anÁlise do prÉ-sal brasileiro quanto ao retorno energÉtico sobre o investimento e as emissÕes de...

8/18/2019 ANÁLISE DO PRÉ-SAL BRASILEIRO QUANTO AO RETORNO ENERGÉTICO SOBRE O INVESTIMENTO E AS EMISSÕES DE…

1/156

UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO

INSTITUTO DE ENERGIA E AMBIENTE

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENERGIA

CALVIN STEFAN IOST

ANÁLISE DO PRÉ-SAL BRASILEIRO QUANTO AORETORNO ENERGÉTICO SOBRE O INVESTIMENTO E AS

EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA

SÃO PAULO

2015


2/156

CALVIN STEFAN IOST

ANÁLISE DO PRÉ-SAL BRASILEIRO QUANTO AO RETORNO

ENERGÉTICO SOBRE O INVESTIMENTO E AS EMISSÕES DE GASES DEEFEITO ESTUFA

Dissertação apresentada ao Programa dePós-Graduação em Energia do Instituto deEnergia e Ambiente da Universidade deSão Paulo para a obtenção do título deMestre em Ciências.

Orientador: Prof a. Dra. Patricia HelenaLara dos Santos Matai

Versão Corrigida

(versão original disponível na Biblioteca da Unidade que aloja o Programae na Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da USP)

SÃO PAULO

2015


3/156

AUTORIZO A REPRODUÇÃO E DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE

TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO, PARA

FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.

FICHA CATALOGRÁFICA

Iost, Calvin

Análise do pré-sal brasileiro quanto ao retorno energético sobre o

investimento e as emissões de gases de efeito estufa. Calvin Stefan Iost;

orientadora Patricia Helena Lara dos Santos Matai. – São Paulo, 2015.

156 f.: il.; 30 cm.

Dissertação (Mestrado em Ciências) – Programa de Pós-Graduação em

Energia – Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo.

1. Petróleo 2. Gás Natural 3. Pré-Sal 4. Energia 5. Efeito Estufa

I. Título


4/156

FOLHA DE APROVAÇÃO


5/156

AGRADECIMENTOS

À Talita pela dedicação.

À minha mãe Tania pelo amor.

À minha avó Zilda pelo zelo.

Ao meu pai Itamar pela reflexão.

Ao meu avô Oziel pelo exemplo.

À professora Patrícia pela educação.

Aos companheiros de trabalho Adriana, Braulio, Clayton, Fernanda e Flávia pela

motivação.

Aos amigos Adriane, Airton, Camila, Carol, Danielly, Eduardo, Enzo, Felipe,

João Wagner, Jonatas, Jorge, Juliane, Lucas, Marcelo, Marcos, Mirella, Paulo Roberto,

Pedro, Sarah, Thayse, Túlio e Willians pelas recordações.

Separadamente, cada um me fez ser uma pessoa melhor, em conjunto, me

tornaram uma pessoa realizada.


6/156

“Energia e persistência conquistam todas as coisas”.

Benjamin Franklin (1706 - 1790)


7/156

Resumo

IOST, Calvin Stefan. Análise do pré-sal brasileiro quanto ao retorno

energético sobre o investimento e as emissões de gases de efeito estufa . 2015. 156 f.

Dissertação (Mestrado em Ciências) – Programa de Pós – Graduação em Energia daUniversidade de São Paulo, São Paulo, 2015.

Devido à importância do petróleo e gás natural para a matriz energética mundial,

às oportunidades referentes à produção energia pelo pré-sal e ao potencial destas

atividades produtivas causarem degradação ambiental, este trabalho visa analisar o pré-

sal durante sua fase de produção em termos de seu retorno energético sobre o

investimento (EROI) e emissões de gases de efeito estufa (GEE). O EROI é definido

como sendo o quociente entre a quantidade de energia gerada e a quantidade dispendida

em um processo específico de produção de energia. As atuais preocupações com as

emissões de GEE ocorrem devido ao aumento da temperatura global impulsionada pelo

avanço da concentração do CO2 na atmosfera. Definiu-se a abrangência, o modelo

matemático, as premissas e as variáveis através do uso de cenários. Com uso de dados

de energia produzida, energia dispendida e fatores de conversão considerando as

condições de produção de petróleo e gás natural do pré-sal foi possível analisar o

modelo através da comparação entre o EROI obtido para o pré-sal frente ao EROI de

outros insumos energéticos e da obtenção da influência do pré-sal na meta brasileira de

redução de gases de efeito estufa. Considerando o cenário tendencial de produção e

dispêndio energético, o pré-sal apresentará em sua fase de produção de petróleo e gás

natural um EROI médio (20,2) favorável em comparação com o EROI médio do

petróleo e gás natural produzido nos EUA (14,5), entretanto menos favorável que o

EROI do petróleo e gás natural importado pelos EUA (23,5). Se o Brasil cumprir suameta de redução de emissões de GEE para o ano de 2020, atingindo o patamar de 1.977

MtCO2e, o pré-sal contribuirá com 29,6%, ou 585,25 MtCO2e, das emissões de GEE.

Frente ao exposto, as informações geradas por esta dissertação podem contribuir para o

entendimento das incertezas qualitativas e da influência quantitativa das produções do

pré-sal frente aos compromissos firmados internacionalmente.

Palavras Chave: Petróleo. Gás Natural. Pré-Sal. Energia. Efeito Estufa.


8/156

Abstract

IOST, Calvin Stefan. Analysis of the Brazilian pre-salt regarding its Energy

Return on Investment and emissions of greenhouse gases. 2015. 156 f. Master’s

Dissertation – Graduate Program on Energy, Universidade de São Paulo, São Paulo,2015.

Due to the importance of oil and gas to world energy matrix, opportunities

related to energy production by the pre-salt and the potential of these productive

activities to cause environmental degradation, this dissertation aims to analyze

production phase of Brazilian pre-salt in terms of its energy return on investment

(EROI) and greenhouse gases emissions (GHG). The EROI can be defined as the

quotient between the amount of energy generated and the amount expended in a specific

process of energy production. Current concerns about GHG emissions occur due to the

rise of global temperatures driven by further concentration of the CO2 in the

atmosphere. Scenarios were used to define the scope, the mathematical model, the

assumptions and variables. Using data involving the energy produced, the energy

expended and the conversion factor considering pre-salt oil and natural gas production

conditions, it was possible to analyze the model by comparing EROI obtained for the

pre-salt in relation to EROI obtained from other energy inputs and verify the influence

of the pre-salt in Brazil's goal of reducing greenhouse gases. Considering the trend

scenario of production and energy expenditure, the pre-salt will present in its oil and

natural gas production phase a favorable EROI average (20.2) compared to the average

EROI of oil and natural gas produced in the United States (14.5); however, less

favorable than the EROI of oil and natural gas imported by the USA (23.5). If Brazil

meets its goal of reducing GHG emissions for the year 2020, achieving the level of1,977 MtCO2e, the pre-salt will contribute with 29.6%, or 585.25 MtCO2e of GHGs

emissions. Based on this, the information generated by this dissertation can contribute to

the understanding of qualitative uncertainties and quantitative influence of pre-salt

production compared to the international commitments established by Brazil.

Keywords: Oil. Natural gas. Pre-Salt. Energy. Greenhouse effect.


9/156

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Oferta de energia primária por fonte para 2012. ......................................... 24

Figura 2 – Consumo final energético por fonte, para os derivados de petróleo. .......... 25

Figura 3 – Classificação dos hidrocarbonetos. ............................................................ 29

Figura 4 – Macrofluxo dos processos da indústria de petróleo e gás natural. ............. 32

Figura 5 - Exemplo de um comportamento previsto da curva de produção de gás(linhas) e petróleo (barras) das plataformas de produção denominadas P55 e P62,localizadas no campo de Roncador na bacia de Santos. ............................................ 34

Figura 6 – Tendência de produção de petróleo mundial por região. ............................ 36

Figura 7 - Distribuição geográfica dos camposoffshore

de petróleo e gás natural. ..... 37 Figura 8- Bacia de Santos e Campos em destaque, dentre as bacias sedimentaresbrasileiras. .................................................................................................................. 38

Figura 9 - Polígono do Pré-Sal. ................................................................................... 40

Figura 10 - Consumo mundial de energia ao longo da cadeia de produção de petróleoe gás para o ano de 2004. .......................................................................................... 42

Figura 11- Estrutura da abrangência do EROI. ........................................................... 46

Figura 12- Exemplo de EROI em função da produção acumulada, evidenciando ascomponentes tecnológica e de depleção física. .......................................................... 47

Figura 13- Exemplo de FPSO, Cidade de Ilhabela. ..................................................... 53 Figura 14 – Evolução temporal da intensidade de queima de gás natural em tocha,expressa em tonelada de gás queimado por 1000 toneladas de hidrocarbonetoproduzido. ................................................................................................................... 55

Figura 15 – Distribuição da queima de gás natural em tocha em 2012, expressa emtonelada de gás queimado por 1000 toneladas de hidrocarboneto produzido. ............ 56

Figura 16 - Movimentação de gás natural no Brasil das atividades de produção. ....... 56

