universidade federal fluminense escola de …app.uff.br/riuff/bitstream/1/1399/1/gustavo leandro...
TRANSCRIPT
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
QUEIMA DE GÁS
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
GUSTAVO LEANDRO LOUREIRO
Niterói, 2012
GUSTAVO LEANDRO LOUREIRO
QUEIMA DE GÁS
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientador: Prof. Arturo Rodrigo Ferreira Pardo
Niterói
2012
iii
AGRADECIMENTOS
Meus sinceros agradecimentos a todos aqueles que de alguma forma doaram um pouco de si
para que a conclusão desse trabalho se tornasse possível:
Primeiramente, gostaria de agradecer a Deus pelo dom da vida e da sabedoria que foi capaz de
transformar um sonho em realidade. Por não ter me dado tudo que pedia, mas me deu forças
para lutar por aquilo que queria.
Aos meus pais, que durante todos esses anos dedicaram a mim todos os minutos de suas
vidas. Sempre afirmando que a maior herança é a Educação, que só ela pode levar ao sucesso
e a felicidade. Que a ética, o caráter deve ser à base de nossa existência.
A Universidade Federal Fluminense, especialmente aos meus professores, pela formação que
recebi, por serem mediadores, por terem compartilhado os seus conhecimentos, mostrando a
importância de descobrir as coisas boas e interessantes.
Ao meu professor orientador, Arturo Rodrigo Ferreira Pardo, pelo auxílio, disponibilidade de
tempo e material.
À Agência Nacional de Petróleo (ANP), não só por ter me dado à oportunidade de iniciar a
prática acadêmica, mas por ter fornecido a base, os princípios para a elaboração desse
trabalho de pesquisa, o que me levou a conhecer melhor o mercado de trabalho.
À minha namorada por ter compreendido a importância e a necessidade da dedicação quase
que total.
Aos meus amigos que durante o curso conheci, aprendi que o espírito de equipe, a
colaboração e a amizade tornam o dia-a-dia mais fácil.
iv
“Há um tempo em que é preciso abandonar as roupas
usadas...
Que já têm a forma do nosso corpo...
E esquecer os nossos caminhos que nos levam sempre aos
mesmos lugares...
É o tempo da travessia...
E se não ousarmos fazê-la...
Teremos ficado... para sempre...
À margem de nós mesmos...”
Fernando Pessoa
v
RESUMO
O Gás Natural vem conquistando em nossa matriz energética um espaço de muita
importância. Além das pressões sofridas por todas as indústrias com relação às questões
ambientais, somam-se a estes fatos os interesses governamentais para que sejam otimizadas as
utilizações dos recursos naturais, podemos perceber tais fatos através dos esforços realizados
pela Agência Nacional do Petróleo em parceria com as empresas operadoras do campo.
O Gás Natural, por ser uma fonte de energia segura e econômica. vem ganhando um
espaço cada vez maior. A vantagem da sua utilização é muita, tanto para o consumidor como
para toda a sociedade, uma delas é o baixo custo.
A indústria do petróleo vem avançando cada vez mais em busca da conquista
tecnológica que visa reduzir a queima de gás natural, investindo em conhecimento e inovação.
Embora essa redução venha ocorrendo, ela ainda não é a ideal. Podemos observar este
fato nos números que serão encontrados durante este trabalho.
Palavras-chave: Gás Natural. Otimizar. Reduzir a Queima de Gás.
vi
ABSTRACT
The natural gas using is growing and becoming really important in Brazilian. One of
the reasons for this are the pressures suffered about the environmental cares, other factor is
the interesting from governments to optimize the use of natural resources, we can see that this
factors are resulting in efforts from National Petroleum Agency of Brazil in partnership with
the enterprises that explores fields in Brazil.
This natural resource is economical and safe, the use of natural gas has a lot of
advantages to the consumer and for everybody in the world, and the biggest advantage for us
is the low cost.
Petroleum industry is always moving forward looking for the perfect technology
trying to reduce the gas flaring and venting, to optimize this production making more money
and minimizing environmental impacts.
Although reducing have been occurring, it’s far away from the perfect. This fact can
be observed in number that you will find in this job.
