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PETROBRAS – Como monetizar as megareservas de gás natural do campo de libra?

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Petrobras ainda não dispõe de uma solução para monetizar as megarreservas de gás natural do
campo de Libra.
A Petrobras ainda carece de uma solução para monetizar as grandes reservas de gás natural do
campo de Libra. A expectativa é que, ao menos inicialmente, a petroleira reinjete todo o gás
produzido, em função do alto teor de CO2 associado por falta de uma tecnologia de separação que
não onere demais o projeto. “Vamos reinjetar até desenvolvermos uma solução”, afirmou o gerentegeral
da UO-BS, Osvaldo Kawakami, durante uma apresentação, no Rio de Janeiro.
A solução utilizada nos FPSOs mais novos da Petrobras, baseada em membranas, não seria
adequada ao caso de Libra, onde, estima-se, o teor de gás carbônico pode variar entre 45% e 90%.
Esses níveis são, segundo especialistas, bem superiores ao limite de trabalho ótimo das membranas,
de 30%. Além disso, tal variação exigiria que a plataforma já viesse equipada com uma quantidade de
membranas capaz de separar teores mais elevados de CO2 que só apareceriam no final da
campanha, após anos de reinjeção.
Outro complicador é que, em situações de grande vazão de gás com alto nível de CO2, as
membranas permitem a passagem de metano (CH4), demandando compressores ainda mais
potentes para reinjetar os gases no poço. Ou seja, equipamentos mais complexos e que ocupam
mais espaço no caríssimo metro quadrado do topside de plataformas do pré-sal.
“O metano expande a corrente de CO2, que fica menos densa e mais volumosa, aumentando os
custos de compressão dessa carga e encarecendo o sistema de rebombeio”, explica o pesquisador
do Centro de Excelência em Gás Natural do Parque Tecnológico da UFRJ, Prof. José Luís de
Medeiros.
Hoje, ele coordena, com a Profa. Ofélia de Queiroz, um projeto que visa estudar alternativas para o
desenvolvimento de empreendimentos offshore da classe de Libra, com foco no processamento,
separação e exportação de gás.
Uma das soluções em estudo se baseia em tecnologias de destilação criogênica, recomendadas para
gás natural com teores de CO2 acima de 30%. O problema dessa alternativa é que, por conta de sua
estatura, as colunas de destilação são pouco apropriadas para serem instaladas em unidades
flutuantes.
Outra opção seria centralizar o processamento de gás em terra, utilizando plantas offshore mais
simples que se limitariam a despachar o gás “sujo” por meio de dutos para a costa. O CO2 então
retornaria, em estado liquefeito, por um carboduto para ser reinjetado no campo.
“A alternativa é trabalhar na outra ponta, turbinando a UPGN para receber um gás mais bruto,
fracioná-lo, separar o CO2 e retorná-lo para EOR (sigla para recuperação avançada de petróleo)”,
comenta Ofélia.
Segundo os pesquisadores, essa configuração não seria, em princípio, mais cara que a opção pelo
afretamento de FPSOs complexos, cujas diárias superam os US$ 500 mil, e permitiria entregar um
gás natural adequado ao consumo na sociedade (a ANP não permite que se distribua gás com teor
de CO2 maior que 3%).
Parcerias
O CEGN é um dos laboratórios que fazem parte do Programa Tecnológico de Gerenciamento de CO2
no Pré-Sal da Bacia de Santos (PRO-CO2), do Cenpes, o centro de pesquisas da Petrobras. A
iniciativa prevê o desenvolvimento de projetos com universidades e empresas brasileiras e
internacionais com o objetivo de avaliar a viabilidade técnica e econômica do uso de diferentes
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tecnologias combinadas para simplificar plantas de tratamento de grandes volumes de gás, incluindo
a separação do CO2.
Entre os parceiros de pesquisa da estatal nessa área está a petroleira norueguesa Statoil. Um dos
projetos em andamento prevê a criação de membranas cerâmicas avançadas para capturar e separar
CO2 do gás natural no pré-sal. Outra pesquisa, que conta com a participação da Universidade
Norueguesa de Ciência e Tecnologia (NTNU), visa desenvolver membranas poliméricas do tipo FSC
(sigla em inglês para Fixed Site Carrier). “Ambas as tecnologias deverão ser capazes de separar CO2
do gás natural sob condições típicas do pré-sal”, prevê o pesquisador sênior da Statoil, Peter Derks.
Em paralelo, a companhia estuda soluções de separação com aminas e modelos submarinos,
conforme o conceito de Subsea Factory, em que a planta de processamento é transferida do topside
para o fundo do mar.
Entre outras alternativas analisadas pela Petrobras estão uma solução baseada em membranas, o
contactor gás-líquido por membrana, que apresenta vantagens em termos de ocupação física da
plataforma, e uma tecnologia convencional conhecida como Pressure Solubility Absorption (PSA),
que opera a remoção de CO2 por meio de resina sólida.
Segundo o diretor Executivo da brasileira Pam Membranas Seletivas, Roberto Bentes de Carvalho, a
Petrobras tem interesse em atrair fabricantes de membranas para o Brasil. “Haverá demanda pelos
próximos 50 anos”, calcula o especialista.
Fornecedores
Uma das principais fabricantes mundiais de sistemas de separação de CO2 é a UOP, do grupo
Honeywell, que já forneceu 12 módulos de membranas no Brasil, inclusive para os FPSOs replicantes
e da cessão onerosa. Os equipamentos foram fabricados no exterior e no Brasil, neste último caso,
pela Enaval.
O projeto de pré-detalhamento (FEED) dos FPSOs replicantes foi feito pela Radix. O diretor da
empresa de engenharia brasileira, Alex Cramer, conta que um dos principais desafios foi projetar a
colocação das membranas, que são extremamente sensíveis. “Plataformas que têm CO2 são
tipicamente mais complexas”, diz o executivo, esclarecendo que, no caso dos replicantes, o teor de
CO2 não ultrapassa os 12%.
Estima-se que o bloco de Libra tenha volume recuperável de gás entre 314 bilhões de m3 e 470
bilhões de m³. A Petrobras projeta instalar 12 FPSOs na área. O edital para contratação do primeiro
deles já foi lançado. Com início de operação previsto para 2020, a unidade terá capacidade para
produzir 180 mil b/d de óleo e 12 milhões de m3/dia.
Fonte: Revista Brasil Energia

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Autor: carlosadoria

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