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.
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.
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
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
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.
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).
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
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).
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
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
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
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).
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
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
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
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
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
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).
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
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,
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.
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.
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
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
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).
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
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
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
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
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).
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
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
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
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.
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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