Keywords: Natural Gas. Optimize. Gas Flaring.
vii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Campo de Urucu no estado de Amazonas............................................. 5
Figura 2 – Campo de San Alberto na Bolívia......................................................... 5
Figura 3 – Reservas provadas de gás natural – 1965-2010.................................... 10
Figura 4 – Distribuição percentual das reservas provadas de gás natural................ 11
Figura 5 – Matriz Energética.................................................................................. 12
Figura 6 – Oferta de Gás Natural no Brasil............................................................ 12
Figura 7 – Reservas de Gás Natural no mundo....................................................... 15
Figura 8 – Organograma ANP................................................................................ 22
Figura 9 – Fluxograma relacionando os documentos PD, PAP e BMP.................. 35
Figura 10 – Placas de Orifício................................................................................. 37
Figura 11 – Placa de orifício entre flanges.............................................................. 38
Figura 12 – Placa de orifício montada entre porta-placas....................................... 38
Figura 13 – Medidor do tipo turbina....................................................................... 40
Figura 14 – Trecho de um sistema de medição com condicionador de fluxo......... 41
Figura 15 – Produção e Perda de Gás Natural........................................................ 44
Figura 16 – Termo de compromisso....................................................................... 45
Figura 17 – Tipos de PIG’s..................................................................................... 48
Figura 18 – Distribuição dos Motivos da Queima de Gás Natural......................... 50
Figura 19 – Distribuição da Queima de Gás em 2007............................................ 51
Figura 20 - Distribuição da Queima de Gás em 2008............................................ 51
Figura 21 - Distribuição da Queima de Gás em 2009............................................ 51
Figura 22 – Ciclo Queima....................................................................................... 52
Figura 23 – Injeção de Gás..................................................................................... 56
Figura 24 – Injeção na Capa de Gás....................................................................... 56
Figura 25 – Esquema de tratamento de gás............................................................. 57
Figura 26 – Cadeia de valor do GNL...................................................................... 60
Figura 27 – Instalação de Gasodutos...................................................................... 60
Figura 28 – Malha dutoviária brasileira.................................................................. 61
Figura 29 – Comparação de custo de transmissão de eletricidade .......................... 63
Figura 30 – Comparação de Tipos de Transporte de Gás Natural.......................... 63
Figura 31 – Planta projetada pela ADCO visando a Queima Zero.......................... 68
viii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Composição de Gás Natural Bruto........................................................ 4
Tabela 2 – Reservas totais e provadas de Gás Natural, por localização (terra e
mar), segundo Unidades da Federação – 2007 – 2010 ......................
16
ix
SUMÁRIO
I – APRESENTAÇÃO DO TRABALHO..................................................................................1
1.1 Introdução ....................................................................................................................1
1.2 Objetivos......................................................................................................................1
II – DEFINIÇÃO DE GÁS NATURAL ....................................................................................3
2.1 Gás Natural associado e não associado.......................................................................4
2.2 Principais usos ............................................................................................................6
2.2.1 Setor Industrial .....................................................................................................6
2.2.2 Setor de transportes ..............................................................................................6
2.2.3 Setor residencial e comercial................................................................................7
2.2.4 Geração Elétrica ...................................................................................................7
2.3 Vantagem na utilização do Gás Natural .....................................................................7
III – HISTÓRIA DO GÁS NATURAL......................................................................................9
3.1 Papel do Gás Natural na Matriz Energética Brasileira ...............................................9
3.2 Reservas de Gás Natural ...........................................................................................10
3.3 Tipos de Reservas de Gás Natural ............................................................................13
IV – LEGISLAÇÃO.................................................................................................................17
V – FORMAS DE CONTROLE ..............................................................................................30
5.1 Plano de Desenvolvimento (PD)...............................................................................30
5.2 Programa Anual de Trabalho e Orçamento (PAT) ...................................................31
5.3 Programa Anual de Produção (PAP) ........................................................................32
5.4 Boletim Mensal de Produção (BMP)........................................................................33
5.5 Relação entre os documentos e as formas de controle da queima de Gás Natural ...34
5.6 Fiscalizações .............................................................................................................35
