logística de transporte de gás natural no pré-sal...
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASFaculdade de Engenharia Mecânica
Laura Jessenia Silva Granada
Logística de transporte de gás natural no
Pré-Sal brasileiro: Modelo de otimização
CAMPINAS2017
Agência(s) de fomento e nº(s) de processo(s): CNPq, 130303/2015-7
Ficha catalográficaUniversidade Estadual de Campinas
Biblioteca da Área de Engenharia e ArquiteturaLuciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129
Silva Granada, Laura Jessenia, 1988- Si38L SilLogística de transporte de gás natural no pré-sal brasileiro : modelo de
otimização / Laura Jessenia Silva Granada. – Campinas, SP : [s.n.], 2017.
SilOrientador: Paulo de Barros Correia. SilDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade
de Engenharia Mecânica.
Sil1. Gás natural. 2. Transporte marítimo. 3. Pré-sal. 4. Programação linear. 5.
Logística. I. Correia, Paulo de Barros,1954-. II. Universidade Estadual deCampinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Logistic of natural gas transportation in the brazilian pre-salt :optimization modelPalavras-chave em inglês:Natural gasOffshore transportationPre-saltLinear programmingLogisticsÁrea de concentração: Planejamento de Sistemas EnergéticosTitulação: Mestra em Planejamento de Sistemas EnergéticosBanca examinadora:Paulo de Barros Correia [Orientador]Osvair Vidal TrevisanTakaaki OhishiData de defesa: 17-02-2017Programa de Pós-Graduação: Planejamento de Sistemas Energéticos
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
COMISSÃO DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIAMECÂNICA
PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ENERGÉTICOS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
Logística de transporte de gás natural no
Pré-Sal brasileiro: Modelo de otimização
Autor: Laura Jessenia Silva Granada
Orientador: Prof. Dr Paulo de Barros Correia
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação:
Prof. Dr. Paulo de Barros Correia, PresidenteUniversidade Estadual de Campinas
Prof. Dr. Osvair Vidal TrevisanUniversidade Estadual de Campinas
Prof. Dr. Takaaki OhishiUniversidade Estadual de Campinas
A Ata de defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo devida acadêmica do aluno.
Campinas, 17 de fevereiro de 2017.
Dedicatória
A meus pais Alberto e Lucero, a meus caros irmãos Valen e Diego e em especial a minhaamada avó Barbara.
Agradecimentos
Agradeço ao Professor Paulo de Barros Correia, pela orientação, conselhos e amizadedurante estes anos.
A minha família pela con�ança, amor e apoio em todos meus projetos.
A meu pai Alberto que tanto admiro e respeito, pela formação sólida que me forneceu,pelo exemplo de vida, amor e apoio.
Aos amigos que sempre estiveram ao meu lado compartilhando alegrias, angustias e de-sa�os e àqueles que mesmo distantes, sempre me apoiaram e deram suporte emocional ecarinho.
A Pablo, meu melhor amigo, incondicional.
Ao meus caros colegas de sala e à agregada, pela pareceria e amizade, em especial à Carolpelo apoio.
Ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Cienti�co e Tecnológico (CNPq) pelo apoio�nanceiro.
Cuando siento una necesidad de religión, salgo de noche y pinto las estrellas.Vincent Van Gogh.
Resumo
A crescente demanda mundial de Gás Natural (GN) tem viabilizado estudos delogística para o transporte o�shore deste energético. Durante a última década, diferentestecnologias de transporte têm sido desenvolvidas para a monetização das reservas de GNremotas, mas seu pouco amadurecimento comercial não permite que sejam competitivascom as tecnologias existentes. A logística tem como objetivo otimizar a cadeia de distri-buição e roteirização de entregas dos produtos a seus consumidores �nais, maximizandoo rendimento e o lucro, e minimizando os gastos envolvidos no processo de transporte.A Programação Linear Inteira (PLI) é uma técnica usada para solucionar problemas detransporte, onde se tem restrições adicionais e todas ou algumas das variáveis são dis-cretas. Aproveitando as grandes reservas de GN descobertas no Pré-Sal brasileiro e apouca capacidade de transporte pelos gasodutos o�shore existentes nesta região, foramavaliadas através de um modelo matemático as diferentes tecnologias existentes para otransporte como são Gás Natural Liquefeito (GNL), Gás Natural Comprimido (GNC) eGasodutos, obtendo uma con�guração ótima da frota de transporte, o custo de movimen-tação, os terminais de regasei�cação e as Unidades Produtoras de Gás Natural (UPGNs)nas quais é recomendado levar o gás. O modelo proposto considerou uma produção de30 anos para as duas bacias que compõem a área do Pré-Sal. Para a tecnologia de GNLforam considerados dois tipos de navios com diferentes capacidades de transporte e ostrês terminais de regasei�cação existentes como destino �nal do gás. Para a tecnologia deGNC também foram levados em conta dois tipos de navio. Sete UPGNs existentes foramconsideradas como o destino do gás transportado por navios como GNC e via gasodutos.O modelo foi testado em situações hipotéticas da realidade mediante o software Lingo eos resultados mostraram que a modelagem proposta atingiu o objetivo deste trabalho, es-timando a oferta de GN do Pré-Sal (local, quantidade e custo) com o propósito de avaliarseu potencial na geração termelétrica.
Palavras-chave: Gás Natural, Transporte marítimo, Pré-Sal, Programação Linear In-teira, Logística e cadeia de suprimentos.
Abstract
The growing global demand for Natural Gas (NG), has enabled logistics studies for thetransport of this product. Over the last decade, di�erent transport technologies havebeen developed for monetization of remote NG reserves. Moreover, selection among thesetechnologies depends on the distance to the consumer markets and the production ratesof gas �elds. Logistics aims to optimize the supply chain and routing deliveries of pro-ducts to their consumers, maximizing revenue pro�t and minimizing the costs involved inthe transportation process. Integer Linear Programming (ILP) can be used to solve thetransportation logistics problem where there are additional constraints and all or some ofthe variables are discrete. Taking advantage of the large NG reserves discovered in theBrazilian Pre-Salt and low transport capacity by the existing o�shore pipeline, through amathematical model were evaluated the di�erent technologies for transportation - Lique-�ed Natural Gas (LNG), Compress Natural Gas (CNG) and Pipelines - it were obtainedan optimum transport �eet con�guration, the distribution cost and the terminals andNatural Gas Production Units (NGPU) that are recommended to carry the gas. The pro-posed mathematical model considered the Pre-salt's production in a period of 30 years.For LNG technology were considered two types of ships with di�erent transmission capa-city and three existing re-gasi�cation plants as a destination of NG. For CNG technologywere also kept in mind two types of ship. Seven existing Natural Gas Production Units(NGPU) were considered as a destination of NG transported by ships as CNG or by pi-pelines. The model was tested in hypothetical situations by commercial solver Lingo, andthe results showed that the proposed model reached the aim of this study, estimating thePre-Salt NG supply (local, quantity and cost) for the purpose of evaluating its potentialin thermoelectric generation.
Key-words: Natural Gas, O�shore Transportation, Pre-Salt, Integer Linear Program-ming, Logistics and supply chain management.
Lista de Ilustrações
1.1 Esquema comparativo do Balanço do GN no Brasil anos 2014 e 2015 . . . 161.2 Previsão de produção no Pré-Sal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.1 Plat. �xas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.2 Plat. auto-eleváveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.3 Plat. semi-submersíveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.4 Plat. FPSO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.5 Processamento do GN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242.6 Volume de produção versus distância de transporte para cada tecnologia . 272.7 Sistema de compressão multiestágio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282.8 Instalação Deitada S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302.9 Instalação Deitada J . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312.10 Instalação Carretel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312.11 Cadeia o�shorer do GNL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.12 Layout típico de FLNG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.13 Navio metaneiro tipo esférico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.14 Navio metaneiro tipo membrana . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352.15 Con�guração side by side . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362.16 Con�guração tandem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.17 Tecnologia Coselle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.18 Tecnologia Votrans tipo navio horizontal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392.19 Tecnologia Votrans tipo navio vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392.20 Barcaça tipo GTM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392.21 Carga e descarga no cais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402.22 Carga e descarga usando boia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 403.1 Localização geográ�ca polígono do Pré-Sal . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453.2 Evolução da produção de gás natural no Pré-Sal . . . . . . . . . . . . . . . 463.3 Fluxograma simpli�cado de facilidades de processamento da FPSO usadas
no Pré-Sal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473.4 Rotas de escoamento do Pré-Sal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 484.1 Representação grá�ca do método de Branch and Bound . . . . . . . . . . . 534.2 Representação de Grafo de um problema de transporte . . . . . . . . . . . 544.3 Representação de Árvore de uma solução básica factível . . . . . . . . . . . 586.1 Estimativa de produção de GN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 676.2 Locação das UPGN e terminais de regasei�cação . . . . . . . . . . . . . . . 716.3 GN demandado e entregue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 716.4 Esquema do modelo matemático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 726.5 Resultados Bacia Campos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 736.6 Bacia Santos GN versus GNC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 746.7 Resultados Bacia Santos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 756.8 Distribuição do gás nas UPGNs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
6.9 Custo por viagem para cada UPGN para Bacia de Santos . . . . . . . . . . 776.10 Custos totais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 776.11 Porcentagem de uso das UPGNs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 786.12 Aumento 150% capacidade UPGN Caraguatatuba �Distribuição do gás nas
UPGN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 806.13 Sensibilidade dos custos com a variação de capacidade de Caraguatatuba . 806.14 Sensibilidade dos custos totais com a variação do Opex e Capex dos gasodutos 816.15 Bacia Santos �Distribuição do gás nas UPGN �Redução 50% Capex + Opex 826.16 Custo investimento gasodutos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 836.17 Bacia Santos �Cenário 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 856.18 Resultados Bacia Santos �Cenário 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 866.19 Custos totais �Cenário 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
Lista de Tabelas
2.1 Composição típica do gás natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.2 Tecnologias GNC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.3 Custos de capital, operação e embarcação para cada tecnologia . . . . . . . 422.4 Custos de capital, operação e transporte para cada tecnologia . . . . . . . 432.5 Capex tecnologias GNC e GNL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432.6 Navios por distância e vazão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443.1 Composição típica do gás natural em algumas bacias do Brasil . . . . . . . 463.2 Características das rotas de escoamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 484.1 Tabela de custos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.2 Tabela de �uxos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 576.1 Produção média campos do Pré-Sal ano 2015 . . . . . . . . . . . . . . . . . 676.2 Produção média acumulada por bacia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 686.3 Custos da tecnologia GNL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 686.4 Custos da tecnologia GNC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 696.5 Custos da tecnologia gasodutos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 696.6 Custos tecnologias HGN, GTL e GTW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 706.7 Terminais de regasei�cação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 706.8 Unidade Produtora de Gás Natural (UPGN) . . . . . . . . . . . . . . . . . 706.9 Resultados Bacia de Campos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 736.10 Resultados Bacia de Santos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 746.11 Bacia Santos �UPGN usadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 756.12 Cap. de armazenamento e �uxo para a rede �Bacia Santos . . . . . . . . . 766.13 Custos totais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 786.14 Aumento capacidade da UPGN Caraguatatuba. . . . . . . . . . . . . . . . 796.15 Redução de custos nos gasodutos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 816.16 Produção média acumulada por bacia �Cenário 2 . . . . . . . . . . . . . . 846.17 UPGN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 846.18 Resultados Bacia de Campos �Cenário 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 846.19 Resultados Bacia de Santos �Cenário 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 856.20 Bacia Santos �UPGN usadas �Cenário 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 876.21 Cap. de armazenamento e �uxo para a rede �Bacia Santos �Cenário 2 . . . 876.22 Custos totais �Cenário 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 886.23 Bacia Campos �potencial de geração elétrica �Cenário 1 . . . . . . . . . . 896.24 Bacia Santos �potencial de geração elétrica �Cenário 1 . . . . . . . . . . . 906.25 Bacia Campos �variação GN �Cenário 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 916.26 Bacia Santos �variação GN �Cenário 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
Lista de Acrônimos
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
BB Branch and Bound
CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
DFDE Dual-Fuel Diesel Electric
FBE Fusion Bonded Epoxy
FLNG Unidade Flutuante de Gás Natural Liquefeito
FOB Free On Board
FPSO Unidade Flutuante de Produção, Armazenagem e Transferência
FSRU Unidades de Armazenamento e Regasei�cação Flutuante
GBS Estruturas de Gravidade de Base
GN Gás Natural
GNC Gás Natural Comprimido
GNL Gás Natural Liquefeito
GTL Gas to liquid
GTW Gas to Wire
HGN Hidrato de gás natural
MTPA Milhões de Toneladas por ano
PL Programação Linear
PLI Programação Linear Inteira
PLIB Programação Linear Inteira Binária
PLIM Programação Linear Inteira Mista
PLIP Programação Linear Inteira Pura
TFDE Tri-Fuel Diesel Electric
UPGN Unidade Produtora de Gás Natural
VPL Valor Presente Líquido
Sumário
1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151.1 Contexto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151.2 Contribuição do trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181.3 Organização do trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
2 O gás natural: o�shore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.1 Produção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.2 Processamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.3 Tecnologias de transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
2.3.1 Gasoduto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.3.2 Gás natural liquefeito (GNL) . . . . . . . . . . . . . . . . 322.3.3 Gás natural comprimido (GNC) . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.4 Custos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 413 O gás natural: Pré-Sal Brasileiro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
3.1 Produção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463.2 Processamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473.3 Transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
4 Programação Linear Inteira (PLI) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504.1 Programação Linear (PL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504.2 Programação Linear Inteira (PLI) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 514.3 Modelo de Transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
5 Modelo de otimização do transporte do Gás Natural . . . . . . . . . . . . . 605.1 Variáveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 605.2 Modelo matemático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
6 Estudo do caso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 676.1 Cenários . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
6.1.1 Cenário 1 �Avaliação das tecnologias de transporte exis-tentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
6.1.2 Cenário 2 �Avaliação do sistema atual de escoamento . . 836.2 Potencial de geração elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
7 Conclusões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
Referências 97
15
1 Introdução
1.1 Contexto
A crescente demanda mundial de Gás Natural (GN), devido à diminuição dos
recursos de petróleo, às regulações da queima de GN, aos benefícios recebidos pelas baixas
emissões de gases de efeito estufa e a seu recente uso no respaldo das fontes de energia
renovável intermitente (energia eólica e solar), tem viabilizado estudos de logística para o
transporte marítimo de GN desde as plataformas o�shore até as plantas de processamento
em terra. Durante a última década, diferentes tecnologias de transporte têm sido desen-
volvidas para monetizar as reservas o�shore de GN, mas sua pouca maturidade comercial
não permite que sejam competitivas com as já existentes.
A seleção destas tecnologias de transporte depende principalmente das taxas de
produção dos poços e da distância entre estes e os mercados de consumo. Atualmente, os
métodos mais utilizados para o transporte marítimo do GN são os gasodutos e por navios
como Gás Natural Liquefeito (GNL) e Gás Natural Comprimido (GNC). A tecnologia de
GNC até este ano vai iniciar sua operação com o primeiro navio que está sendo construído
para transportar GN desde os campos indonésios em East Java até as comunidades na
ilha de Lombok (NEWS, 2015).
Em 2015, a produção mundial de GN alcançou 3, 538 Tm3 e o consumo foi
de 3, 468 Tm3 (aumentaram 2,2% e 1,7% respectivamente em relação ao ano anterior).
Em contraste com a produção, as reservas provadas de GN no mundo permaneceram
praticamente estáveis. No �nal desse ano, alcançaram 186, 9 Tm3, o que representou uma
diminuição de 0,05% em comparação ao ano 2014 (BP, 2016).
Quanto à concorrência entre o GN transportado por gasodutos ou como GNL
no mundo, em 2015 tem-se que 704, 1 Bm3 foram movimentados por gasodutos e 338, 3 Bm3
como GNL. Comparando esses dados com os obtidos no ano 2014, a quantidade de GN
transportado como GNL incrementou em 1,77% e o transporte feito por gasodutos em
3,83% (BP, 2016).
O mercado mundial de GNL tem perspectivas de crescimento acelerado nos
próximos anos. Segundo IGU (2016), em 2015, 17 países exportaram GNL, diminuindo
em 2 o número de países exportadores (Angola e Egito), isto devido a paradas de planta
por reparação. Catar é o maior exportador com 77,8MTPA, o qual representa 31,8%
do mercado global, seguido por Austrália, Malásia e Nigéria com 29,4 , 25 e 20,4MTPA
respectivamente. Estes 4 países representam 62,3% da produção total de GNL no mundo.
É importante ressaltar que o único país de América do Sul na lista é o Peru com 3,7MTPA
exportadas a México, Índia, Japão, França e Espanha.
No mesmo ano o GNL re-exportado no mundo foi de 4,6MTPA. Três novos
países começaram a re-exportar em 2015, Índia, Cingapura e o Reino Unido, sendo no
16
total 10 países responsáveis por esta atividade.
No Brasil, o GN ganhou participação no mercado, constituindo 13,7% da
matriz energética nacional no ano 2015 (EPE, 2016a). Nesse mesmo ano, as reservas
provadas de GN foram de 0, 43 Tm3, e a relação Reservas/Produção (R/P) de GN baixou
de 14,8 anos em 2014 para 12,2 anos em 2015, isto devido ao considerável aumento da
produção não acompanhado no mesmo ritmo por um aumento nas reservas (MME, 2016).
A produção média brasileira de GN em 2015 foi de 96, 24 MMm3/dia, o que corres-
pondeu a um aumento de 10,14% em relação a 2014, sendo em sua maioria gás associado
(72,9%). A produção no mar correspondeu a 76,1% do GN produzido no país e, a pro-
dução em terra atingiu os 22, 98 MMm3/dia (MME, 2015b).
Segundo EPE e MME (2014), estima-se que no ano 2022 a oferta potencial
de GN será de 131, 5 MMm3/dia sem considerar as importações. Estima-se também para
esse mesmo ano que a demanda potencial de GN será 180, 4 MMm3/dia, considerando as
termelétricas e os setores residencial, transportes, industrial, cogeração e matérias primas.
É importante ressaltar que a parcela consumida pelas termelétricas atinge quase 80% do
total demandado.
Na Figura 1.1 é apresentado um esquema geral do balanço de GN no Brasil, em
cor azul apresentam-se os valores do ano 2014 e em vermelha os dados do ano 2015, todos
em MMm3/dia. Como pode ser observado, a importação de GN no país foi de 50, 43 MMm3/dia,
dos quais 32, 49 MMm3/dia foram provenientes da Bolívia e da Argentina e o volume restante
correspondeu às importações de GNL.
Produção
Nacional
87,4 / 96,24
Consumo em E&P
11,15 / 12,20
Reinjeção
15,7 / 24,29
Gás Quiemado
4,4 / 3,83
Absorção nas
UPGNs
3,6 / 3,77
Oferta Nacional
52,2 / 52,15
Consumo em transporte,
perdas e ajustes
5,8 / 3,94
Demanda Total
99,3 / 98,63
Gás Importado
Bolívia
32,8 / 32,03
Argentina
0,2 / 0,46
GNL
19,9 / 17,94
Oferta Importada
52,9 / 50,43 Indústria
43,0 / 43,61
Automotriz
5,0 / 4,82
Residencial
1,0 / 0,97
Geração Elétrica
46,8 / 45,9
Cogeração
2,6 / 2,5
Outros
0,2 / 0,83
Figura 1.1: Esquema comparativo do Balanço do GN no Brasil anos 2014 e 2015Fonte: Elaboração própria com dados de (MME, 2015b)
O GNL é importado principalmente para suprir os picos de demanda terme-
létrica no país. Essas importações são feitas no mercado spot, com uma grande volatili-
17
dade em seus preços. Em 2015 o preço Free On Board (FOB) médio de importação foi
0, 38 USD$/m3, os países de origem foram Catar, Emirados Árabes, Espanha, Estados Uni-
dos, Nigéria, Noruega, Portugal, Trinidade Tobago, Holanda e Reino Unido e os portos
de entrada foram Pecem (CE), Aratú (BA) e o Rio de Janeiro (RJ).
Parte daquele gás importado pode ser re-exportado, no entanto o Brasil só
está autorizado a re-exportar a capacidade ociosa de GNL no mercado de curto prazo.
Em 2015, foram re-exportados unicamente 3.000 m3 de GNL equivalente a 1, 8 MMm3 em
estado gasoso. O destino de re-exportação foi a Nigéria, e sua movimentação foi feita pelo
porto do Rio de Janeiro com um preço FOB de 0, 33 USD$/m3 (IGU, 2016).
Como já foi dito anteriormente, a produção de GN no Brasil encontra-se con-
centrada nos campos o�shore e nos últimos anos vem apresentando crescimento devido
principalmente à entrada em operação dos campos do Pré-Sal no ano 2008. O Pré-Sal
é uma área o�shore de águas ultraprofundas, localizada aproximadamente a 300 km da
costa. As reservas encontradas nesta área são de gás associado com alto teor de CO2.
Atualmente a produção do Pré-Sal representa um terço da produção total do Brasil, atin-
gindo 34 MMm3/dia em 2015, dos quais quase 2/3 são provenientes da Bacia de Santos e o
restante da Bacia de Campos.
O fato de ter um gás com alto conteúdo de CO2 (o qual requer ser separado
do GN antes do escoamento) e da grande distância dos campos produtores da costa e
sua profundidade de lâmina de água (que implica altos custos de escoamento), faz que
o aproveitamento �nal do GN proveniente do Pré-Sal seja muito baixo. Por isto, os
níveis de reinjeção têm sido bastante altos nesta área. Segundo CNI (2016), atualmente a
reinjeção nos poços do Pré-Sal está ao redor de 60�70%, deixando apenas 10�20% para
o aproveitamento.
