UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
Faculdade de Engenharia Mecânica
VICTOR LEONARDO ACEVEDO BLANCO
DIAGNÓSTICO DE EMISSÕES DE GASES DE
EFEITO ESTUFA EM PLATAFORMAS FPSO
CAMPINAS 2016
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Ficha catalográfica
Universidade Estadual de Campinas Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura
Luciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129
Acevedo Blanco, Victor Leonardo,
Ac36d AceDiagnóstico de emissões de gases de efeito estufa em plataformas FPSO / Victor Leonardo Acevedo Blanco. – Campinas, SP : [s.n.], 2016.
AceOrientador: Waldyr Luiz Ribeiro Gallo.
AceDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica.
Ace1. Gases de efeito estufa. 2. Dióxido de carbono. 3. Metano. 4. Combustão. 5. Turmina de gás. I. Gallo, Waldyr Luiz Ribeiro,1954-. II. Universidade
Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Diagnosis of greenhouse gases emissions in FPSO platforms Palavras-chave em inglês: Greenhouse gases Carbon dioxide Methane Combustion Gas turbine
Área de concentração: Planejamento de Sistemas Energéticos Titulação: Mestre em Planejamento de Sistemas Energéticos Banca examinadora:
Waldyr Luiz Ribeiro Gallo [Orientador] Luiz Augusto Horta Nogueira
Joaquim Eugênio Abel Seabra
Data de defesa: 04-03-2016
Programa de Pós-Graduação: Planejamento de Sistemas Energéticos
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Dedicatória
Dedico este trabalho à minha família, meus pais Victor Hugo e Haideé, minhas irmãs Julie e Helica, pelo constante apoio e motivação durante toda a minha formação pessoal e profissional.
Agradecimentos
A realização deste trabalho não teria sido possível sem a ajuda e o apoio de diversas pessoas e instituições. Agradeço ao meu orientador, Prof. Dr. Waldyr Gallo, pela orientação e confiança depositada no meu trabalho ao longo desses dois anos. De igual maneira, agradeço ao grupo de trabalho representado por estudantes e pesquisadores adjuntos ao projeto desenvolvido, dos quais ganhei importantes conhecimentos na área da energia.
Agradeço às pessoas que foram uma companhia importante neste tempo brindando amizade sincera, e com as quais compartilhei experiências e bons momentos em conversas e viagens.
Finalmente, agradeço aos funcionários e professores da Faculdade de Engenharia Mecânica da UNICAMP, ao CNPq pela bolsa de estudos oferecida e à empresa BG Group Brasil® pelos recursos oferecidos para o desenvolvimento deste trabalho.
Resumo
O presente trabalho apresenta um diagnóstico das emissões de Gases de Efeito Estufa, especialmente de dióxido de carbono (CO2) e metano (CH4), e em menor medida
de N2O, em plataformas FPSO utilizando metodologias de cálculo da API (American Petroleum Institute), do IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) e da EPA (US Environmental Protection Agency) como principais entidades internacionais de estudo em
emissões de GEE na indústria petrolífera. Para a realização da presente análise, dados de projeto dos diferentes processos realizados na plataforma são utilizados para as estimativas de emissões, considerando regimes de operação constantes e simulações do sistema de processamento de óleo e gás no software Aspen HYSYS®.
São identificados os principais pontos de emissão e considerados como fontes diretas de emissões de GEE, compreendidos nos processos principais de combustão (turbinas de geração elétrica e turbocompressores de CO2), flaring e ventilação, assim
como as emissões fugitivas. O estudo realizado contempla um alto teor de dióxido de carbono na composição molar do gás associado produzido, fator importante que é considerado na estimativa das emissões fugitivas das operações anteriores ao tratamento do gás.
Os resultados obtidos pelas metodologias mencionadas anteriormente, são comparadas com simulações no software THERMOFLEX® para os processos de combustão, fatores de emissão para o venting e emissões fugitivas em equipamentos medidos em termos de CO2 equivalente. A informação resultante indica que em média
95% das emissões totais da plataforma são geradas por combustão. Também é identificado que a etapa de produção do campo determina os indicadores de emissão, sendo menos favoráveis nos últimos anos de produção de óleo e gás consumindo 2 vezes mais energia, e gerando 2,3 vezes maiores emissões em termos de hidrocarboneto produzido e em comparação a uma etapa inicial de máxima produção de óleo e gás. A análise estabelece um ponto de partida para a implantação de ações em eficiência energética na FPSO com o objetivo de reduzir as emissões de CO2 e CH4, assim como a
identificação das maiores fontes de poluentes no processo de produção.
Abstract
This work presents a diagnosis of Greenhouse Gas emissions, especially carbon dioxide (CO2) and methane (CH4), and in a lower detail N2O, for FPSO platforms
using calculation methodologies from the API (American Petroleum Institute), IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) and EPA (US Environmental Protection Agency), as they are recognized as the most important international entities on GHG emissions studies in the oil and gas industry. To carry out this analysis, project data is used for the GHG emissions estimates considering operations under steady conditions and oil and gas processing system simulations in the Aspen HYSYS® software.
The main emission sources, considered as GHG emissions direct sources, are identified, including the main combustion processes (Gas turbines for electric generation and CO2 turbocompressors), flaring and venting; as well as the fugitive emissions. The
study assets a high CO2 content in molar composition of the associated gas, an important
factor that is considered in estimating fugitive emissions during the processes of primary separation and main gas compression.
The results obtained by the methods mentioned above, are compared with simulations in THERMOFLEX © software for combustion processes, emissions factors for venting and fugitive emissions in diverse equipment measured in terms of CO2 equivalent.
The resulting information indicates that in average 95% of total emissions are produced by combustion sources. It is also identified that the field’s production stage determinates de emissions indicators, being less favorable in the latest production stages of oil and gas consuming 2 times more energy and emitting 2.3 times CO2 in terms of produced
hydrocarbon and in comparison with an initial stage of maximum oil and gas production. The assessment provides a starting point for the implementation of energy efficiency measures on the FPSO in order to reduce CO2 and CH4 emissions, as well as identifying the
major sources of pollutants in the production process.