5.7 Tipos de medição ......................................................................................................36
5.7.1 Medição Fiscal ...................................................................................................36
5.7.2 Medição de Apropriação ....................................................................................36
5.7.3 Medição Operacional .........................................................................................36
5.7.4 Medição para transferência e custódia ...............................................................37
5.8 Atuação do NFP.......................................................................................................42
5.9 Acordos com as Operadoras ....................................................................................44
x
VI – MOTIVOS QUE OCORREM AS QUEIMAS E RAZÕES PORQUE DEVEM SER
EVITADAS ..............................................................................................................................46
6.1 Problemas nas Turbomáquinas ..................................................................................47
6.2 Ausência de Escoamento ...........................................................................................47
6.3 Falhas em sistemas operacionais ...............................................................................49
6.4 Manutenções programadas.........................................................................................49
6.5 Comissionamento.......................................................................................................49
6.6 Motivos pelos quais as Queimas devem ser evitadas ................................................52
VII – ALTERNATIVAS PARA REDUÇÃO DA QUEIMA/PERDA DE GÁS NATURAL.55
7.1 Re-injeção .................................................................................................................55
7.2 Legislações severas no controle da perda de gás natural..........................................57
7.3 Políticas de incentivos fiscais para melhor aproveitamento do gás natural..............58
7.4 Alternativas de transporte de gás natural..................................................................59
7.4.1 Gás Natural Liquefeito (GNL) ...........................................................................59
7.4.2 Construção de gasodutos....................................................................................60
7.4.3 Gas to Liquid (GTL) ..........................................................................................61
7.4.4 Gas to Wire (GTW)............................................................................................62
7.4.5 Comparação entre as formas de transporte ........................................................63
7.5 Incidência de Imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviços (ICMS) na queima
de gás natural ........................................................................................................................64
VIII – ESTUDO DE CASO .....................................................................................................66
IX – RECOMENDAÇÕES ......................................................................................................70
9.1 Recomendações às operadoras..................................................................................70
9.2 Recomendações aos governos e às agências reguladoras:........................................70
9.3 Recomendações de trabalhos futuros:.......................................................................71
X – CONSIDERAÇÕES FINAIS ............................................................................................72
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .....................................................................................74
1
I – APRESENTAÇÃO DO TRABALHO
1.1 Introdução
Nosso país, atualmente, procura aumentar a oferta de gás natural, mas em contra
partida milhões de metros cúbicos de gás estão sendo queimados por dia. Este montante
poderia gerar energia elétrica que ajudaria não só ao Estado do Rio de Janeiro como a outros
Estados.
Diante deste quadro, percebemos a preocupação da agência reguladora em criar
normas e leis que viabilizem a redução da queima de gás natural no Brasil e incentivem as
empresas ao melhor aproveitamento do gás produzido nas plataformas.
1.2 Objetivos
Este trabalho tem por objetivo geral um estudo mais profundo sobre a queima de gás
natural.
Sua finalidade é expor o problema da perda de gás, esclarecendo as principais razões
para esse desperdício e os motivos pelos quais essa perda deve ser evitada.
Sugerindo então, alternativas para minimizar este quadro, através de novas tecnologias
e experiências de outros países.
No decorrer deste trabalho, nossos objetivos específicos serão exemplificados, com a
meta de elucidar tais questões.
1.3 Estrutura do trabalho
Este trabalho está estruturado em oito capítulos. O Capítulo I, Apresentação do
Trabalho, demonstra a importância de um estudo sobre a perda de gás natural, os objetivos
desta pesquisa e a sua estrutura.
No Capítulo II, aborda a definição e o conceito sobre gás natural, sua composição,
seus principais usos nos diversos setores onde o mesmo está inserido, implicando na
vantagem de sua utilização.
No Capítulo III, A História do Gás Natural, o seu papel na matriz energética brasileira
e as vantagens ambientais e econômicas na utilização deste recurso, assim como os tipos de
reservas encontradas no Brasil e no Mundo.
No Capítulo IV, Legislação, trata de dar as condições legais a fim de manter a ordem
institucional. Para isso algumas leis serão citadas, como a Lei 9.478/97, que criou a Agência
2
Nacional de Petróleo, com o objetivo de fiscalizar a regulamentação das atividades
econômicas da indústria do petróleo, gás natural e biocombustíveis, conhecida como a Lei do
Petróleo, por ter vindo estabelecer a política energética nacional.
No Capítulo V, Formas de Controle, tem por finalidade saber a forma como a Agência
Nacional de Petróleo consegue controlar o desperdício desse recurso e fiscalizar o mesmo.