A produção de gás disponível para o aproveitamento tem prognósticos para
o ano 2030 de quase 115 MMm3/dia. Estas previsões estão baseadas no ritmo de entrada
em operação das plataformas novas, a relação de gás-óleo dos campos que ainda não
tem entrado em operação, o volume de gás reinjetado que se espera seja decrescente nos
próximos anos, e os volumes de gás queimado e consumido nas plataformas (PRYSMA-
E&T, 2014). A Figura 1.2 apresenta as previsões feitas por Prysma E&T Consultoria da
produção disponível de GN no Pré-Sal até o ano 2030.
O atual planejamento da Petrobras para escoar o gás produzido no Pré-Sal
inclui três gasodutos submarinos (2 existentes e 1 planejado) com uma capacidade to-
tal de 47 MMm3/dia com possibilidade de ser expandida até 51 MMm3/dia. A capacidade de
escoamento também é apresentada na Figura 1.2.
18
0
25
50
75
100
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203
0
Capacidade Gasodutos
Caso Base
Caso Conservador
Pe
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ectiva
de
pro
du
çã
o M
M m
3
Figura 1.2: Previsão de produção no Pré-SalFonte: Elaboração própria com dados de (PRYSMA-E&T, 2014).
Como pode ser observado, a partir do ano 2018 a capacidade de escoamento
existente e planejada não será su�ciente para transportar o gás produzido, por isto, haverá
a necessidade de investir em novas tecnologias de transporte que permitam escoar o gás
que se espera encontrar no Pré-Sal.
Tecnologias como GNL e GNC podem oferecer a oportunidade de monetizar o
GN do Pré-Sal quando o transporte por dutos não for viável, técnica ou economicamente.
Os recentes avanços tecnológicos em unidades �utuantes têm gerado grandes expectativas
por parte da indústria, pois estas unidades, devido a sua mobilidade, tendem a apresentar
custos competitivos em comparação com os custos incorridos na construção dos gasodutos
e das unidades de compressão necessárias para transportar o GN às plantas localizadas
em terra.
1.2 Contribuição do trabalho
A dependência energética brasileira às importações de GN nos últimos anos
tem aumentado. Atualmente 50% do gás ofertado ao mercado é importado. A indústria
do GN no Brasil ainda é recente e um dos maiores entraves ao desenvolvimento é a lenta
expansão da malha de gasodutos. Com uma malha de transporte tão modesta como a
atual e sem sistemas de armazenamento subterrâneo, um aumento na produção, como está
acontecendo com as descobertas do Pré-Sal, gera grande desaproveitamento energético, o
que re�ete em altas quantidades de gás queimado e reinjetado.
Além disto, o papel decisivo do GN na transição energética para dar suporte a
um sistema com participação expressiva de fontes renováveis intermitentes, seria re�etido
em um aumento na demanda deste energético devido à instalação de novas termelétricas,
as quais operariam em serviço hibrido para suprir as intermitências das energias eólica e
19
solar.
Através de ummodelo matemático de Programação Linear Inteira Mista (PLIM),
representa-se a situação atual e futura da problemática de escoamento das áreas do Pré-
Sal, visando a redução de custos mediante a introdução de recentes avanços tecnológicos
na cadeia de monetização do gás, como são as Unidades Flutuantes de Gás Natural Li-
quefeito (FLNG) e os navios de GNC.
Desse modo, para atingir este propósito, foram investigados:
• Bases teóricas de produção e processamento de gás natural o�shore.
• Tecnologias de transporte para a monetização de GN, sua implementação e seus
avanços tecnológicos.
• Levantamento de informação alusiva à situação atual das áreas do Pré-Sal, produção,
processamento, escoamento e perspectivas de desenvolvimento entre outras.
• Bases teóricas de programação matemática, especi�camente, PLIM que foi a usada
na modelagem do problema de transporte estudado.
Também foi feita um revisão da literatura que envolve transporte de GN, com
a intenção de conhecer os estudos existentes, as tecnologias implantadas, seus custos e as
possíveis melhoras aos projetos já propostos.
A principal contribuição deste trabalho é avaliação da disponibilidade de GN
nas localidades especi�cadas, considerando as tecnologias de transportes de GN existentes,
procurando dar resposta às seguintes questões: Quanto é o custo de transportar o GN do
Pré-Sal? A que regiões deve ser transportado? Qual tecnologia deve ser usada?
1.3 Organização do trabalho
Este trabalho foi elaborado em 7 capítulos. No primeiro apresenta-se uma
discussão sobre o estado atual (mundial e brasileiro) da indústria de GN, a problemática
encontrada e o objetivo desta dissertação.
O Capítulo 2 expõe o referencial teórico que envolve a produção, processamento
e transporte do GN o�shore. Esse capítulo, também, apresenta uma revisão de literatura
referente aos custos e aos estudos feitos nesta área.
O Capítulo 3, por sua vez, apresenta informação especí�ca ao Pré-Sal, como
dados de produção, sistema de processamento e tecnologia de transporte utilizada. No
Capítulo 4 são apresentados alguns fundamentos de programação matemática, especial-
mente inteira mista e conceitos de modelos de transporte e seus métodos de resolução.
No Capítulo 5 é apresentado o modelo matemático usado para representar o problema de
transporte. Neste capítulo, é feita uma descrição da função objetivo, variáveis e restrições
usadas.
20
O estudo de caso é exposto no Capítulo 6, são mostrados os dados usados na
modelagem, os cenários estudados e os resultados obtidos para cada um. Finalmente, no
Capítulo 7 tem-se as conclusões e sugestões para futuros trabalhos.
21
2 O gás natural: o�shore
O GN é a porção do petróleo que existe na fase gasosa ou em uma solução, nas
condições de reservatório, e que permanece no estado gasoso nas condições atmosféricas
de pressão e temperatura (VAZ, 2008). O GN é constituído por hidrocarbonetos e por não
hidrocarbonetos. Os hidrocarbonetos são compostos orgânicos constituídos por átomos de
carbono e hidrogênio e apresentam como características comuns o fato de serem incolores,
inodoros e in�amáveis.
Como pode ser observado na Tabela 2.1, o GN é composto principalmente de
metano, mas também contém etano, propano e outros hidrocarbonetos pesados. Entre os
não hidrocarbonetos destacam-se o nitrogênio, ácido sulfídrico e dióxido de carbono.
Tabela 2.1: Composição típica do gás natural
Fórmula Abreviatura Nome Composição (%Vól)
CH4 (C1) Metano > 85C2H6 (C2) Etano 3 - 8C3H8 (C3) Propano 1 - 2C4H10 (C4) Butano < 1C5H12 (C5) Pentano < 1N2 - Nitrogênio 1 - 5CO2 - Dióxido de Carbono 1 - 2H2S Ácido sulfídrico < 1He Helio < 0,5
Fonte:(MOKHATAB; POE; MAK, 2006)
O GN pode ser classi�cado como gás associado ou não associado. O gás asso-
ciado é aquele que, em reservatórios, encontra-se dissolvido em óleo ou se apresenta como
uma capa de gás, neste caso a produção do petróleo é o foco do ponto de vista econômico
e o gás passa a ser considerado como um subproduto da produção de petróleo. Já o
gás não associado nos reservatórios encontra-se livre de óleo ou apresenta uma pequena
quantidade deste componente, aqui o plano de explotação prevê a produção de gás como
principal energético.
Uma das principais vantagens do GN frente às demais fontes fósseis energéticas
se dá em relação aos danos ambientais causados, pois o GN apresenta menor emissão de
gases poluentes que contribuem ao efeito estufa, caracterizando-se, dessa forma, como
uma das fontes fósseis menos agressivas ao meio ambiente.
2.1 Produção
A produção de GN envolve um conjunto de operações unitárias entre a cabeça
do poço e o ponto de transferência do produto �nal. Tais operações dependem de diversos
22
fatores, como vazão de produção, tipo de gás encontrado (associado ou não), condições
operacionais de pressão e temperatura, localização do campo produtor e dos consumidores,
aspectos ambientais, econômicos, políticos e legais entre outros. Por conseguinte é muito
difícil encontrar sistemas de produção de GN idênticos.
No Brasil, o sistema de produção o�shore de gás associado apresenta-se em
maior proporção em comparação aos sistemas de produção terrestres e de gás não asso-
ciado. O processo de produção o�shore é feito em plataformas submarinas cuja função é
receber e tratar os �uidos produzidos nos campos produtores.
A seguir, são descritos alguns tipos de plataformas encontrados na indústria
petrolífera.
• Plataformas �xas: são usadas em lâminas de água de até 300 m. Geralmente são
projetadas como estruturas modulares rígidas de aço, cravadas com estacas ao fundo
do mar. Nestas plataformas (Figura 2.1) é possível realizar atividades de perfuração
e produção, mas não contam com sistema de armazenamento.
• Plataformas auto-eleváveis: são usadas em lâminas de água que variam entre
5�130m. Essas plataformas (Figura 2.2) são móveis, podendo ser transportadas por
rebocadores ou por propulsão própria. São constituídas por uma balsa apoiada em
pernas, as quais são acionadas mecânica ou hidraulicamente para ser movimentadas
para baixo até atingir o fundo do mar, seguidamente inicia-se a elevação da plata-
forma a uma altura segura acima do nível do mar. Nestas plataformas só se podem
realizar atividades de perfuração (VAZ, 2008).
Figura 2.1: Plat. �xasFonte: (SCHRöDER, 2015).
Figura 2.2: Plat. auto-eleváveisFonte: (SCHRöDER, 2015).
• Plataformas semi-submersíveis: Estas plataformas podem ser instaladas em
grandes profundidades, mais de 2.000m. As plataformas semi-submersíveis (Figura
2.3) podem ser ancoradas ao solo marinho por meio de cabos que atuam como molas
que produzem esforços capazes de restaurar a posição inicial ou pode ser dotada de
23
um sistema de posicionamento dinâmico, que mantenha a posição da plataforma de
forma automática. Nestas plataformas se podem realizar atividades de produção e
perfuração (VAZ, 2008).
Figura 2.3: Plat. semi-submersíveisFonte: (SCHRöDER, 2015).
Figura 2.4: Plat. FPSOFonte: (SCHRöDER, 2015).
• Plataformas Unidade Flutuante de Produção, Armazenagem e Transfe-
rência (FPSO): Os FPSOs são navios ancorados ao fundo marinho, usados em
lâminas de água superior aos 2.000m e com capacidade para processar o óleo, ar-
mazenar e transferir o petróleo e o gás produzido. Na Figura 2.4, pode-se observar
este tipo de plataformas.
Tipicamente, existem quatro destinos possíveis para o GN em uma plataforma
de produção. O gás transferido é aquela quantidade de gás que é movimentado para terra
usando alguma tecnologia de transporte. O gás lift é uma porção de gás que é injetado
no poço para auxiliar a elevação do óleo até a superfície. O gás combustível é aquele que
é tratado e utilizado nos equipamentos de geração de energia na plataforma. Também
existe uma porção de gás que por limitações nos sistemas de transferência não pode ser
movimentado a terra e tem que ser reinjetado no poço.
2.2 Processamento
O sistema de produção inicia-se com a corrente de óleo, gas, água e impurezas
sólidas em suspensão proveniente do reservatório. Aquele �uido é transportado até a
plataforma submarina por meio de dutos de produção, �owlines (dutos que interligam o
riser com a árvore de natal) e riser (duto que coneta a plataforma de produção com as
�owlines). A Figura 2.5 apresenta um diagrama geral das etapas de processamento do
GN.
A primeira etapa começa na unidade de separação, onde é separada a fase
líquida da fase vapor ou gasosa. Nesta unidade, o �uído entrante no separador choca
24
com anteparos que provocam uma modi�cação brusca de velocidade e direção do �uído,
facilitando a liberação do gás. Sendo uma separação gravitacional, o líquido desce para
o fundo do vaso onde é coletado. No percurso do gás no separador vão-se desprendendo,
pela ação da gravidade, gotículas líquidas que ainda estão presentes na corrente. Logo,
na sua saída, o gás passa por uma seção de aglutinação na qual são retiradas as gotículas
restantes por meio de eliminadores de névoa, minimizando assim, a contaminação da
corrente gasosa que está deixando o separador. O óleo e a água que �cam na parte
inferior do vaso, são direcionados a diferentes processos que garantam a especi�cação de
saída do sistema de produção (VAZ, 2008).
Reservatório
Depuração
Separação
Tratamento de água produzida
Tratamento de óleo
Ad
oça
me
nto
Reg
ener
ação
Queimadores
Des
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ação
Atmosfera
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Gás ácido
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Glicol rico
Glic
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ob
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Pro
du
ção
GNC
Liquefação GNL
Duto
Processo HGN GTL GTW
Figura 2.5: Processamento do GN
Logo, o gás é encaminhado para o processo de depuração onde são removidas
as gotículas de hidrocarbonetos arrastradas da unidade anterior. O vaso separador é o
25
principal equipamento e conta com uma placa de�etora que varia abruptamente a direção
do gás, separando assim a maior parte de líquido da corrente gasosa.
O gás do depurador passa para a unidade de remoção de gases ácidos, na
qual o H2S e o CO2 são removidos para prevenir corrosão no sistema e cumprir com as
especi�cações para transferência. O processo de remoção poder ser feito com solventes
físicos, químicos ou leito solido. O processo de absorção química usando amina como
solvente é o mais usado na indústria. O gás ácido na unidade de adoçamento entra
em contato com uma solução de amina pobre (com baixo teor de gás ácido) em �uxo
contracorrente, que absorve o H2S e o CO2 presentes no �uxo. A amina rica em H2S e
CO2 é direcionada a um processo de regeneração. O processo de regeneração é feito em
uma torre regeneradora onde entra a amina rica previamente aquecida e saem gases ricos
em H2S e CO2 os quais são direcionados para os queimadores. A amina pobre é esfriada
e encaminhada novamente ao processo de adoçamento.
O gás doce, saturado de vapor da água, passa logo a um processo de desidra-
tação, para evitar a formação de hidratos, os quais podem obstruir os dutos e os equi-
pamentos interrompendo as operações e a produção do gás. A desidratação do GN pode
ser de�nida como a extração de água que está associada com o gás em forma de vapor.
Existem métodos de desidratação que incluem absorção (glicol), adsorção (sólidos desse-
cantes) e esfriamento direito por expansão (usando inibidores de hidratos). A absorção é
a técnica mais comum utilizada atualmente. Dentre os glicóis usados se têm: etilenoglico
(EG), dietilenoglicol (DEG), trietilenoglicol (TEG) e o tetraetilenoglico (TREG), sendo o
TEG aquele que tem sido mais aceito na indústria. Entre as vantagens do TEG destaca-se
sua menor volatilidade e toxicidade em relação ao DEG e ao EG (MOKHATAB; POE;
MAK, 2006).
O gás saturado e doce entra na torre absorvedora e recebe em contracorrente
a solução de glicol, proveniente do sistema de regeneração, a qual absorve a umidade do
GN. O gás que sai da torre, chamado gás seco, passa por um vaso depurador que retira as
possíveis partículas de glicol arrastradas. O glicol que absorve a umidade se acumula no
fundo da torre e é encaminhado para o sistema de regeneração, onde mediante redução de
pressão e aumento de temperatura, transforma o glicol rico em umidade, em glicol pobre
pronto para retornar ao sistema de desidratação.
O gás seco é encaminhado para uma unidade de recuperação de líquidos de
GN, onde são separados o etano (C2), o propano (C3) e outros hidrocarbonetos pesados,
deixando só um gás leve para exportação. Resumidamente, o processamento de recupera-
ção está composto por três etapas liquefação, fracionamento e especi�cação dos produtos.
A liquefação baseia-se na diminuição de temperatura e/ou aumento da pressão para con-
densar os compostos mais pesados. O processo de recuperação de líquidos pode ser feito
pelos métodos de refrigeração simples; absorção refrigerada; turbo expansão e expansão
Joule-Thompson.
26
Na absorção refrigerada, o gás entra em contato com uma corrente auxiliar de
óleo de absorção. No processo de turbo expansão, o resfriamento é conseguido expandindo
o gás em uma turbina. A expansão Joule-Thompson é feita usando uma válvula que
provoca uma redução de pressão e em consequência uma diminuição da temperatura.
Finalmente, o gás leve que sai desta unidade, pode ser comprimido e trans-
portado por gasoduto ou por navios como GNC ou encaminhado para um processo de
liquefação para ser transportado por navios como GNL.
2.3 Tecnologias de transporte
O transporte pode ser considerado como o aspecto mais importante na cadeia
do GN. Nas últimas décadas, múltiplas tecnologias têm sido avaliadas e propostas para a
monetização de reservas que em tempos anteriores foram descartadas por estar muito afas-
tadas, ser muito pequenas ou ter grande di�culdade para serem desenvolvidas. Embora
estas tecnologias tenham sido pensadas para facilitar o aproveitamento de reservas remo-
tas, seu pouco desenvolvimento faz que elas sejam extremamente caras, precisando de alto
investimento inicial em infraestrutura e de, paradoxalmente, grandes reservas provadas de
gás natural que viabilizem economicamente o desenvolvimento do campo.
As tecnologias o�shore disponíveis para transportar o GN são:
• Gasoduto: o transporte do GN é feito em estado gasoso através de dutos por meio
de sistemas de compressão.
• GNL: o transporte de GN no estado líquido é feito por meio de navios e caminhões
criogênicos que suportem temperaturas inferiores a −160 C.
• GNC: o GN é processado e condicionado para ser transportado em cilindros ou
navios à temperatura ambiente e altas pressões, com uma redução de volume de 60
a 225 vezes em relação ao volume ocupado nas condições normais.
• Gas to Wire (GTW): esta tecnologia utiliza o GN como fonte de combustível
para geração elétrica através de turbinas a gás.
• Hidrato de gás natural (HGN): os hidratos de gás natural são substâncias
sólidas, semelhantes ao gelo. São formados pela transformação física de água e
moléculas de gás metano a −23 C e 100 kPa, onde a água encapsula o gás. O
aprisionamento do metano pode apresentar uma redução de volume de 70 �150 vezes
em relação ao volume ocupado nas condições normais. O transporte do gás é feito
no estado sólido.
• Gas to liquid (GTL): conversão do GN em hidrocarbonetos de maior valor agre-
gado como gasolina, lubri�cantes e diesel a partir de processos químicos.
27
Por muito tempo os gasodutos têm sido a tecnologia mais usada para o trans-
porte de GN. Recentemente o GNL tem ganhado participação no mercado. O GNC é
uma tecnologia que está surgindo com bom prognóstico graças a seu fácil processamento.
O GTW ainda é uma opção muito estudada, os altos custos dos cabos requeridos para
transportar a energia gerada nas FPSO não tem permitido sua inclusão no mercado. A
tecnologia GTL requer espaço su�ciente nas FPSO devido aos processos de separação que
precisa fazer, o qual não tem permitido que seja viável no segmento o�shore. E a tecno-
logia HGN pelo fato de apresentar incrustações e depósitos nos dutos, seu processamento
ainda se encontra em investigação e otimização. Só três destas tecnologias atualmente
estão sendo usadas na indústria. Estas três tecnologias serão aprofundadas na próxima
seção.
1.000 2.000 3.000 4.000 5.000
km
Bcm
/ a
no
12
4
6
8
10
16
14
2
GNC
GASODUTO GNL
GNL + GTL
FT - GTL
DME - GTL
Figura 2.6: Volume de produção versus distância de transporte para cada tecnologiaFonte: (MOKHATAB; POE; MAK, 2006).
Na Figura 2.6 é mostrada a distância e a quantidade de gás que pode ser
movimentado por cada tecnologia. Como é possível observar, para pequenas distâncias os
gasodutos apresentam maiores vantagens. Pelo contrário, para rotas de longa distância
e grandes quantidades de gás, o GNL é usualmente mais usado. No caso do GNC, em
comparação com os gasodutos, apresenta vantagens para distâncias um pouco maiores e
vazões menores.
2.3.1 Gasoduto
O gás leve da unidade de recuperação é encaminhado para uma unidade de
compressão de gás e depois passa para uma rede de gasodutos que interliga as áreas de
produção com os terminais de processamento. No segmento o�shore, as linhas �owlines
e os risers estendem-se desde os poços até as FPSO e transportam o �uído cru até as
plataformas. Estes dutos são geralmente de diâmetros pequenos (não maior que 16 in), por
sua vez, as linhas de exportação e/ou transmissão que transportam o �uído processado
desde as plataformas até terra, normalmente são de diâmetros grandes (oscilam entre
28
16�44 in).
• Sistema de compressão
O gás produzido nas instalações marítimas possui uma pressão média de 1MPa.
Este valor de pressão é insu�ciente para movimentar o gás até terra, assim como
para uso na elevação do óleo nos poços de produção. Para a exportação, a pressão
requerida depende da localização da instalação de produção. Geralmente, pressões
entre 10�20MPa são necessárias para estas aplicações. A pressão requerida em
ambos casos é maior do que o limite máximo da razão de pressão de um único com-
pressor, sendo fundamental a utilização de um sistema de compressão multiestágios.
(VAZ, 2008). Na Figura 2.7, apresenta-se o esquema de um sistema de compressão
multiestágio típico.
P
GN
Líquidos
1° est. 2° est.
Líquidos
3° est.