Lista de Figuras
Figura 1.1. Relação de produção entre o pré-sal e o pós-sal no Brasil. ... 17
Figura 2.1. Emissões antropogênicas globais de GEE. ... 25
Figura 2.2. Evolução das emissões de GEE no Brasil entre 2004 e 2013 (Mt. CO2e) ... 26
Figura 2.3. Emissões de CO2e na produção de combustíveis, por atividade. ... 27
Figura 2.4. Indústria do Petróleo e Gás e emissões de GEE. ... 29
Figura 2.5. Consumo de Energia na cadeia de suprimento da indústria óleo de gás no mundo (Milhões de Toneladas de óleo equivalente). ... 30
Figura 2.6. Emissões de GEE por fonte na produção de O&G ... 33
Figura 3.1. Plataforma FPSO ... 40
Figura 3.2. Esquema geral da planta de processamento da FPSO ... 44
Figura 3.3. Sistema de Compressão de CO2 ... 47
Figura 3.4. Sistema de geração de energia e recuperação de calor ... 49
Figura 4.1. Diagrama de fluxo de simulação ... 53
Figura 4.2. Perfil de produção típico de um campo petrolífero. ... 57
Figura 4.3. Esquema de simulação do processo de controle de ponto de orvalho ... 59
Figura 4.4. Esquema de simulação do processo de compressão de CO2 ... 59
Figura 4.5. Resultados da Simulação no Thermoflex® para os turbogeradores, Caso máx. óleo e gás. ... 69
Figura 4.6. Fontes de emissão de GEE no sistema de processamento. ... 70
Figura 4.7. Árvore de decisão para emissões por combustão. ... 72
Figura 5.1. Sistema de Remoção de CO2 simulado. ... 91
Figura 5.2. Emissões de CO2 por combustão. Comparativa de casos ... 94
Figura 5.3. Emissões de NOx em processos de combustão ... 95
Figura 5.4. Emissões de N2O nas turbinas a gás ... 96
Figura 5.5. Emissões fugitivas, comparativa de casos. ... 97
Figura 5.6. Emissões por ventilação ... 98
Figura 5.7. Emissões totais da plataforma FPSO... 100
Lista de Tabelas
Tabela 2.1. Indicador GWP com e sem feedback clima-carbono ... 22
Tabela 2.2. Classificação das principais fontes de emissão de GEE na produção. ... 32
Tabela 2.3. Escopos para a indústria de Óleo e Gás ... 39
Tabela 3.1. Especificações gerais de processamento da FPSO ... 43
Tabela 3.2. Características nominais da Turbina a Gás do sistema de compressão de CO2 ... 48
Tabela 3.3. Características nominais da turbina a gás para geração elétrica ... 50
Tabela 4.1. Composição do gás avaliado ... 55
Tabela 4.2. Composições do gás: Caso Máximo Óleo e Gás ... 62
Tabela 4.3. Composições do gás: Caso 50% BSW ... 62
Tabela 4.4. Composições do gás: Caso Máxima água e CO2 ... 63
Tabela 4.5. Balanço de carga: Caso Máximo Óleo e Gás ... 65
Tabela 4.6. Balanço de carga: Caso 50% BSW ... 66
Tabela 4.7. Balanço de carga: Caso máxima água e CO2. ... 67
Tabela 4.8. Carga dos Turbocompressores para cada caso. ... 68
Tabela 4.9. Consumo de gás combustível nas turbinas a gás ... 68
Tabela 4.10. Composição do ar considerada para simulação em Thermoflex® ... 69
Tabela 4.11. Fatores de Emissão de NOx e N2O por equipamento. ... 76
Tabela 4.12. Fatores de Emissão reportados pela EPA ... 79
Tabela 4.13. Contagem de componentes por sub-processo para cálculo de emissões fugitivas ... 80
Tabela 4.14. Fatores de Emissão por venting para outras atividades ... 85
Tabela 5.1. Dados de produção do sistema de processamento ... 89
Tabela 5.2. Vazões de consumos, exportação e injeção de gás... 90
Tabela 5.3. Balanços de massa nos turbogeradores ... 91
Tabela 5.4. Balanços de massa nos turbocompressores ... 92
Tabela 5.5. Balanço de massa no flare. ... 92
Tabela 5.6. Composição do gás de exaustão em turbogeradores. ... 92
Tabela 5.7. Composição gás de exaustão em turbocompressores ... 93
Tabela 5.9. Comparativa de resultados entre metodologia API e Thermoflex® ... 93 Tabela 5.10. Emissões totais por processo da Plataforma FPSO ... 101 Tabela 5.11. Indicadores de Emissão da plataforma ... 102
Lista de Abreviaturas e Siglas
Abreviações
AR4 IPCC Fourth Assessment Report
AR5 IPCC Fifth Assessment Report
BSW Basic Sediment and Water
bbl Barril de óleo
CO2e Dióxido de Carbono equivalente
FPSO Floating Production Storage and Offloading
GEE Gases de Efeito Estufa
GOR Gas – Oil Ratio
Gt. Giga toneladas
GWP Global Warming Potential
HVAC Heating Ventilating and Air Conditioning
HC Hidrocarboneto
LHV Low Heat Value
MMbbl Milhões de Barris de Óleo
NTU Number of Transfer Units
PFD Process Flow Diagram
ppb Partes por bilhão
TC Turbocompressor
TG Turbogerador
TOC Total Organic Compound
WAG Water Alternating Gas
WOR Water – Oil Ratio
Siglas
API American Petroleum Institute
EPA U.S. Environmental Protection Agency
GRI Gas Research Institute
IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
ICCT International Council on Clean Transportation
IEA International Energy Agency
IOGP International Association of Oil and Gas Producers
IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change
IPIECA International Petroleum Industry Environmental Conservation Association
MCT Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação
NAS National Academy of Sciences
NASA U.S. National Aeronautics and Space Administration
OECD Organisation for Economic Co-operation and Development
SEEG Sistema de Estimativa de Emissão de Gases de Efeito Estufa
UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change
SUMARIO 1 INTRODUÇÃO ... 16 1.1 Justificativa ... 18 1.2 Objetivos ... 19 1.3 Estrutura ... 20 2 CONTEXTUALIZAÇÃO ... 21
2.1 Mudanças Climáticas e Gases de Efeito Estufa GEE ... 21
2.2 Emissões de Gases de Efeito Estufa no mundo e no Brasil. ... 24
2.3 Emissões de GEE na indústria do petróleo. ... 28
2.3.1 Extração e produção convencional de Petróleo e Gás ... 30
2.3.2 Transporte e distribuição ... 34
2.3.3 Refinação de petróleo ... 35
2.4 Inventário de Emissões de GEE ... 36
3 PLATAFORMA DE PRODUÇÃO FPSO ... 40
3.1 Informação Base de Projeto ... 41
3.2 Descrição do Sistema ... 42 3.2.1 Planta de processamento... 43 3.2.2 Sistema de Utilidades ... 48 3.2.3 Modos de Operação ... 51 4 METODOLOGIA ... 52 4.1 Estudo de Casos ... 54 4.1.1 Modo de Operação ... 54
4.1.2 Composição dos Hidrocarbonetos Produzidos ... 55
4.1.3 Etapa de produção ... 56
4.2 Simulação do Processamento de Óleo e Gás ... 58
4.2.2 Gás Tratado em Processos no Topside. ... 61
4.2.3 Balanços de Carga de Potência ... 64
4.3 Estimativa de Consumo de Combustível nas Turbinas a Gás ... 67
4.4 Cálculo de Emissões por Fonte ... 70
4.4.1 Emissões em processos de combustão ... 73
4.4.2 Emissões Fugitivas ... 79
4.4.3 Emissões de processo e Ventilação... 81
4.5 Síntese ... 86
5 RESULTADOS ... 88
5.1 Simulação de Processo ... 89
5.2 Emissões por Combustão ... 91
5.3 Emissões Fugitivas ... 96
5.4 Emissões de Processo e Ventilação. ... 98
5.5 Emissões Totais da Plataforma FPSO ... 99
5.6 Indicadores de Emissão e Intensidade Energética ... 102
6 CONCLUSÕES E SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ... 106
6.1 Conclusões ... 106
6.2 Sugestões para trabalhos futuros ... 107
7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 110
ANEXO A – Dados de simulação: Caso de máximo óleo e gás ... 115
ANEXO B – Dados de simulação: Caso de 50% BSW ... 119
1 INTRODUÇÃO
As preocupações e tendências atuais sobre as emissões de gases de efeito estufa (GEE) são precedidas pelo crescente interesse dos governos em temas ambientais e de eficiência energética. Medidas político-ambientais têm sido estabelecidas globalmente com a intenção de reduzir e mitigar o impacto ambiental dos diferentes segmentos industriais de um país ou região, e, ao mesmo tempo, as indústrias nas quais os processos são mais intensivos energeticamente podem criar políticas internas em eficiência energética que diretamente afetam as emissões de GEE.
A indústria de óleo e gás normalmente é uma das maiores contribuintes das emissões globais de dióxido de carbono e metano pela alta intensidade energética requerida nos processos de produção, refino e transporte de hidrocarbonetos, e a utilização de técnicas como o flaring e o venting, além das emissões próprias dos processos de combustão.
