU, 2014).
A tecnologia de GNC vem ganhando importância no mercado devido a seu fácil processamento, o qual representa uma grande vantagem em comparação ao GNL que requer de custosos processos de resfriamento e re-gasei cação. Nesta tecnologia o maior custo re ete-se no valor de investimento dos navios. Como o GNL, a quantidade de navios, também depende da distância entre o fornecedor e o consumidor. Segundo Subero, Sun e Deshpande (2004), os custos de investimento para os navios de GNC são 50100 % maiores que para os navios de GNL.
Nos últimos anos tem sido feitos estudos de viabilidade econômica das tecno-logias de transporte disponíveis. Alguns deles são apresentados a seguir.
• Chan et al. (2001) em seu artigo Comparing Exploitation and Transportation Tech-nologies for Monetisation o Oshore Stranded Gas, faz uma comparação econômica das tecnologias maduras (gasodutos e GNL) e aquelas que estão surgindo (GNC, GTW, HGN e GTL). O estudo foi baseado em reservas abandonadas de GN as-sociado, locadas nas regiões do Mediterrâneo, Caribe, Península Arábica e as Ilhas Sacalinas (Coreia). As distâncias origem - destino oscilam entre 1.1202.560 km (sendo a maior para Ilhas Sacalinas, seguida de Caribe, Península Arábica e Me-diterrâneo), e uma taxa de alimentação de 2, 83 MMm3. Os custos de operação,
investimento e embarcação considerados nesse artigo são apresentados na Tabela 2.3.
Tabela 2.3: Custos de capital, operação e embarcação para cada tecnologia
Custo Capital Unidade Custo de Operação Unidade Embarcação Unidade
GTL 221.326 USD$/m3 55,3 USD$/m3 0,01 USD$/m3/km
HGN 50 % GTL 0,020 USD$/m3 0,82*10−5 USD$/m3/km
GNL 1,042 MMUSD$/m3 0,027 USD$/m3 0,01 USD$/m3
GNC 60 MMUSD$ 3,31 USD$/m3 28,1 MMUSD$/km
GTW 2,01 USD$/m3 5 % custo capital N/A
Gasodutos 668.128 USD$/km 0,05 USD$/m3 N/A
Fonte:(CHAN et al., 2001)
Como resultado foi obtido que a tecnologia mais promissória para a monetização do GN segundo as condições do estudo é o GNC, seguido por GTW, HGN, GTL, GNL e por último gasodutos.
• Subero, Sun e Deshpande (2004) em seu artigo A Comparative Study of Sea-Going Natural Gas Transport, compara as três principais tecnologias de transporte (GNC, GNL e gasodutos) através de um modelo matemático.
O modelo foi testado para uma distância de 200 km e um uxo de 2, 83 MMm3 por
um período de 30 anos. Foi obtido como resultado que a tecnologia mais viável economicamente é o gasoduto, seguido pelo GNC.
• Rajnauth et al. (2008), apresenta em seu artigo Gas Transportation: Present and Future uma analise das tecnologias existentes para transportar o GN expondo os desa os enfrentados pelas tecnologias atuais e as possibilidades de melhora com a introdução de novas tecnologias.
Conclui-se neste trabalho que a tecnologia de GNL e HGN são as mais adequa-das para grandes distância de percurso, enquanto, os dutos e o GNC são os mais adequados para percursos mais curtos.
• Wagner e Wagensveld (2002) em seu artigo Marine Transportaion of Compressed Natura Gas. A Viable Alternative to Pipeline or LNG faz uma comparação entre as tecnologias GNC, GNL e gasodutos e suas oportunidades de concorrência no mercado mundial. Conclui-se neste artigo que a tecnologia GNC apresenta gran-des vantagens quando é usada em distância entre 311.250 km com volumes de até 17 MMm3. O GNC facilita a explotação e monetização de poços com volumes
ini-ciais menores que 8, 5 MMm3. Esta capacidade de transporte pode ser aumentada
de forma incremental com a simples adição de navios, os quais representam 80 % do custo de investimento do projeto nal. Os custos usados neste artigo são apresen-tados na Tabela 2.4