GN 1 2 3 4 5 6 7
h
1
2 3
4 5
6 7
Fonte: (VAZ, 2008)
Figura 2.7: Sistema de compressão multiestágio
O processo de compressão é adiabático, no qual o aumento da pressão do gás eleva
sua temperatura. No primeiro estágio o vapor passa da condição de saturado no
ponto 1 para vapor super aquecido ponto 2. O grau de aquecimento depende das
condições operacionais e das características do compressor. Este aumento de tem-
peratura é o principal limitante da razão de compressão, sendo necessário encontrar
um ponto de equilíbrio entre a resistência do material de fabricação do compressor
e sua e�ciência. O gás que deixa o primeiro estágio, entra em um resfriador atin-
gindo uma temperatura inferior ao ponto de orvalho no ponto 3. A corrente que
sai do resfriador é uma mistura de líquido e vapor, por tanto é necessário fazer um
processo de depuração. O gás saturado passa por vários estágios de compressão
que apresentam o mesmo comportamento do primeiro até o gás atingir o valor de
pressão necessária para ser transportado ou injetado como gas lift (VAZ, 2008).
• DutosOs dutos são projetados e construídos de acordo com os códigos ou normas nacionais
29
ou internacionais para o design, construção e inspeção de linhas submarinas como
as emitidas pelo Instituto Americano de Petróleo (API), a Sociedade Americana de
Engenheiros Mecânicos (ASME) ou a British Normative Standards(BS).
Entre os requerimentos de concepção deve-se considerar a longitude projetada da
linha, a profundidade e a temperatura da água, a composição e a quantidade de gás
a ser transportado, assim como a topogra�a sobre a qual se tenderam os gasodutos.
Todos estes fatores incidem nos custos, nos processos de manufatura e nas estratégias
de lançamento. (ALBERT et al., 2011).
Além do mencionado, os gasodutos submarinos têm que tolerar a pressão externa
exercida pela lâmina de água, especialmente na instalação, quando o duto não tem
�uido nenhum. A pressão hidrostática da água e a �ambagem longitudinal durante
a instalação são os principais causadores de colapso dos dutos. O risco de colapso
aumenta em grandes profundidades e com grandes longitudes de dutos. Durante a
instalação, a pressão interna dos dutos é a atmosférica e a pressão externa (lâmina
de água) pode causar esforços severos neles. Às vezes, alguns procedimentos de
instalação requerem pressurizar internamente o duto tentando abolir tal pressão
(KENNEDY, 1993).
A composição metalúrgica é um fator importante, não só pela resistência do material
mas também para compensar os efeitos da corrosão, tanto a interna produzida pelo
gás transportado, quanto a externa produzida pela água do mar. Normalmente os
dutos são fabricados de aço carbono ou de ligas especí�cas para obter propriedades
mecânicas e metalúrgicas, às vezes pode-se usar aço inoxidável para sua fabricação.
Além da proteção catódica, os dutos são recobertos com resinas epóxicas de adesão
por fusão (Fusion Bonded Epoxy (FBE)) ou outros recobrimentos externos para
mitigar a corrosão (ALBERT et al., 2011).
• Traçado e instalação dos dutos
Para o traçado do percurso das linhas submarinas se deve levar em consideração a
geogra�a e estabilidade do local, o impacto às comunidades bentônicas, os efeitos nas
atividades de pesca, a presença de outros dutos e os riscos geológicos, como podem
ser os sismos submarinos, as avalanches de lama e a erosão. No curso das linhas é
importante minimizar a extensão dos dutos, os trechos sem apoio e a necessidade
de fazer atividades de escavação e de despejo de rochas.
A instalação dos dutos é realizada em navios especializados. Neste processo os
dutos são submetidos a tensões que são diferentes às de funcionamento normal. O
diâmetro, a espessura e a metalurgia determinam os máximos esforços de tensão,
compressão e �exores que podem ser suportados pelos dutos na instalação. Para
assegurar a integridade do duto durante sua instalação é necessário fazer uma correta
30
seleção da técnica de lançamento mais adequada à lâmina de água. As técnicas mais
comuns são:
� Método S-Lay : é chamado assim devido ao duto adotar um per�l alongado
em forma de "s"quando desce desde o navio até o fundo marinho. Estes navios
caraterizam-se por terem uma rampa de lançamento (stringer) longa. Foram
desenvolvidos para águas pouco profundas. Este método prevê que a constru-
ção da linha seja feita sobre a embarcação de lançamento em uma posição quase
horizontal. As juntas dos dutos individuais soldam-se entre si e antes de serem
revestidas com algum recobrimento epóxico, são submetidas a inspeção de raios
x. No processo de lançamento, criam-se duas regiões de �exão acentuada: uma
na rampa conhecida por overbend e outra junto ao fundo denominada sagbend
(ALBERT et al., 2011).
Tensor
Sagbend
Ponto de contato
Rampa de lançamento (Stringer)
Embarcação de lançamento Overbend
Figura 2.8: Instalação Deitada SFonte: (ALBERT et al., 2011)
� Método J-Lay : este método foi desenvolvido para águas ultra profundas e
em vez de ter uma rampa, conta com uma torre vertical de lançamento. Neste
caso só exite uma região de �exão (sagbend). Os trechos de dutos são colocados
em cima de torre, onde são soldados em estações automatizadas, logo os dutos
descem às estações de inspeção e de revestimento para logo serem lançados ao
mar.
31
Torre de lançamento
Embarcação de lançamento
Propulsor
Sagbend
Est. de soldagem e inspeção
Figura 2.9: Instalação Deitada JFonte: (ALBERT et al., 2011)
� Método Reel-Lay : em terra, é feita a soldagem, a inspeção e o revestimento
dos trechos de dutos de aproximadamente 1 km. Depois o duto é enrolado em
uma bobina ou carretel de grande diâmetro e estocado no convés da embarcação
de lançamento. Logo o navio desloca-se até o local de instalação, onde o duto
é desenrolado e lançado lentamente enquanto o navio avança. Este método é
adequado para águas super�ciais e profundas (ALBERT et al., 2011).
Carretel duto Alisador
Tensores
Figura 2.10: Instalação CarretelFonte: (ALBERT et al., 2011)
Em certas áreas, os dutos devem ser enterrados para evitar interferência com ou-
tras atividades como a pesca ou para protegê-los da queda de objetos, golpes com
âncoras de navios ou deslizamentos de terra. Quando os sedimentos são suaves
os gasodutos geralmente se auto-enterram no solo, em solos duros devem-se fazer
arados submarinos.
As técnicas mais usadas para enterrar os dutos são arado, jateamento e furo dire-
32
cional. Nas duas primeiras técnicas, a vala é aberta ao longo da rota do duto e o
enterramento do duto �ca a cargo da natureza. O arado é a raspagem do solo para
formar uma vala na profundidade de instalação predeterminada. O jateamento é
feito com o duto posicionado sobre o leito marinho e a desagregação das partículas
do solo é feito através do jato de água, criando um canal ao longo da rota do duto.
A técnica de furo direcional prevê a construção de um furo através da perfuração do
solo com brocas de diâmetros crescentes em uma direção prevista para a acomodação
do duto que vai ser instalado (ACOSTA, 2014).
• Desmantelamento
A vida útil média de um duto oscila entre os 30�40] anos. Quando um duto vai ser
abandonado, ele pode ser desmantelado ou re-usado para transportar ou armazenar
líquidos ou gases diferentes ao serviço inicial. Poucas vezes esses dutos re-usados
requerem movimentação ou levantamento do fundo marinho.
Se o duto vai ser re-usado é necessário levar em consideração os seguintes itens: a
gravidade especí�ca, a densidade e a corrosividade do novo produto, assim como as
novas condições máximas de operação de pressão e temperatura requeridas. Tam-
bém é preciso fazer uma série de testes aos dutos re-usados para garantir sua esta-
bilidade estrutural e a condição de seus recobrimentos e de seu sistema de proteção
catódica. Provas hidrostáticas têm que ser feitas para conhecer a máxima pres-
são de trabalho permitida, assim como estudos de corrosão para determinar a vida
remanescente do duto.
O desmantelamento dos dutos inclui atividades de lavagem e limpeza para a elimi-
nação de resíduos de hidrocarbonetos e a desconexão deles da estrutura. O produto
da lavagem deve ser descartado em um local apropriado. Alguns dutos são aban-
donados no local e enterrados no fundo do mar, outros são recuperados e levados a
terra.
2.3.2 Gás natural liquefeito (GNL)
OGNL é o GN que foi processado para ser transportado na forma líquida, o que
ocorre a uma temperatura de −160 C e à pressão atmosférica. O processo de liquefação
reduz o volume do gás cerca de 600 vezes. O GNL é considerado como uma das melhores
alternativas para monetizar as reservas de gás remotas, onde não é econômico trazer o
gás para o mercado através dos sistemas de dutos tradicionais.
A cadeia de valor do GNL se pode dividir nos seguintes segmentos: Exploração,
produção, liquefação, transporte, armazenamento e regasei�cação. Na Figura 2.11, é
apresentada a cadeia de valor o�shore do GNL.
33
Armazena-mento
Reservatórios FLNG / FPSO
Processamento
Liquefação
GNL Navio
Armazenamento GNL
Re-gaseificação
FSRU
Figura 2.11: Cadeia o�shorer do GNLFonte: (MOKHATAB et al., 2014)
• Liquefação - FLNG
O processo de liquefação do GN é o elo chave em plantas de GNL em termos de
custo, complexidade e importância operacional.
O gás leve da unidade de recuperação de líquidos é encaminhado para a unidade
de liquefação que liquefaz o gás mediante ciclos de refrigeração, onde um refrige-
rante através de expansão e de compressão sucessiva remove o conteúdo de calor
do gás. O refrigerante pode ser o mesmo gás ou um �uido diferente re-circulando
continuamente através do trocador de calor (MOKHATAB et al., 2014).
Os sistemas FLNG, são um novo conceito na produção do GNL. As FLNG são
navios, onde é feito o processamento e a liquefação do gás em pequenos módulos
localizados no lado superior dos navios.
Na Figura 2.12 é mostrado o layout de um sistema FLNG. Embora tenham quatro
projetos sob construção, nenhum foi materializado ainda. Os países pioneiros nesta
tecnologia são a Austrália com uma capacidade em construção 3,6MTPA com o
projeto Prelude, a Malásia com dois projetos em construção (PFLNG1 e PFLNG2 )
soma 2,7MTPA, e o Camarões com 2,4MTPA de capacidade.
Poço
Torr
e gi
rató
ria
Utilidades
Rec. de líquidos Liquefação Proc. do gás Facilidades
Tanque de LPG
Tanque de GNL
Tanque de GNL
Tanque de GNL
Tanque de GNL
Tanque de Condensado
Áre
as a
ber
tas
Áre
as a
ber
tas
Áre
as a
ber
tas
Helideck
Planta elétrica
Tocha
Entrada de ar
Quartos elétricos
Utilidades de energia essencial
Figura 2.12: Layout típico de FLNGFonte: (MOKHATAB et al., 2014)
• Transporte via naviosO transporte do GNL marítimo é feito por navios especializados chamados carriers.
Estes navios são compostos por tanques de casco duplo isolados, destinados a conter
34
o GN ligeiramente acima da pressão atmosférica a uma temperatura criogênica de
aproximadamente −160 C.
Figura 2.13: Navio metaneiro tipo esféricoFonte: (ALIMONTI, 2004)
Mesmo que os tanques sejam isolados, o isolamento não impede que parte do calor
externo alcance o GNL e que alguns dos líquidos se evaporem durante a viagem. A
vaporização do GNL não é homogênea, os componentes com o ponto de ebulição
mais baixo tendem a evaporar-se (boil o� ) mais facilmente que os componentes mais
pesados. Este fenômeno é chamado de envelhecimento e a sua consequência é que a
composição GNL se torna mais pesada.
Segundo Mokhatab et al. (2014), a taxa de evaporação tipicamente está entre 0,10%
e 0,15% do volume do navio por dia e deve ser removida para manter os tanques
a uma pressão constante. A fração de gás evaporado normalmente é usada como
combustível nos motores, queimada em caldeiras para produzir vapor ou também
pode ser re-liquefeita e devolvida aos tanques.
No descarregamento dos navios deixa-se no tanque uma pequena quantidade do
GNL, com a �nalidade de manter refrigerados os tanque na viagem de volta.
Existem essencialmente dois tipos de tanques para o transporte em navios: esféricos
(Figura 2.13) e de membrana (Figura 2.14). No �nal de 2014, 75% da frota ativa
tinha um sistema de contenção do tipo membrana (IGU, 2016).
Os tanques tipo esféricos são feitos de ligas de alumínio ou níquel, são auto-suportados
e não formam parte da estrutura do navio. Estes tanques atualmente estão sendo
projetados pela empresa norueguesa Moss Rosenberg.
Os tipo membrana são hoje projetados e licenciados pelaGaz Transport & Technigaz.
Ao contrário dos esféricos, os de membrana formam parte da estrutura do navio, já
que a parte inferior deste suporta os tanques (MOKHATAB et al., 2014).
35
Figura 2.14: Navio metaneiro tipo membranaFonte: (ALIMONTI, 2004)
Os navios metaneiros podem variar em tamanho de menos de 30.000 m3GNL até
265.000 m3GNL de capacidade, estas capacidades em estado gasoso são iguais a
17,55 �1500 MMm3 respectivamente. No �nal de 2014, a frota global ativa foi de
373 navios, excluindo os navios com capacidade igual ou inferior a 30.000 m3GNL,
com uma capacidade global de 55 MMm3GNL. Em 2014, o tamanho médio dos
navios construídos foi de 161.000 m3GNL (IGU, 2016).
Para o projeto Catar Q-Class foram construídos os navios de maior tamanho no
mundo. O Q-Flex com capacidade entre 210.000 �217.000 m3GNL e o Q-Max com
capacidade entre 261.700 �266.000 m3GNL (IGU, 2016).
No �nal de 2015, 55% da frota tinha 10 anos de idade, o que re�ete o crescimento
da indústria desde o ano 2000. Neste mesmo ano, cerca de 9% dos navios tinham
mais de 30 anos de idade. Geralmente, segurança e custos operacionais limitam a
vida útil destes navios entre 30�40 anos (IGU, 2016).
A propulsão dos navios metaneiros recentemente era exclusiva das turbinas a vapor.
O gás evaporado dos tanques era consumido pelas caldeiras para produzir vapor, o
qual movia as turbinas e turbo-geradores fornecendo de energia a todo o navio. Com
este sistema podia-se garantir a pressão nos tanques dentro dos valores permitidos,
pois o gás consumido nas caldeiras era o GNL evaporado.
Hoje, muitos navios estão sendo construídos com propulsão dual (Dual-Fuel Diesel
Electric (DFDE)) ou triplo (Tri-Fuel Diesel Electric (TFDE)). No caso de motores
duais, eles podem consumir gás ou diesel. Com este tipo de propulsão a e�ciência
melhora em cerca de 25�30% em comparação com as turbinas de vapor. Os motores
triplo são capazes de queimar óleo combustível pesado, diesel e o gás (IGU, 2016).
• Regasei�caçãoNos terminais de regasei�cação, o GNL retorna a seu estado gasoso. Normalmente,
estes terminais estão perto da terra, em áreas densamente povoadas, onde uma gama
diversi�cada de clientes estão localizados. Os terminais de regasei�cação recebem o
36
GNL dos navios e o regasei�cam imediatamente ou depois de ter sido armazenado,
posteriormente é distribuído para os usuários �nais.
O processo de regasei�cação é basicamente uma troca de calor entre um �uido quente
e o gás. O GNL pode ser aquecido por vários métodos, incluindo aquecedores de
queima direta, água do mar, água aquecida, ou ar.
Existem basicamente dois tipos de terminais de regasei�cação o�shore: Estrutu-
ras de Gravidade de Base (GBS) e Unidades de Armazenamento e Regasei�cação
Flutuante (FSRU), sendo estas últimas a mais usadas no mundo.
A GBS é uma estrutura de concreto �xo no fundo do mar, na qual estão ins-
talados os tanques de armazenamento e os equipamentos de regasei�cação. As
FSRU são normalmente navios transportadores modi�cados para incluir o módulo
de regasei�cação. A capacidade de armazenamento das FSRU poder varia entre
145.000 �350.000 m3GNL.
• Sistema de carregamento e descarregamento
A transferência entre a plataforma FLNG e o navio metaneiro pode ser feita por
con�guração side by side ou por con�guração tandem. Tem outro sistema de transfe-
rência que até agora está sendo estudado e usa boias �utuantes para fazer a conexão
do navio à FLNG. A escolha do método depende em grande parte do tamanho das
ondas do local.
� Con�guração side by side: é indicada para condições ambientais carate-
rizadas por uma altura de onda de até 2,5m. Neste caso, o navio metaneiro
é aconcorado ao lado da plataforma FLNG em paralelo a uma distância de
aproximadamente 3m entre eles. A transferência é feita através de braços
criogênicos �exíveis localizados no lado da FLNG.
Braços flexíveis de carga/descarga
FLNG
GNL carrier
Figura 2.15: Con�guração side by side
� Con�guração tandem: é indicada para condições ambientais caraterizadas
por uma altura de onda de até 5m ou maior se o navio tem um sistema de
processionamento dinâmico. Esta transferência é realizada entre a popa da
37
FLNG e a proa do navio de transporte e é feita através de um mangote, que é
basicamente uma mangueira �exível. Esta con�guração permite maior grau de
movimento entre o navio e a plataforma em comparação com a con�guração
side by side.
Mangueira flexível de carga/descarga
FLNG GNL carrier
Figura 2.16: Con�guração tandem
Segundo IGU (2016), a capacidade média de transferência dos terminais de rega-
sei�cação de GNL existentes no Brasil é de 10.000 m3/h. A transferência é feita na
con�guração side by side. A terminal de Pecém conta com 6braços de transferência
de GNL e 3 braços para a descarga do GN regasei�cado. A terminal de Guanabara,
também tem 6braços de carga de GNL e só 2 para transferência do GN regasei�cado
(CECCHI; MATHIAS, 2009).
2.3.3 Gás natural comprimido (GNC)
O GNC é o GN comprimido a pressões de 15 a 20MPa, algumas vezes é esfriado
(mas não liquefeito) a temperaturas abaixo de −40 C para garantir uma maior redução
do seu volume (WANG; ECONOMIDES, 2009).
A unidade de produção para a tecnologia de GNC é mais simples do que a usada
para o GNL. O processamento inicial é o mesmo para os dois, separação; remoção de gás
acido; desidratação; remoção de mercúrio e recuperação, mas em vez de ser liquefeito o
GN passa por um processo de compressão multiestágio com esfriamento como o descrito
para os gasodutos.
• Transporte via naviosO conceito de transporte de GNC em navios não é novo. O primeiro navio de trans-
porte foi testado pela Columbia Gas Natural de Ohio nos anos 60s. Aquele navio
usou cilindros de pressão verticais para armazenar e transportar o gás e tinha uma
capacidade de 36.790 m3. Nessa época o navio completou ciclos de carregamento,
transporte e descarregamento. No entanto, esta e tentativas subseqüentes não con-
seguiram produzir um navio comercial, devido principalmente ao alto custo dos
materiais e ao baixo preço do gás naquela época. Embora tenham pelo menos seis
conceitos comerciais de navios para o GNC, nenhum ainda tem sido materializado.
O primeiro navio para GNC está sendo construído por Jiangsu Hantong Ship Heavy
Industry em China e tem data de início de operação em maio de 2016. Este navio
38
foi projetado com uma capacidade de 2.200 m3. Como características principais
se conhece que o navio vai ter uma longitude de 110m, uma velocidade média de
14 nos, e seu custo esteve próximo de 200 MMUSD$ (MARITIME, 2014).
Na Tabela 2.2, é apresentado um resumo das principais tecnologias propostas para
o armazenamento e transporte do GNC por navios.
Tabela 2.2: Tecnologias GNCCoselle VOTRANS GTM
Pressão Mpa 25 12 25Temperatura C Ambiente -30 AmbienteCaraterística Carrossel formado por dutos o Dutos de grande Dutos de grande diâmetro
de pequeno diâmetro diâmetro isolados de material composto HSLA
Fonte:(�UCHOWICKI; LELONEK, 2001)
� Tecnologia Cosselle: esta tecnologia foi desenvolvida pela empresa Sea Natu-
ral Gas. Proporciona um sistema de armazenamento, compacto mas de grande
capacidade, formado por um carrossel envolto por tubos de pequeno diâmetro
(da ordem de 6 in). O comprimento total do sistema de armazenamento é cerca
de 15 km. Este sistema de transporte exige um pré-tratamento do gás, de modo
a evitar a formação de hidratos e outros depósitos que possam obstruir os tu-
bos e reduzir a capacidade e e�ciência do transporte, assim como comprometer
a segurança (ALIMONTI, 2004). A pressão de transporte é 25MPa a tempe-
ratura ambiente (�UCHOWICKI; LELONEK, 2001). A capacidade média de
armazenamento total depende da quantidade de carrosséis transportados por
navio, e pode estar em torno de 5 �450 MMm3 (RAJNAUTH et al., 2008).
Figura 2.17: Tecnologia CoselleFonte: (ALIMONTI, 2004)
� Tecnologia VOTRANS (Volume Optimized Transport and Storage
system): esta tecnologia foi desenvolvida pela empresa Enersea Transport
Houston. O sistema é composto por recipientes que podem ser tanques hori-
zontais ou verticais em aço-carbono que estão conectados um ao outro para
formar um único sistema. A pressão de transporte é 12MPa a −30 C (�U-
CHOWICKI; LELONEK, 2001). A capacidade média de armazenamento total
39
é em torno de 10 �60 MMm3. As �guras 2.18 e 2.19 mostram os dois modelos
existentes (ALIMONTI, 2004).