Figura 17 – Informações geográficas do BDEP Web Maps apresentadas no Terraview4.1.0. .......................................................................................................................... 80

Figura 18 – Resultado do uso da ferramenta de geoprocessamento “Interseção” entreos poços e campos de produção e o polígono do pré-sal. .......................................... 80

Figura 19 – Diagrama simplificado da movimentação dos insumos energéticos eemissões de CO2 em uma unidade produtiva de petróleo e gás natural. .................... 84

Figura 20 – Produção realizada e prevista de petróleo e gás natural no pré-sal. ...... 102

Figura 21 – Movimentação de gás natural. ............................................................... 103

Figura 22 – Evolução da razão gás-óleo do pré-sal. ................................................. 104

Figura 23 – Energia Produzida no Pré-Sal (TJ). ........................................................ 105

Figura 24 – Energia Dispendida no Pré-Sal (TJ). ...................................................... 106

Figura 25 – Energia produzida pelo pré-sal considerando os cenários tendencial,otimista e pessimista. ................................................................................................ 109


10/156

Figura 26 – Energia dispendida pelo pré-sal considerando os cenários tendencial,otimista e pessimista. ................................................................................................ 110

Figura 27 – Relação do poder calorífico inferior frente ao teor de CO2 na correntenormalizada do gás natural padrão. .......................................................................... 112

Figura 28 – Evolução do EROI do pré-sal. ................................................................ 113 Figura 29 – Comparação do EROI do pré-sal frente ao EROI de outros insumosenergéticos. .............................................................................................................. 114

Figura 30 – Emissões de GEE do pré-sal em seu cenário tendencial frente à emissãobrasileira prevista para 2020 e a meta de redução de 38,9% (1.259 MtCO2e). ......... 117

Figura 31 – Emissões do pré-sal em seu cenário tendencial evidenciando as diferentesatividades. ................................................................................................................ 118

Figura 32 – Proporção das emissões referentes ao pré-sal no ano de 2020. ............ 119

Figura 33 – Emissões de CO2 pelo pré-sal considerando os cenários tendencial,otimista e pessimista. ................................................................................................ 119

Figura 34 – Conteúdo de carbono para combustíveis fósseis. .................................. 120

Figura 35 – Diagrama com a distribuição temporal da operação dos poços do pré-sal.................................................................................................................................. 139


11/156

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Informações sobre os derivados do petróleo. ............................................ 27

Tabela 2 – Composição elementar média do petróleo. ............................................... 28

Tabela 3 – Composição típica do gás natural associado e não associado. ................. 28

Tabela 4 – Parâmetros utilizados na classificação do petróleo. .................................. 30

Tabela 5 – Classificação do petróleo pela densidade. ................................................ 31

Tabela 6 – Categorização de poços de acordo com a razão gás-óleo. ....................... 35

Tabela 7 – As siglas ANP dos poços do pré-sal e seus respectivos campos. ............. 38

Tabela 8 – Polígono do Pré – Sal. Coordenadas policônicas/SAD69/MC54. .............. 39

Tabela 9 – Denominadores base recomendados para a elaboração de um IDEconsistente para os diferentes setores da cadeia de produção de petróleo. ............... 41

Tabela 10 - Coeficientes de eficiência energética para o setor. .................................. 43

Tabela 11 – Componentes utilizadas para a elaboração de um cenário. .................... 49

Tabela 12 – Critérios para avaliação de um impacto ambiental. ................................. 51

Tabela 13 – Aspectos ambientais presentes nas fases de instalação, operação edesativação de uma unidade de produção de petróleo no pré-sal. ............................. 53

Tabela 14 – Potencial de aquecimento global para os gases de efeito estufapredominantes no setor energético. ............................................................................ 60

Tabela 15 – Taxa de emissão de poluentes atmosféricos, por FPSO, gás e fonte deemissão (kg/hora). ...................................................................................................... 61

Tabela 16 – Contribuição setorial para a projeção de emissões de GEE brasileiras em2020. .......................................................................................................................... 62

Tabela 17 – Contribuição do setor energético para a projeção de emissões de GEEbrasileiras em 2020..................................................................................................... 62

Tabela 18 – Título e filosofia dos cenários ambientais e energéticos. ......................... 74

Tabela 19 – Produção realizada no pré-sal, entre 2010 e 2013. ................................. 78

Tabela 20 – Produções previstas do pré-sal comparadas entre o PDE 2022 e 2020. . 79

Tabela 21 – Comparação da produção de maio de 2014, utilizando como referênciadados a ANP. ............................................................................................................. 81

Tabela 22 – Comparação da produção, utilizando como referência dados do MME eEPE. ........................................................................................................................... 82

Tabela 23 – Consolidação dos dados de produção utilizada por esta dissertação. ..... 83

Tabela 24 – Queima de gás natural em tocha realizada entre 2010 e 2013 no pré-sal.................................................................................................................................... 85

Tabela 25 – Queima de gás natural em tocha prevista entre 2014 e 2020. ................. 85

Tabela 26 – Comparação dos dados de queima de gás natural no pré-sal. ................ 86


12/156

Tabela 27 – Dados primários para a estimativa do consumo interno de gás natural nopré-sal entre 2010 e 2013. .......................................................................................... 86

Tabela 28 – Estimativa do consumo interno de gás natural no pré-sal realizado entre2010 e 2013. ............................................................................................................... 87

Tabela 29 – Consumo interno de gás natural previsto entre 2014 e 2020. .................. 87 Tabela 30 – Comparação dos dados de consumo interno de gás natural no pré-sal. . 87

Tabela 31 – Dados primários para a estimativa da reinjeção de gás natural no pré-salentre 2010 e 2013. ...................................................................................................... 88

Tabela 32 – Estimativa da reinjeção de gás natural no pré-sal realizado entre 2010 e2013. .......................................................................................................................... 88

Tabela 33 – Reinjeção de gás natural previsto entre 2014 e 2020. ............................. 89

Tabela 34 – FPSOs a serem implantadas na Etapa 1 do pré-sal. ............................... 90

Tabela 35 – FPSOs a serem implantadas na Etapa 2 do pré-sal. ............................... 91

Tabela 36 – Consumo de diesel estimado para as FPSOs. ........................................ 91

Tabela 37 – Consumo de óleo diesel médio, máximo e mínimo estimado o pré-salentre 2014 e 2020. ...................................................................................................... 92

Tabela 38 – Poder calorífico inferior para o petróleo. .................................................. 94

Tabela 39 – Fatores de conversão para o óleo diesel consumido internamente nasFPSOs. ....................................................................................................................... 95

Tabela 40 – Fração de dióxido de carbono no gás natural do pré-sal. ........................ 96

Tabela 41 – Composição volumétrica média em base seca do gás natural padrão,normalizado para o pré-sal e o teor mássico. ............................................................. 97

Tabela 42 – Análise elementar mássica em base seca do gás normalizado do pré-salpara 17,1% de CO2 (vol.) em sua composição. ........................................................... 97

Tabela 43 – Dados utilizados para o cálculo do PCI do gás natural do pré-sal. .......... 98

Tabela 44 – Conjunto de dados considerados e breve explicação para cada cenário.................................................................................................................................. 100

Tabela 45 – Movimentação de gás natural (MMm3/dia). ........................................... 103

Tabela 46 – Energia produzida no pré-sal pelo cenário tendencial (TJ). ................... 105

Tabela 47 – Dispêndio energético no pré-sal por atividade (TJ). .............................. 106

Tabela 48 – Energia produzida pelo pré-sal considerando os cenários tendencial,otimista e pessimista (TJ). ........................................................................................ 109

Tabela 49 – Energia dispendida no pré-sal considerando os cenários tendencial,otimista e pessimista (TJ). ........................................................................................ 110

Tabela 50 – Comparação do EROI do pré-sal frente ao EROI de outros insumosenergéticos. .............................................................................................................. 115

Tabela 51 – Emissões do pré-sal em seu cenário tendencial evidenciando asdiferentes atividades. ................................................................................................ 118

Tabela 52 – Comparação do conteúdo de carbono do pré-sal a outros insumosenergéticos (kgC/GJ). ............................................................................................... 121

Tabela 53 – Produção de petróleo e gás natural nos campos do pré-sal por mês. ... 140


13/156

Tabela 54 – Produção de petróleo e gás natural nos campos do pré-sal para o ano de2010. ........................................................................................................................ 141

Tabela 55 – Produção de petróleo e gás natural nos campos do pré-sal por mês para2010. ........................................................................................................................ 143

Tabela 56 – Produção de petróleo e gás natural nos campos do pré-sal para 2010. 144 Tabela 57 – Produção de petróleo e gás natural nos campos no interior do polígono dopré-sal no BDEP Web Maps para o mês de maio de 2014. ...................................... 145

Tabela 58 – Poços no interior do polígono do pré-sal não citados nos Dados doBoletim Mensal, produção de petróleo em (bbl/dia) e do gás natural em (Mm 3/dia). . 147

Tabela 59 – Queima de gás natural nos campos do pré-sal por mês (Mm³/dia)........ 155

Tabela 60 – Queima e reinjeção de gás natural nos campos do pré-sal por mês(Mm³/dia) .................................................................................................................. 156


14/156

LISTA DE SIGLAS

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas.ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

AR4 Fourth Assessment Report , na tradução livre, Quarto Relatório de Avaliação doIPCC.