Por isso, os documentos utilizados pela agência reguladora e as formas de medição serão
listados e estudados no decorrer desse capítulo.
No Capítulo VI, Motivos que ocorrem as queimas e razões porque devem ser evitadas,
serão apontados os motivos que levam a esse desperdício, mas principalmente as razões
econômicas e ambientais pelos quais os mesmos devem ser evitados, consequentemente os
prejuízos ocasionados por isso.
No Capítulo VII, Alternativas para a redução da Queima/Perda de Gás Natural, serão
explicadas alternativas que viabilizam a melhora destas perdas, algumas já utilizadas e com
sucesso por outros países e por nossa nação, reduzindo assim essa queima valiosa e seus
impactos ambientais.
No Capítulo VIII, Estudo de Caso, visa demonstrar que os estudos teóricos dos
capítulos anteriores, podem e devem se tornar realidade, apropriando-se do estudo de caso de
projeto realizado no Oriente Médio e Golfo do México, estudamos os desafios encontrados,
tanto técnicos quanto econômicos, e como os mesmos foram superados.
O capítulo IX tem como objetivo fornecer recomendações para as empresas
operadoras assim como para os governos e agências reguladoras, outro tema abordado é a
sugestão de trabalhos futuros complementares ao estudo aqui.
Por fim, o Capítulo X, ponderará sobre as considerações finais demonstradas ao longo
do trabalho.
3
II – DEFINIÇÃO DE GÁS NATURAL
O Gás Natural é um combustível fóssil, que consiste em uma mistura de
hidrocarbonetos leves, formados a partir da decomposição de matéria orgânica ocasionada por
bactérias anaeróbicas. Essa degradação da matéria orgânica acontece em altas pressões e
temperaturas ou através da alteração térmica dos hidrocarbonetos líquidos. Algumas de suas
características são:
- Inodoro
- Incolor
- Toxidade – O Gás Natural não é tóxico e se dissipa facilmente na atmosfera
Geralmente, este recurso apresenta um baixo teor de contaminantes. Como é de se
esperar, a pressão atmosférica e temperatura ambiente o faz permanecer na fase gasosa. Sendo
o gás natural mais leve que o ar, ele se dissipa facilmente na atmosfera, para que este gás se
inflame, o mesmo deve ser submetido a uma temperatura superior a 620°C. Por ser inodoro, o
gás natural é comercializado odorizado com enxofre por questões de segurança.
O aproveitamento energético deste recurso natural produz impactos indesejáveis ao
meio ambiente, mas ainda assim, esses impactos são menores quando comparados ao petróleo
e ao carvão mineral. Em termos de poluição atmosférica, a combustão desse gás contribui
para a formação do smog, que é uma mistura de fumaça, poluentes e nevoeiro. Isso ocorre
pela combinação de Nitrogênio e Oxigênio formando dióxido de nitrogênio, principal vilão na
formação do smog. (MELO & MEDINA, 2005)
Apesar de sabermos que o Gás Natural é composto por: Hidrocarbonetos, Dióxido de
Carbono (CO2), Hidrogênio Sulfurado (H2S), Nitrogênio (N2), Água (H2O), Ácido Clorídrico
(HCl), entre outras substâncias, não se pode afirmar com certeza a presença e proporção
dessas substâncias pois isto varia de acordo com a localização do reservatório, da mistura
original de matéria orgânica que gerou essa acumulação de gás, do tipo de solo, do tipo de
rocha onde está localizado reservatório. (VAZ; SANTOS; MAIA, 2008)
Abaixo, pode ser encontrada a tabela 1 com a composição do Gás Natural Bruto em
vários países e Estados brasileiros, para que se possa ter a idéia de como é variável essa
composição de elementos, porém podemos notar a preponderância do gás metano nessas
composições, fato que sempre ocorre no gás natural.