Figura 2.18: Tecnologia Votrans tipo navio horizontalFonte: (ALIMONTI, 2004)
Figura 2.19: Tecnologia Votrans tipo navio verticalFonte: (ALIMONTI, 2004)
� Tecnologia GTM: desenvolvida pela empresa NCF Industries. Esta tecnolo-
gia está baseada em tanques pressurizados fabricados de um material composto
reforçado. O sistema está formado de tubos de grande diâmetro de aço de alta
resistência e baixa liga (HSLA). Os navios tipo GTM são aproximadamente
35% mais leves que as alternativas convencionais de transporte. Eles têm a
vantagem de transportar em cada viagem uma maior quantidade de gás com
menor peso dos recipientes. A pressão de transporte é 25MPa a temperatura
ambiente.
Figura 2.20: Barcaça tipo GTMFonte: (ALIMONTI, 2004)
40
• Sistema de carga e descarga
Exitem dois métodos para a operação de carregamento e descarregamento dos navios
de GNC:
� No cais: o navio atraca ou descarrega no cais utilizando mangueiras elásticas
de alta pressão para transferir o gás. O processo de carga é quando o gás
está sendo transferido para os navios desde as unidades UPGNs e o processo
de descarga o gás é movimentado do navio para as UPGNs (�UCHOWICKI;
LELONEK, 2001).
UPGN onshore
Mal
ha
de
GN
Cais
Conexões flexíveis de carga/descarga
Navio
Navio
Figura 2.21: Carga e descarga no caisFonte: (�UCHOWICKI; LELONEK, 2001)
� Usando boias �utuantes: este sistema não requer do cais. A transferência
de gás é possível graças à conexão com uma boia de descarga localizada a
uma certa distância da costa ou da FPSO. O navio de transporte tem que se
aproximar à boia e depois de ser conectado a ela carrega e/ou descarrega o
gás. As boias são conectadas aos navio por tubos elásticos de alta pressão ou
debaixo da água, conectado com o navio diretamente entrando em um sistema
de conexão especial localizado no casco deste (�UCHOWICKI; LELONEK,
2001).
UPGN onshore ou
FPSO offshore
Conexão flexível de carga/descarga
Boias de ancoragem
Boia de transferência
Duto submarino
Navio
Figura 2.22: Carga e descarga usando boiaFonte: (�UCHOWICKI; LELONEK, 2001)
41
Segundo Nikolaou, Economides e SPE (2009), um navio de GNC com uma capaci-
dade entre 8 �29 MMm3, tem uma taxa de carga e descarga entre 2 �14 MMm3/dia e
uma velocidade média de viagem de 33 km/h.
2.4 Custos
Atualmente, as tecnologias que dominam o mercado de transporte são os ga-
sodutos e o GNL e em emergência o GNC. Os gasodutos são geralmente a alternativa
mais econômica, tendo como restrição a distância de percurso e a profundidade de instala-
ção. Estima-se que seus custos de investimento estão ao redor de 0,313 �0, 625 MMUSD$/km
(SUBERO; SUN; DESHPANDE, 2004).
O GNL é considerado competitivo quando existem grandes volumes de GN e
longas distâncias. O maior custo desta tecnologia está re�etidos no processo de liquefação.
A quantidade de navios para o transporte depende da distância entre os campos produto-
res e os terminais de regasei�cação. Estas distâncias podem ser pouco precisas devido a
que na maioria dos casos elas são calculadas como distância em linha reta entre a fonte e o
destino (SUBERO; SUN; DESHPANDE, 2004). Os navios podem ser de pequena escala,
os quais têm capacidades menores aos 30.000 m3GNL. Para este tipo de navios os custos
de investimento estão na faixa de 2,250 �6, 750 USD$/m3. Já para os navios de grande escala
o investimento pode variar entre 0,9 �2, 25 USD$/m3 (IGU, 2014).
A tecnologia de GNC vem ganhando importância no mercado devido a seu
fácil processamento, o qual representa uma grande vantagem em comparação ao GNL
que requer de custosos processos de resfriamento e re-gasei�cação. Nesta tecnologia o
maior custo re�ete-se no valor de investimento dos navios. Como o GNL, a quantidade
de navios, também depende da distância entre o fornecedor e o consumidor. Segundo
Subero, Sun e Deshpande (2004), os custos de investimento para os navios de GNC são
50�100% maiores que para os navios de GNL.
Nos últimos anos tem sido feitos estudos de viabilidade econômica das tecno-
logias de transporte disponíveis. Alguns deles são apresentados a seguir.
• Chan et al. (2001) em seu artigo Comparing Exploitation and Transportation Tech-
nologies for Monetisation o� O�shore Stranded Gas, faz uma comparação econômica
das tecnologias maduras (gasodutos e GNL) e aquelas que estão surgindo (GNC,
GTW, HGN e GTL). O estudo foi baseado em reservas abandonadas de GN as-
sociado, locadas nas regiões do Mediterrâneo, Caribe, Península Arábica e as Ilhas
Sacalinas (Coreia). As distâncias origem - destino oscilam entre 1.120�2.560 km
(sendo a maior para Ilhas Sacalinas, seguida de Caribe, Península Arábica e Me-
diterrâneo), e uma taxa de alimentação de 2, 83 MMm3. Os custos de operação,
investimento e embarcação considerados nesse artigo são apresentados na Tabela
2.3.
42
Tabela 2.3: Custos de capital, operação e embarcação para cada tecnologiaCusto Capital Unidade Custo de Operação Unidade Embarcação Unidade
GTL 221.326 USD$/m3 55,3 USD$/m3 0,01 USD$/m3/km
HGN 50 % GTL 0,020 USD$/m3 0,82*10−5 USD$/m3/km
GNL 1,042 MMUSD$/m3 0,027 USD$/m3 0,01 USD$/m3
GNC 60 MMUSD$ 3,31 USD$/m3 28,1 MMUSD$/kmGTW 2,01 USD$/m3 5 % custo capital N/AGasodutos 668.128 USD$/km 0,05 USD$/m3 N/A
Fonte:(CHAN et al., 2001)
Como resultado foi obtido que a tecnologia mais promissória para a monetização do
GN segundo as condições do estudo é o GNC, seguido por GTW, HGN, GTL, GNL
e por último gasodutos.
• Subero, Sun e Deshpande (2004) em seu artigo A Comparative Study of Sea-Going
Natural Gas Transport, compara as três principais tecnologias de transporte (GNC,
GNL e gasodutos) através de um modelo matemático.
O modelo foi testado para uma distância de 200 km e um �uxo de 2, 83 MMm3 por
um período de 30 anos. Foi obtido como resultado que a tecnologia mais viável
economicamente é o gasoduto, seguido pelo GNC.
• Rajnauth et al. (2008), apresenta em seu artigo Gas Transportation: Present and
Future uma analise das tecnologias existentes para transportar o GN expondo os
desa�os enfrentados pelas tecnologias atuais e as possibilidades de melhora com a
introdução de novas tecnologias.
Conclui-se neste trabalho que a tecnologia de GNL e HGN são as mais adequa-
das para grandes distância de percurso, enquanto, os dutos e o GNC são os mais
adequados para percursos mais curtos.
• Wagner e Wagensveld (2002) em seu artigo Marine Transportaion of Compressed
Natura Gas. A Viable Alternative to Pipeline or LNG faz uma comparação entre
as tecnologias GNC, GNL e gasodutos e suas oportunidades de concorrência no
mercado mundial. Conclui-se neste artigo que a tecnologia GNC apresenta gran-
des vantagens quando é usada em distância entre 31�1.250 km com volumes de até
17 MMm3. O GNC facilita a explotação e monetização de poços com volumes ini-
ciais menores que 8, 5 MMm3. Esta capacidade de transporte pode ser aumentada
de forma incremental com a simples adição de navios, os quais representam 80% do
custo de investimento do projeto �nal. Os custos usados neste artigo são apresen-
tados na Tabela 2.4
43
Tabela 2.4: Custos de capital, operação e transporte para cada tecnologia
Caso MMm3 5,5 11 16,5
Custo de Investimento MMUSD$
GNL 856 1.169 1.403Dutos 1.132 1.342 1.626GNC (navios) 62 95127
Custo de Operação MMUSD$/dia
GNL 70,5 111,7 148,6Dutos 24,1 29,7 36,8GNC 84,6 134,7 181,7
Tarifa de transporte MMUSD$/m3
GNL 0,092 0,074 0,062Dutos 0,1 0,06 0,05GNC 0,05 0,04 0,036
Fonte:(WAGNER; WAGENSVELD, 2002)
• O Wang, SPE e XGAS (2008), em seu artigo The Potencial of Compressed Natural
Gas in Asia fez uma comparação entre as tecnologias GNC e GNL, assumindo uma
demanda entre 1 �10 Bm3/ano e um percurso entre 2.000�3.400 km
Os custos usados neste artigo são apresentados na Tabela 2.5. Como premissa se
tem que os navios de GNC têm uma capacidade de 4 MMm3, enquanto os navios de
GNL têm uma capacidade de 85 MMm3.
Tabela 2.5: Capex tecnologias GNC e GNL
GNC GNLMMUSD$
Capex Navios 115 150Capex Facilidade de Carga 50 500Capex Facilidade de descarga 25 400
Fonte:Wang, SPE e XGAS (2008)
Encontrou-se como resultado que a tecnologia GNC é viável nos casos:
� 1 Bm3/ano e uma distância menor que 3.400 km.
� 2 Bm3/ano e uma distância menor que 2.600 km
� 5 Bm3/ano e uma distância menor que 2.400 km
� 10 Bm3/ano e uma distância menor que 2.000 km
44
Neste artigo também foi calculada a quantidade de navios de GNC para vazões de
1 Bm3/ano e 2 Bm3/ano e percursos entre 900�2.000 km. Os resultados são apresentado
a seguir:
Tabela 2.6: Navios por distância e vazão
Distância Número de naviosde percurso km 1 Bm3/ano 2Bm3/ano
900 4 71.500 5 92.000 6 11
Fonte:Wang, SPE e XGAS (2008)
Como é possivel observar, para uma vazão de 1 Bm3/ano e uma distância de 900 km
são necessários 4 navios, enquanto que para uma vazão de 2 Bm3/ano são requeridos
7 navios.
45
3 O gás natural: Pré-Sal Brasileiro
O Pré-Sal é uma camada de rochas porosas localizada entre 5 e 6 km abaixo
do leito do mar, aproximadamente a 300 e 350 km da costa. A camada tem esse nome
por encontrar-se depois da camada de sal que a recobre. O chamado Polígono do Pré-Sal
é uma área estabelecida em lei, que se estende na região costa-afora entre os estados do
Espirito Santo e Santa Catarina, entre as bacias de Santos e Campos, numa faixa com
cerca de 800 km de comprimento por 200 km de largura (LIMA, 2008). A Figura 3.1,
mostra a região geográ�ca ocupada pelo polígono do Pré-Sal.
Figura 3.1: Localização geográ�ca polígono do Pré-SalFonte: Riccomini, Gomes e Celso (2012)
As reservas do Pré-Sal foram formadas há bilhões de anos e estão associadas à
separação do supercontinente Gondwana, atuais África e América do Sul, resultando no
surgimento de um golfo entre os dois novos continentes. Neste local, que mais tarde se
tornaria o Oceano Atlântico, as bactérias começaram a interagir e a crescer no ecossistema
carbonático raso recém formado, onde imperavam temperaturas e salinidades elevadas.
Dessa ação microbiana foram gerados pacotes calcários, que mais tarde vieram a "hospe-
dar"o petróleo gerado pela transformação da matéria orgânica de plânctons acumulada
nos antigos golfos. Assim, ao longo de milhões de anos, o soterramento progressivo das
rochas lacustres aqueceu e pressionou essa matéria que se transformou em hidrocarbo-
netos (gás e petróleo), depois expulsos em direção às rochas carbonáticas onde �caram
con�nados (BEASLEY et al., 2010).
Na Tabela 3.1 é apresentada a composição típica do GN do Pré-Sal e de outras
46
bacias brasileiras. Como pode ser observado, o GN do Pré-Sal possui um alto conteúdo
de CO2 o que di�culta seu processamento e transporte, como foi dito no Capitulo 2.
Tabela 3.1: Composição típica do gás natural em algumas bacias do Brasil
Composição (%Vol)Rio de São Espírito Pré-SalJaneiro Paulo Santo *
CH4 (C1) Metano 79,69 87,99 88,16 73,14C2H6 (C2) Etano 9,89 6,27 4,8 5,21C3H8 (C3) Propano 5,9 2,86 2,75 2,38C4H10 (C4) Butano 2,13 1,16 1,55 0,96C5H12 (C5) Pentano 0,77 0,27 0,44 0,22C6H14 (C6)+ Hexanos 0,44 0,07 0,44 0,06N2 - Nitrogênio 0,8 1,16 1,62 0,96CO2 - Dióxido de Carbono 0,5 0,23 0,24 17,10
Fonte:(VAZ, 2008), * (IOST, 2015)
3.1 Produção
Em dezembro do 2015, a produção média de GN foi de 34, 3 MMm3/dia, repre-
sentando 34,2% do total produzido no Brasil. Nesse mesmo mês a produção na Bacia de
Santos foi de 26, 52 MMm3/dia, enquanto na Bacia de Campos foi de 7, 8 MMm3/dia (MME,
2015a). Na Figura 3.2, pode-se observar a evolução da produção de gás natural.
MM
m3/d
ia
Figura 3.2: Evolução da produção de gás natural no Pré-SalFonte: MME (2015a)
Como é observado, desde o ano 2011 os campos com reservatórios no Pré-Sal
elevaram sua produção de GN de uma média diária de 3, 5 MMm3, para 29, 1 MMm3 em
2015. Essa evolução na produção é devida em parte ao elevado rendimento dos poços da
camada.
47
3.2 Processamento
A produção e o processamento de petróleo e GN no Pré-Sal é feito utilizando
plataformas FPSO. O sistema de produção normalmente começa com o processo de
separação de CO2 associado ao gás. Atualmente esta etapa é feita nas FPSOs, mas se
espera que no futuro seja feita nas águas ultraprofundas.
Figura 3.3: Fluxograma simpli�cado de facilidades de processamento da FPSO usadas noPré-Sal
Fonte: (ORTIZ, 2015)
O óleo que sai da unidade de separação, passa por um processo de tratamento
e �nalmente é armazenado para ser posteriormente transferido a terra. A água produzida
é tratada antes de ser descartada. Por sua vez, o gás resultante da separação passa
por um processo de compressão e posteriormente é encaminhado para uma unidade de
desidratação. O gás seco é dirigido para uma unidade de remoção de CO2 e �nalmente o
GN é comprimido para ser exportado ou usado como gás combustível. O CO2 removido é
comprimido e reinjetado nos poços. Parte do gás que sai da unidade de remoção é usado
como gas lift nos poços. Na Figura 3.3 mostra um �uxograma simpli�cado de facilidades
típicas de processamento das FPSOs usadas no Pré-Sal.
48
3.3 Transporte
Atualmente o sistema de escoamento do GN é composto pelas Rota 1 e Rota
2 , e se prevê a construção de uma terceira que entrará possivelmente em operação em
2023. Estas três rotas formam a malha que interliga a Bacia de Santos com o mercado
consumidor. A seguir são apresentadas suas principais caraterísticas.
Tabela 3.2: Características das rotas de escoamento
Rota 1 Rota 2 Rota 3
Situação Operação Operação Design
Capacidade MMm3/dia 10 16 ≈21Extensão km 453 402 ≈ 356
Fonte: Ehlers (2014)
Na Figura 3.4 pode ser observada a localização destas 3 rotas. A Rota 1 foi
instalada no ano 2010 e interliga a FPSO Cidade de Angra dos Reis à plataforma PMXL-
00 do campo Mexilhão. Este gasoduto é responsável pelo escoamento dos campos Piloto
de Lula, Sapinhoã e Lula NE. Com uma extensão de 216 km e um diâmetro de 18 in
parte do campo de Lula com uma lamina de água de 2.128m chegando a Mexilhão a uma
profundidade de 172m. Da plataforma PMXL-001 sai outro gasoduto até Unidade de
Tratamento de Gás de Caraguatatuba em São Paulo. Este último gasoduto foi instalado
no ano 2009 e tem um diâmetro de 34 in e uma extensão de 146 km.
Figura 3.4: Rotas de escoamento do Pré-SalFonte: PETROBRAS (2012)
49
Existem dois trechos de gasoduto que se interligam ao gasoduto Rota 1. O
trecho de Sapinhoã tem cerca de 52 km de extensão e possui facilidades para interligações
de projetos futuros. O gasoduto Lula NE tem 22 km de extensão e conecta a FPSO Cidade
Paraty à Rota 1.
O gasoduto Rota 2, começou operação em fevereiro do 2016 e é o responsável
pelo escoamento do campo de Lula, área Iracema e outros campos do Pré-Sal. O gasoduto
Lula NE�Cernambi permite o escoamento do gás produzido no campo de Lula. Em um
dos seus extremos se interliga à Rota 1 e no outro à Rota 2. Tem 18 in de diâmetro e
19 km de extensão e foi instalado a 2.250m de profundidade.
Finalmente o gasoduto Rota 3 está planejado para entrar em operação em
2023. Este gasoduto visa a ampliação da capacidade de escoamento do Pré-Sal e sairá de
Lula Norte, passando pelo campo de Búzio até chegar no Complexo Petroquímico do Rio
de Janeiro�COMPERJ. O diâmetro e a extensão projetadas são de 24 in e 356 km.
50
4 Programação Linear Inteira (PLI)
Neste capítulo são apesentadas de�nições essenciais para o entendimento da
modelagem matemática, a qual foi baseado em Programação Linear Inteira Mista (PLIM)
e foi resolvido empregando o software comercial Lingo, que baseou-se no método de Branch
and Bound (BB). Conceitos de Programação Linear (PL), PLI, métodos de resolução e
modelos de transporte são expostos a seguir.
O problema formulado minimiza o custo de transporte de GN, sendo vantajoso
introduzir os conceitos de otimização como um problema de minimização. Isto não é
restritivo, pois max (Z) equivale a min (−Z).
4.1 Programação Linear (PL)
A PL pode ser de�nida como um modelo de otimização, no qual precisa-se
maximizar ou minimizar uma função linear sujeita a restrições lineares tipo desigualdade,
igualdade ou as duas. Os três componentes que de�nem um problema PL são:
• Função objetivo: é a métrica que quali�ca uma solução. Por exemplo, minimizaros custos, maximizar os lucros, minimizar o tempo, entre outros.
• Variáveis: são fatores controláveis do sistema que está sendo modelado, e como
tal, podem tomar muitos valores possíveis, dos quais, precisa-se conhecer seu valor
ótimo.
• Restrições: refere-se a qualquer condição que limite a liberdade dos valores que
podem levar as variáveis.
A expressão geral de um modelo de PL é apresentada a seguir:
min Z = c ·X
sujeito a:
A ·X ≥ b
X ≥ 0
Onde,
X Vetor n× 1 de variáveis de decisão.
c Vetor 1× n de preços.
b Vetor m× 1 de recursos com m componentes.
A Matriz m× n de coe�cientes.
51
No modelo linear anterior, c, b e A são parâmetros conhecidos. As componen-
tes do vetor X são as incógnitas, cujos valores devem ser determinados de forma ótima.
Na resolução de PL, sendo B o conjunto das variáveis básicas e N o conjunto
das variáveis não básicas, pode-se encontrar as seguintes soluções:
• Solução: se o vetor X satisfaz A ·X = b.
• Solução factível: se aquele vetor X além de satisfazer A ·X = b, veri�ca-se que
suas componentes X ≥ 0.
• Solução básica: se dada uma matriz base B, formada por m colunas da matriz
A, o problema pode ser rescrito como Z = cB · B · XB + cN · N · XN. A solução
básica XB é aquela na qual veri�ca-se que B ·XB = b, ou seja, todas as variáveis
não básicas XN = 0. Se além do anterior todas as XB são não negativas, a solução
é uma solução básica factível.
• Solução básica factível degenerada: é aquela solução básica factível que tem
algum i ∈ B, tal que Xi = 0
Se a solução é ótima, ela não pode ser melhorada, ou seja:
Z∗ = c∗B ·X∗B ≤ Z = cB ·XB
Para atingir esse novo valor de Z∗ pode ser usado o método simplex, que é um
algoritmo iterativo que vai melhorando a solução com cada passo sucessivo, partindo de
Z. Para poder usar o simplex é necessário que o problema se encontre na forma padrão
exigida pelo método, ou seja, só pode-se ter restrições de igualdade e as variáveis de decisão
tem que ser positivas. Normalmente, os problemas de PL encontram-se com restrições de
desigualdade. Uma desigualdade pode levar-se a uma igualdade introduzindo uma nova
variável não negativa, denominada variável de folga h.
4.2 Programação Linear Inteira (PLI)
Alguns problemas exigem que suas soluções ótimas sejam valores inteiros. Es-
ses tipos de problemas são denominados de PLI. A resolução deste tipo de modelos,
embora podem ser resolvido pelo método simplex, representa um custo computacional
muito mais elevado do que os problemas de PL.
Um problema de PLI é um problema de PL no qual todas ou partes das
variáveis devem ser valores inteiros. Quando todas as variáveis possuem valores intei-
ros, o modelo é denominado Programação Linear Inteira Pura (PLIP), caso contrário,
onde só algumas variáveis são inteiras se denomina PLIM. Também existem modelos de
Programação Linear Inteira Binária (PLIB) no qual as variáveis podem tomar os valores
de 0 ou 1, sendo este um modelo muito útil para decisões de sim ou não.
52
Todo problema de programação inteira tem associado um problema relaxado,
ou seja, a mesma função objetivo e as mesmas restrições, com exceção que a condição de
variáveis inteiras não existe.