ASTM American Society Testing and Materials, na tradução livre, Sociedade americanade teste e materiais.

b.s. Base seca.BAU Bussiness as usual , na tradução livre, negócios como de costume.

bbep Bilhões de barris equivalentes de petróleo.BDEP Banco de Dados de Exploração e Produção.

bdp Barris por dia.BEN Balanço Energético Nacional.BEU Balanço de Energia Útil.BIRD Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento.

boe Barril de óleo equivalente. bpd Barril por dia.C Carbono.CEE Consumo de Energia Específico.CH4 Metano.

CNTP Condições Normais de Pressão e Temperatura.CO Monóxido de carbono.CO2 Dióxido de Carbono.CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente.COV Carbono orgânico volátil.CQNUMC Convenção – quadro das nações unidas sobre mudança do clima.DP Desenvolvimento de Produção.EIA / RIMA Estudo de Impacto Ambiental / Relatório de Impacto Ambiental.EPA US Environmental Protection Agency.

EPE Empresa de Pesquisa Energética.EROI

Energy return on investiment , na tradução livre, retorno energético sobre oinvestimento.

FPSO Floating production storage and offloading , na tradução livre, unidade flutuantede produção armazenamento e escoamento.

G Prefixo do sistema internacional de unidades que denota um fator de 109.GEE Gás de Efeito Estufa.GN Gás Natural.GWP Global Warming Potential , na tradução livre, Potencial de Aquecimento Global.H Hidrogênio.

H2S Sulfeto de Hidrogênio.HCT Hidrocarbonetos totais de petróleo.


15/156

HFC Hidrofluorcarbono.IDE Indicador de Desempenho Energético.IEA International Energy Agency.IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change.

IPIECA International Petroleum Industry Environmental Conservation Association, natradução livre, Associação internacional para conservação ambiental nas indústriasde petróleo.

IPPC Integrated Pollution Prevention and Control , na tradução livre, Integração paracontrole e prevenção da poluição.

ISO International Organization of Standardization, na tradução livre, OrganizaçãoInternacional de Padronização.

k Prefixo do sistema internacional de unidades que denota um fator de 103.M Prefixo do sistema internacional de unidades que denota um fator de 106.MAPEE Método de avaliação do potencial de economia de energia.más. Mássica.Mbd Milhares de barris por dia.Mbpd Milhões de barris por dia.Mm3/d Milhares de metros cúbicos por dia.MMbbl Milhões de barris por dia.MMbpd Milhões de barris por dia.MME Ministério de Minas e Energia.MMm3/d Milhões de metros cúbicos por dia.MP Material particulado.

N Nitrogênio.

N2O Óxido de nitrogênio. NF3 Trifluoreto de nitrogênio. NOx Óxidos nitroso.O Oxigênio.PAG Potencial de Aquecimento Global.PCI Poder calorífico inferior.PDE Plano Decenal de Energia.PFC Perfluorcarbonos.PNMC Política Nacional de Mudança Climática.

PP Piloto de Produção. ppb Partes por bilhão. ppm Partes por milhão.S Enxofre.Stb Standard barrel, na tradução livre, barril padrãoscf Standard cubic feet, na tradução livre, pé cúbico padrão.SF6 Hexafluoreto de enxofre.SOx Óxidos de enxofre.T Prefixo do sistema internacional de unidades que denota um fator de 1012.TLD Testes de Longa Duração.

UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change, na tradução livre,


16/156

Convenção – quadro das nações unidas sobre mudança do clima.

US-EIAU.S. Energy Information Administration, na tradução livre, Administração dainformação de energia dos Estados Unidos.

vol. Volumétrica.


17/156

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................................. 19

2. OBJETIVO ....................................................................................................................................... 23

2.1 OBJETIVO GERAL .............................................................................................................. 23 2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ..................................................................................................... 23

3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................................................................ 24

3.1 PETRÓLEO E GÁS NATURAL ................................................................................................. 24 3.1.1 Composição, características e qualidade ................................................................ 28 3.1.2 Cadeia produtiva ..................................................................................... ................ 32

3.2 PRODUÇÃO DE PETRÓLEO OFFSHORE .................................................................................... 33 3.3 O PRÉ-SAL....................................................................................................................... 37 3.4 ANÁLISE ENERGÉTICA ........................................................................................................ 40

3.4.1 Retorno energético sobre o investimento (EROI) .................................................... 45 3.4.2 Cenários prospectivos ............................................................................................. 48

3.5 ASPECTOS AMBIENTAIS DAS ATIVIDADES DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL .................... 50 3.5.1 Definições ................................................................................................................ 50 3.5.2 O Meio ambiente e o pré-sal ................................................................................... 51 3.5.3 Esgotamento de recursos naturais e o pico de produção de petróleo .................... 53 3.5.4 Queima não energética de gás natural .............................................................. ..... 54 3.5.5 Emissões de poluentes locais e de gases de efeito estufa ....................................... 58 3.5.5.1 Meta brasileira de emissões de gases de efeito estufa ........................................ 61

4. METODOLOGIA............................................................................................................................... 63

4.1 ABRANGÊNCIA DO ESTUDO .............................................................. ................................... 63

4.2 ANÁLISE ENERGÉTICA UTILIZANDO O EROI ............................................................................ 64 4.2.1 Energia produzida ........................................................................ ........................... 65 4.2.2 Energia dispendida ............................................................ ...................................... 68

4.3 EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA ................................................................................. 70 4.4 COMPOSIÇÃO DOS CENÁRIOS AMBIENTAIS E ENERGÉTICOS ........................................................ 74

4.4.1 Componentes do cenário: Título, filosofia e variáveis ............................................. 74 4.4.2 Componentes do cenário: Atores e cenas ............................................................... 75 4.4.3 Componentes do Cenário: Trajetória ................................................................ ...... 75

4.5 CENÁRIO TENDENCIAL ....................................................................................................... 76 4.5.1 Definição da linha de base para a energia produzida ............................................. 77 4.5.2 Definição da linha de base para a energia dispendida ........................................... 83 4.5.2.1 Gás natural queimado em tocha .......................................................... ................ 84

4.5.2.2 Gás natural consumido internamente ................................................................. 86 4.5.2.3 Gás natural reinjetado ......................................................................................... 88 4.5.2.4 Óleo diesel consumido internamente .............................................................. ..... 89 4.5.3 Fatores e conversões para o cenário tendencial ..................................................... 92 4.5.3.1 Petróleo: Densidade, poder calorífico inferior e teor de carbono ........................ 93 4.5.3.2 Gás Natural: Densidade, Poder Calorífico Inferior e Teor de Carbono ................. 95

4.6 CENÁRIO PESSIMISTA E OTIMISTA ................................................................. ........................ 98

5. RESULTADOS E DISCUSSÕES ......................................................................................................... 101

5.1 Q UANTIDADES PRODUZIDAS DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL ..................................................... 101 5.2 CENÁRIOS PARA A ENERGIA PRODUZIDA E CONSUMIDA NO PRÉ-SAL .......................................... 108 5.3 RETORNO ENERGÉTICO SOBRE O INVESTIMENTO (EROI) ........................................................ 112

5.4 ANÁLISE DA INFLUÊNCIA DO PRÉ-SAL NA META BRASILEIRA DE REDUÇÃO DE EMISSÕES DE GASES DE EFEITOESTUFA 117


18/156

6. CONCLUSÕES ................................................................................................................................ 122

6.1 ATENDIMENTO AOS OBJETIVOS PROPOSTOS ......................................................................... 122 6.2 RETORNO ENERGÉTICO SOBRE O INVESTIMENTO (EROI) ........................................................ 123 6.3 EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA ............................................................................... 124 6.4 LIMITAÇÕES DO MODELO ................................................................................................. 125

6.5 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ........................................................ ...................... 127 6.6 CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................................... 128

REFERÊNCIAS ..................................................................................................................................... 129

GLOSSÁRIO ........................................................................................................................................ 137

ANEXO A – DISTRIBUIÇÃO TEMPORAL DA OPERAÇÃO DOS POÇOS DO PRÉ-SAL ................................ 139

ANEXO B – PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NOS CAMPOS DO PRÉ-SAL POR MÊS ............ 140

ANEXO C – PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NOS CAMPOS DO PRÉ-SAL PARA O ANO DE2010 ................................................................................................................................................... 141

ANEXO D – DADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL PARA OS CAMPOS SITUADOS

DENTRO DO POLÍGONO DO PRÉ-SAL NO BDEP WEB MAPS ................................................................ 145 ANEXO E – DADOS DE PRODUÇÃO PARA OS CAMPOS QUE NÃO ESTÃO RELACIONADOS NACOMPILAÇÃO DOS BOLETINS MENSAIS DA ANP ................................................................................ 147

ANEXO F – GÁS NATURAL: QUEIMA NÃO ENERGÉTICA EM TOCHA .................................................... 155

ANEXO G – GÁS NATURAL: CONSUMO INTERNO E REINJEÇÃO .......................................................... 156


19/156

19

1. INTRODUÇÃO

Segundo a International Energy Agency (IEA), para o ano de 2012, a participação do

petróleo e gás natural na matriz energética mundial foi de 61,8% do total de energia primária

consumida (IEA, 2013).