4
Tabela 1 – Composição de Gás Natural Bruto
Origem Composição em % Volume
País/Campo Metano CH4
Etano C2H6
Propano C2H2
C4 e Maiores
CO2 N2
Densidade
Poder Calorífico Superior (MJ/Nm²)
USA/Panh 81,8 5,6 3,4 2,2 0,1 6,9 ------- 42,7 USA/Ashlaw 75,0 24,0 - - - 1,0 ------- 46,7 Canadá 88,5 4,3 1,8 1,8 0,6 2,6 ------- 43,4 Rússia 97,8 0,5 0,2 0,1 0,1 1,3 ------- 39,6 Austrália 76,0 4,0 1,0 1,0 16,0 2,0 ------- 35,0 França 69,2 3,3 1,0 1,1 9,6 0,6 ------- 36,8 Alemanha 74,0 0,6 - - 17,8 7,5 ------- 29,9 Holanda 81,2 2,9 0,4 0,2 0,9 14,4 0,640 31,4 Pérsia 66,0 14,0 10,5 7,0 1,5 1,0 0,870 52,3 Mar do Norte 94,7 3,0 0,5 0,4 0,1 1,3 0,590 38,6 Argélia 76,0 8,0 3,3 4,4 1,9 6,4 ------- 46,2 Venezuela 78,1 9,9 5,5 4,9 0,4 1,2 0,702 47,7 Argentina 95,0 4,0 - - - 1,0 0,578 40,7 Bolívia 90,8 6,1 1,2 0,0 0,5 1,5 0,607 38,8 Chile 90,0 6,6 2,1 0,8 - - 0,640 45,2 Brasil Rio de Janeiro
89,44 6,7 2,26 0,46 0,34 0,8 0,623 40,22
Bahia 88,56 9,17 0,42 - 0,65 1,2 0,615 39,25 Alagoas 76,9 10,1 5,8 1,67 1,15 2,02 - 47,7 Rio Grande do Norte
83,48 11 0,41 - 1,95 3,16 0,644 38,54
Espírito Santo
84,8 8,9 3,0 0,9 0,3 1,58 0,664 45,4
Ceará 76,05 8,0 7,0 4,3 1,08 1,53 - 52,4 Fonte: CONPET (2004)
2.1 Gás Natural associado e não associado
O Gás Natural é encontrado em rochas porosas no subsolo, acompanhado ou não de
petróleo, ou seja, ele pode ser encontrado em reservatórios que contenham apenas Gás Natural
ou reservatórios com Petróleo e Gás Natural, podendo ser classificado como Gás associado ou
Gás não associado, essa classificação é feita em função do teor de petróleo bruto e de gás
livre.
a) Gás associado: Este tipo de gás encontra-se dissolvido no óleo ou na forma de capa de
gás (Figura 1). Nessas situações a produção deste gás, acaba sendo controlada pela
produção do óleo. Este gás pode ser utilizado para reinjeção, buscando aumentar a
recuperação de petróleo no reservatório (atráves da manutenção da pressão no
reservatório devido à reinjeçao), pode ser usado também em um processo conhecido
como gás lift, que é método de elevação o qual age facilitando a subida do petróleo
5
através da coluna de produção. Além disso, esse gás pode ser utilizado para geração de
energia abastecende a própria unidade de produção, pois normalmente ela se encontra
em locais isolados e de difícil acesso, outro destino desse gás é a queima, tema que
será detalhado durante essa monografia. (SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS;
AMERICAN ASSOCIATION OF PETROLEUM GEOLOGISTS; WORLD
PETROLEUM COUNCIL; SOCIETY OF PETROLEUM EVALUATION
ENGINEERS,2007)
Figura 1 – Campo de Urucu no Estado do Amazonas
Fonte : CONPET (2004)
b) Gás não-associado: Consiste no gás proveniente de um reservatório onde não existe
óleo ou ele existe em pequenas quantidades, nessas situações só é válida
economicamente a produção de gás. (Figura 2) (SOCIETY OF PETROLEUM
ENGINEERS; AMERICAN ASSOCIATION OF PETROLEUM GEOLOGISTS;
WORLD PETROLEUM COUNCIL; SOCIETY OF PETROLEUM EVALUATION
ENGINEERS,2007)
Figura 2 – Campo de San Alberto na Bolívia
Fonte: CONPET (2004)
6
2.2 Principais usos
O gás natural é um combustível que pode ser usado na geração de eletricidade e
fornecimento de calor. Outra forma de utilização deste recurso, é como matéria-prima em
indústrias siderúrgicas, químicas, petroquímicas e de fertilizantes. Ele pode também ser
utilizado na área de transportes, substituindo a gasolina, o diesel e o álcool. Como podemos
notar, o gás natural possui um leque de vários segmentos, podendo ser utilizado desde que
sejam atendidas as condições ambientais estipuladas.