Os métodos de solução de problemas de PLI, começam resolvendo o problema
linear relaxado, obtendo um problema de PL que pode ser resolvido mediante o simplex.
Se a solução deste problema linear cumpre com as condições de integridade das variáveis,
esta será a solução do problema, caso contrário, é necessário aplicar alguma técnica de
resolução de problemas para obter a solução ótima.
Entre as técnicas mais utilizados para a resolução dos problemas de PLI
destacam-se:
• Método de planos de corte de Gomory: nesta técnica se resolve o problema
relaxado no qual são inclusas restrições adicionais, denominadas corte de Gomory,
reduzindo a região factível sem excluir soluções que cumpram com as condições de
integridade.
• Método de Branch and Bound (BB): a solução do problema linear inteiro é
obtida resolvendo uma sequência de problemas lineares, que são obtidos mediante
a relaxação das restrições de integridade e a adição novas restrições.
Tendo o seguinte problema de PLI:
min Z = c ·X : X ε S
O problema relaxado pode ser expresso assim:
min ZR = c ·X : X ε T
S ⊆ T
Se a solução do problema relaxado é inteira, então ela é a solução ótima do problema
PLI. Caso contrário, é necessário implementar a técnica BB com suas rami�cações e
limitações. Quando rami�camos o problema relaxado estamos criando subproblemas
contínuos, isto é feito com a �nalidade de eliminar do espaço contínuo soluções não
viáveis do problema inteiro. As soluções obtidas de cada subproblema vão gerando
limites superiores e inferiores sobre o valor da função objetivo, até encontrar soluções
inteiras ou não factíveis. A solução ótima vai ser a melhor solução encontrada.
De�nindo Z∗R e Z∗ como os valores das funções objetivo relaxada e inteira respecti-
vamente, temos que:
Z∗R ≤ Z∗
53
Sendo Z∗R o limite superior para Z∗. Se X∗
R é a solução ótima de Z∗R, tal que X
∗R é
não inteiro, se tem que:
X∗ ≥ dX∗Re ou X∗ ≤ bX∗
Rc
Toda solução viável de T pode ser particionada, originando dois novos problemas T 1
e T 2 em que a envoltória convexa C de T 1 ∪ T 2 é estritamente contida na envoltória
de T .
De um jeito mais fácil, o BB pode ser descrito como uma árvore de soluções, onde
cada nó pode ser rami�cado através de uma partição que dá origem a novos sub-
problemas. Sua principal caraterística é conseguir detectar quando não é necessário
seguir rami�cando.
O algoritmo do método BB pode ser descrito da seguinte forma:
� Resolver o problema relaxado, se a solução é inteira, então ela é a solução ótima,
se não é assim, devem ser criados dois subproblemas onde alguma variável não
inteira deve ser rami�cada.
� Se deve parar de fazer rami�cações se:
∗ T ∗ = �
∗ Z∗R ≥ Z∗
∗ O valor de X∗ encontrado é tal que X∗ ∈ S
� As soluções contínuas geram um limite superior para o valor de Z∗ e as soluções
inteiras geram o limite inferior.
� Repetir a separação e os critérios anteriores nos novos subproblemas criados
até obter uma solução inteira.
Na Figura 4.1, apresenta-se o esquema da árvore de BB e os critérios de parada.
0
1 2
3 4
T 0 ⇒ Z0R ⇒ X0
R
∈ S
/∈ T
⇐ encontrei a soluςao otima
⇐ fazer um novo branch
T 1 ⇒ Z1R ⇒ X1
R ∈ S T 2 ⇒ Z2R ⇒ X2
R /∈ S
T 4 ⇒ Z4R ≥ Z1
RT 3 = �
Figura 4.1: Representação grá�ca do método de Branch and BoundFonte: Elaboração própria
54
Como se pode observar, para o problema inicial T 0 se tem que X0R /∈ S, por isso é
necessário criar dois subproblemas T 1 e T 2, tal que T 1 ∪T 2 = T e T 1 ∩T 2 = �. Nocaso de X1
R ∈ S, para o problema T 1, deve-se parar a rami�cação. Para o subpro-
blema T 2 como X2R /∈ S se devem criar dois subproblemas a mais, sendo T 3 vazio
e T 4 contendo uma solução viável. Supondo que é um problema de minimização,
poderia-se falar que o subproblema T 4 contém a solução ótima com Z4R ≥ Z1
R.
4.3 Modelo de Transporte
O problema de transporte é um problema tradicional de PL. Este problema
pode ser representado com um modelo matemático linear e ser resolvido mediante o mé-
todo simplex, mas devido a sua estrutura especial, foram desenvolvidos métodos mais
e�cazes para sua resolução.
Estes tipos de problemas são baseados na necessidade de levar unidades de
um produto especi�co chamado origem até outro ponto chamado destino. Os principais
objetivos destes modelos de transporte são a satisfação de todos os requerimentos e a
minimização dos custos relacionados às rotas escolhidas. Na Figura 4.2, apresenta-se a
modelização mediante grafos para um problema de 2 origens e 3 destinos.
O1
D1 b1
a1
O2a2
D2 b2
D3 b3ci,j xi,j
Figura 4.2: Representação de Grafo de um problema de transporteFonte: Elaboração própria
Como se pode observar na �gura anterior, exite um numero �xo de unidades
(am) em cada origem (Oi, i = 1...m) que devem ser distribuídas a um destino (Dj,
j = 1...n) que tem uma demanda �xa delas (bn). Esta distribuição vai gerar um custo
(ci,j) de transporte que vai depender da rota escolhida. O problema é determinar o
número de unidades xi,j que devem a ser movimentadas pelas rotas, gerando o menor
custo e satisfazendo as restrições de oferta e demanda.
A formulação linear deste problema é a seguinte:
min z =m∑i=1
n∑j=1
ci,jxi,j
55
sujeito a:n∑
j=1
xi,j ≤ ai i = 1, ...,m
m∑i=1
xi,j ≥ bj j = 1, ..., n
xi,j >= 0 i = 1, ...,m, j = 1, ..., n
As primeiras m restrições, fazem referência às ofertas dos origens que não de-
vem ser sobrepassadas. As n seguintes restrições garantem que as demandas dos destinos
são satisfeitas. Finalmente se tem que as variáveis de decisão xi,j não podem ser valores
negativos, pois elas representam a quantidade de produto que está sendo transportado.
Para que o problema de transporte tenha soluções factíveis é necessário que
ele seja equilibrado, ou seja, que a oferta total seja igual à demanda total, ou seja:
m∑i=1
ai =n∑
j=1
bj
Se essa condição não é cumprida é necessário equilibrar o problema introdu-
zindo origens e destinos �ctícios. No caso em que a oferta é menor do que a demanda:
m∑i=1
ai ≤n∑
j=1
bj
deve ser criado um origem �ctício, Om+1, com uma oferta �ctícia, am+1, tal
que:
am+1 =n∑
j=1
bj −m∑i=1
ai
e o custo de transporte associado a esse novo origem deve ser:
cm+1,j = 0, j = 1, ..., n
Em alguns casos, o custo pode ter valores diferentes a zero, com a �nalidade
de expressar, por exemplo, custos associados a penalidade por não satisfazer a demanda.
Já no caso de ter a demanda total menor do que o a oferta total:
n∑j=1
bj ≤m∑i=1
ai
56
deve ser criado um destino �ctício, Dn+1, com uma demanda �ctícia, bn+1, tal
que:
bn+1 =m∑i=1
ai −n∑
j=1
bj
e o custo de transporte associado a esse novo origem deve ser:
ci,n+1 = 0, i = 1, ...,m
Em alguns casos, este custo pode ter valores diferentes a zero, com a �na-
lidade de expressar, por exemplo, custos associados à armazenagem das unidades não
transportadas.
De forma matricial se tem que a matriz A deste tipo de modelo, vai ter m+ n
linhas e m × n colunas. A seguir é apresentada a matriz A correspondente ao grafo
apresentado na Figura 4.2:
A =
1 1 1 0 0 0
0 0 0 1 1 1
1 0 0 1 0 0
0 1 0 0 1 0
0 0 1 0 0 1
Uma característica do problema de transporte, como se pode observar é que
a matriz A é uni-modular, isto quer dizer, qualquer submatriz quadrada B do ordem
m + n − 1 tem uma determinante com um valor igual a 0, 1 ou -1. A uni-modularidade
garante que a solução ótima seja inteira.
Os vetores coluna desta matriz somente têm 2 componentes com valor de 1
e o restos com 0. Para um vetor ai,j da matriz A os valores de 1 estão localizados nas
posições (i,m + j). Conhecendo a informação anterior, o problema de transporte pode
ser apresentado de forma compacta em uma tabela de custos. A Tabela de custos 4.1
corresponde ao grafo apresentado na Figura 4.2.
A tabela de custos contém tantas linhas como origens e tantas colunas como
destinos tenha o problema de transporte. No interior da tabela são apresentados os custos
de transporte associados a cada rota.
Tabela 4.1: Tabela de custosD1 D2 D3 oferta
O1 c1,1 c1,2 c1,3 a1O2 c2,1 c2,1 c2,3 a2
Demanda b1 b2 b3
57
Para encontrar a solução factível básica existem vários métodos, alguns deles
são descritos a seguir:
• Método do canto noreste: este método usa uma tabela de �uxos para obter
a solução factível básica inicial. Essa tabela é muito semelhante com a tabela de
custos, sua diferença consiste que em vez de custos, são apresentadas as quantidades
de produtos transportadas desde o origem até o destino. A Tabela 4.2 pode ser
observado um exemplo de tabela de �uxo para o grafo apresentado na Figura 4.2
Tabela 4.2: Tabela de �uxosD1 D2 Dn oferta
O1 X1,1 X1,2 X1,3 a1O2 X2,1 X2,1 X2,3 a2
Demanda b1 b2 b3
O primeiro passo na procura da solução é selecionar o canto noroeste da tabela de
�uxos, ou seja, a posição X1,1 e atribuir a esta variável, o maior �uxo possível é
dizer que X1,1 = min(a1, b1). Aqui podem-se apresentar dois casos, que o mínimo
seja a1 e portanto, a oferta do origem O1 toma o valor de zero e se apaga a linha
i = 1 em atribuições posteriores e o valor da demanda se atualiza a b1 − a1. No
caso de ser menor o valor de b1, a demanda do destino D1 toma o valor de zero e
se apaga a coluna j = 1 em atribuições posteriores, o valor da oferta se atualiza a
a1− b1. Se a1 e b1 tem o mesmo valor, se atualizam tanto a oferta como a demanda
a zero e se apagam a linha i = 1 e a coluna j = 1. Este processo é repetido quantas
vezes seja necessário até ter todos os produtos atribuídos.
• Método de Vogel: A diferença entre este método e o anterior é na seleção da
variável, pois o método de Vogel usa a tabela de custos (Tabela 4.1) e calcula a
diferença em valor absoluto dos dois custos menores das linhas i e das colunas j.
Na linha ou coluna que apresente maior diferença é selecionada a variável que tenha
o menor custo. Depois, o procedimento é o mesmo usado no método de canto
noroeste, atribuindo à variável Xi,j selecionada o maior �uxo possível nessa posição,
seguidamente se atualiza o valor de oferta Oi e Dj e repete-se o processo até que
todos os produtos sejam atribuídos.
Esta solução básica factível, na teoria dos grafos, equivale a uma árvore, ou
seja, nodos conectados sem formar ciclos, onde se tem m + n − 1 variáveis básicas como
é apresentado a seguir:
58
O1
D1 b1
a1
O2a2
D2 b2
D3 b3ci,j xi,j
Figura 4.3: Representação de Árvore de uma solução básica factívelFonte: Elaboração própria
Obtida a solução básica factível, se procede a melhorá-la através da formulação
dual do problema de transporte. Tendo o modelo equilibrado:
min z =m∑i=1
n∑j=1
ci,jxi,j
sujeito a:n∑
j=1
xi,j = ai i = 1, ...,m
m∑i=1
xi,j = bj j = 1, ..., n
xi,j >= 0 i = 1....m, j = 1, ..., n
e denotando as variáveis duais como u1, ..., um e v1, ..., vn, o problema dual
associado pode ser escrito como:
max w =m∑i=1
aiui +n∑
j=1
bjvj
sujeito a:
ui + vj ≤ ci,j i = 1....m, j = 1, ..., n
ui, vj sem restrição i = 1....m, j = 1, ..., n
Partindo do problema dual é preciso calcular o valor indicador associado das
variáveis não básicas:
zi,j − ci,j = cB ·B−1 · ai,j − ci,j
59
sendo, cB ·B−1 é o vetor das variáveis duais:
cB ·B−1 = (u1, ..., um, v1, ..., vn)
onde:
zi,j − ci,j = (u1, ..., um, v1, ..., vn) ∗ ai,j − ci,j
Lembrando que o vetor ai,j só tem componentes com valor 1 nas posições
(i,m+ j) e o resto de componentes são zero, se tem:
zi,j − ci,j = ui + vj − ci,j
Conhecendo que zi,j − ci,j = 0 para todas as variáveis Xi,j básicas e que na
base existam m + n − 1 incógnitas, m + n − 1 equações do tipo ui + vj − ci,j = 0 e
m + n incógnitas u1, ..., um, v1, ..., vn, pode-se calcular todos os indicadores, levando em
consideração que:
• ci,j ≤ 0 a solução é ótima.
• zi,j − ci,j ≥ 0 a solução pode ser melhorada mais uma vez, fazendo entrar à base, a
variável com o maior valor positivo de zi,j − ci,j
A entrada de uma nova variável na base provoca um desiquilíbrio na quantidade
de unidades tanto da oferta quanto da demanda, então se deve proceder a balancear
novamente as tabelas e assim sucessivamente até obter a solução ótima.
60
5 Modelo de otimização do transporte do Gás Natural
Como foi dito no Capítulo 4, os problemas de transporte são resolvidos como
problemas especiais de PL. Devido a sua estrutura particular se tem desenvolvidos algo-
ritmos próprios mais e�cientes que o método simplex para sua resolução. No entanto, a
PL pode ser utilizada na resolução dos problemas de transporte quando se tem modelos
com restrições adicionais complexas.
Quando são introduzidas restrições adicionais nos modelos de transporte, a uni
modularidade da matriz de coe�cientes A se perde, por conseguinte, agora se têm valores
diferentes de zeros e uns nesta matriz. Deste modo, já não pode-se garantir uma solução
inteira viável para o problema.
Devido a que o modelo de otimização do transporte do GN contem restrições
adicionais, não pode ser considerado como um problema de transporte e deve ser resolvido
usando PLI.
5.1 Variáveis
O modelo matemático proposto nesta dissertação tenta representar o problema
de logística de transporte o�shore do GN. Os parâmetros mais importantes usados no
modelo são descritos a seguir:
• Index:
t Períodos de estudo.
i Bacias de produção.
j1 Terminais de regasei�cação.
j2 Terminais UPGN.
k1 Navios de GNL.
k2 Navios de GNC.
k3 Gasodutos
• Parâmetros :
Ofertai,t Produção de cada bacia.
Capacidade_GNLj1,t Capacidade de regasei�cação das terminais j1.
Capacidade_GNj2,t Capacidade das unidades onshore UPGN.
GN_GNLi,j1,k1,t GN transportado como GNL na rota i, j1 via navios k1.
GN_GNCi,j2,k2,t GN transportado como GNC na rota i, j2 via navios k2.
GN_Dutoi,j2,k3,t GN transportado na rota i, j2 por gasodutos.
GN_Rei,t Quantidade de GN reinjetado no poço.
61
• Variáveis de decisão:
Nav_Req_GNLi,j1,k1,t Navios k1 usados na rota (i, j1) em cada t.
Nav_Nov_GNLi,j1,k1,t Navios k1 novos, comprados em cada t para a rota (i, j1).
Nav_Disp_GNLi,j1,k1,t Navios k1 disponíveis em cada t na rota (i, j1).
Nav_Req_GNCi,j2,k2,t Navios k2 usados na rota (i, j2) em cada t.
Nav_Nov_GNCi,j2,k2,t Navios k2 novos, comprados em cada t para a rota (i, j2).
Nav_Disp_GNCi,j2,k2,t Navios k2 disponíveis em cada t na rota (i, j2).
Gasodu_Reqi,j2,k3,t Dutos k3 usados na rota (i, j2) em cada t.
Gasodu_Novi,j2,k3,t Dutos k3 novos, comprados em cada t para a rota (i, j2).
Gasodu_Dispi,j2,k3,t Dutos k3 disponíveis em cada da t na rota (i, j2).
Outros parâmetros considerados são os custos de investimento Capex e os cus-
tos operacionais Opex para cada tecnologia proposta; o tempo de viagem gasto por cada
navio (Tempo_V ia_GNLi,j1,k1, Tempo_V ia_GNCi,j2,k2) dependendo da rota escolhida
(i, j1 e i, j2) e a quantidade de viagens (V ia_GNLi,j1,k1,t, V ia_GNCi,j2,k2,t) que cada
navio poder fazer segundo a rota escolhida.
5.2 Modelo matemático
A seguir é apresentado um modelo básico que visa resolver o problema de
transporte de GN no Pré-Sal.
• Função Objetivo: tem como propósito minimizar os custos envolvidos segundo a
tecnologia de transporte e a rota escolhida.
Para a tecnologia de GNL foram considerados os custos Capex e Opex das FLNG,
mais os custos Capex e Opex dos navios transportadores, mais o custo Opex de
regasei�cação do gás.
Enquanto que para a tecnologia de GNC foram considerados os custos Capex e Opex
dos navios transportadores, mais o custo processamento do gás nas plataformas
FPSOs.
No caso da tecnologia de gasodutos foram considerados os custos Capex e Opex
destes dutos, mais o custo de processamento do gás nas plataformas FPSOs.
min =
Tecnologia GNL:
Capex_FLNG+Opex_FLNG+ Capex_Navio_GNL+OpexNavio_GNL
+Opex_Regas
62
Tecnologia GNC
+ Capex_Navio_GNC +OpexNavio_GNL+ +Custo_Processamento
Tecnologia Gasoduto
+ Capex_Gasoduto+OpexGasoduto+ Custo_Processamento
Reinjeção
+ Custo_Reinje
• Sujeito a:
� O GN transportado como GNL mais o GNC pelas rotas (i, j1) e (i, j2), em
cada tipo de navio (k1 e k2), em cada período t, mais o GN transportado pelos
gasodutos, pelas rotas (i, j2), em cada período t têm que ser igual à oferta de
cada campo i para cada período de tempo t.
m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
GN_GNLi,j1,k1,t +m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
GN_GNCi,j2,k2,t
+m∑i=1
n2∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
GN_Dutoi,j2,k3,t +m∑i=1
s∑t=1
GN_Rei,t =m∑i=1
s∑t=1
Ofertai,t
� O GN transportado por navios como GNC pelas rotas (i, j2) e por cada navio
(k2),em cada período t, mais o GN transportado por gasodutos (k3) nas mesmas
rotas, em cada período t têm que ser menor ou igual à capacidade máxima de
processamento de cada UPGN (j2) para cada período de tempo t.
m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
GN_GNCi,j2,k2,t +m∑i=1
n2∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
GN_Dutoi,j2,k3,t)
≤m∑i=1
n∑j=1
Cap_UPGNj2,t
� O GN transportado pelos navios k1 como GNL, nas rotas (i, j1), em cada
período t têm que ser menor ou igual à capacidade máxima de regasei�cação
de cada terminal (j1) em cada período de tempo t.
m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
GN_GNLi,j1,k1,t ≤m∑i=1
n1∑j1=1
Cap_Regasj1,t
63
� OGN transportado pelos navios k1 como GNL nas rotas (i, j1), em cada período
t têm que ser igual à capacidade do navio k1 vezes o número de viagens feitas
nas rotas (i, j1), em cada período t.
m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
GN_GNLi,j1,k1,t =
p1∑k1=1
(Cap_Nav_GNLk1
·m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
V ia_GNLi,j1,k1,t)
� Os navios k1 requeridos para transportar o GN como GNL nas rotas (i, j1),
em cada período t têm que ser menor ou igual aos navios k1 disponíveis nessas
mesmas rotas e no mesmo período, mais os navios k1 novos comprados para
essas rotas nesse mesmo período t.
m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
Nav_Req_GNLi,j1,k1,t =
m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
Nav_Disp_GNL(i, j1, k1, t)
−m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
Nav_Nov_GNL(i, j1, k1, t))
� Os navios disponíveis k1 nas rotas (i, j1) em cada período t são iguais aos navios
k1 disponíveis no período t− 1, mais os navios novos que foram comprados no
período anterior t− 1 para rotas.
m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
Nav_Disp_GNLi,j1,k1,t =
m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
Nav_Disp_GNL(i, j1, k1, t− 1)
−m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
Nav_Nov_GNL(i, j1, k1, t− 1))
� A quantidade de viagens feita pelos navios k1 de GNL nas rotas (i, j1), no
período t, vezes o tempo que gasta cada navio fazendo uma viagem nessa rota
têm que ser menor o igual ao número de navios k1 requeridos nas rotas (i, j1)
em cada período t, vezes o tempo total de operação.
m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
V ia_GNLi,j1,k1,t · Tempo_V ia_GNLi,j1,k1 ≤
m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
s∑t=1
(Nav_Req_GNLi,j1,k1,t · Tempo_Total_GNL)
� A capacidade de armazenamento necessária para garantir um �uxo contínuo
de gás na rede é igual ao total GN transportado em todas as rotas (i, j1) e por
todos os navios k1, vezes a soma do tempo gasto no carregamento do GN nas
64
plataformas FLNG mais o tempo gasto no percurso (i, j1), dividido no tempo
total de operação.