Os desafios ambientais da indústria de óleo e gás variam de acordo ao tipo de desenvolvimento do projeto, às condições geográficas, profundidade do poço, viscosidade dos fluidos, entre outras características intrínsecas do tipo de produção, de modo que as condições do projeto a estudar, determinarão as quantidades de gases emitidos para a atmosfera em relação à energia consumida pelo processo, ou em relação à quantidade de hidrocarbonetos produzidos no local.
Em aplicações off-shore, as plataformas FPSO (Floating Production Storage and
offloading) são uma alternativa viável para a produção e tratamento de óleo e gás em
condições de águas profundas e ultra-profundas como principal vantagem em comparação a outros tipos de desenvolvimentos. Porém, as mesmas condições que incentivam a instalação de FPSO’s representam outros desafios principalmente em questões de autossuficiência energética e transporte e tratamento do gás associado. Consequentemente, análises e diagnósticos de emissões constituem uma ferramenta necessária para identificar pontos de maior consumo energético num processo de produção em topside1, para adotar medidas de eficiência energética no nível de processo
1 Refere-se à metade superior da plataforma, acima do nível do mar, onde normalmente são instalados os
em diferentes equipamentos, com o alvo de reduzir o consumo energético e, portanto, emissões de GEE.
O Brasil é um exemplo no uso de plataformas FPSO devido ao desenvolvimento de grande parte da sua produção de petróleo e gás em águas profundas e ultra-profundas (92,5% da produção em 2014 foi realizada no mar), além da descoberta no pré-sal e reservas provadas de 16,2 bilhões de barris (95% no mar). Estima-se que o país se tornará em um dos maiores produtores de hidrocarbonetos na região, tornando as FPSO’s importantes soluções para a extração nas bacias de Santos e Campos, onde encontram-se as reservas do pré-sal.
Figura 1.1. Relação de produção entre o pré-sal e o pós-sal no Brasil.
Fonte: ANP, 2015
O importante panorama para o país em questão petrolífera vem associado com preocupações ambientais referentes à exploração e produção. O Brasil tem sido exemplo mundial em políticas de conservação ambiental e uso de fontes renováveis de energia na matriz elétrica nacional, porém a descoberta no pré-sal e o incremento nas reservas provadas de petróleo e gás geram novas oportunidades de desenvolvimento na área energética que vão contra a tendência do país nos anos anteriores.
Como medida de análise primária, as metodologias de quantificação e medição das emissões de CO2 e CH4, principalmente, são focadas em emissões diretas geradas pelos
diversos processos de combustão e emissões fugitivas não controladas, analisadas segundo o nível de informação detalhado do processo a estudar, de modo que diferentes metodologias são aplicáveis. Para o presente diagnóstico são utilizados dados de projeto
75% 80% 85% 90% 95% 100% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Pr odu ção A nua l Pré-sal Pós-sal
em andamento de uma FPSO em construção, que entrará em operação na bacia de Santos com a particularidade de um alto teor de CO2 no gás produzido na zona.
Para o diagnóstico de emissões de GEE são realizadas classificações de equipamentos segundo as maiores fontes de emissão na indústria de óleo e gás. De acordo com a fonte de emissão tem sido desenvolvidas metodologias para abordar análise de inventário de emissões assim como aproximações numéricas às quantidades de poluentes liberados para a atmosfera, utilizando o GWP (Global Warming Potential) como uma equivalência criada pelo IPCC para estimativa equivalente em CO2 para as emissões de
CH4 e N2O.
Documentação e informação fornecida pela empresa BG Group Brasil® é considerada como base para o desenvolvimento do trabalho, como parte do projeto de Análise de Eficiência Energética e Emissões de CO2 em plataformas replicantes FPSO (em
total 8 plataformas idênticas) a ser instaladas nos campos do pré-sal, no Brasil. O presente trabalho é um dos objetivos iniciais do projeto em questão, desenvolvido por um grupo de professores, pesquisadores e alunos de doutorado, mestrado e iniciação científica, de modo que algumas simulações e análises prévios aos resultados obtidos foram realizadas em conjunto. Alguns dos termos de equipamentos e práticas operacionais são utilizados em língua inglesa, como são reconhecidos e usados na indústria do petróleo e gás.
A análise reúne diferentes metodologias que se ajustam aos dados disponíveis da plataforma FPSO para realizar o inventário de emissões de CO2, CH4, e N2O. Segundo o
nível de informação disponível, são adotados procedimentos para estimar as emissões da forma mais precisa possível e conseguir dados corretos sem necessidade de utilizar instrumentos de medição, ou como no caso apresentado, obter o panorama das emissões da futura operação da FPSO.
1.1 Justificativa
As operações da indústria de Óleo e Gás em plataformas off-shore, especificamente em unidades FPSO (Floating Production Storage and Offloading), apresentam desafios energéticos e ambientais a serem estudados mais em detalhe devido às características próprias do tipo de desenvolvimento, como o uso de combustíveis
fósseis pela necessidade de independência energética e consequentemente, a emissões de GEE à atmosfera. Para atender os compromissos ambientais, as empresas petrolíferas têm destinado esforços para medir e estimar as emissões de poluentes na atmosfera, para assim tomar ações em eficiência energética que possam criar um impacto menor ao ambiente.
A falta de informação e estudos sobre emissões em plataformas FPSO acrescenta o interesse em realizar análises relacionadas que permitam enxergar o impacto ambiental de um tipo de desenvolvimento que tem ganhado espaço nos últimos anos ao redor do mundo, como alternativa viável à exploração e produção em águas profundas, ultra-profundas e distantes dos litorais, mas com maior utilização de técnicas como flaring e venting de gás associado produzido em plataforma, como consequência das dificuldades para o transporte do energético e os altos investimentos requeridos para a liquefação do gás natural tratado.
1.2 Objetivos
O objetivo principal do presente trabalho é realizar o diagnóstico das emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) do processo de produção e tratamento de óleo e gás em plataformas FPSO replicantes em processo de instalação nos campos do pré-sal em águas ultra-profundas no Brasil, especificamente dos processos no topside.
A análise é realizada mediante uso de metodologias e softwares de simulação como Aspen HYSYS® e Thermoflex® para diversos casos de operação da plataforma FPSO. Indicadores de emissões são calculados para perceber o impacto dos diferentes regimes de operação da plataforma nas emissões de GEE, e, desta forma, avaliar as oportunidades em eficiência energética que possam mitigar os efeitos ambientais do processo.
1.3 Estrutura
No segundo capítulo do documento é descrito o estado atual das emissões de GEE no mundo e no Brasil, considerando os conceitos de mudanças climáticas, o índice de aquecimento mundial, e o impacto da indústria do petróleo e gás nas emissões de GEE. Os conceitos de inventário de emissões e a abordagem que deve ser levada em conta para o cálculo também são abordados neste capítulo.
O terceiro capítulo descreve a informação base na qual foi desenvolvida a análise de emissões, descrevendo a operação e características específicas das diferentes unidades da plataforma FPSO, assim como a documentação base considerada.
A metodologia seguida é descrita no capítulo quatro, o qual apresenta os procedimentos levados em conta para simulação de processos e metodologias de cálculo aplicadas a diferentes fontes de emissão de GEE identificadas na plataforma.
No capítulo cinco são apresentados os resultados por fonte de emissão e as emissões totais da plataforma em termos de CO2 equivalente, assim como a comparação
dos casos estudados mediante indicadores de emissão ambientais e energéticos.
Finalmente, as conclusões do trabalho desenvolvido e as sugestões para trabalhos futuros são apresentadas no capitulo 6, destacando as principais oportunidades identificadas para a redução das emissões de GEE na plataforma analisada.