O Brasil é reconhecido mundialmente pela participação de suas fontes energéticas

renováveis em sua oferta de energia primária, tais como hidráulica, lenha e produtos da cana-

de-açúcar – 13,9%, 10,0% e 17,5%, respectivamente, totalizando 41,4% em 2012. Porém,

ainda apresenta dependência pelo petróleo e gás natural – 41,6% e 9,9%, respectivamente,

totalizando 51,5% – segundo dados extraídos do Balanço Energético Nacional (BEN)

publicado pelo Ministério de Minas e Energia (MME, 2013).

Dados do Ministério de Minas e Energia – MME e da Empresa de Pesquisa Energética

– EPE (2011) apresentam que as reservas totais, ou seja, campos em desenvolvimento ou em

produção, atingiriam o platô de produção entre 2014 e 2016, com seu posterior declínio. A

partir de então, o crescimento previsto na explotação de petróleo será sustentado principalmente pelas reservas do pré-sal, com cerca de 54,0% da produção prevista para 2020

(6,09 MMbpd).

A indústria de petróleo e gás natural apresenta diversos segmentos. Nesta dissertação é

evidenciada a etapa referente à produção de petróleo e gás natural. A produção é a etapa com

maior duração temporal na cadeia do petróleo e é nela que ocorre o aporte de recursos

financeiros que possibilita recuperar os investimentos efetuados ao longo das etapas

precedentes (JAHN et al., 2012).O desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural localizado ou operado nas

bacias territoriais é denominado onshore ou in land . No final da década de 1960, constatou-se

que no Brasil as principais reservas petrolíferas estariam localizadas no mar. Diante desta

constatação e dada à importância do petróleo e do gás natural, o Brasil tem se dedicado à

exploração e produção no mar, ou também denominada offshore (ORTIZ NETO; COSTA,

2007).


20/156

20

Nos próximos anos o Brasil presenciará um aumento de sua produção de petróleo,

principalmente devido às descobertas no pré-sal. Estes campos, localizados no litoral sudeste

brasileiro, foram anunciados em 2007 e encontram-se abaixo de uma espessa camada de sal,

com profundidades totais de até 7000 metros, com 2000 metros de lâmina d’água e 5000

metros abaixo do leito marinho a uma distância de aproximadamente 250 quilômetros da

costa (IEA, 2012).

A estimativa dada por IEA (2012) é que o pré-sal apresente uma reserva potencial

totalizando 9,4 bbep. Em 2012 o Brasil possuía 2.309.100 x 103 m3 de petróleo em reservas

provadas, equivalente1 a 14,52 bbep (MME, 2013). Isto implica em um potencial de aumento

das reservas provadas brasileiras em aproximadamente dois terços das atuais (IEA, 2012).

Aspectos ambientais ocorrem na cadeia produtiva de petróleo e são definidos como

um “[...] elemento das atividades, produtos ou serviços de uma organização que pode interagir

com o meio ambiente [...]”, sendo também tratados como situações, a exemplo da geração de

poluentes, efluentes, resíduos, ruídos, vibrações, consumo de água, combustíveis e outros

recursos ambientais (SÁNCHEZ, 2008).

Comumente estudos de impacto ambiental avaliam os impactos nas fases de sísmica,

instalação, operação e desativação de unidades de produção de petróleo. Alguns aspectos que podem ser observados em estudos de impacto ambiental são: ancoragem do Floating

production storage and offloading (FPSO, ou na sua tradução livre “unidade flutuante de

produção, armazenamento e escoamento”) e implantação de sistemas submarinos; descarte de

efluentes orgânicos e resíduos alimentares; emissões atmosféricas; descarte de efluentes

orgânicos e resíduos alimentares; geração de ruídos e luminosidade; presença dos FPSOs e

das estruturas submarinas; descarte de água produzida; descarte do efluente da planta de

dessulfurização e remoção dos FPSOs (ICF, 2010).

Preocupações com as emissões dos gases de efeito estufa (GEE) ocorrem devido ao

aumento da temperatura global impulsionada pelo avanço da concentração do dióxido de

carbono (CO2) na atmosfera. Decorrendo taxações e aumento da inspeção governamental nas

operações que produzam intensivamente esses gases (JAHN et al., 2012). O gás natural a ser

produzido pelo pré-sal apresenta alta concentração de CO2, com teores volumétricos em torno

1Considerando que 1 m3 de petróleo equivale a 6,28981 x 10 -9 bbep (MME, 2013).


21/156

21

de 20%, podendo chegar a 40% no desenvolvimento de produção do campo de Libra,

localizado no polígono do pré-sal (SIQUEIRA, 2014).

Além dos aspectos acima apresentados, deve-se destacar o consumo de recursos

energéticos, uma vez que as atividades relacionadas com a produção, transporte e

processamento de petróleo e gás natural utilizam aproximadamente 23,2% de toda a energia

final que seria disponibilizada (GLANFIELD, 2003).

Como método de análise energética pode-se utilizar o retorno energético sobre o

investimento (do inglês, EROI – energy return on investment ), que é definido como sendo o

quociente entre a quantidade de energia que é obtida de um processo de produção energética,

comparada a quantidade requerida para a extração de uma unidade desta energia em questão

(MURPHY; HALL, 2010).

Segundo Sena (2013), a análise energética baseada no EROI é um fator de avaliação

quantitativa das reservas de petróleo, uma vez que visa determinar a quantidade real utilizada

no refino, ou seja, aquela que será utilizada para transformar o petróleo cru em seus

derivados.

O uso do EROI pode oferecer uma abordagem nova para examinar diferentes fontes de

energia, não considerando avaliações baseadas no mercado. Esta análise não deve ser a única,mas deve ser considerada ao se comparar duas fontes de energia que competem entre si

(MURPHY; HALL, 2010).

Outra forma de se analisar questões energéticas é por meio de cenários. Estes

descrevem o conjunto de possíveis caminhos por onde uma situação de origem pode se

evoluir para uma situação futura (GODET apud MARCIAL; GRUMBACH, 2008). Cenários

devem ser utilizados como forma de lidar com as probabilidades vinculadas aos efeitos da

decisão humana e permitem tratar de questões “e se” (WAINWRIGHT; MULLIGAN, 2004).

Segundo o IPCC (2000), cenários são uma das principais ferramentas utilizadas para lidar

com a complexidade e a incerteza vinculadas a desafios futuros.

Diante do exposto, apresenta-se a motivação para o desenvolvimento da presente

dissertação:

Dados do Plano Decenal de Energia (PDE) 2020 apresentam o aumento na

produção brasileira de petróleo entre 2011 e 2020 e prevê-se um incremento de

2,325 para 6,092 Milhões de barris de petróleo por dia (MMbpd),


22/156

22

principalmente devido aos insumos energéticos advindos da área do pré-sal

(MME; EPE, 2011).

Os setores de exploração e produção de petróleo e gás natural apresentam um

notável potencial de causar degradação ao meio ambiente. Diante deste

panorama, buscou-se trazer uma contribuição à questão de redução de

impactos ambientais gerados por estas novas reservas (WAWRYK, 2002).

A prioridade pela redução dos impactos ambientais em projetos da área

energética vai de encontro com os atuais esforços de governos e corporações

com a redução de suas emissões de GEE e pelo consumo racional de

combustíveis fósseis (IPPC, 2009). Uma análise energética e ambiental nas atividades de produção de petróleo e

gás natural pode auxiliar no desenvolvimento das informações presentes nos

estudos de impacto ambiental do segmento – tais como estudos de Ecologus

(2009), ICF (2010) e Mineral Engenharia e Meio Ambiente (2014).

Tendo em vista a motivação apresentada, a presente dissertação visa responder as

seguintes questões de estudo:

O pré-sal brasileiro apresenta EROI favorável se comparado com outros

insumos energéticos?

O pré-sal brasileiro apresenta emissões de gases de efeito estufa (GEE)

significativas em relação à meta nacional de redução de emissões de GEE?


23/156

23

2. OBJETIVO

2.1 Objetivo geral

Analisar o pré-sal brasileiro quanto ao seu retorno energético sobre o investimento

(EROI) e as emissões de gases de efeito estufa.

2.2 Objetivos específicos

Os objetivos específicos são:

1. identificar de que forma a produção e o dispêndio energéticos na etapa de

produção de petróleo e gás natural estão relacionados com o EROI e com

aspectos ambientais, tais como as emissões de GEE.

2. definir a abrangência do estudo, o modelo matemático, as premissas e as

variáveis que definem o modelo a ser elaborado através da construção de

cenários.

3. obter os dados que serão utilizados nos cenários propostos para o modelo, taiscomo a energia produzida, a energia dispendida e os fatores de conversão.

4. calcular o volume de petróleo e gás natural produzidos pelo pré-sal, estimar a

energia produzida e dispendida e apresentar a consolidação dos resultados dos

cenários propostos para o modelo.