Serão agora separados, definidos e explicados alguns setores, algumas áreas onde o
gás natural está inserido. (MELO & MEDINA, 2005)
2.2.1 Setor Industrial
Como mencionado anteriormente, o gás natural possui uma queima melhor em
questões ambientais do que outros tipos de combustíves, podendo ser considerada uma
combustão “limpa”, o que leva a um benefício para o meio ambiente.
No setor industrial, ele é utilizado na geração de eletricidade, geração de calor, como
matéria prima nos setores petroquímicos e químicos, com destaque na produção de metanol,
amônia e uréia. Participando ainda, no processo de fabricação do aço como redutor
siderúrgico.
Além disso, por ser um combustível extremamente versátil, pode ser utilizado para
abastecer equipamentos como caldeiras, fornos, secadores, estufas, entre outros, o que reduz
custos de manutenção de máquinas, aumentando a segurança e a eficiência dos equipamentos.
(VAZ; SANTOS; MAIA, 2008)
2.2.2 Setor de transportes
No setor de transportes o gás natural é utilizado como combustível , sendo conhecido
como GNV (gás natural veicular). Por ser seco, o GNV não gera resíduos de carbono no
motor, o que aumenta a vida útil do mesmo. Por ser mais leve que o ar, ele se dissipa
rapidamente na atmosfera, diminuindo o risco de explosão, sendo considerado um
combustível ecológico, pois emite menos poluentes que os seus concorrentes. Além disso, seu
custo é menor do que o de seus concorrentes.
Tem com desvantagem o alto custo de instalação do sistema GNV nos automóveis, o
que leva a uma menor quantidade de postos com GNV em comparação com os demais
combustíveis. (DE JESUS, 2004)
7
2.2.3 Setor residencial e comercial
O Gás Natural é muito utilizado em grandes centros urbanos no consumo residencial,
podendo ser utilizado nas formas mais comuns como em chuveiros, fogões ou ainda em
formas menos conhecidas como em saunas, lareiras e até mesmo em churrasqueiras.
No setor comercial, a aplicação do gás natural é muito semelhante a encontrada em
residências, aquecendo água e climatizando ambientes, levando em conta a necessidade de
obter esses resultados em larga escala e constantemente, a utilização do gás natural é uma
forma extremamente econômica de obter tais necessidades.(DE JESUS, 2004.)
2.2.4 Geração Elétrica
A geração de energia elétrica é outra grande utilidade do gás natural, podendo, por
exemplo, ser produzida através de usinas termelétricas. É possível a substituição de óleo,
lenha, carvão utilizando-se gás natural em turbinas para gerar eletricidade. Sendo, menos
poluente e mais eficiente que os demais combustíveis fósseis e por esta razão que o gás
natural vem conquistando cada vez mais espaço no sertor elétrico.
Agora que já foram abordados os principais setores onde o gás natural é utilizado,
compreender-se-à um pouco mais sobre o porque esse recurso vem sendo cada vez mais
utilizado nesses setores e porque vem ganhando cada vez mais destaque na matriz energética
brasileira e mundial, deixando claro motivos pelos quais ele não deve ser disperdiçado.
(ANEEL)
2.3 Vantagem na utilização do Gás Natural
Além das vantagens de segurança, econômicas e ambientais, existem outras vantagens
que o gás natural possui em comparação aos combustíveis fósseis, com os quais ele concorre :
(MELO & MEDINA, 2005)
a) Vantagens Macroeconômicas:
-Diversificação da Matriz Energética
-Ampla disponibilidade
-Aumento no rendimento energético
-Aumento da competitividade das indústria
-Aumento na oferta de empregos
-Elimina custos de estocagem
8
b) Vantagens ao Usuário:
-Aumento na vida útil dos equipamentos
-Fácil adaptação das instalações existentes
-Menor corrosão nos equipamentos
-Menor custo de manutenção
-Reduz custos das instalações
-Combustão regulável facilmente
-Alto rendimento energético
-Pagamento efetuado após o consumo
-Custo muito competitivo
c) Vantagens Ambientais de Segurança:
-Menores restrições ambientais
-Redução na emissão de partículas
-Redução do desmatamento
-Baixa presença de contaminantes
-Rápida dispersão de vazamentos
-Diminuição da poluição
-Dispensa a manipulação de produtos químicos perigosos
Portanto, apesar de todas as vantagens que o gás natural é capaz de nos fornecer, no
contexto atual, onde existe uma grande preocupação com o meio ambiente as vantagens mais
contribuitivas são em relação à questão ambiental, ou seja, à questão da redução da poluição.