2 CONTEXTUALIZAÇÃO
2.1 Mudanças Climáticas e Gases de Efeito Estufa GEE
Como mencionado nos objetivos e na introdução do presente trabalho, o levantamento de diagnósticos de emissões de GEE em determinado setor industrial, vem associado às preocupações em nível global em termos de mudanças climáticas, especificamente ao aquecimento global e os fenômenos climatológicos associados. O diagnóstico é desenvolvido como ferramenta para analisar o estado atual de um sistema energético em termos de emissões de GEE.
O conceito de Mudança Climática refere-se às mudanças no estado do clima que podem ser identificadas por alterações de suas propriedades durante um longo período, tipicamente décadas ou mais. Mudanças climáticas ocorrem devido a processos naturais ou forças externas. Algumas influências externas, como alterações na radiação solar ou atividade vulcânica, acontecem de forma natural e contribuem à variabilidade natural do sistema climatológico. Outras alterações externas, como mudanças na composição da atmosfera que começaram com a revolução industrial, são resultados da atividade humana (IPCC, 2007). Precisamente, as alterações externas relacionadas à atividade humana têm incrementado o aquecimento global, definido como o aumento da temperatura média da Terra devido ao incremento nas emissões de GEE (NASA, 2008).
Os GEE são os gases que compõem a atmosfera e que podem ser naturais ou antropogênicos, que absorvem e emitem radiação em diversas amplitudes de onda no espectro da radiação infravermelha emitida pela superfície da Terra, atmosfera e nuvens (propriedade que causa o efeito estufa). Vapor de água (H2O), dióxido de carbono (CO2),
óxido nitroso (N2O), metano (CH4) e ozônio (O3), são os principais GEE presentes na
atmosfera da Terra. Ademais, há um número de GEE criados inteiramente pelo homem como halocarbonos, cloro e substâncias que contém bromo, tratados segundo o Protocolo de Montreal. Além do dióxido de carbono, óxido nitroso e metano, o Protocolo de Kyoto também compreende o hexafluoreto de enxofre, hidrofluorocarbonetos e pentafluorocarbonetos (IPCC, 2007).
Existem diferentes indicadores que podem ser usados para quantificar e comunicar a contribuição relativa ou absoluta de emissões de diferentes substâncias para a mudança climática e para emissões de regiões/países ou fontes/setores. O IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), no seu quinto relatório de avaliações sobre mudanças climáticas (AR5) definiu os valores corrigidos do GWP (Global Warming
Potential), que integra o forçamento radiativo para um horizonte de tempo em particular.
Este parâmetro considera as eficiências radiativas de várias substâncias e seus tempos de vida na atmosfera e fornece valores relativos ao gás de referência utilizado, que é o dióxido de carbono. A inclusão de efeitos indiretos por outras substâncias tem sido inconsistente nos diferentes relatórios fornecidos pelo IPCC.
O quinto relatório de avaliações do IPCC (Fifth Assessment Report AR5) inclui nos valores de GWP o feedback do modelo do clima com o ciclo do carbono, que, apesar das incertezas do último, é possível que no momento de incluir o feedback de clima-carbono (Tabela 2.1), seja proporcionada uma estimativa melhor dos efeitos dos gases na atmosfera, refletido no GWP (IPCC, 2013).
Tabela 2.1. Indicador GWP com e sem feedback clima-carbono Gás de Efeito Estufa Tempo de vida (Anos) GWP100 Com fb. CC Sem fb. CC CH4 12,4 34 28 HFC 134a 13,4 1550 1300 CFC-11 45 5350 4660 N2O 121 298 265 CF4 50000 7350 6630 Fonte: IPCC, 2013.
Considerando o último relatório do IPCC em 2013, serão utilizados para o trabalho os valores de potencial de mudança climática atualizados que levam em conta o feedback clima-carbono, os quais são significativamente maiores que os valores reportados no anterior relatório (AR4) fornecido pela mesma organização.
Em geral, é razoável esperar que a magnitude das mudanças climáticas no futuro e a severidade dos seus impactos sejam maiores se não forem tomadas ações para reduzir as emissões de GEE e se adaptar a seus impactos (NAS, 2010). No entanto, como todas as projeções, haverá alguma incerteza a respeito dos detalhes das mudanças climáticas futuras. Alguns fatores que contribuem para esta incerteza são:
As projeções das futuras mudanças climáticas dependem em grande medida de como a sociedade decide produzir e utilizar energia e recursos nas próximas décadas.
As mudanças provocadas pela atividade humana sobrepõem a variabilidade climática natural, especialmente em escalas regionais.
Alguns ciclos naturais (incluindo o ciclo do carbono, a dinâmica das placas de gelo, entre outros processos) ainda não têm sido completamente compreendidos ou representados em modelos climatológicos e poderiam ter uma forte influência em futuras mudanças climáticas.
Os impactos das mudanças climáticas tipicamente afetam a escalas locais e regionais, mas processos nessas escalas não são muito bem representados como em modelos em nível continental e global.
Os impactos das mudanças climáticas dependem de como as mudanças climatológicas interagem com outras alterações ambientais em nível regional e global, incluindo alterações no uso da terra, gestão dos recursos naturais e emissões de outros poluentes.
Os impactos das mudanças climáticas também dependem criticamente da vulnerabilidade e capacidade de adaptação dos humanos aos sistemas naturais, os quais podem variar amplamente em espaço e tempo e geralmente não são bem entendidos como as mudanças no sistema climatológico físico.
2.2 Emissões de Gases de Efeito Estufa no mundo e no Brasil.
As emissões de GEE do setor de energia representam quase dois terços de todas as emissões antropogênicas no mundo, e as emissões de CO2 no setor têm
aumentado ao longo do século passado para níveis cada vez mais elevados (IEA, 2015). Análises feitas têm indicado que as concentrações de dióxido de carbono (CO2), na
atmosfera têm aumentado significativamente, em comparação com o nível consideravelmente estável da era pré-industrial (cerca de 280 partes por milhão de volume, ou ppmv). A concentração de CO2 em 2013 (396 ppmv) era aproximadamente
40% maior do que em meados de 1800, com um crescimento médio de 2 ppmv/ano nos últimos dez anos. Aumentos significativos também ocorreram em níveis de metano (CH4)
e óxido nitroso (N2O) (IEA, 2014)
O metano é produzido de um amplo número de atividades humanas, incluindo a gestão do gás natural, queima de combustíveis fósseis e biomassa, pecuária, cultivos de arroz, e gestão de resíduos. As fontes naturais de CH4 incluem pântanos e cupins, de modo
que ambas fontes são em certa medida, influenciadas em algum grau pela mudança no uso da terra. A concentração de CH4 aumentou acentuadamente no final da década de 1970,
atingindo uma relativa estabilidade na concentração de 1775 ppb. (NAS, 2010).
A concentração de óxido nitroso (N2O) na atmosfera tem incrementado em
15% desde o ano 1750, primeiramente como resultado de atividades da agricultura (especialmente pela aplicação de fertilizantes químicos) mas também como subproduto da combustão de combustíveis fósseis na geração de energia e determinados processos industriais. A concentração média de N2O continua crescendo a um ritmo constante de 0,8
ppb por ano, atingindo em 2014 a cerca de 330 ppb (EPA, 2015). O N2O é um agente de
aquecimento extremadamente potente e suas moléculas permanecem na atmosfera por mais de 100 anos. Dessa forma, mesmo que as concentrações de N2O não aumentaram
desde 1750 como o CO2 ou CH4, esse gás contribui com cerca do 6% do total de emissões
de GEE. A decomposição do óxido nitroso na atmosfera também tem efeitos ambientais, ao ser a substância estratosférica (emitida por atividades humanas) mais importante na depleção da camada de ozono (RAVISHANKARA; DANIEL; PORTMANN, 2009).