5. analisar o modelo através da comparação entre o EROI obtido para o pré-sal

frente ao EROI de outros insumos energéticos e da obtenção da influência do

pré-sal na meta brasileira de redução de gases de efeito estufa.


24/156

24

3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

Esta seção objetiva introduzir a questão da produção de petróleo e gás natural, bem

como abordar de que forma a produção e o dispêndio energético de petróleo e gás natural do

pré-sal estão relacionados com o EROI e com aspectos ambientais, tais como as emissões de

gases de efeito estufa.

3.1 Petróleo e gás natural

Para o ano de 2012, o petróleo e o gás natural foram as principais fontes de energia

primária no mundo e no Brasil, correspondendo a 61,8% e 51,5% da oferta de energia

primária, respectivamente, conforme apresentado na Figura 1 (MME, 2013).

P e r c e n t u a l d a O f e r t a d e E n e r g i a

P r i m á r i a ( % )

Insumo Energético

Figura 1 - Oferta de energia primária por fonte para 2012.

Fonte: Adaptado de International Energy Agency (IEA, 2013) e Ministério de Minas e Energia (MME,2013).

O Petróleo é definido pela Lei 9.478/1997 como todo e qualquer hidrocarboneto

líquido em seu estado natural, a exemplo do óleo cru e condensado (BRASIL, 1997). Uma

definição mais abrangente é dada pela American Society for Testing and Materials – ASTM –

36,1

25,7

9,7

2,35,2

19,5

1,5

41,6

9,9

1,5

13,9

27,5

1,04,6

-

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

Petróleo GásNatural

Nuclear Hidraúlica Biocomb. eResíduos

Carvão Outras

Mundo Brasil


25/156

25

como uma mistura de hidrocarbonetos, de ocorrência natural, geralmente no estado líquido,

contendo ainda compostos de enxofre, nitrogênio, oxigênio, metais e outros elementos

(BRASIL et al., 2012).

O gás natural é definido como todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso

nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos

ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e raros (BRASIL, 1997).

Petróleo e gás natural são insumos energéticos importantes uma vez que são utilizados

para produzir substâncias derivadas tais como combustíveis, lubrificantes, graxas e produtos

petroquímicos (BRASIL et al., 2012).

A obtenção de derivados de petróleo ocorre no processo de refino, que se inicia com aseparação física das frações na etapa de destilação. Devido as suas diferentes temperaturas de

ebulição, estas frações obtidas após a etapa de destilação ainda podem seguir para outros

processos de separação, transformação ou acabamento, antes de ser estocadas nos tanques de

derivados acabados (BRASIL et al., 2012).

A Figura 2 apresenta os derivados de petróleo mais consumidos no Brasil, no ano de

2013, segundo dados do Balanço Energético Nacional – BEN (MME, 2013).

C o n s u m o ( 1 0 3 t

o e )

Derivados de Petróleo

Figura 2 – Consumo final energético por fonte, para os derivados de petróleo.

Fonte: MME (2013).

Na Figura 2, energia secundária é definida como o “produto energético resultante dos

diferentes centros de transformação que tem como destino os diversos setores de consumo e

eventualmente outro centro de transformação”. Desta forma, o termo “outras secundárias de

petróleo” refere-se ao gás de refinaria, coque e outras formas de energia secundária. Produtos

46.280

24.512

11.6858.023

7.347 7.290 4.170 3.784

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

Óleo Diesel Gasolina Outras

SecundáriasDe Petróleo

Gás

Liquefeito DePetróleo

Nafta Produtos não

energéticosde petróleo

Óleo

Combustível

Querosene


26/156

26

não energéticos do petróleo são definidos como derivados que apresentam significativo

conteúdo energético, porém são utilizados para outros fins, tais como graxas, lubrificantes,

parafinas, asfaltos, solventes e outros (MME, 2013).

A Tabela 1, apresenta informações sobre a constituição e usos dos principais derivados

de petróleo.


27/156

27

Tabela 1 – Informações sobre os derivados do petróleo.

Derivado dePetróleo

Informações

Óleo Diesel

Constituído por hidrocarbonetos predominantemente parafínicos, também apresenta cadeias

naftênicas e aromáticas, com cadeias de 10-25 átomos de carbono, em uma faixa de destilação entre150 e 400ºC.Todo o diesel comercializado no Brasil apresenta adição de biodiesel, em porcentagem definida porlegislação específica da ANP.Seu uso ocorre predominantemente como combustível em máquinas a combustão interna queoperam em ciclo Diesel. Com uso destacado no setor de transporte esse derivado ainda pode serutilizado em máquinas agrícolas, ferroviárias, marítimas e na geração de energia elétrica.

Gasolina

Constituída por hidrocarbonetos predominantemente parafínicos, também apresenta naftênicos earomáticos, com cadeiras de 5-10 átomos de carbono, em uma faixa de ebulição entre 30 e 220ºC.Toda gasolina automotiva comercializada no Brasil apresenta adição de etanol anidro, em porcentagem definida por legislação específica da ANP.A gasolina automotiva é utilizada em motores que operam sob o ciclo Otto. Entre outras aplicações,destaca-se o seu uso como combustível de motocicletas, pequenas embarcações, grupos geradores deenergia elétrica, roçadeiras e motosserras.

Gás liquefeitode petróleo(GLP)

Trata-se da mistura formada, em sua quase totalidade, por hidrocarbonetos de três e quatro átomosde carbono, parafínicos e olefínicos, que, embora gasosa nas condições normais de temperatura e pressão, pode ser liquefeita por compressão. Podem ainda ocorrer no GLP pequenas quantidades decompostos mais leves e/ ou mais pesados. Os hidrocarbonetos presentes no GLP podem ser vendidosseparadamente como propano, propeno, butanos e butenos.

Óleocombustível

Derivado cuja base é o resíduo de vácuo, ao qual são adicionados como diluentes gasóleosatmosféricos ou de vácuo e frações das unidades de conversão, para acerto da viscosidade dosdiversos graus requeridos pelo mercado. É o combustível mais pesado, com aplicação nos maisdiversos setores industriais, como por exemplo, geração de energia, metalurgia, papel e celulose,entre outros.

Querosene deaviação (QAV)

O QAV é uma mistura de hidrocarbonetos com predominância de parafínicos e naftênicos comtamanho de cadeia de 9 a 15 átomos de carbono e faixa de ebulição compreendida entre 150 e 300ºC.As turbinas utilizadas nos aviões são concebidas para gerar potência a partir da expansão dos gasesgerados na combustão do QAV em elevada temperatura. Existem dois tipos de equipamentosempregados, sendo eles as turbo hélices e turbo-jatos, este último o mais empregado.

Óleoslubrificantes

básicos

São sintéticos quando de origem petroquímica. Nesta classificação o de maior consumo é o produtodenominado polialfaolefina, produzido em indústrias petroquímicas.Podem ser também minerais originários do refino do petróleo e presentes na maioria dos óleoslubrificantes acabados comercializados no mercado mundial.São constituídos de hidrocarbonetos parafínicos e naftênicos, com menor proporção de aromáticos, produzidos a partir de gasóleos na destilação a vácuo ou de óleos desasfaltados, originários de petróleos específicos.

Óleoscombustíveismarítimos

Os combustíveis para navios que são produzidos a partir de resíduos denominados óleos bunkers sãodenominados de marine fuels oils, enquanto os produzidos a partir de destilados – gasóleosatmosféricos (diesel) e óleo leve de reciclo – são chamados de marine gasoil . Os óleos bunkers,apesar de terem o mesmo tipo de matéria-prima (resíduo de vácuo da destilação do petróleo) dosóleos combustíveis industriais, diferem quanto a sua formulação e especificação.Os óleos bunkers são utilizados em motores a combustão interna de grandes dimensões em navios degrande porte que operam segundo o ciclo Diesel, e, por isso, apresentam requisitos de qualidade

diversos daqueles necessários aos óleos de combustíveis industriais.

Fonte: Adaptado de Brasil et al. (2012).


28/156

28

3.1.1 Composição, características e qualidade

A composição elementar do petróleo apresenta pequenas variações, uma vez que as

séries de hidrocarbonetos que o constituem são substâncias compostas basicamente por

átomos de carbono e hidrogênio. Os demais elementos aparecem associados normalmente às

frações mais pesadas do petróleo, conforme apresentado na Tabela 2 (BRASIL et al., 2012).

Tabela 2 – Composição elementar média do petróleo.

Elemento atômico Teor Mássico (%) Média (%)

Carbono 83,0 a 87,0 85,0Hidrogênio 10,0 a 14,0 12,0Enxofre 0,05 a 6,0 3,0

Nitrogênio 0,1 a 2,0 1,1Oxigênio 0,05 a 1,5 0,8Metais (Fe, Ni, V etc.) Menor que 0,3 0,2

Fonte: Brasil et al. (2012), as médias foram calculadas pelo autor.

A composição do gás natural é representada pelas frações de gases presentes na

mistura. A composição pode variar caso o gás natural esteja ou não associado ao petróleo,

conforme apresentado pela Tabela 3.

Tabela 3 – Composição típica do gás natural associado e não associado.