n1∑j1=1
p1∑k1=1
Arm_GNLj1,t =m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
GN_GNLi,j1,k1,t/Tempo_Total_GNL
·m∑i=1
n1∑j1=1
p1∑k1=1
(T_Carga_GNLi,j1,k1,t + T_V iagem_GNLi,j1,k1,t)
� O GN transportado pelos navios k2 como GNC nas rotas (i, j2), em cada pe-
ríodo t têm que ser igual à capacidade do navio k2 vezes o número de viagens
feitas nas rotas (i, j2), em cada período t.
m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
GN_GNCi,j2,k2,t =
p2∑k2=1
s∑t=1
(Cap_Nav_GNCk2
·m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
V ia_GNCi,j2,k2,t)
� Os navios k2 requeridos para transportar o GN como GNC nas rotas (i, j2),
em cada período t têm que ser menor ou igual aos navios k2 disponíveis nessas
mesmas rotas e no mesmo período, mais os navio k2 novos comprados para
essas rotas nesse mesmo período t.
m∑i=1
n2∑j2=2
p2∑k2=2
s∑t=1
Nav_Req_GNCi,j2,k2,t =
m∑i=1
n2∑j2=2
p2∑k2=2
s∑t=1
Nav_Disp_GNC(i, j2, k2, t)
−m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
Nav_Nov_GNL(i, j2, k2, t))
� Os navios disponíveis k2 nas rotas (i, j2) em cada período t são iguais aos navios
k2 disponíveis no período t− 1, mais os navios novos que foram comprados no
período anterior t− 1 para essas rotas.
m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
Nav_Disp_GNCi,j2,k2,t =
m∑i=1
2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
Nav_Disp_GNC(i, j2, k2, t− 1)
−m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
Nav_Nov_GNC(i, j2, k2, t− 1))
� A quantidade de viagens feita pelos navios k2 de GNC nas rotas (i, j2), no
período t, vezes o tempo que gasta cada navio fazendo uma viagem nessa rota
têm que ser menor o igual ao número de navios k2 requeridos nas rotas (i, j2)
65
em cada período t, vezes o tempo total de operação
m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
V ia_GNCi,j2,k2,t · Tempo_V ia_GNCi,j2,k2 ≤
m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
s∑t=1
(Nav_Req_GNCi,j2,k2,t · Tempo_Total_GNC)
A capacidade de armazenamento necessária para garantir um �uxo contínuo
de gás na rede é igual ao total GN transportado em todas as rotas (i, j2) e por
todos os navios k2, vezes a soma do tempo gasto no carregamento do GN nas
plataformas FLNG mais o tempo gasto no percurso (i, j2), dividido no tempo
total de operação.
n2∑j2=1
p2∑k2=1
Arm_GNCj2,t =m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k1=1
GN_GNCi,j1,k2,t/Tempo_Total_GNC
·m∑i=1
n2∑j2=1
p2∑k2=1
(T_Carga_GNCi,j2,k2,t + T_V iagem_GNCi,j2,k2,t)
� O GN transportado pelos gasodutos k3, nas rotas (i, j2), em cada período t
tem que ser igual ao número de dutos requeridos nessas rotas, nesses período,
vezes a capacidade dos gasodutos k3.
m∑i=1
n∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
GN_Dutoi,j2,k3,t <=m∑i=1
n∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
(Duto_Reqi,j2,k3,t
·p3∑
k3=1
Cap_Dutoi,j2,k3)
� Os gasodutos k3 requeridos para transportar o GN, nas rotas (i, j2), em cada
período t têm que ser menores ou iguais aos gasodutos k3 disponíveis nessas
mesmas rotas e no mesmo período, mais os gasodutos k3 novos comprados para
essas rotas, nesse mesmo período t.
m∑i=1
n2∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
Duto_Reqi,j2,k3,t ≤m∑i=1
n2∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
Duto_Dispi,j2,k3,t
−m∑i=1
n2∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
Duto_Novi,j2,k3,t
� Os gasodutos disponíveis k3 nas rotas (i, j2) em cada período t são iguais aos
gasodutos k3 disponíveis no período t− 1, mais os gasodutos novos que foram
66
comprados no período anterior t− 1 para essas rotas.
m∑i=1
n2∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
Duto_Dispi,j2,k3,t =m∑i=1
n2∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
Duto_Dispi,j2,k3,t−1
−m∑i=1
n2∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
−Duto_Novi,j2,k3,t−1
� Os gasodutos novos em cada período t e para cada rota (i, j2), não podem ser
maiores que dois, isto devido ao tempo reportado na literatura requerido para
sua fabricação e instalação.
m∑i=1
n2∑j2=1
p3∑k3=1
s∑t=1
Duto_Novi,j2,k3,t ≤ 2
� O número de gasodutos e de navios requeridos para transportar tanto o GNL
quanto o GNC, disponíveis e novos em cada período t, nas rotas (i, j1) e (i, j2)
têm que ser inteiro.
Nav_Req ,Disp ,Nov_GNLi,j1,k1,t ∈ Z+ ∀ i, j1, k1, t
Nav_Req ,Disp ,Nov_GNCi,j2,k2,t ∈ Z+ ∀ i, j2, k2, t
Duto_Req ,Disp ,Novi,j2,k3,t ∈ Z+ ∀ i, j2, k3, t
67
6 Estudo do caso
Para esta dissertação, o estudo de caso baseia-se nas áreas do Pré-Sal brasileiro.
A analise foi feita para 30 anos de produção, divididos em 6 períodos iguais. Os campos
considerados e sua produção média para o ano 2015 é apresentada na Tabela 6.1.
Como pode ser observado nesta tabela, a Bacia de Santos, mesmo tendo uma
menor quantidade de campos em operação, produz quase 3 vezes mais do que a Bacia de
Campos. O campo de Lula é o responsável por 78% da produção total da Bacia de Santos,
enquanto o campo Jubarte é o maior produtor da Bacia de Campos, sendo responsável
por 44% do total produzido.
Tabela 6.1: Produção média campos do Pré-Sal ano 2015
Bacia de Campos ( Mm3//dia) Bacia de Santos (Mm3//dia)
Albacora Este 20,7 Atapú 268,3Baleia Azul 1.966,60 Búzios 4,1Baleia Fraca 764,3 Franca 223,7Barracuda / Caratinga 335,3 Lapa 1Jubarte 3.244,30 Lula 14.918,60Linguado 7,1 Oeste de Atapu 0,8Marlim Este 859,8 Sapinhoá 6.274,50Marlym Voador 93,7 Sepia 1,3Pampo 20,6Pirambu 2,2Trilha 0,6
Total Bacia Campos 7.315,10 Total Bacia Santos 21.692,30
Fonte: MME (2015a)
A estimativa de produção de gás natural foi considerada até o ano 2044. Os
dados obtidos foram baseados em informação apresentada pela Pré-Sal Petróleo S.A.. Na
Figura 6.1 é mostrado o grá�co de perspectiva da produção e na Tabela 6.2 o valor da
produção calculada para cada período em estudo.
GN
MM
m3
/ d
ia
ano
Figura 6.1: Estimativa de produção de GNFonte: Pedrosa (2015)
68
Os valores de produção apresentados na Tabela 6.2, podem ser assumidos como
a produção disponível para ser transportada, dado que, já têm descontadas as parcelas de
queima, reinjeção e autoconsumo. Estas porcentagens foram estimadas como uma média
dos valores mensais encontrados na literatura para os campos em estudo. As porcentagens
usadas foram 4% para o gás queimado, 23% para o gás reinjetado e 18% para a parcela
de autoconsumo. Também foi descontada a quantidade de gás que está sendo e que será
transportado pelas rotas existentes e planejadas (Rota 1, 2 e a futura 3).
Tabela 6.2: Produção média acumulada por baciaP1 P2 P3 P4 P5 P6
2015-2019 2020-2024 2025-2029 2030-2034 2035-2039 2040-2044
Bacia de Campos MMm3 858 904 950 916 867 845Bacia de Santos MMm3 9.138 28.388 80.594 42.101 93 0
Como pode ser observado na tabela anterior, o período de maior produção é o
3, depois deste começa o declínio da produção. No período 5 e 6 apresenta-se uma queda
grande na Bacia de Santos em comparação à Bacia de Campos, isto porque nesta Bacia
existe o sistema de escoamento descrito no Capítulo 3.
Para o GN transportado usando a tecnologia GNL foram considerados dois
tipos de navios, de pequena e grande escala, com sistema de propulsão TFDE e uma
velocidade média de 15 e 18 nós respectivamente. O tempo de construção e de entrada
em operação dos navios considerados foi de 3 anos. O modelo matemático garante que só
pode existir um navio carregando gás nas FLNG e descarregando gás nas FSRUs por vez.
Como já foi dito, o GN transportado como GNL tem que passar por um pro-
cesso de liquefação, o qual é feito em plataformas diferentes (FLNG) às disponíveis atual-
mente (FPSO). Os custos de investimento Capex e de operação Opex destas plataformas,
assim como os custos dos navios transportadores são apresentados na Tabela 6.3. Todos
os valores mostrados são dólares constantes ao ano de 2015. Os custos operacionais Opex
das FLNG incluem o custo de processamento e o custo de liquefação do GN.
Tabela 6.3: Custos da tecnologia GNL
FLNG
Capex* MMUSD$/m3 1,042Opex* USD$/m3 0,027
Navio A Navio B
Capacidade MMm3 29 79Capex** USD$/m3 5 2Opex*** USD$/dia 0,33 1,58
Fonte: *Chan et al. (2001), **IGU (2016), ***Platts (2015)
Para a tecnologia de GNC também foram considerados dois tipos de navios.
69
Neste caso, como até agora está sendo construído o primeiro navio no mundo, os dados de
investimento e custos de operação são estimativas encontradas na literatura. A informação
para esta tecnologia é apresentada na Tabela 6.4. A velocidade para os dois navios é de
14 nós e o tempo de construção considerado foi de 3 anos. O modelo matemático garante
que só pode existir um navio carregando gás nas FPSOs e descarregando gás nas UPGNs
por vez. Além dos custos já mencionados, foi considerado um custo adicional devido ao
processamento do GN nas plataformas FPSOs.
Tabela 6.4: Custos da tecnologia GNC
Navio A Navio B
Capacidade MMm3 8 29Capex* USD$/m3 19 12Opex** MMUSD$/dia 0,08 0,29Processamento*** USD$/m3 0,052
Fonte:*Nikolaou, Economides e SPE (2009), **Chan et al. (2001), ***Mokhatab et al.(2014)
Para os gasodutos se considerou uma capacidade de 13 MMm3/dia, que é a má-
xima capacidade que até agora tem sido instalada no Pré-Sal. O tempo de construção
e instalação foi de 2 anos, que é o tempo médio encontrado na literatura, este tempo
não considera o tempo de plani�cação, aprovação de orçamento entre outros processos
burocráticos necessários, por isto, na modelagem se tem como restrição que não podem
ser usados mais de 2 gasodutos por rota e por período. Nesta tecnologia também foi
considerado o custo de processamento do gás nas FPSOs. Os dados de custos para esta
tecnologia são apresentados na Tabela 6.5.
Tabela 6.5: Custos da tecnologia gasodutos
Gasodutos
Capex* MMUSD$/km 2,252Opex** USD$/m3 0,050
Fonte:*Rajnauth et al. (2008), **Chan et al. (2001)
Já para as outras tecnologias pelo fato de ainda não terem sido implementadas
ao nível industrial, foram considerados só custos de investimento, operação e embarcação.
Os dados foram obtidos da literatura e são apresentados na Tabela 6.6.
70
Tabela 6.6: Custos tecnologias HGN, GTL e GTW
HGN GTL GTW
Capex USD$/m3 34.033 68.066 1,5Opex USD$/m3 0,0203 0,05 0,075Embarcação USD$/m3/1000km 0,0082 0,01 *0,053
Fonte:Chan et al. (2001), *Rosa (2010)
Também foi considerado um custo de reinjeção do gás. Este valor foi assumido
como 0, 5 USD$/m3 para os dois campos (CHAN et al., 2001).
Os destinos do GN foram selecionados de acordo com cada tecnologia. Para
GNL considerou-se os três terminais de regasei�cação existentes no Brasil. Na Tabela 6.7
é apresentada a capacidade de regasei�cação de cada terminal e a distância de percurso
desde cada campo. Estas distâncias foram assumidas como trechos retos.
Tabela 6.7: Terminais de regasei�cação
Cap Maxima* Distância kmMMm3/dia Campos Santos
Pecém 7 2.850 3.600Baia de todos os Santos 14 1.280 1.800Guanabara 20 300 350
Fonte:*MME (2015b)
Para as tecnologias de GNC e gasodutos foram selecionadas aquelas UPGNs
que �cam em áreas próximas ao Pré-Sal. A Tabela 6.8 apresenta as UPGNs escolhidas,
suas capacidades livres de processamento e a distância de percurso em trecho reto.
Tabela 6.8: UPGNCap Livre* Distância km
MMm3 Campos Santos
Cacimbas 12.870 400 780Sul Capixaba 1.782 200 680Reduc 7.476 315 350Cabiúnas 8.541 120 400RPBC Cubatão 2.031 610 300Caraguatatuba 9.524 500 250COMPERJ 13.320 300 360
Fonte:*MME (2015b)
A UPGN COMPERJ, ainda está em processo de construção e se tem prognós-
ticos de entrada em operação no �nal de 2018. Por isto, na modelagem, esta UPGN não
foi levada em conta no primeiro período.
71
Na Figura 6.2, pode ser observada a locação das UPGNs e dos terminais de re-
gasei�cação consideradas nesta dissertação. Para as outras tecnologias não foi considerado
nenhum ponto de destino e também não foi calculada uma frota de transporte.
Pecem
Cacimbas Sul Capixaba
Cabiúnas
Reduc Guanabara
RPCB
Caraguatatuba
Comperj
Baia de todos os Santos
Figura 6.2: Locação das UPGN e terminais de regasei�cação
Como é mostrado na Figura 6.3, a demanda media de GN (d) a ser satisfeita
foi considerada como o valor médio do GN entregue nos terminais de regasei�cação e nas
UPGNs. O gás transportado via gasodutos é entregue como �uxo contínuo, enquanto o
gás transportado como GNL e GNC é entregue de forma intermitente, ou seja, devido ao
tempo de carga e descarga dos navios e ao tempo gasto no percurso, os terminais e as
UPGNs que recebem aquele gás operam em dois ciclos, um com vazão igual à capacidade
do navio que está descarregando e outro com vazão nula.
m3
G
N
d
t
GN entregue GNC/GNL
GN entregue Dutos
Figura 6.3: GN demandado e entregue
Para garantir uma entrega contínua aos usuários �nais é necessário prever
uma capacidade de armazenamento que assegure o �uxo contínuo de GN no tempo em
72
que os navios estão carregando o gás e viajando. Neste estudo, embora seja calculada a
capacidade de armazenamento necessária para cada período, não é considerado nenhum
custo relativo ao armazenamento do GN.
A avaliação das tecnologias de transporte é feita usando o método do Valor
Presente Líquido (VPL). Para cada tecnologia foi elaborado um �uxo de caixa onde foram
representados os custos e investimentos como parcelas negativas e as receitas obtidas como
parcelas positivas. Isto foi feito para cada período estudado.Todos estes valores monetários
foram transferidos para o instante zero usando uma taxa de desconto de 11% anual.
O cálculo do VPL foi feito usando a seguinte equação:
V PL =t∑
n=0
Vn/(1 + i)n
Onde: Vn é o valor monetário ocorrido ao �nal do período n e i é a taxa de
desconto.
O critério de decisão adotado para a avaliação econômica é baseado no resul-
tado do VPL. Se ele for positivo indica que o projeto é viável, caso contrário é inviável
investir. No caso de ser zero, a decisão de investir ou não é indiferente.
6.1 Cenários
6.1.1 Cenário 1 �Avaliação das tecnologias de transporte existentes
Em um primeiro cenário foram avaliadas as três tecnologias (gasodutos, GNC e
GNL) que atualmente estão sendo usadas ou que se encontram em período de construção.
Na Figura 6.4 é apresentado um esquema geral deste cenário.
Regaseificadora j1=1
UPGN j2=2
Gasodutos (i, j2)
Regaseificadora j1=m1
Regaseificadora j1=2
UPGN j2=1
UPGN j2=m2
GNL ( i, j1 )
k1=2
k1=1 k1=p1
k2=1
k2=2 k2=p2
FLNG i=1
FLNG i=2
FLNG i=3
Bacia i=1
Bacia i=n
Bacia i=2
GNC (i, j2)
GNC
GNL
Gasodutos k3
Figura 6.4: Esquema do modelo matemático
73
Como é mostrado, o GN produzido nas bacias pode ser transportado até as
UPGNs via navio como GNC ou por gasodutos. Este gás também pode ser levado até
os terminais de regasei�cação via navios como GNL, lembrando que o gás que vai ser
movimentado por esta tecnologia, depois de extraído, tem que passar por um processo de
liquefação, o qual é feito nos navios FLNGs.
Os resultados obtidos neste cenário são apresentados na Tabela 6.9 para a
Bacia de Campos e na Tabela 6.10 para a Bacia de Santos.
Na Bacia de Campos devido à pouca quantidade de gás produzido e a curta
distância de percurso, a tecnologia que apresenta os menores custos em todos os períodos
de estudo é o GNC.
UPGN Cabiúnas
Bacia Campos GNC
Figura 6.5: Resultados Bacia Campos
Como é mostrado na Figura 6.5, o gás está sendo transportado até a UPGN de
Cabiúnas, sendo esta a rota que apresenta o menor custo Opex por ter a menor distância
de percurso.
Tabela 6.9: Resultados Bacia de Campos
PeríodosNavio GNC GN Transp. Número Gás reinjetado
Tipo A MMm3 viagens MMm3
P1 1 856 107 2P2 1 904 113 0P3 1 536 167 414P4 1 912 114 4P5 1 864 108 3P5 1 840 105 5
Como é mostrado na Tabela 6.9, só precisa ser comprado um navio tipo A no
primeiro período para garantir o escoamento de todo o gás produzido nos 30 anos.
Uma quantidade de gás é reinjetada na maioria dos períodos, porque para
mobilizar esta parcela de gás seria necessário comprar mais um navio ou instalar um
gasoduto, que deveria operar em outra rota, o qual resultaria em um custo maior que o
custo de reinjeção.
A capacidade de armazenamento necessária nesta UPGN para garantir um
�uxo contínuo de GN de aproximadamente 0, 5 MMm3/dia é de 2, 95 MMm3.
O custo total de transportar os 4.912 MMm3 até a UPGN Cabiúnas é de
580 MMUSD$.
74
No caso da Bacia de Santos é selecionada a tecnologia de GNC, mas desde
o segundo período precisam-se de gasodutos para apoiar o escoamento. A Figura 6.6
apresenta a relação do gás transportado como GNC, via gasodutos e reinjetado no poço.
GNC 42,98%
Gasodutos 41,03%
Reinjetado 15,99%
Figura 6.6: Bacia Santos GN versus GNC
A Tabela 6.10 apresenta a frota ótima para esta Bacia, a qual é composta de
2 navios tipo A, 3 navios tipo B e 2 gasodutos para escoar todo o gás produzido durante
os 30 anos de estudo.
Uma considerável parcela de gás é reinjetada no terceiro período, isto devido a
que todas as UPGNs consideras neste cenário estão operando na sua máxima capacidade,
sendo impossível processar mais gás.
Tabela 6.10: Resultados Bacia de Santos
PeríodosNavios Req. GNC GN Navios Número
DutosGN Dutos Gas reinjetado
Tipo A Tipo B MMm3 viagens MMm3 MMm3
P1 0 1 9.135 315 0 0 3P2 0 2 15.080 520 1 13.308 0P3 2 3 28.769 1.114 2 26.190 25.635P4 1 2 15.915 404 2 26.186 0P5 0 0 0 0 1 93 0
A Figura 6.7 exibe as UPGNs às quais é levado o GN, o tipo de navio A/B
e gasodutos requeridos por cada período. Como pode ser observado, um navio tipo B é
comprado no primeiro período. No segundo período é comprado mais 1 navio tipo B tipo.
No terceiro período são comprados 2 navios tipo A e mais um navio tipo B. Um gasoduto
é requerido e instalado no segundo período. No terceiro período é requerido mais um
duto.
75
UPGN Cacimbas
UPGN Cabiúnas
UPGN RPBC Cubatão
UPGN Reduc
UPGN Sul Capixaba
UPGN Caraguatatuba
UPGN COMPERJ
A P2
B P2 – P4
B P3
A P3 – P4
P1 – P4
P2 – P4
Bacia Santos
B
P3 – P5
Figura 6.7: Resultados Bacia Santos
Segundo a Tabela 6.10 e a Figura 6.7, desde o quarto período os navios não
vão ser mais usados, portanto, eles podem ser utilizados para transportar gás de outras
áreas, vendidos ou alugados. No caso dos gasodutos, no quinto período só precisa-se de
un duto, que vai estar operando em 0,5% de sua capacidade.
A Tabela 6.11 e a �gura 6.8 apresentam a quantidade de gás movimentada em
cada período, para cada UPGN e o custo total de transporte. Os valores com * são as
quantidades movimentadas mediante navios.