Ações eficazes no setor da energia são, consequentemente, essenciais para combater o problema de mudança climática, procurando mitigar as emissões de CO2 da
indústria energética, onde os processos de combustão representam aproximadamente 90% das emissões do setor (Figura 2.1).
Figura 2.1. Emissões antropogênicas globais de GEE.
Fonte: IEA 2014
Apenas 45% do CO2 emitido por atividades humanas permanece na atmosfera;
o restante é absorvido pelos oceanos e a superfície da terra. Estimativas atuais, que são baseadas em uma combinação de medidas diretas e modelos que simulam processos do ecossistema e ciclos biogeoquímicos, indicam que cerca de duas vezes a quantidade de CO2 absorvido pelos ecossistemas na superfície é liberado pelo desmatamento; assim, a
superfície da terra é um sumidouro de carbono. Os oceanos também são sumidouros de carbono, mas apenas parte do CO2 absorvido pelo oceano é usado por plantas marinhas,
a maioria se mistura com a água para formar ácido carbônico, que é prejudicial para muitos tipos de vida no oceano (NAS, 2010).
A eficiência energética é uma das medidas propostas para mitigar as mudanças climáticas e tem incrementado sua participação entre outras medidas recentemente. A optimização do uso da energia em processos industriais de projetos já desenvolvidos representa uma grande oportunidade para o desenvolvimento de novas tecnologias provadas para a redução de emissões de GEE.
No caso do Brasil, entre 1990 e 2013, as emissões brutas de GEE passaram de 1,83 bilhão de toneladas de gás carbônico equivalente (Gt CO2e) para 1,59 Gt CO2e (Figura
Outros 14% Agricultura 11% Processos Industriais 6% CO2 90% CH4 9% N2O 1% Energia
2.2), o que representa uma queda de 15%. A trajetória das emissões, contudo, teve períodos distintos de crescimento e redução, superando 2,8 Gt CO2e em 1995 e 2004, e
caindo quase à metade desse valor (1,4 Gt CO2e) em 2012. Entre 2012 e 2013, houve um
aumento de 8% das emissões apesar da quase estagnação da economia (crescimento do PIB menor que 1,5% (IBGE, 2015)).
Figura 2.2. Evolução das emissões de GEE no Brasil entre 2004 e 2013 (Mt. CO2e) Fonte: SEEG, 2015
As emissões no setor energético, referem-se à “energia consumida nos centros de transformação e/ou nos processos de extração e transporte interno de produtos energéticos, na sua forma final”. Enquadram-se nesse setor, por exemplo, os combustíveis nas refinarias e plataformas de petróleo, bem como o bagaço de cana utilizado para prover energia para o funcionamento das utilidades das destilarias de álcool. As emissões fugitivas também estão incluídas no setor energético (SEEG, 2015). No Brasil, as emissões do setor energético têm incrementado de 302 Mt. CO2e em 2004, a 449 Mt. CO2e em 2013,
o que apresenta a maior taxa de crescimento anual no período, somado ao decréscimo no desmatamento da Amazônia, as emissões do setor representavam em 2004 10,6% das emissões totais de GEE no Brasil. No total, as emissões fugitivas apontam por 4,7% do total no setor, no ano 2013 (MCT, 2014).
Um ponto importante a destacar é a notável predominância das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural nas emissões, respondendo, a grosso
0,0 500,0 1000,0 1500,0 2000,0 2500,0 3000,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 M ilhõe s de To n de C O2e
modo, por 90% das emissões da produção de combustíveis. O fato não surpreende, pois a indústria da produção e refino de petróleo, assim como é produtora de energia, também é uma grande consumidora.
Segundo estimativas indicadas pela Agencia Internacional de Energia (IEA –
International Energy Agency), a quantidade de gás consumida para suportar as atividades
de exploração e produção no pólo do pré-sal, passarão dos atuais 2 bilhões de m3, para 6
bilhões de m3 em 2035 (IEA, 2013), o que representa um grande desafio para o país em
termos de mitigação das emissões de GEE.
Em termos de indústria de produção de combustíveis, e correspondente às estimativas da IEA, predominam as emissões associadas à produção de combustíveis fósseis, em especial, ao refino de petróleo com 48% das emissões do segmento em 2013 (Figura 2.3), à extração de petróleo e gás natural (38% em 2013) e à produção de carvão mineral (7% em 2013). Nesses valores estão somadas as emissões provenientes da queima de combustíveis e as emissões fugitivas. No total, o segmento de exploração, produção e refino de petróleo e gás natural representa 86% das emissões totais de CO2e
neste segmento, o que corresponde ao incremento de 36 Mt CO2e em 2005 a 44 Mt. CO2e
em 2013 (SEEG, 2015).
Figura 2.3. Emissões de CO2e na produção de combustíveis, por atividade. Fonte: SEEG 2015 38% 48% 7% 4% 2% 1%
2013
Exploração de Petróleo e Gás Natural Refino de Petróleo
Produção de Carvão Mineral Transporte de Gás Natural Produção de álcool
Além disso, o petróleo do pré-sal contém quantidades significativas de gás natural, com elevada porcentagem de CO2. Existem incertezas em torno do volume de gás
natural a ser usado para reinjeção no poço, assim como o CO2 produzido dos processos de
separação nas plataformas, de modo a manter a pressão da reserva em nível adequado. As opções para lidar com esse gás natural estão diretamente relacionadas ao lançamento de CO2 na atmosfera e à queima de gás no flare, ainda considerando que existem gasodutos
projetados para exportar o gás natural produzido nos campos do pré-sal (PETROBRAS, 2014).
2.3 Emissões de GEE na indústria do petróleo.
Segundo a Agência Internacional de Energia (IEA – International Energy
Agency), o consumo global de óleo cru incrementará 25% nos próximos 25 anos, de 92
milhões de barris por dia (MMbbl/d) em 2014 (BP, 2015) a 115 MMbbl/d em 2040 (IEA, 2013). A extração, transporte e refino de óleo cru, representa em média 18% dos GEE desde os poços até o uso final. Em escala global, significa uma grande quantidade de emissões de GEE: cerca de 34,1 bilhões de toneladas métricas de CO2 equivalente por ano
foram emitidas por combustão de combustíveis fósseis em 2015 (IEA, 2013), de modo que medidas e ações de eficiência em processos de extração, refino e transporte significariam um progresso substancial na mitigação de emissões de GEE.
Para realizar o diagnóstico da maneira mais exata possível, é necessário identificar cada processo envolvido na cadeia do petróleo e gás, desde a extração até o uso final, considerando processos de combustão, prática do Flaring e Venting, emissões fugitivas e emissões indiretas ao processo de produção do petróleo e gás. A variação das emissões entre cada um dos processos da cadeia do petróleo e gás, depende dos usos finais da energia e intensidade energética de cada processo (Figura 2.4).
Figura 2.4. Indústria do Petróleo e Gás e emissões de GEE.
Fonte: Elaboração própria
Na cadeia da indústria de óleo e gás, dependendo do tipo de processamento, há processos com alta intensidade energética, principalmente nas primeiras etapas de produção e refinação, com a utilização de combustíveis fósseis produzidos como fontes de energia primárias. Gás natural e petróleo são as principais fontes de energia para processos de combustão em turbinas a gás, para geração elétrica nas plataformas,
Transporte e distribuição Armazenamento
Extração/Produção e processamento Petróleo e Gás
Armazenamento Refinação CO2 CH4 N2O Transporte e distribuição Armazenamento Uso Final CH4 CO2 CH4 N2O CH4 CO2 CH4 N2O CH4 CO2 CH4 N2O CO2 CH4 N2O
caldeiras e motores de combustão interna, gerando, porém, maiores quantidades de emissões principalmente de CO2. Em oleodutos, o maior consumo de energia é
representado pelas estações de re-compressão utilizando principalmente gás natural como fonte de energia, em um sentido similar a processos de liquefação e regaseificação (Figura 2.5), que em termos de emissões, o CH4 é considerado o maior contaminante nos
processos relacionados por vazamentos e ventilação de gás em compressores.