Composição Típica (% volumétrica)Componente Representação Gás Associado Gás Não AssociadoMetano C1 78,74 87,12Etano C2 5,66 6,35Propano C3 3,97 2,91i-Butano i-C4 1,44 0,52n-Butano n-C4 3,06 0,87i-Pentano i-C5 1,09 0,25

n-Pentano n-C5 1,84 0,23Hexano C6 1,80 0,18Mais Pesados C7+ 1,70 0,20

Nitrogênio N2 0,28 1,13Dióxido de Carbono CO2 0,43 0,24

Fonte: Adaptado de Almeida (2008).

O Gás Associado está presente em reservatórios nos quais é prevista a produção de

óleo como principal energético. O Gás Não Associado é produzido em reservatórios

produtores onde se prevê o gás natural como principal energético (MAIA, 2007).


29/156

29

Os hidrocarbonetos podem ser classificados em famílias de acordo com suas

características. A Figura 3 apresenta as famílias nas quais os hidrocarbonetos são agrupados.

Figura 3 – Classificação dos hidrocarbonetos.


As características que definem cada família de hidrocarbonetos estão definidas a

seguir (BRASIL et al. 2012):

Alcanos, ou hidrocarbonetos parafínicos, são constituídos da fórmula geral CnH2n+2.

São moléculas saturadas de hidrogênios e, portanto, apenas com ligações simples na cadeia.

Podem apresentar cadeias simples (n-parafinas) ou ramificações (isoparafinas). Esteshidrocarbonetos apresentam uma combustão mais limpa, facilidade de ignição, baixa variação

de viscosidade e facilidade de cristalização.

Alcenos, ou hidrocarbonetos olefínicos, são hidrocarbonetos com uma ou mais duplas

ligações tornando a molécula instável. Apresentam-se em frações traço nos petróleos e

geralmente estão associados aos derivados do refino.

Cicloalcanos, ou hidrocarbonetos naftênicos, são constituídos da fórmula geral CnH2n,

podem apresentar um ou mais estruturas cíclicas contendo 5 ou 6 átomos de carbono.

Os hidrocarbonetos aromáticos apresentam um ou mais anéis benzênicos, podendo

ocorrer ou não a presença de ramificações laterais. Estes hidrocarbonetos apresentam elevada

estabilidade, resistência à detonação, solubilização de substâncias e elevado teor de carbono.

A qualidade do petróleo está intrinsecamente relacionada com os custos de seu

processamento e transporte na etapa de refino (BRASIL et al., 2012). Desta forma, a

qualidade do petróleo pode variar de acordo com algumas características conforme

apresentada na Tabela 4.

Hidrocarbonetos

Alifáticos

Cadeia Aberta

Alcanos /Parafínicos

Alcenos /Olefínicos

Alcinos

Cadeia Fechada ou Cíclica

Cicloalcanos /Naftênicos

Cicloalcenos

Aromáticos

Mononucleares Polinucleares


30/156

30

Tabela 4 – Parâmetros utilizados na classificação do petróleo.

Classificaçãopelo fator

Caracterização Informações

F í s i c o

Densidade

Para este parâmetro a medida do oAPI é o mais utilizado pela indústria do

petróleo. Petróleos leves são tidos como aqueles com oAPI maior que 33 e pesados com oAPI menor que 27, petróleos asfálticos apresentam seu oAPImenor que 15. Dado pela fórmula oAPI = 141,5/d15,6/15,6 – 131,5. Sendod15,6/15,6 referente à densidade relativa do petróleo a 15,6

oC (60 oF) referidoà água a 15,6 oC.

Pressão devapor Reid

Representa a pressão resultante da formação de duas fases vapor e liquidoem equilíbrio pelo aquecimento a temperatura de 37,8 oC. Reflete questõesrelacionadas à evaporação e segurança de manuseio e estocagem.

Ponto de fluidezMenor temperatura na qual o petróleo ainda flui. Indica o teor dehidrocarbonetos parafínicos da mistura. Utilizado para determinação detemperatura de oleodutos e estocagem.

ViscosidadeResistência ao escoamento. Parâmetro utilizado para o transporte do

petróleo, estimativa de propriedades e cálculos de engenharia.

Q u í m i c o

SARAEste indicador é empregado para determinação de teores de compostossaturados, aromáticos, resinas e asfaltenos (SARA) sendo utilizado nosesquemas de refino de petróleo.

Teor de enxofre(S) e nitrogênio(N)

Indicadores do grau de refino necessário para o processamento do petróleo

Índice deAcidez Total

Definido como a quantidade necessária de hidróxido de potássio (KOH)necessária para neutralizar os compostos ácidos presentes no petróleo. Esteindicador é empregado para determinação de componentes no petróleo quecausam corrosão.

Teor de água e

sais

Utiliza-se como 1% o teor máximo de água a ser enviada para o refino, porém quanto menor esta quantidade, menor será o teor de sal na águaemulsionada. Estes sais causam problemas de corrosão e incrustação e sãoconstituídos principalmente por carbonatados, sulfatos, cloreto de sódio,

potássio, cálcio e magnésio.

V o l a t i l i d a d e

Curva do pontode ebuliçãoverdadeiro(PEV)

Utilizado para determinar o rendimento de produção dos derivados de petróleo a partir do óleo cru.


Brasil et al. (2012) ainda classificam o petróleo brasileiro, proveniente de diferentes

localidades de acordo com seu oAPI, conforme definido na Tabela 4, e também peladensidade relativa, para este parâmetro os autores apresentaram as informações para a

temperatura do petróleo a 20oC referido à água a 4oC, conforme apresentado pela Tabela 5.


31/156

31

Tabela 5 – Classificação do petróleo pela densidade.

Nomenclatura do Campo / Bacia oAPI Densidade (20oC/4

oC) Classificação

Urucu (Solimões) 48,50 0,78 Extra leveMistura do petróleo dos campos da Bahia 36,50 0,84 Leve

Rio Grande do Norte (Potiguar) 30,60 0,87 MédioBarracuda (Campos) 26,00 0,89 PesadoJubarte (Campos) 16,80 0,95 ExtrapesadoFazenda Alegre (Espírito Santo) 13,20 0,97 Asfáltico

Fonte: Brasil et al.(2012).

Além de hidrocarbonetos, o petróleo pode conter contaminantes orgânicos tais como

asfaltenos, resinas, hidrocarbonetos com presença de heteroátomos e substâncias inorgânicas

como água, sais e sulfeto de hidrogênio (BRASIL et al., 2012).

Testes revelam que o gás natural a ser produzido pelo pré-sal apresenta dióxido de

carbono (CO2) como contaminante presente em alta concentração. Em entrevista realizada

para a versão de setembro de 2014 da revista “Brasil Energia Petróleo & Gás” a gerente

executiva para o campo de Libra, Anelise Quintão Lara, relata que o teor volumétrico de CO2

no gás natural obtido pelos reservatórios do pré-sal encontra-se, em média, na faixa de 20% a

25%, porém são esperadas concentrações de até 40% no desenvolvimento de produção do

campo de Libra (SIQUEIRA, 2014).

A Etapa 2 do Estudo de Impacto Ambiental “Atividade de Produção e Escoamento de

Petróleo e Gás Natural do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos” realizada pela Mineral

Engenharia e Meio Ambiente, apresenta que a porcentagem volumétrica de CO 2 média do

pré-sal é de 17,1% , porcentagem que foi utilizada na presente dissertação (MINERAL

ENGENHARIA E MEIO AMBIENTE, 2014)

Os contaminantes presentes no gás natural bruto podem trazer dificuldades quanto ao

seu aproveitamento. O CO2 em grandes concentrações reduz o poder calorífico do gás. O

ácido carbônico, formado na presença de CO2 e água, é corrosivo, causando problemas em

tubulações e equipamentos. Para o uso energético e como insumo industrial do gás natural é

necessário o seu processamento para a remoção de água, CO2 e outros contaminantes, tais

como compostos de enxofre (ALONSO, 2010). A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural

e Biocombustíveis (ANP) limita em 3% o percentual molecular máximo do CO2 no gás

natural, nacional ou importado, a ser comercializado em todo o território nacional (ANP,

2008).


32/156

32

3.1.2 Cadeia produtiva

A indústria de petróleo e gás natural apresenta diversos segmentos, mostrados de

forma simplificada na Figura 4.

Figura 4 – Macrofluxo dos processos da indústria de petróleo e gás natural.

Fonte: Adaptado de Weber e Herkenhoff (2007).