Tabela 6.11: Bacia Santos �UPGN usadasUPGN
P1 P2 P3 P4 P5 P6 Total GN Custo Trans. Custo UnitárioMMm3 Trans. MMm3 MMUSD$ Trans. USD$/m3
Cacimbas 12.870 12.866 93 25.829 1.472 0,057Sul Capixaba *1.776 1.776 150 0,084Reduc *5.568 *7.453 *4.379 17.400 1.040 0,059Cabiúnas *8.004 8.004 395 0,049RPBC Cubatão *2.024 *2.024 4.048 197 0,049Caraguatatuba *9.135 *9.512 *9.512 *9.512 37.671 2.599 0,069COMPERJ 13.308 13.320 13.320 39.960 2.147 0,054
Para a UPGN Cacimbas são movimentados 25.829 MMm3 utilizando 1 gaso-
duto com um custo de transporte de 1, 472 BUSD$. Para a UPGN Sul de Capixaba são
levados 1.776 MMm3 usando 1 navio tipo A com um custo de transporte de 150 MMUSD$.
Para a unidade Reduc são transportados 17.400 MMm3 usando um navio tipo B com um
custo de transporte de 1, 040 BUSD$. Para a unidade de Cabiúnas são transportados
8.004 MMm3 usando um navio tipo B com um custo �nal de 395 MMUSD$. Já para a
UPGN Cubatão são levados 4.048 MMm3 usando um navio tipo A com um custo �nal
de 197 MMUSD$. Para a unidade de Caraguatatuva são movimentados 37.671 MMm3,
requerendo só um navio tipo B, o custo total de transporte é de 2, 599 BUSD$. No caso
76
da UPGN COMPERJ são levados via gasoduto 39.960 MMm3, o custo total de transporte
é de 2, 148 BUSD$.
GN
Tra
nsp
ort
ado
MM m3
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Cacimbas Sul Capixaba Reduc Cabuinas Cabuinas Caraguatatuba Comperj
P1
P2
P3
P4
P5
P6
RPCB Cubatão
Figura 6.8: Distribuição do gás nas UPGNs
A capacidade de armazenamento necessária para cada UPGN é apresentada
na Tabela 6.12. Os dados de �uxo para a rede apresentados nesta tabela só fazem refe-
rência ao gás entregue pelos navios sem considerar o gás que está sendo movimentado via
gasodutos, pois o �uxo via dutos é constante.
Tabela 6.12: Cap. de armazenamento e �uxo para a rede �Bacia Santos
Cap. de armazenamento Fluxo para a redePeríodo
UPGN MMm3 MMm3/dia
Sul Capixaba 5 1,1 P3Reduc 14 3,5 P2 �P4Cabiúnas 18 4,5 P3RPBC Cubatão 4 1,2 P3 �P4Caraguatatuba 17 5,5 P1 �P4
Como pode ser observado, para garantir um �uxo contínuo de GN de apro-
ximadamente 1, 1 MMm3/dia desde a UPGN Sul Capixaba é necessário contar com uma
capacidade de armazenamento de 5 MMm3. Para as UPGN de Reduc e Cabiúnas é neces-
sária uma capacidade de armazenamento de 14 MMm3 e 18 MMm3 pra cada uma, para
assegurar um �uxo de 3,5 e 4, 5 MMm3/dia respectivamente desde cada unidade. Para a
UPGN RPCB Cubatão se precisa de uma capacidade de armazenamento de 4 MMm3
para garantir um �uxo de 1, 2 MMm3/dia e para Caraguatatuba é requerida uma capacidade
de armazenamento de 17 MMm3 para garantir um �uxo de 5, 5 MMm3/dia.
Na Figura 6.9 é apresentado o custo por viagem para cada tipo de navio de
GNC e para cada rota partindo da Bacia de Santos. Como é possível observar, a rota mais
econômica é até a UPGN Caraguatatuba, seguida por Cubatão, COMPERJ e Reduc.
77
0,00 0,30 0,60 0,90 1,20 1,50 1,80 2,10
Cacimbas
Sul Capixaba
Reduc
Cabuinas
RPCB Cubatão
Caraguatatuba
Comperj
USD $ /viagem
Tipo B
Tipo A
Figura 6.9: Custo por viagem para cada UPGN para Bacia de Santos
Na Tabela 6.11, pode-se observar que a maior quantidade de gás transportado
por navio está sendo movimentada para Caraguatatuba, como era de se esperar, devido
a seus baixos custos. A seguinte UPGN mais usada é Reduc; embora ela não ter o menor
custo por viagem, acaba sendo vantajosa devido a sua maior capacidade de processamento
em comparação com a seguinte UPGN mais econômica
É importante ressaltar que todas as UPGNs estão operando em sua máxima
capacidade de processamento.
Com a con�guração de navios e gasodutos obtida da modelagem tem-se um
custo total de transporte de 13, 2 BUSD$. A Figura 6.10 apresenta os custos totais em
porcentagem segundo as tecnologias escolhidas.
GNC 37,66%
Gasodutos 27,49%
Reinjetado 34,86%
Figura 6.10: Custos totais
Como é possível observar a parcela de custo de reinjeção é quase igual à parcela
de custo por transporte como GNC, sendo quase 3 vezes maior a quantidade de gás
movimentada do que a quantidade reinjetada.
Os valores dos custos de investimento Capex, de operação Opex, de processa-
mento para cada tecnologia e de reinjeção são apresentados na Tabela 6.13.
78
Tabela 6.13: Custos totaisBUSD$
Capex Opex Processamento ReinjeçãoGNC 1,314 1,899 1,746
4,590Gasodutos 1,288 1,133 1,198
Considerando o preço médio de venda do GN da Petrobras para as distribui-
doras em 2015 de 0, 24 USD$/m3, obtêm-se um VPL de 0, 415 BUSD$. Conclui-se com isto
que a combinação de tecnologias escolhidas além de garantir a movimentação do gás, traz
consigo benefícios econômicos, sendo viável fazer o investimento.
• Variação na capacidade de processamento da UPGN Caraguatatuba
Como se observou na Figura 6.10 e na Tabela 6.13, o custo de reinjeção é muito alto
e quase igual ao custo de transportar o gás. Conseguir aproveitar este gás reinjetado
traz benefícios econômicos ao projeto. O grá�co 6.11 apresenta a porcentagem de uso
de cada UPGN em cada período. Como pode ser observado e já foi mencionado,
em todos os períodos quase todas as UPGNs operaram entorno de 100% de sua
capacidade.
Cap
acid
ade
UP
GN
MM m3
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Cacimbas12,87
Sul Capixaba1,78
Reduc7,48
Cabuinas8,54
RPBC Cubatão2,03
Caraguatatuba9,52
Comperj13,32
P1
P2
P3
P4
P5
P6
Figura 6.11: Porcentagem de uso das UPGNs
Um aumento nas capacidades de processamento das unidades com custo de trans-
porte mais baixo, geraria uma diminuição nos custos totais, pois aquela quantidade
de gás que está sendo movimentado para as outras UPGNs que são mais caras, como
está acontecendo no período 3, ou aquela parcela que está sendo reinjetada, agora
poderia ser transportada e processada nelas.
A seguir, na Tabela 6.14 é apresentada a variação do custo total de transporte
quando varia a capacidade máxima de produção da UPGN Caraguatatuba. Devido
a que a unidade de COMPERJ ainda não tem sido construída, não foi feita uma
variação na sua capacidade. Nesta tabela são mostrados os resultados obtidos para
79
a Bacia de Santos, isto devido à Bacia de Campos ser indiferente a esta variação,
pois ela durante todos os períodos leva o gás para a UPGN de Cabiúnas que é a
rota mais econômica.
Tabela 6.14: Aumento capacidade da UPGN Caraguatatuba.Custos Navios GN Navios
DutosGN Dutos Gas reinjetado
BUSD$ Tipo A Tipo B MMm3 MMm3 MMm3
Base 13,2 2 3 68.899 2 65.775 25.63825% 12,91 3 3 71.290 2 65.778 23.24450% 12,51 2 2 21.673 3 117.780 20.85975% 12,13 2 2 19.257 3 122.577 18.478100% 11,77 2 2 28.608 3 115.613 16.097150% 11,12 3 2 28.182 3 120.794 11.336
Como é observado, um aumento na capacidade de 25%, reduz o custo de transporte
em 2,19%. Esta pequena redução é causada por uma diminuição na quantidade de
gás reinjetada. A quantidade de navios aumenta a 3 tipo A e os tipo B permanecem
constantes. O novo navio está sendo usado para movimentar o gás a Caraguatatuba.
Um aumento de 50% na capacidade de Caraguatatuba, gera uma diminuição do
custo em 5,3%. A quantidade de navios varia, só precisando-se de 2 navios tipo A
e 2 navios tipo B, à vista disto, aumenta o número de gasodutos a 3, pois agora,
todo o gás que está sendo transportado para Caraguatatuba é via gasoduto.
Já com um aumento de 75% na capacidade de processamento, tem-se uma redução
nos custos de 8,1%. A quantidade de navios não varia e o número de gasodutos tam-
bém permanece constante em 3. Parte do gás que estava sendo movimentado para as
UPGNs de Reduc e RPBC Cubatão agora é levado via gasoduto a Caraguatatuba.
A quantidade de gás reinjetado diminui em 28%.
Com um aumento de 150% na capacidade de Caraguatatuba, a redução de custo
é de 15%. O número de navios tipo A aumenta 3 e a quantidade de gasodutos
continua constante. A parcela de gás reinjetado cai 56%. A Figura 6.12 apresenta
a nova distribuição do gás nas UPGNs nesta nova condição.
Comparando esta �gura com a Figura 6.8 pode se observar que a quantidade de
gás transportado para Cacimbas e para COMPERJ cai enquanto, o gás transpor-
tado para Caraguatatuba aumenta. No caso das outras UPGNs permanece quase
constante a quantidade transportada por período.
80
GN
Tra
nsp
ort
ado
MM m3
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Cacimbas Sul Capixaba Reduc Cabuinas Cabuinas Caraguatatuba Comperj
P1
P2
P3
P4
P5
P6
RPCB Cubatão
Figura 6.12: Aumento 150% capacidade UPGN Caraguatatuba �Distribuição do gás nasUPGN
Como pode-se observar na �gura anterior, no primeiro e no segundo período o gás
está sendo movimentado para Caraguatatuba. No terceiro e quarto período a UPGN
Cacimbas, Sul Capixaba, Cabiúnas e COMPERJ apoiam o escoamento. Os navios
requeridos estão transportando o gás às UPGN Reduc, Sul Capixaba e Cabuinás.
Todo o gás que está sendo movimentado para as UPGN Caraguatatuba, Cacimbas
e COMPERJ é via gasodutos. Só 17% do gás está sendo transportado por navios,
7% é reinjetado e o restante é movimentado via gasodutos.
-60%
-40%
-20%
0%0% 25% 50% 75% 100% 150%
Custos Totais
Gás Reinjetado
Figura 6.13: Sensibilidade dos custos com a variação de capacidade de Caraguatatuba
Segundo os resultados mostrados na Figura 6.13, a variação dos custos não é muito
sensível ao aumento da capacidade das UPGNs. Conhecendo o custo unitário que
representaria fazer a ampliação da capacidade desta UPGN, poderia-se concluir se
é ou não viável realizar este tipo de investimento.
• Redução nos custos de investimento e operação dos gasodutos
Devido aos gasodutos serem a outra tecnologia escolhida para transportar o gás,
simulou-se no modelo uma redução de custo de 20%, 30% e 50%. Primeiro foi
feita uma redução só nos custos de operação, ou seja, aqueles relacionados com a
manutenção dos compressores em operação e a quantidade de combustível gasto
81
na compressão. Depois foi feita a redução no valor de investimento, que pode ser
causado pela implementação de materiais mais resistentes, economia de escala, me-
lhora na tecnologia de isolamento, entre outros. Finalmente se fez uma simulação
variando os dois custos ao mesmo ritmo. Os resultados obtidos para estas novas
condições são apresentados na Figura 6.14.
-20%
-10%
0%0% 20% 30% 50%
Opex
Capex
Opex + Capex
Figura 6.14: Sensibilidade dos custos totais com a variação do Opex e Capex dos gasodutos
Como pode ser observado, uma variação nos custos Opex re�etem quase a mesma
sensibilidade do que uma variação nos custos Capex. O custo de investimento Capex
considerado nesta dissertação, depende só do traçado da linha, ou seja, da distância
entre a origem e o destino, enquanto o custo de operação depende da quantidade
de gás a ser movimentado; este custo aumenta na mesma proporção que aumenta a
quantidade de gás transportado.
Tabela 6.15: Redução de custos nos gasodutosBacia Santos�Bacia de Campos
Custo Navios GN NaviosDutos
GN Dutos Gás ReinjetadoMMUSD$ tipo A tipo B MMm3 MMm3 MMm3
Base 13,2 2 - 1 3 - 0 68.899 - 4.912 2 - 0 65.777 - 0 25.638 - 426
Opex20% 12,829 2 - 1 2 - 0 31.212 - 4.912 3 - 0 103.479 - 0 25.621 - 42630% 12,604 2 - 0 2 - 0 30.806 - 0 3 - 1 103.479 - 5.333 26.027 - 6.5550% 12176 2 - 0 2 - 0 30.806 - 0 3 - 1 103.479 - 5.333 26.027 - 6.55
Capex20% 12,897 2 - 0 2 - 0 30.806 - 0 3 - 1 103.479 - 5.333 26.027 - 6.5530% 12,621 2 - 0 2 - 0 30.806 - 0 3 - 1 103.479 - 5.333 26.027 - 6.5550% 12,113 2 - 0 0 - 0 3.800 - 0 3 - 1 131.451 - 4.390 25.062 - 950
Opex + Capex20% 12,383 2 - 0 2 - 0 30.806 - 0 3 - 1 103.479 - 5.333 26.027 - 6.5530% 11,892 2 - 0 1 - 0 16.966 - 0 3 - 1 117.342 - 5.333 26.004 - 6,5550% 10,738 2 - 0 0 - 0 3.800 - 0 3 - 1 131.451 - 4.390 25.062 - 950
A Tabela 6.15 apresenta os dados desta simulação. Para uma redução de 20% no
Opex, pode-se observar que a quantidade de gás transportado por navio desde a
82
Bacia de Santos é quase a metade do caso base. Desde uma redução de 30% no
Opex na Bacia de Campos é viável instalar dutos em vez de usar navios.
No caso de redução de 20% no Capex, a quantidade de gás transportado como GNC
também é quase igual à metade do caso base. Na Bacia de Campos, a partir desta
porcentagem de redução todo o gás é transportado por gasodutos.
Na variação de Opex e Capex simultaneamente, apresenta-se a maior vantagem na
redução dos custos de transporte, como era se de esperar. É importante notar que
sempre são requeridos navios para apoiar o escoamento.
A distribuição de gás nas diferentes UPGN para o caso de uma diminuição simul-
tânea de Capex e Opex em 50% é apresentado no grá�co 6.15. Só é mostrado os
resultados da Bacia de Santos, posto que, no caso da Bacia de Campos sem importar
se o gás é movimentado por dutos ou por navios, o gás é levado à UPGN Cabiúnas.
GN
Tra
nsp
ort
ado
MM m3
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Cacimbas Sul Capixaba Reduc Cabuinas RPCB Cubatão Caraguatatuba Comperj
P1
P2
P3
P4
P5
P6
Figura 6.15: Bacia Santos �Distribuição do gás nas UPGN �Redução 50% Capex + Opex
Como é observado, todo o gás movimentado no primeiro e quinto período é levado
para Caraguatatuba e Cacimbas respectivamente. Nos seguintes períodos a maior
quantidade de gás está sendo movimentada para a COMPERJ, ainda que ela não
tenha o menor custo de investimento (ver Figura 6.16), apresenta a melhor rela-
ção custo/capacidade. Sul de Capixaba e Cubatão recebe o gás transportado por
navios o qual representa menos do 4% do total movimentado e operam em sua má-
xima capacidade. Reduc e Cabiúnas, mesmo movimentado menos de 20% do total
transportado, estão operando em sua máxima capacidade de processamento.
A Figura 6.16 apresenta os custos de investimento dos gasodutos dependendo da
rota escolhida. Para a Bacia de Campos a rota mais econômica é Cabiúnas, que
para todos os casos sempre é selecionada indiferente da tecnologia de transporte
escolhida para movimentar o gás.
83
0,00 150,00 300,00 450,00 600,00
Cacimbas
Sul Capixaba
Reduc
Cabuinas
RPCB Cubatão
Caraguatatuba
Comperj
MM USD
Santos
Campos
Figura 6.16: Custo investimento gasodutos
Já no caso da Bacia de Santos, Caraguatatuba e Cubatão apresentam os menores
custos de investimento, mas suas baixas capacidades não fazem delas uma opção
tão vantajosa, diferente do que acontece com COMPERJ e Cacimbas.
• Redução nos custos de investimento e operação da tecnologia GNL
Neste caso tentou-se encontrar qual é o custo no qual a tecnologia GNL apresenta
vantagem econômica e pode ser implementada. Igual aos gasodutos foi simulada no
modelo uma redução de custo de 20%, 30% e 50%. Primeiro foi feita uma redução
simultânea nos custos de operação e investimentos dos navios de transporte. Logo
foi feita também uma redução conjunta dos custos operacionais e de investimento
das plataformas FLNG e �nalmente, em um terceiro caso, foram reduzidos os custos
das FLNG e dos navios juntamente.
Como resultado, encontrou-se que a sensibilidade do custo total é nula ante uma
diminuição nos custos dos navios, das FLNG e uma redução simultânea destes.
Com isto pode ser concluído que o maior entrave desta tecnologia é o alto valor de
investimento das plataformas FLNG. Maior investigação e otimização do processo
de liquefação o�shore, poderia tornar viável esta tecnologia.
6.1.2 Cenário 2 �Avaliação do sistema atual de escoamento
Um segundo cenário foi criado com a �nalidade de comparar se a tecnologia
de gasodutos (Rota 1, Rota 2 e futura Rota 3) que atualmente é usada para escoar o gás
do Pré-Sal da Bacia de Santos foi a melhor escolha.
Para isto foi considerada uma produção média acumulada na qual só foram
descontadas as parcelas de queima, reinjeção e autoconsumo. Estes novos valores são
apresentados na Tabela 6.16. A diferença entre este cenário e o anterior é que no Cenário
84
1 além das parcelas mencionadas anteriormente, foram descontadas as porções de GN
transportadas pelas Rotas existentes 1 e 2 e pela futura Rota 3.
Tabela 6.16: Produção média acumulada por bacia �Cenário 2P1 P2 P3 P4 P5 P6
2015-2019 2020-2024 2025-2029 2030-2034 2035-2039 2040-2044
Bacia de Campos MMm3 856 904 950 919 872 852Bacia de SantosMMm3 48.283 99.983 152.189 113.696 57.420 33.171
As novas capacidades consideradas para as UPGNs que irão receber o gás
transportado por gasodutos e por navios como GNC são apresentadas na Tabela 6.17.
Tabela 6.17: UPGNCap Livre
MMm3
Cacimbas 12.870Sul Capixaba 1.782Reduc 7.476Cabiúnas 35.181RPBC Cubatão 2.031Caraguatatuba 26.174COMPERJ 46.620
Como resultado é obtido que para a Bacia de Campos é viável transportar o
gás usando a tecnologia de GNC. Este gás é movimentado até a UPGN de Cabiúnas em
todos os períodos exceto no terceiro onde o gás é levado a COMPERJ. Na Tabela 6.18
são apresentados os resultados para esta Bacia.
Tabela 6.18: Resultados Bacia de Campos �Cenário 2
PeríodosNavio GNC GN Transp. Número Gás reinjetadoTipo A MMm3 viagens MMm3
P1 1 856 107 2P2 1 904 113 0P3 1 944 118 6P4 1 912 114 4P5 1 864 108 3P6 1 840 105 5
Como é mostrado na tabela anterior, só precisa-se comprar um navio tipo A no
primeiro período. Em comparação com o cenário anterior onde sempre foi transportado
o gás até Cabiúnas, neste cenário, no terceiro período todo o gás está sendo levado até
COMPERJ, isto devido a que neste período também está sendo movimentado gás desde
a Bacia de Santos até a UPGN Cabiúnas. Esta fração proveniente da Bacia de Santos
85
é igual à máxima capacidade de processamento de Cabiúnas não permitindo que seja
processado mais gás nesse período.
A capacidade de armazenamento necessária nesta UPGN para garantir um
�uxo contínuo de GN de aproximadamente 0, 53 MMm3/dia é de 2, 6 MMm3.
Atualmente não se tem informação de um sistema de escoamento de gás que
seja de uso exclusivo dos poços da área da Bacia de Campos do Pré-Sal.
Para a Bacia de Santos como é mostrado na Figura 6.17, 85,77% do gás é
transportado via gasodutos, seguido pela tecnologia de GNC com 9,87% e o restante é
reinjetado no poço.
GNC9,87%
Gasoduto85,77%
Reinjetado4,36%
Figura 6.17: Bacia Santos �Cenário 2
A parcela de gás reinjetada se deve a que todas as UPGN estão operando em
sua máxima capacidade, ou seja que a quantidade de gás que está sendo entregue em cada
UPGN é igual a sua capacidade de processamento.
Como pode ser observado na Tabela 6.19, a frota ótima para esta Bacia neste
cenário é composta de 3 navios tipo A, 2 navios tipo B e 6 gasoduto, os quais conseguem
escoar todo o gás produzido durante os 30 anos de estudo.