Figura 2.5. Consumo de Energia na cadeia de suprimento da indústria óleo de gás no mundo (Milhões de Toneladas de óleo equivalente).
Fonte: Adaptado da IPIECA, 2004
2.3.1 Extração e produção convencional de Petróleo e Gás
Este segmento da indústria inclui exploração para a extração de petróleo dos reservatórios subterrâneos, localizados on-shore ou off-shore. Devido a que o óleo e o gás natural podem ser extraídos pelo mesmo poço, o segmento deve incluir equipamentos para processamento dos dois hidrocarbonetos. A exploração envolve vários testes geológicos e geofísicos, seguidos por perfurações exploratórias em áreas prováveis de jazidas. As emissões mais importantes nestas atividades são geradas pelos motores de combustão interna usados nas operações de perfuração, além do venting ou flaring do gás
0 50 100 150 200 250 300
Produção Refinação Liquefação/Regaseificação Oleodutos
associado em testes de poço ou completações; e das emissões associadas às fontes móveis de transporte de pessoal e equipamentos desde ou até o destino. Em poços nos quais o gás natural está disponível, pode ser utilizado para remover sedimento acumulado durante a perfuração, ou, se estiver disponível em altas pressões, como força motriz no processo. Na perfuração o gás utilizado normalmente é enviado para queima em flare. Para estas operações, o gás natural é forçado na perfuração para aumentar a pressão e liberado rapidamente pelo anular do poço (API, 2009).
Um poço que atinge um óleo ou reservatório de gás natural economicamente viável pode ser concluído e colocado em produção. As plataformas de produção normalmente envolvem uma quantidade de processos de separação de óleo, gás e água que requerem uso intensivo de energia dependendo das condições e parâmetros em que for descoberto o óleo. As emissões de GEE na fase de produção são determinadas dependendo das interações entre sete parâmetros (ICCT, 2010):
Idade do Campo;
GOR – Gas/Oil ratio;
Profundidade do reservatório;
Pressão;
Viscosidade;
Densidade API;
Tipo de desenvolvimento (On-shore, off-shore).
A quantidade de volume de gás no óleo produzido, ou GOR em condições “standard”, é um dos parâmetros mais importantes considerados neste estudo. Valores altos de GOR (altas quantidades de gás) levam a altas produções de gás natural, que pode ser usado nas plataformas para os requerimentos energéticos, para exportação, ventilado ou para queima em flare, aumentando substancialmente as emissões de GEE.
A idade do campo influencia as emissões de GEE porque, enquanto o campo madura, a produção de óleo e gás decresce, diminuindo a demanda energética em termos de processamento de hidrocarbonetos, mas aumentando em termos de injeção de água ou gás como técnicas para prolongar os níveis de produção.
Óleos pesados precisam de maior quantidade de energia para ser extraídos, transportados e refinados. Maior densidade API significa maior quantidade de energia
para elevação de óleos. A profundidade e pressão do reservatório também afetam o uso da energia na produção, por requerer equipamentos de injeção de água ou gás para manter a pressão de extração do poço dependendo da idade do campo. Adicionalmente, o tipo de desenvolvimento (on-shore, off-shore,) precisará de diferentes soluções em fornecimento de energia dependendo da localização do campo, ou dos processos instalados (recuperação melhorada, separação/injeção de CO2, etc.) segundo o tipo de
óleo a desenvolver.
Para o diagnóstico de emissões de GEE, são realizadas classificações de equipamentos segundo as maiores fontes de emissão do segmento de extração e produção de óleo e gás (Tabela 2.2).
Tabela 2.2. Classificação das principais fontes de emissão de GEE na produção.
Categoria Fontes principais
Emissões Diretas Fontes de Combustão
Equipamentos estacionários
Caldeiras, aquecedores, fornos, motores de combustão interna, turbinas, flares, incineradores, etc.
Equipamentos móveis
Barcaças, navios, automotoras, caminhões para transporte de material, helicópteros, aviões, etc.
Emissões de processo e Ventilação Emissões de
processo
Unidades de aminas, desidratadores de glicol, peneiras moleculares, etc.
Outras fontes de ventilação
Tanques de armazenamento, aparelhos pneumáticos, bombas de injeção química, flaring, descarga de compressores, etc.
Fontes fugitivas
Emissões Fugitivas Válvulas, flanges, conectores, bombas, vazamentos nos compressores, linhas abertas
Emissões Indiretas
Eletricidade Geração de eletricidade off-site para consumo on-site Vapor/Calor Geração de água quente off-site para consumo on-site
Segundo a IOGP (International Association of Oil & Gas Producers), aproximadamente 90% das emissões de GEE reportadas por empresas produtoras de petróleo e gás, são derivadas do uso da energia e flaring, o restante por ventilação (Vents) e emissões fugitivas (Figura 2.6).
Figura 2.6. Emissões de GEE por fonte na produção de O&G
Fonte: IOGP, 2014
A energia usada para produzir óleo e gás abrange várias atividades, que incluem:
Energização de compressores para re-injeção de gás produzido ou para exportação por gasodutos.
Acionamento de turbinas para gerar eletricidade usada em atividades operacionais, incluindo logística e acomodações (em operações off-shore).
Acionamento de bombas de processo (injeção de água, off-loading, etc.)
Produção de vapor, compressão e injeção de CO2 como técnicas de EOR
(Enhanced Oil Recovery).
Como mencionado anteriormente, o consumo de energia varia amplamente dependendo das circunstancias locais e das condições operacionais de cada campo (campos maduros ou remotos usualmente consomem maior quantidade de energia que outros campos) (IOGP, 2014).
Energia 55% Flaring 34% Vents 8% E. Fugitivas 3%
2013
No caso das plataformas FPSO instaladas em águas ultra-profundas como no caso brasileiro, é requerida a geração de energia no lugar como solução viável ao fornecimento, incrementando substancialmente as emissões de GEE por fontes de combustão, normalmente turbinas a gás em ciclo aberto, além de contar com turbocompressores como parte do sistema de remoção e injeção de CO2.
A quantidade de emissões associadas a liberações não intencionais de metano ou dióxido de carbono (emissões fugitivas) é caracterizada pela composição dos hidrocarbonetos produzidos, que podem ser altamente variáveis dependendo do desenvolvimento do campo. No pré-sal, são produzidos hidrocarbonetos com altos teores de CO2 (variando entre 3% e 25% em composição volumétrica), de modo que as
plataformas instaladas devem contar com processos de separação/remoção de CO2, além
de práticas de injeção do gás, o que pode resultar em maiores emissões de CO2 por
vazamentos em equipamentos, sem deixar de considerar a importância do CH4.
No processamento de gás, produtos líquidos de alto valor são recuperados das linhas de gás, e o gás produzido é tratado para atingir as especificações de exportação e uso comercial. Processos que liberam gás para a atmosfera por ventilação, como desidratação, adoçamento de gás, aparelhos pneumáticos, atividades não rotineiras, são grandes fontes de emissões de CH4 (API, 2009).
Detalhamento das metodologias de cálculo das emissões de GEE nos diferentes processos da extração e produção de óleo e gás são apresentados no capítulo de metodologias, focado principalmente no caso estudado de uma FPSO em várias etapas da produção, avaliando assim as variações e os impactos do processamento segundo as condições de produção.