Os principais segmentos da cadeia de produção de petróleo e suas principaiscaracterísticas são:

exploração e produção (E&P): inclui a prospecção geofísica de identificação de

jazidas, produção e o armazenamento do óleo extraído (CAMPOS; MORAES,

2012);

transporte de petróleo e gás natural: movimentação das matérias-primas desde

a produção até os parques de refino (CAMPOS; MORAES, 2012);

refino: visa a transformação do petróleo bruto por processos de separação,

conversão e tratamento em seus derivados, tais como combustíveis, óleos

básicos lubrificantes, parafinas e matérias-primas para as indústrias

petroquímicas (BRASIL et al., 2012).

transporte de produtos derivados: movimentação dos derivados e produtos de

refino, partindo da refinaria (CAMPOS; MORAES, 2012);

Exploração eprodução

Transporte depetróleo e gásnatural

Refino

Transporte deprodutos

derivados

Distribuição ecomercialização


33/156

33

distribuição e comercialização: atividade de distribuir e comercializar por

atacado os produtos derivados com a rede varejista ou com grandes

consumidores de combustíveis, lubrificantes, asfaltos e gás liquefeito

envasado, exercida por empresas especializadas, na forma das leis e

regulamentos aplicáveis (BRASIL, 1997).

3.2 Produção de petróleo offshore

O segmento de produção de petróleo e gás natural faz parte das denominadas

atividades upstream que consistem em uma série de marcos que antecedem o refino, tais

como o ganho de entrada2, exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação.

Algumas etapas podem ser verificadas no período de produção conforme apresentado a seguir

(JAHN et al., 2012):

construção: poços produtores são colocados em funcionamento. platô: produção a plena capacidade, poços velhos entram em declínio e novos

são postos para operar. Em um campo de óleo, este período pode variar de dois

a cinco anos. Já os campos de gás natural apresentam maiores períodos.

declínio: período geralmente mais longo no qual todos os poços produtores

apresentam a produção em declínio.

A Figura 5 apresenta um exemplo de comportamento previsto da curva de produção de

gás natural e petróleo das plataformas de produção denominadas P55 e P62, que estão

localizadas no campo de Roncador na bacia de Santos. São evidenciadas as fases de

construção, platô e declínio.

2 Consiste em vencer uma rodada de licitações ou ser convidado por uma companhia nacional de petróleo para participar no mercado.


34/156

34

P e t r ó l e o P r o d u z i d o

( m 3 / d )

GásNatural(Mm3/d)

Ano

Figura 5 - Exemplo de um comportamento previsto da curva de produção de gás (linhas) e petróleo(barras) das plataformas de produção denominadas P55 e P62, localizadas no campo de Roncador na bacia deSantos.

Fonte: Adaptado de Ecologus (2009).

Observa-se que para a produção de gás natural, além da curva de gás produzido outras

curvas se destacam. São elas (MAIA, 2007):

gás consumido: parcela da produção utilizada para suprir as necessidades das

instalações de produção.

gás queimado: parcela do volume extraído do reservatório, que foi queimado

ainda na área de produção.

gás exportado: é a transferência de gás para o continente, através de gasodutos

operando a alta pressão, podendo ser armazenado em reservatório existente em

outra instalação marítima de produção de petróleo, em situações de

contingência.

gas lift : é o gás injetado continuamente na coluna de produção para a elevação

artificial do petróleo. O sistema de gas lift não afeta a energia do reservatório,

embora sua aplicação eficiente concorra para economizá-la.

Frente a produção de petróleo e gás natural, pode-se realizar análises segundo sua

razão gás-óleo (RGO), que consiste na razão volumétrica entre o gás produzido nas condições

normais de temperatura e pressão (CNTP) e o petróleo produzido nas CNTP (JAHN et al.,

2012), conforme apresentado na Equação (1).

Ó (1)


35/156

35

Onde:

RGO Razão gás-óleo. (adimensional)ProdGN Produção de gás natural pelo poço nas CNTP. (m )ProdÓleo Produção de petróleo pelo poço nas CNTP. (m

3)

Jahn et al. (2012) apresenta as categorias de poço de acordo com sua razão gás-óleo,

conforme apresentado na Tabela 6.

Tabela 6 – Categorização de poços de acordo com a razão gás-óleo3.

Tipo de Poço RGO a RGO b Gás Seco - -Gás úmido >15.000 >2.671Condensado de gás 3.000-15.000 534-2.671Petróleo Volátil 2.500-3.000 445-534

Petróleo Preto 100-2.500 18-445

Fonte: Adaptado de JAHN et al. (2012).

A produção brasileira de petróleo e gás natural, será realizada em bacias localizadas na

região do pré-sal, classificada como offshore e ultra profunda, conforme definições a seguir.

O termo bacia sedimentar compreende a depressão da crosta terrestre onde se

acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás natural,

associados ou não. As bacias podem apresentar blocos, que são estruturas formadas por um

prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas

coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou

produção de petróleo e gás natural (BRASIL, 1997).

Segundo Jahn et al. (2012) existem atualmente aproximadamente 7.270 instalações

marítimas comissionadas nas plataformas continentais de mais de 53 países. Ortiz Neto e

Costa (2007) afirmam que a indústria mundial offshore nasceu na Venezuela e no golfo do

México entre os anos de 1930 e 1950 e expandiu-se posteriormente para o Mar do Norte. No

Brasil a confirmação de petróleo e gás natural em bacias offshore ocorreu pela descoberta em

1968 do Campo de Guaricema (SE). A primeira perfuração, também em 1968, ocorreu na

Bacia de Campos, no campo de Garoupa.

3 O RGO é adimensional, porém apresenta índices numericamente distintos dependendo da unidadevolumétrica empregada em (a) utilizou-se scf/stb e em (b) utilizou-se m3/m3. Fatores de conversão utilizados,

para o gás natural 0,028317 m3/scf e para o petróleo 0,159 m3/stb (standard barrel). Sendo scf ( standard cubic feet ) definido como pé cúbico nas condições normais de temperatura e pressão e stb ( standard barrel ) definidocomo barril nas condições normais de temperatura e pressão.


36/156

36

Em geral faz-se distinção entre offshore profundo, até 500 metros, e ultra profundo, até

2.000 metros, este último desenvolvido mais recentemente devido a avanços no

processamento de dados e aplicação de sísmica tridimensional (BRET-ROUZAUT;

FAVENNEC, 2011). A classificação dos intervalos de profundidade pode variar de acordo

com o autor. Por exemplo, a IEA (2012) estabelece que a partir 400 metros de lâmina de água

sejam caracterizados os reservatórios de águas profundas.

Dados da IEA (2012) apresentam a importância dos campos offshore na produção

futura de petróleo. Segundo a Agência Internacional de Energia (do inglês, IEA –

International Energy Agency) a quantidade de petróleo convencional (exceto light tight oil –

LTO) com potencial de ser recuperado é de cerca de 2.700 bilhões de barris, dos quais

aproximadamente 45% encontram-se em campos offshore. Desta quantidade, um quarto está

presente em águas profundas. São considerados hidrocarbonetos convencionais aqueles que

podem ser produzidos em condições técnicas e econômicas no presente e em um futuro

previsível. Aqueles não convencionais são, de forma simplificada, os que apresentam alto

nível de complexidade e altos custos de produção (BRET-ROUZAUT; FAVENNEC, 2011).

De acordo com a estimativa de produção em águas profundas, o Brasil desponta como

destaque, conforme apresentado na Figura 6.

P r o d u ç ã o ( M b p d )

Ano

Figura 6 – Tendência de produção de petróleo mundial por região.

Membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEC): Angola, Arábia Saudita,Argélia, Catar, Emirados Árabes Unidos, Equador, Irã, Iraque, Kuwait, Líbia, Nigéria e Venezuela.

Fonte: Adaptado, utilizando dados de IEA (2012).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0

5

10

15

20

25

2005 2011 2015 2020 2025 2030 2035

Águas profundas:

Outros não-OPEC

Brasil

OPEC

Águas rasas:

Não-OPEC

OPEC

Parcela da produção de óleocrú total (eixo da direita):Total offshore (%)

Águas profundas (%)


37/156

37

A Figura 7 apresenta a distribuição espacial dos campos de petróleo offshore pelo

mundo.

Figura 7 - Distribuição geográfica dos campos offshore de petróleo e gás natural.

Fonte: Adaptado de Pinder (2001).

Nota-se uma área potencialmente viável tanto na plataforma continental quanto nas

encostas com águas mais profundas, próxima à região sudeste brasileira, região onde se

localizam os campos brasileiros do pré-sal.

3.3 O pré-sal

De acordo com o Ministério de Minas e Energia (MME, 2010) em Junho de 2005foram encontrados os primeiros indícios de petróleo no pré-sal na Bacia de Santos, no bloco

BM-S-10 (Parati), no litoral do estado do Rio de Janeiro.

O pré-sal apresenta um potencial de elevar as reservas provadas brasileiras em dois

terços das atuais, ou seja, em torno de 9,4 bbep (IEA, 2012), uma vez que em 2012 o Brasil

possuía 14,52 bbep (MME, 2013). Os campos citados estão localizados nas bacias de Santos e

Campos, que são apresentadas em destaque na Figura 8.


38/156

38

Figura 8- Bacia de Santos e Campos em destaque, dentre as bacias sedimentares brasileiras.

Fonte: Adaptado de US-EIA (2013).

Os campos do pré-sal encontram-se abaixo de uma espessa camada de sal, com

profundidades totais de até 7.000 metros, com 2.000 metros de coluna d’água mais 5.000

metros abaixo do leito marinho a uma distância de aproximadamente 250 quilômetros da

costa (IEA, 2012).