Tabela 6.19: Resultados Bacia de Santos �Cenário 2
PeríodosNavios Req. GNC GN Navios Numero
DutosGN Dutos Gas reinjetado
Tipo A Tipo B MMm3 viagens MMm3 MMm3
P1 0 1 5.858 202 2 43.285 0P2 1 2 14.222 691 4 86.556 109P3 3 2 18.022 944 6 112.963 22.154P4 1 1 2.539 89 6 112.073 0P5 0 0 0 0 4 58.287 0P6 0 0 0 0 2 24.359 0
Como pode ser observado na tabela anterior, são requeridos 1 navio tipo B e
2 gasodutos no primeiro período. No segundo período é requerido 1 navio tipo A, mais 1
navio tipo B e mais 2 gasodutos. Já no terceiro período, no qual a produção é maior, é
requerido mais um navio tipo A e mais dos gasodutos atingindo a um número �nal de 3
navios tipo A, 2 tipo B e 6 gasodutos. No quarto período precisa-se de 1 navio tipo A e 1
86
tipo B, os navios restantes (2 tipo A e 1 tipo B) podem ser usados para transportar gás
de outras regiões, podem ser alugados ou vendidos.
A Figura 6.18 exibe as UPGNs às quais é levado o GN, o tipo de navio A/B
e os de gasodutos requeridos por cada período.
Comparando estas rotas com as existentes (Figura 3.4), pode-se observar que
a Rota 1 (Caraguatatuba) e a Rota 2 (Cabiúnas) existentes são escolhidas no modelo,
assim como a futura Rota 3 (COMPERJ). Além disso, também é possível observar que é
requerido um duto a mais nas Rotas 2 e 3 e na rota que vai até a UPGN Cacimbas. Nas
Rotas 2 e 3 também é escolhida a tecnologia de GNC para apoiar o escoamento do gás
nos períodos de maior produção.
UPGN Cacimbas
UPGN Cabiúnas
UPGN RPBC Cubatão
UPGN Reduc
UPGN Sul Capixaba
UPGNCaraguatatuba
UPGNCOMPERJ
A
P3 – P4
P3
B P1 – P3
A P3 – P4
B P2 – P6
A P2 – P3
Bacia SantosP1 – P6
P3 – P5
P1 – P6
P2 – P5
Figura 6.18: Resultados Bacia Santos �Cenário 2
Segundo estes resultados, o atual sistema de escoamento de gás do Pré-Sal
composto pelas Rotas 1, 2 e a futura 3 faz parte da frota ótima de transporte que apresenta
os menores custos de movimentação do gás.
A Tabela 6.20 apresenta a quantidade de gás movimentada em cada período,
para cada UPGN. Os valores com * são as quantidades movimentadas mediante navios.
Para a UPGN Cacimbas são movimentados 25.740 MMm3 via 1 gasoduto
com um custo total de 1, 471 BUSD$. Para a UPGN Sul de Capixaba serão levados
1.776 MMm3 usando 1 navio tipo A com um custo total de 150 MMUSD$. Para Re-
duc serão transportados 20.764 MMm3 usando um navio tipo B com um custo �nal de
1, 886 BUSD$. Via gasodutos vão ser transportados 120.575 MMm3 até Cabiúnas com um
custo de 6, 995 BUSD$. Para a UPGN RPBC Cubatão serão movimentados 2.040 MMm3
utilizando 1 navio tipo A, o custo de transporte é de 152 MMUSD$. No caso da UPGN
87
Tabela 6.20: Bacia Santos �UPGN usadas �Cenário 2
UPGNP1 P2 P3 P4 P5 P6 Total Custo Transporte
MMm3 MMUSD$
Cacimbas 12.870 12.870 25.740 1.471Sul Capixaba *1.776 1.776 150Reduc *5.858 *7.453 *7.453 20.764 1.886Cabiúnas 21.638 21.645 35.181 34.269 7.842 120.575 6.995RPBC Cubatão *2.024 *16 2.040 152Caraguatatuba 21.645 21.621 21.621 21.645 21.645 16.516 124.693 5.811
*4.553 *4.553 *2.123 *4.657 15.886 881COMPERJ 43.290 43.290 43.288 36.642 166.510 6.755
*2.216 *2.216 4.432 354
Caraguatatuba, são levados 124.693 MMm3 por gasoduto com um custo de transporte de
5, 811 BUSD$ e 15.886 MMm3 por navios com um custo de transporte de 881 MMUSD$.
Para COMPERJ são movimentados 4.432 MMm3 usando 1 navio tipo A, com um custo de
transporte de 354 MMUSD$; também são transportados até esta unidade 166.510 MMm3
via 2 gasodutos com um custo de transporte de 6, 755 BUSD$.
A capacidade de armazenamento necessária para cada UPGN é apresentada
na Tabela 6.21. Os dados de �uxo apresentados nesta tabela só fazem referência ao gás
entregue pelos navios sem considerar o gás que está sendo movimentado via gasodutos.
Tabela 6.21: Cap. de armazenamento e �uxo para a rede �Bacia Santos �Cenário 2
Cap. armazenamento Fluxo para a redePeríodo
UPGN MMm3 MMm3/dia
Sul Capixaba 5 1,1 P2Reduc 17 4,2 P1 - P3RPBC Cubatão 4 1,2 P3 - P4Caraguatatuba 10 3,2 P2 - P6COMPERJ 7 1,6 P2 - P3
Como pode ser observado, para garantir um �uxo contínuo de GN de aproxi-
madamente 1, 1 MMm3/dia desde a UPGN Sul Capixaba é necessário contar com uma capa-
cidade de armazenamento de 5 MMm3. Para a UPGN de Reduc é necessária uma capaci-
dade de armazenamento de 17 MMm3 para assegurando um �uxo de 4, 2 MMm3/dia. Para a
UPGN Caraguatatuba se precisa de uma capacidade de armazenamento de 10 MMm3 para
garantir um �uxo de 3, 2 MMm3/dia, este valor de �uxo não considera o gás transportado
até esta unidade via gasoduto.
A capacidade de armazenamento para a UPGN COMPERJ é de 7 MMm3, com
este valor se garante um �uxo contínuo de gás de 1, 6 MMm3/dia; este valor de �uxo não
considera o GN que é movimentado por dutos até essa unidade nos períodos 2, 3, 4, 5.
O mesmo acontece com a UPGN Cacimbas que só recebe gás via gasodutos, por isso ela
não aparece na tabela.
88
Com a con�guração de navios e gasodutos obtida da modelagem, tem-se um
custo total de 28, 969 BUSD$. A Figura 6.19 apresenta os custos totais em porcentagem
segundo a tecnologias escolhidas.
GNC13,82%
Gasoduto72,60%
Reinjetado13,58%
Figura 6.19: Custos totais �Cenário 2
Como pode ser observado o custo por reinjetar o gás e o custo por transportá-
lo via navio são quase iguais, sendo que o gás transportado por navios é mais do duplo
do reinjetado. Os valores dos custos de investimento Capex, de operação Opex e de
processamento para cada tecnologia são apresentados na Tabela 6.22.
Tabela 6.22: Custos totais �Cenário 2BUSD$
Capex Opex Processamento ReinjeçãoGNC 1,340 1,411 1,251
3,937Gasodutos 3,937 8,362 8,731
Considerando o preço médio de venda do GN da Petrobras para as distribui-
doras em 2015 de 0, 24 USD$/m3, obtêm-se um VPL de 17, 256 BUSD$. Conclui-se com isto
que a combinação das tecnologias escolhidas traz consigo benefícios econômicos, sendo
viável fazer o investimento. Tentar diminuir os custos de reinjeção através da ampliação
das capacidades das UPGNs poderia trazer melhoras econômicas
6.2 Potencial de geração elétrica
A geração é o segmento da indústria de eletricidade responsável por produzir
energia elétrica e injetá-la na rede nacional para sua transmissão e distribuição.
A capacidade instalada de geração de energia elétrica no Brasil, de acordo
com EPE (2016a), foi de 581,5TWh em 2015. Sendo as usinas hidrelétricas responsáveis
por 372,2TWh (64% da capacidade total) e as termelétricas a gás natural por 75TWh
(12,9% da capacidade total).
Em 1999 , com a �nalidade de reduzir a dependência do sistema elétrico às con-
dições hidrológicas, o governo federal estabeleceu como meta implantar um parque gerador
89
termelétrico de forma a atingir até o ano de 2009 um per�l hidrotérmico na proporção de
82% e 18% respectivamente. Para alcançar essa meta foi lançado o Programa Prioritário
de Termeletricidade � PPT, criado principalmente para incentivar investimentos do setor
privado na construção de usinas termelétricas a gás natural.
As centrais termelétricas a gás natural têm características que as tornam in-
teressante nos sistemas elétricos. Entre as quais destacam-se, em primeiro lugar, sua
�exibilidade operacional, pois geralmente são acionadas para dar reforço nos momentos
de picos de demanda ou em períodos nos quais é necessário preservar o nível dos reser-
vatórios, sua operação com elevada segurança e disponibilidade, em segundo lugar, sua
localização pode ser próxima aos centros de consumo, e, em terceiro lugar, seu menor
tempo de construção e baixo custo por kw instalado em comparação com as hidrelétricas
As centrais termelétricas a gás natural podem ser classi�cadas em dois tipos:
as de ciclo aberto e as de ciclo combinado. As centrais operando em um ciclo aberto são
aquelas que utilizam apenas turbinas a gás natural para gerar energia elétrica e os gases
de exaustão da turbina são descarregados diretamente na atmosfera.
O ciclo combinado é formado pela combinação de um ciclo aberto a gás e um
ciclo aberto a vapor. Após da expansão na turbina, os gases de combustão são direcio-
nados para uma caldeira de recuperação de calor, onde trocam calor, gerando vapor que
movimenta outra turbina a vapor acoplada a outro gerador elétrico. Este aproveitamento
do calor dos gases de exaustão na geração de energia elétrica eleva o rendimento deste
tipo de planta. De acordo com MME (2015b), 80% das centrais termelétricas que estão
em construção em 2015 no Brasil são de ciclo combinado.
Segundo MME (2015b) uma central de capacidade nominal de 1.000MW con-
sume 7 MMm3/dia de GN operando em ciclo aberto com e�ciência de 34,1%. No caso de
uma central com a mesma capacidade nominal, operando em ciclo combinado com uma
e�ciência de 48,8% precisa de 4, 5 MMm3/dia de GN.
Nas Tabelas 6.23 e 6.24 apresenta-se o potencial de geração do gás transportado
para as Bacias de Campos e Santos no Cenário 1 respectivamente. Como premissas se tem
em primeiro lugar, que as usinas operam em ciclo combinado com um fator de capacidade
de 0,73 (MME, 2015c), e, em segundo lugar, que só 43% do gás transportado vai ser usado
para geração elétrica (MME, 2016).
Tabela 6.23: Bacia Campos �potencial de geração elétrica �Cenário 1
UPGNGN transp. Custo transp. GN geração Custo Combustível Potência Potência Max.
MMm3 MMUSD$ MMm3/dia MMUSD$/MW Média MW Instalada MW
Cabiúnas4.912 580 0,21 4,99 50 69
P1 �P6
Os valores de Custo Combustível (MMUSD/MW) das Tabelas 6.23 e 6.24 pode
ser considerado como o custo de processar e transportar o GN necessário (GN geração)
para alimentar as termelétricas associadas às UPGNs em estudo.
90
Tabela 6.24: Bacia Santos �potencial de geração elétrica �Cenário 1
UPGNGN transp. Custo transp. GN geração Custo Combustível Potência Potência Max.
MMm3 MMUSD$ MMm3/dia MMUSD$/MW Média MW Instalada MW
Cacimbas25.829 1.472 2,22 1,28 493 675
P3 �P5Sul Capixaba
1.776 150 0,47 0,62 104 142P3Reduc
17.400 1.040 1,50 1,34 333 456P2 �P4Cabiúnas
8.004 395 1,93 0,37 430 589P4RPBC Cubatão
4.048 197 0,52 0,36 116 270P3 �P4Caraguatatuba
37.671 2.599 2,43 2,07 540 740P1 �P4COMPERJ
39.960 2.147 3,44 1,21 764 1.047P2 �P4
Os valores de Potência Média e de Potência Máxima Instalada apresentados
nas tabelas anteriores podem variar, dependendo de fatores como a composição do gás
utilizado, a idade da central, a e�ciência de operação, as condições ambientais, etc.
Considerando um custo de investimento para geração termelétrica a GN de
0, 603 MMUSD$/MW, um custo de operação e manutenção 2, 13 USD$/MWh (EPE, 2016b), um
custo de extração de GN de 0, 06 USD$/m3 (PETROBRAS, 2016) e os custos de combustível
apresentados nas Tabelas 6.23 e 6.24 pode ser estimado o custo de geração de 1 MWh em
cada região associada às UPGNs consideradas.
No caso do gás produzido na Bacia de Campos, o custo de gerar 1 MWh na
região associada à UPGN de Cacimbas é de 37, 59 USD$/MWh.
Para o gás produzido na Bacia de Santos, se tem que a UPGN Caraguata-
tuba apresentou o maior custo de combustível (2, 07 MMUSD$/MW) portanto, o custo de
gerar 1 MWh é de 21, 64 USD$/MWh. A UPGN com menor custo de combustível foi RPBC
Cubatão e apresenta um custo de geração de 10, 22 USD$/MWh.
Comparando estes valores estimados de custos de geração com o Preço de
Venda de 81, 13 USD$/MWh apresentado pela Câmara de Comercialização de Energia Elé-
trica (CCEE) nos resultados consolidados do Leilão 23 de Energia Nova, pode-se observar
que os custos de geração usando o gás produzido nas áreas do Pré-Sal são menores.
Fazer um estudo mais detalhado dos custos de geração em futuros trabalhos
poderia dar respostas mais próximas à realidade.
Como foi mencionado no Capitulo 1, no ano 2014 se tinha como expectativas
que a parcela de gás consumida pelas termelétricas no ano 2022 fosse quase 80% do total
demandado (EPE; MME, 2014). A seguir, nas Tabelas 6.25, 6.26 é apresentada uma
variação de 50, 60, 70, 80% do gás usado para geração nas Bacias de Campos e Santos
no Cenário 1 respectivamente.
91
Tabela 6.25: Bacia Campos �variação GN �Cenário 1
VariaçãoUPGN
GN geração Potência Potência Max.% MMm3/dia Média MW Instalada MW
50
Cabiúnas P1 �P5
0,29 64 8860 0,35 79 10870 0,41 92 12680 0,47 105 144
Tabela 6.26: Bacia Santos �variação GN �Cenário 1Variação
UPGNGN geração Potência Potência Max.
% MMm3/dia Média MW Instalada MW
50
Cacimbas P3 �P5
2,5 574 78760 3,19 709 97270 3,62 804 1.10280 4,14 919 1.259
50
Sul Capixaba P3
0,53 118 16260 0,64 142 19570 0,75 166 22780 0,85 190 260
50
Reduc P2 �P4
1,74 387 53060 2,09 464 63670 2,44 542 74280 2,79 619 848
50
Cabiúnas P4
2,4 534 73260 2,88 641 87870 3,37 748 1.02580 3,85 855 1.171
50
RPBC Cubatão P3 �P4
0,61 135 18560 0,73 162 22070 0,85 189 25980 0,97 216 296
50
Caraguatatuba P1 �P5
2,26 502 68960 2,72 603 82670 3,17 704 96480 3,62 804 1.020
50
COMPERJ P2 �P4
4,00 889 1.21860 4,80 1.066 1.46170 5,84 1.298 1.77880 6,40 1.422 1.948
92
7 Conclusões
O Gás Natural (GN) é um recurso energético que pouco a pouco vem ganhando
participação no mercado mundial, devido a ser o combustível fóssil menos poluente e ao
seu alto consumo na geração termelétrica.
Sua crescente demanda tem permitido uma série de estudos e avanços tecnoló-
gicos nas tecnologias existentes para seu transporte como são o Gás Natural Comprimido
(GNC), o Gás Natural Liquefeito (GNL), os gasodutos, o Hidrato de gás natural (HGN),
o Gas to liquid (GTL) e o Gas to Wire (GTW). Alguns exemplos são a construção das
plataformas Unidade Flutuante de Gás Natural Liquefeito (FLNGs) e dos navios de GNC
que visam reduzir custos de investimento, para conseguir desenvolver campos que são
descartados por sua locação, profundidade e baixa taxa de �uxo.
As principais opções de uso do GN em uma plataforma são: reinjeção, queima,
auto consumo e exportação. A reinjeção é necessária para manter a pressão nos poços que
se encontram operando na curva de declínio; a queima é um desperdício do energético e só
é permitida em situações de emergência e por tempo e vazões pequenas, tem como limites
as políticas ambientais de cada país. No caso da exportação, os gasodutos, em distâncias
curtas apresentam grande vantagem. No entanto, para maior distância, profundidade
e vazão, esta tecnologia deixa de ser viável, sendo necessário explorar outras opções de
transporte como o GNC e o GNL.
Espera-se que a participação no mercado da tecnologia GNL cresça acelera-
damente nos seguintes anos devido à grande quantidade de projetos que estão sendo
construídos e planejados. Assim mesmo, espera-se que a emergente tecnologia GNC tome
força no mercado nos próximos anos, para isto precisam-se avanços tecnológicos que visem
reduzir os custos de investimentos dos navios.
Neste trabalho foram avaliadas e comparadas entre si as tecnologias de trans-
porte disponíveis na indústria. O primeiro cenário contemplou as tecnologias de GNC,
GNL, e gasodutos. Para este cenários foram consideradas as condições especi�cas das
áreas do Pré-Sal brasileiro como taxas de produção, profundidade e locação dos campos,
locação dos terminais de recebimento, estado atual do sistema de escoamento do Pré-Sal
e previsões da produção, entre outros fatores importantes.
O resultado obtido mostrou que às tecnologias de GNC e gasodutos são as mais
indicadas para escoar o gás sob as condições do estudo. Estes resultados estão concordo
à informação encontrada na literatura onde diversos estudos coincidem que estas duas
tecnologias são as mais viáveis economicamente.
Usualmente para curtas distâncias e pequenas vazões uma boa opção é a tec-
nologia de GNC, como foi obtido no caso da Bacia de Campos, que precisou de um navio
para escoar toda sua produção.
Para volumes e distâncias de transporte maiores como no caso da Bacia de
93
Santos, segundo a literatura e estudos feitos é recomendável usar a tecnologia de GNC.
A Bacia de Santos, encontra-se no limite entre a recomendação de uso da tecnologia de
GNC e gasodutos, por isto, que além de requer navios, precisou usar de gasodutos para
apoiar o escoamento nos períodos de maior produção.
O VPL para este primeiro cenário deu positivo (0, 415 BUSD$). É importante
não esquecer que os dados de custos foram todos tomados da literatura e, que em alguns
casos como para as FLNG e os navios de GNC que estão penetrando na indústria, estes
valores podem variar muito em pouco tempo dependendo dos avanços tecnológicos da
indústria.
Recomenda-se para futuros trabalhos criar cenários considerando diferentes
curvas de produção com a �nalidade de veri�car a robustez dos resultados obtidos neste
trabalho.
De acordo com as especi�cações de locação, produção e custos desta disserta-
ção, encontrou-se que a tecnologia de GNL não foi escolhida em nenhum período estudado.
Além de transportar o gás a temperaturas muito baixas, precisam-se de facilidades para
realizar o processo de liquefação o que se re�ete em altos custo, tornando-a em alguns
casos como uma solução não atrativa. O GNL é uma boa opção para transportar grandes
volumes em grandes distâncias.
A respeito das UPGN nas quais deveria ser feito um investimento em ampliação
de capacidade, �cou claro que a melhor candidata é a UPGN de Caraguatatuba. Mas é
importante ressaltar que o aumento em 2,5 vezes na sua capacidade só representa uma
diminuição nos custos totais próxima a 15%. Este valor deve ser comparado com os custos
necessários para sua ampliação, para saber quão viável seria decidir investir nesta nova
con�guração.
A tecnologia de gasodutos, apresenta um custo de operação muito alto. Esta
tecnologia hoje é utilizada para escoar o gás nas áreas do Pré-Sal. Como foi observado,
conseguir diminuir este valor geraria uma redução nos custos totais.
Já uma redução nos custos da tecnologia GNL representa uma diminuição nula
nos custos totais de transporte. Seria conveniente aprofundar sob quais condições esta
tecnologia seria viável.
A reinjeção do GN nos poços, embora seja uma opção cara, na maioria dos
casos sempre se teve uma parcela reinjetada. Isto só ocorreu porque as UPGN usadas
se encontravam operando ao seu nível máximo. Caso contrário, sempre foi melhor opção
investir em tecnologias de transporte.
No segundo cenário não foi considerada a parcela de gás que atualmente é
transportada pelas Rotas 1 e 2 e pela futura Rota 3 da Bacia de Santos. A frota ótima
para transporta aquele gás é composta de 6 dutos, 3 navios tipo A e 2 navios tipo B.
A grande quantidade de GN que é reinjetada neste cenário deve-se a que todas
as UPGNs estão operando na sua máxima capacidade. Ampliar a capacidade de pro-
94
cessamento delas pode solucionar o problema dos altos custos devidos à reinjeção, mas
precisa-se conhecer os custos gerados pela ampliação para concluir se é viável ou não o
projeto.
As Rotas 1, 2 e 3 que atualmente conformam o sistema de escoamento do
gás da Bacia de Santos, segundo os resultados do modelo fazem parte da frota ótima de
transporte, considerar aumentar sua capacidade de transporte junto com a capacidade da
UPGN correspondente pode trazer melhoras econômicas.
Com esta dissertação foi possível estimar a oferta de GN do Pré-Sal, conhe-
cendo o custo de transporte, as rotas mais econômicas, a quantidade de gás a ser trans-
portada e a combinação de tecnologia ótima que permitiria monetizar o gás produzido
nestas áreas.
Sabendo estes dados, os empreendimentos de termelétricas a GN, que têm
sido escassos nos Leilões de Energia Nova do setor elétrico, pela indisponibilidade de gás,
podem tomar força novamente.
95
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