2.3.2 Transporte e distribuição
O segmento de transporte e distribuição consiste na movimentação de hidrocarbonetos (óleo e gás) desde pontos de produção para refinarias, ou de produtos de petróleo até centros de distribuição. As emissões de GEE por operações de transporte e distribuição geralmente são função da distância, densidade API, pressão e modo de transporte.
As emissões no segmento por fontes geralmente resultam de perdas de material em transporte ou emissões por combustão da energia produzida para transportar o material. Perdas do produto podem acontecer por emissões fugitivas por vazamentos em equipamentos ou perdas por evaporação durante operações de carga, descarga e armazenamento, resultando em emissões principalmente de CH4.
Emissões de CO2 e quantidades significativamente menores de N2O podem
acontecer no transporte devido à combustão em motores de combustão interna, caldeiras de vapor em navios e turbinas a gás acionando compressores. É possível detectar pequenas quantidades de metano não queimado quando o gás natural é utilizado em turbinas e motores de combustão interna. Adicionalmente, SF6 pode ser emitido devido a
que o poluente é usado como gás de rastreio para detecção de vazamentos em gasodutos. Em termos de CO2e, pode ser uma grande fonte de emissões para operações de transporte
por gasodutos.
2.3.3 Refinação de petróleo
O segmento de refinação é conformado por todos os lugares de refinação em que existe uma entrada de óleo cru, e produz combustíveis derivados como gasolina, diesel, entre outros. O processo inclui várias etapas de destilação que separa os hidrocarbonetos do petróleo mediante aquecimento a diferentes temperaturas. Há também vários processos como craqueamento catalítico, coking, reformado, alquilação e isomerização, que reagem os hidrocarbonetos para acrescentar o desempenho das unidades de refinação em termos de produção de naftas e querosenes. O hidrogênio é amplamente utilizado no segmento para processos de purificação dos produtos do petróleo, removendo principalmente enxofre e amônia.
Devido à alta intensidade energética nos processos anteriormente mencionados, pois vários deles são processos endotérmicos com aquecimento de hidrocarbonetos a temperaturas que chegam a 500°C e pressões de até 500 bar, o segmento é o maior emissor de GEE na indústria do petróleo e gás segundo estatísticas mundiais. As emissões mais importantes são de CO2 por processos de combustão em
aquecedores, turbinas, flares, e motores de combustão interna em determinados processos, e, em menor medida, são emitidos N2O e CH4.
Como nos outros segmentos da indústria, emissões fugitivas de CH4 cobram
importância em processos de transporte de gás combustível entre sub-processos das refinarias, por vazamentos em equipamentos associados a tubulações e sistemas de ignição de equipamentos que usem este tipo de combustível.
2.4 Inventário de Emissões de GEE
A avaliação e quantificação das emissões de GEE em indústrias compõem a primeira medida em planos de redução de emissões e implementação de medidas em eficiência energética. A elaboração de inventários de emissões de GEE consiste na quantificação de gases poluentes emitidos ou removidos da atmosfera durante um período de tempo (MENDONÇA, 2013). Os tomadores de decisão, seja a nível governamental ou corporativo, utilizam os inventários como linha base para o desenvolvimento de estratégias e políticas de mitigação, além da avaliação de tais medidas.
Segundo o GHG Protocol (2013), são vários os benefícios e vantagens da realização de inventários de emissões de GEE:
Vantagens competitivas: calcular, participar de benchmarkings2 e gerenciar as
emissões de GEE pode garantir a sustentabilidade dos negócios e a melhoria de eficiências.
Melhoria nas relações com públicos de interesse (Stakeholders): o desenvolvimento de um inventário corporativo/institucional de GEE, baseado em critérios e padrões internacionais, permite à empresa publicar informações
2 Benchmarking: Consiste no processo de busca das melhores práticas numa determinada indústria e que
conduzem ao desempenho superior. É visto como um processo positivo e através do qual uma empresa examina como outra realiza uma função específica a fim de melhorar a forma como realiza a mesma uma função semelhante.
fidedignas segundo os critérios do Carbon Disclosure Project e da Global
Reporting Initiavite (GRI), entre outros de interesse para financiadores,
consumidores e outros públicos.
Registro histórico de dados: O estabelecimento de um registro de emissões de GEE permite às organizações adotarem medidas voluntárias de melhoria em seus processos, que poderão ser consideradas sob legislação ou regulamentos programáticos eventualmente adotados no futuro.
Condições para participar nos mercados de carbono: As empresas que publicam seus inventários de emissões de GEE podem, com essa atividade, identificar oportunidades para redução de emissões e, dessa forma, realizar projetos passíveis de obtenção de créditos comercializáveis no mercado de carbono.
A UNFCCC (2004) estabelece cinco princípios para a contabilização, quantificação, elaboração e publicação de inventários de GEE, também apresentados no
GHG Protocol Corporate Standard e na norma 14064-1. A finalidade desses princípios é
apoiar todos os aspectos relacionados à contabilização e à elaboração de inventários de GEE. A sua aplicação assegurará que o inventário de GEE represente, de maneira justa e transparente, todas as emissões da organização.
Transparência: As considerações e metodologias usadas para o inventário devem ser claramente explicadas para facilitar a replicação e análise do inventário por usuários da informação reportada. A transparência dos inventários é fundamental para o sucesso do processo para a comunicação e consideração da informação.
Consistência: o inventário deve ser internamente consistente em todos seus elementos. Um inventário é consistente se as mesmas metodologias são usadas para o ano base e os anos subsequentes, e se dados consistentes são usados para estimar emissões ou remoções de fontes ou sumidouros. Sob certas circunstâncias, um inventário pode usar diferentes metodologias e podem ser consideradas como consistentes se têm sido recalculadas de maneira transparente, em concordância com o IPCC.
Relevância: Buscar assegurar que o inventário reflita, com exatidão as emissões da empresa e que sirva às necessidades de decisão dos utilizadores, tanto a nível
interno como externo da empresa. Um aspecto importante da relevância é a seleção de um limite de inventário adequado, que reflita a substância e a realidade econômica dos relacionamentos organizacionais, e não meramente a sua estrutura jurídica. A escolha do limite de inventário depende das características da organização, do propósito da informação e das necessidade dos usuários.
Integralidade: Orienta o registro e a comunicação de todas as fontes e atividades de emissão de GEE dentro dos limites do inventário selecionado. Todas as fontes de emissões dentro do limite escolhido precisam ser contabilizadas para que o inventário seja abrangente e significativo. Na prática, falta de dados ou o custo de compilá-los pode ser um fator limitante.
Exatidão: Os dados devem ser suficientemente precisos para permitir que os usuários tomem decisões com confiança razoável de que as informações relatadas tem credibilidade. Medidas, estimativas ou cálculos de GEE não devem estar sistematicamente acima ou abaixo do valor real das emissões, até onde se pode julgar, e as incertezas devem ser reduzidas tanto quanto possível.
O resultado do inventário de emissões dependerá fortemente dos limites operacionais estabelecidos para a avaliação. A identificação destes limites permite realizar uma classificação entre emissões diretas e indiretas, que possibilitará uma gestão efetiva e inovadora de GEE e ajudará na melhor gestão de todo o espectro de riscos e oportunidades de mitigação de GEE que existem ao longo de sua cadeia de valor.