Entre o período de novembro de 2010 e julho de 2014, janela de tempo em que foi

analisada a publicação mensal da ANP denominada “Boletim Mensal de Produção” (ANP,

2014), foram levantados 56 poços em 20 campos ou testes que tiveram produção constatada

no pré-sal. Estes estão apresentados inclusos com os seus respectivos campos, na Tabela 7. O

cronograma da produção realizada de cada poço pode ser observado no ANEXO A.

Tabela 7 – As siglas ANP dos poços do pré-sal e seus respectivos campos.

Campo Sigla ANP do Poço

Baleia Azul 7BAZ6ESS / 7BAZ2ESS / 7BAZ4ESS /6BRSA631DBESS / 7BAZ3ESS / 7BAZ8ESSBaleia Franca 7BFR7ESSBarracuda 6BRSA752ARJSBarracuda e Caratinga 6BRSA806RJS / 7CRT49RJSBúzios 9BRSA1191RJS / 9BRSA1197RJS / 9BUZ1RJS

Jubarte6BRSA639ESS / 7JUB34HESS / 7BFR6ESS /1BRSA108AESS / 7JUB45ESS / 7JUB36ESS

Linguado4RJS0156RJ / 7LI0017DRJS / 3RJS0168RJ /3LI0005RJS / 7LI0015DRJS

Lula

9BRSA716RJS / 3BRSA496RJS / 9BRSA908DRJS /7LL3DRJS / 7LL11RJS / 4BRSA711RJS /3BRSA755ARJS / 9LL7RJS / 3BRSA854RJS /

7LL22DRJS / 7LL17DRJSMarlim e Voador 6BRSA770DRJS


39/156

39

Campo Sigla ANP do Poço

Marlim Leste6BRSA817RJS / 3BRSA1017DRJS / 3BRSA1054DRJS/ 7MLL72RJS

PA-2ANP1RJS-FRANCO 3BRSA1064RJSPampo 3RJS0159RJ / 7PM0017DRJS / 7PM0032DRJS

PEO-1BRSA1146RJS_Iara_Entorno_CCO

1BRSA1146RJS

PEO_1BRSA-976RJS_TUPI_NE_CCO

3BRSA1201RJS

Pirambu 7PRB1ESS

Sapinhoá1BRSA594SPS / 9BRSA928SPS / 3BRSA788SPS /7SPH4DSPS / 7SPH5SPS

TFR-Iara- Entorno-CCO 4BRSA1226RJSTLD-BM-S-11 (Iara) 3BRSA1132RJSTLD-BM-S-9 3BRSA861SPSTrilha 4RJS0265ARJ

Fonte: Adaptado de ANP (ANP, 2014).

A área de ocorrência do pré-sal é geograficamente limitada pelo polígono proposto no

Novo Marco Regulatório (BRASIL, 2010b), conforme apresentado pela Tabela 8.

Tabela 8 – Polígono do Pré – Sal. Coordenadas policônicas/SAD69/MC54.

Longitude (W) Latitude (S) Vértices5.828.309,85 7.131.717,65 15.929.556,50 7.221.864,57 26.051.237,54 7.283.090,25 3

6.267.090,28 7.318.567,19 46.435.210,56 7.528.148,23 56.424.907,47 7.588.826,11 66.474.447,16 7.641.777,76 76.549.160,52 7.502.144,27 86.502.632,19 7.429.577,67 96.152.150,71 7.019.438,85 105.836.128,16 6.995.039,24 115.828.309,85 7.131.717,65 1

Fonte: BRASIL (2010b).

Na Figura 9 é apresentado geograficamente o polígono do pré-sal, obtido a partir doBanco de Dados de Exploração e Produção (BDEP), da ANP, através da utilização da

ferramenta geográfica denominada BDEP Web Maps (ANP, 2014b).


40/156

40

Figura 9 - Polígono do Pré-Sal.

Fonte: Banco de dados de exploração e produção ANP (2013a).

Prevê-se que os investimentos para as atividades de exploração e produção no Brasil,

entre 2012 e 2021, sejam da ordem de US$ 284,6 bilhões e US$ 309,7 bilhões,

respectivamente (EPE, 2011).

O PDE 2020 apresenta que o termo Pré-Sal refere-se “à seção geológica definida por

rochas carbonáticas depositadas na fase sag basin e na fase rifte das bacias de Santos e

Campos, formadas antes dos depósitos evaporíticos aptianos” (MME; EPE, 2011). Entretanto,

o PDE 2021 passa a considerar o pré-sal em seu “sentido legal e geológico” (MME; EPE,

2012).

3.4 Análise energética

A análise energética consiste na verificação do desempenho energético de uma

atividade. O desempenho é definido como resultados mensuráveis relacionados à eficiência

energética, uso (tipo de aplicação) e consumo de energia (quantidade). Sua mensuração ocorre

através de Indicadores de Desempenho Energético (IDE) que são definidos pela ISO 50.001

como valores ou medidas quantitativas de desempenho energético (ABNT, 2011).

O European Integrated Pollution Prevention and Control Bureau

(IPPC) consideraque o indicador de eficiência mais utilizado pela indústria é o consumo de energia específico


41/156

41

(CEE), também denominado fator de intensidade energética ou indicador de eficiência

energética (IPPC, 2009), e apresentando pela Equação (2).

(2)Onde:

CEE Consumo de Energia Específico. (GJ/t produtos) ou (GJ/GJ) ou(GJ/m2) ou (GJ/empregados)

E Total de energia utilizada em determinada atividade (GJ)P Quantidade de produtos ou serviços produzidos e atividades

realizadas. Depende do tipo de organização e pode apresentardiversas grandezas.

(t produto) ou (GJ) ou (m2) ou

(empregados)

Como forma de normalizar os indicadores de desempenho energético dos segmentos

visando à comparabilidade temporal e entre diferentes corporações é necessário definir odenominador base do indicador de desempenho energético destas atividades. A Tabela 9 lista

os denominadores mais utilizados para cada segmento da cadeia produtiva do petróleo.

Tabela 9 – Denominadores base recomendados para a elaboração de um IDE consistente para osdiferentes setores da cadeia de produção de petróleo.

Segmento Denominador base

Exploração e Produção

(E&P)

Produção de óleo cru na cabeça do poço, condensados, gás natural líquido egás seco. Inclui o gás queimado em tocha ou usado como combustível e exclui

a parcela injetada no reservatório. Também é possível a normalizaçãoconsiderando as exportações líquidas de energia para outras unidadesoperacionais.

Refino Movimentação de petróleo cru e outras matérias-primas na refinaria.Transporte e Terminais Quantidade de produtos entregues ou movimentação no terminal de cargas.Dutos Movimentação de combustíveis pelos dutos.Atividades Retalhistas Venda de combustível.Atividades Marítimas Volume de carga transportada.Petroquímicos Produção de petroquímicos.

Fonte: Adaptado de IPIECA (2011).

Frente ao exposto é de interesse que o consumo de energia, bem como o IDE das

empresas produtoras de óleo e gás sejam os menores possíveis, gerando menores índices de

intensidade energética. Porém, estes tipos de indicadores podem variar amplamente de acordo

com as circunstâncias locacionais e operacionais (OGP, 2013).

Segundo dados da IPIECA (2007), o consumo energético mundial ao longo da cadeia

de petróleo e gás natural para o ano de 2004 foi da ordem de 22.400.450 TJ, o principal

insumo energético utilizado é o gás natural com 48% de participação.


42/156

42

A mesma base de dados apresenta que o segmento da produção de petróleo e gás

natural apresenta cerca de 30% do consumo total da cadeia com aproximadamente 6.699.200

TJ, o principal insumo energético é o gás natural com 75% do total de energia consumida,

conforme a Figura 10.

Figura 10 - Consumo mundial de energia ao longo da cadeia de produção de petróleo e gás para o anode 2004.

Fonte: Adaptados de IPIECA (2007). Conversão: 106

toe = 41.870 TJ (MME, 2013).

Verifica-se que 30% da energia consumida ocorre na etapa de produção, 57% no

refino e 13% no transporte (IPIECA, 2007).

Segundo o banco de dados históricos da BP (BP, 2013), para o ano de 2004 a

produção mundial de energia foi de 435.841.693 TJ (10.409,90 Mtoe). Considerando os dados

de 2004 apresentados na Figura 10, a cadeia produtiva de petróleo foi responsável pelo

consumo de cerca de 22.400.450 TJ ou 5,14% da energia produzida no mundo. Para o

segmento da produção de petróleo e gás natural o consumo de energia foi de 6.699.200 TJ ou

1,54% do consumo de toda a energia produzida mundialmente.

O elevado consumo energético apresentado pelo segmento de produção de petróleo se

deve basicamente ao uso de equipamentos que aplicam força motriz sobre o reservatório.

Além dos equipamentos de geração de força motriz, outros são utilizados, tais como

equipamentos de aquecimento direto e calor de processo, sendo que as principais atividades

consumidoras de energia deste segmento são (OGP, 2013):

Produção Refino Dutos

Eletricidade / Calor 837

anÁlise do prÉ-sal brasileiro quanto ao retorno energÉtico sobre o investimento e as emissÕes de...

Documents