Como forma de ajudar a delinear as fontes de emissão direta e indireta, melhorar a transparência e ser útil a diferentes tipos de organizações, diferentes tipos de políticas relacionadas à mudança climática e a objetivos de negócio são definidos três “escopos”, para fins de contabilização e elaboração do inventário de GEE:
Escopo 1: Faz referência às emissões diretas de GEE provenientes de fontes que pertencem ou são controladas pela organização, como, por exemplo, emissões de combustão em caldeiras, fornos, veículos da empresa ou por ela controlados, emissões da produção de químicos em equipamentos de processos, emissões de sistemas de ar condicionado e refrigeração, entre outros.
Escopo 2: Este escopo contabiliza as emissões de GEE provenientes da aquisição de energia elétrica e térmica que é consumida pela empresa. A energia adquirida é definida como sendo aquela que é comprada ou trazida para dentro dos limites organizacionais da empresa.
Escopo 3: É uma categoria de relato opcional que permite a consideração de todas as outras emissões indiretas. As emissões do escopo 3 são uma consequência das atividades da empresa, mas ocorrem em fontes que não pertencem ou não são controladas pela empresa.
Tabela 2.3. Escopos para a indústria de Óleo e Gás
3 PLATAFORMA DE PRODUÇÃO FPSO
A necessidade da indústria de petróleo e gás de explorar e produzir hidrocarbonetos em lugares ainda não explorados nem contemplados tem desenvolvido e incrementado a exploração off-shore, especialmente no Brasil com a descoberta dos campos do pré-sal em águas ultra-profundas. Plataformas off-shore tipo FPSO (Figura 3.1) estabeleceram-se como a principal alternativa para o desenvolvimento desses campos, entre outras alternativas disponíveis, principalmente pela capacidade de armazenamento e versatilidade em águas profundas e ultra-profundas.
Figura 3.1. Plataforma FPSO
Fonte: News Ghana (2015)
Com o incremento da produção e da instalação de FPSO’s, considerando que são grandes consumidores de energia para os processos de tratamento, injeção e exportação de hidrocarbonetos, o consumo de energia cobra importância neste tipo de desenvolvimentos, gerando a criação de práticas de eficiência energética e políticas que fomentem a diminuição das emissões de GEE. Análises energéticas e exergéticas dos processos são realizadas com o fim de detectar as oportunidades de implementação de novas tecnologias ou procedimentos que possam melhorar os indicadores de
desempenho dos processos envolvidos na FPSO, considerando as particularidades de cada caso que seja analisado.
Este capítulo explica o funcionamento e operação de uma plataforma FPSO replicante segundo informações e documentação fornecida pela empresa BG Brasil®, considerados para o levantamento do inventário de emissões de GEE. Também é explicado o caso em especifico que foi considerado para análise, levando em conta que FPSO’s idênticas podem operar em diferentes campos e, por conseguinte, com diferentes composições molares de hidrocarbonetos produzidos que definem a operação da plataforma.
3.1 Informação Base de Projeto
O levantamento de informações relevantes ao diagnóstico de emissões de GEE da plataforma FPSO replicante, foi baseado na documentação fornecida sobre vários aspectos do projeto desenvolvido. A informação proporcionada determina os limites e escopo da análise das emissões, dependendo do nível de incerteza e especificidade dos dados disponíveis, que determinarão as metodologias mais adequadas a implementar para o cálculo das emissões nos diferentes processos envolvidos na FPSO. Destaca-se que os dados disponíveis são preliminares, apoiados em cálculos de engenharia, requerimentos operacionais e diversas simulações gerais do processo e não consideram dados tomados da operação. Em geral, as informações consideradas para a análise foram:
Descrição Técnica Geral das FPSO’s replicantes.
PFD (Process Flow Diagram) de simulação dos processos em topside da FPSO.
Diagramas de instrumentação por equipamento.
Balanços de carga elétrica.
Especificação das utilidades.
Além das informações especificadas, foram realizadas simulações da planta de processamento no software Aspen HYSYS®, considerando diferentes casos de produção associados aos campos onde as plataformas estarão em operação. Os diferentes casos, como é de esperar, reportam diferentes comportamentos de consumo de energia, de modo que os turbogeradores a gás operam em diferentes regimes de carga elétrica. O software Thermoflex® foi utilizado para simular as turbinas sob diferentes condições de carga. As metodologias de simulação e considerações são abordadas em maior detalhe no capítulo de metodologias.
3.2 Descrição do Sistema
As especificações técnicas e capacidades de processamento da FPSO são projetadas segundo o campo de produção no qual serão finalmente instaladas, considerando as características do reservatório (GOR, WOR), propriedades do fluido extraído, requerimentos técnicos e decisões sobre implementações tecnológicas. O caso estudado contempla a instalação das plataformas nos blocos localizados na Bacia de Santos, na região do pré-sal, no Brasil, cujos reservatórios como característica principal produzem altas quantidades de gás associado à extração de petróleo, com altos teores de CO2 que precisa ser removido com processos inclusos no topside da FPSO. As
especificações gerais de processamento são mencionados na Tabela 3.1.
Como descrito na tabela, as altas capacidades de movimentação de petróleo, gás, água e CO2 implicam grandes requerimentos energéticos. Os dados listados são de
capacidades máximas, porém a plataforma deve operar em condições de menor produção, ou valores de pressão e tratamento de hidrocarbonetos que mudam segundo as necessidades técnicas do momento. Isto implica que vários equipamentos estarão operando em cargas parciais que alteram o desempenho energético de várias etapas de processamento, modificando também a carga do sistema de geração elétrico. Cada unidade de processamento incluída na plataforma está desenhada para casos específicos de limites de operação que surgirão durante a produção, e, embora cada campo tenha elementos diferenciadores para a planificação dos processos a incluir na FPSO, alguns
processos como tratamento e exportação de gás, tratamento e injeção de água, são comuns entre várias plataformas.
Tabela 3.1. Especificações gerais de processamento da FPSO
CARACTERÍSTICA CAPACIDADE MÁXIMA
Processamento de Liquido 24 000 m3/dia
Estocagem de óleo 1 600 000 bbl
Processamento de óleo 24 000 m3/dia
Tratamento de água Produzida 19 000 m3/dia
Tratamento e movimentação de Gás 6 000 000 Sm3/dia
Pressão de Injeção de Gás Natural 55 000 kPa
Pressão de Injeção de CO2 45 000 kPa
Injeção de água 28 600 m3/dia
Fonte: Elaboração própria
3.2.1 Planta de processamento
A planta de processamento analisada para o diagnóstico de emissões é ilustrada na Figura 3.2, com os respectivos fluxos das correntes tratadas nos processos. A continuação, é descrito cada subsistema com as principais características.
1) Manifold de Produção: os fluidos produzidos no reservatório pelos poços de produção são conduzidos para manifolds de produção a diferentes níveis de pressão. São compostos por sistemas de válvulas que encaminham os fluidos para o sistema de separação. Normalmente são injetados produtos químicos para prevenir o congelamento, incrustações em tubulações, formação de asfaltenos, e capturar H2S,
Manifold de produção Separação Tratamento de óleo Gás Recuperado Tratamento de água produzida Gás Combustível By-pass Turbogeradores a gás Óleo Gás CO2 Água Energia Elétrica 1 2 3 4 5 6 9 10 1. Manifold de Produção
2. Separação e Tratamento de Óleo 3. Unidade de Recuperação de Vapor (URV) 4. Unidade de Compressão Principal 5. Unidade de Desidratação do Gás
6. Controle de Ponto de Orvalho 7. Unidade de Remoção de CO2 8. Compressão de exportação 9. Compressão de CO2 10. Compressão de Injeção Poços de produção Agua de mar Injeção de Gás Injeção de CO2 Injeção de água Armazenamento de óleo Exportação de gás combustível Outras Cargas 8 7
Assist Gas - Flare
Figura 3.2. Esquema geral da planta de processamento da FPSO