Porém, não devemos é claro cair em utopia e afirmar que este é o fator determinante, as
questões econômicas também não podem ser esquecidas, pois todos os projetos precisam ser
viáveis.
Levando em consideração que além de possuir vantagens econômicas, o gás natural
também possui vantagens ecológicas, entre outras vantagens. Este tipo de recurso natural
torna-se uma ótima alternativa energética neste momento, por se tratar de um combustível
econômico, limpo, versátil e com boa disponibilidade.
9
III – HISTÓRIA DO GÁS NATURAL
Povos como Persas, Babilônicos e Gregos já conheciam o gás natural. Apesar da falta
de conhecimento sobre este recurso natural, em alguns lugares esse gás era expelido
naturalmente e esses povos construíam templos onde mantinham o “fogo eterno” aceso.
Apesar disso, os primeiros usos econômicos do gás natural só foram registrados nos
séculos XVIII e XIX. Eles utilizaram as saídas de gás natural através do solo e construíram
fornos destinados à cerâmica e metalurgia.
Já no final do século XIX, com a invenção do queimador Bunsen, que misturava gás
natural com o ar, permitindo assim o ajuste do tamanho da chama e com a construção de um
gasoduto, esse recurso passou a ser mais utilizado na Europa. Porém, como essas técnicas de
construção de gasodutos eram muito básicas, o domínio do óleo e do carvão ainda era
extremamente preponderante, pois os volumes transportados por estes gasodutos eram
pequenos e para pequenas distâncias.
Por volta de 1930, os avanços da tecnologia já começavam a tornar possível o
transporte desse recurso natural para longos percursos.
Durante o período de construções pós-guerra, com os avanços na metalurgia, nas
técnicas de soldagens e construção de tubos, ocorreram investimentos em milhares de
quilômetros de gasodutos. A partir daí, países como Estados Unidos, Canadá, Japão passaram
a fazer uso do gás natural, devido às vantagens ambientais e econômicas apresentadas por este
recurso. (ROBERTO, 2004.)
3.1 Papel do Gás Natural na Matriz Energética Brasileira
A importância do Gás Natural tem aumentando cada vez mais nesses últimos anos.
Este insumo que para alguns segmentos é usado como combustível e para outros funciona
como matéria prima, tem tomado espaço na matriz energética brasileira, pois em nosso país a
indústria de petróleo e gás é de extrema importância e possui um enorme papel na economia
brasileira.
Apesar do aumento dessa importância, algumas dificuldades encontradas fazem com
que nem todas as descobertas de reservatórios de gás associados ou não-associados possam
vir a aumentar a oferta deste recurso. Isto porque, os custos envolvidos devem ser estudados
para que exista uma viabilidade econômica; visto que o gás natural requer um alto custo
associado à infra-estrutura para que seja possível o acesso a essa reserva, ainda mais se levado
em consideração que a maior parte das reservas está localizada no mar, o que potencializa
10
ainda mais esse problema de gastos devido aos maiores custos relativos às operações offshore.
O aumento da tecnologia vem amenizando esse fator e investimentos nesses estudos e o seu
desenvolvimento seria uma solução para o problema.
Mesmo com algumas dificuldades, a introdução do Gás Natural na matriz energética
brasileira entre os anos de 1980 e 2000, deu-se ao fato do aumento do aproveitamento deste
na Bacia de Campos, assim como novas descobertas principalmente nessa região. Entre esses
anos, as reservas provadas chegaram a quadruplicar, um fato que impulsionou essa descoberta
foi a primeira crise mundial do petróleo, no início da década de 70, o que acabou
impulsionando a pesquisa para exploração de novas áreas, garantindo o abastecimento
nacional e minimizando assim a dependência externa. Além disso, nessa época o gás natural
possuía baixo valor agregado, uma péssima estrutura de escoamento, processamento e um
mercado consumidor muito pequeno. Somando todos esses aspectos e levando em
consideração que as plataformas da ocasião não foram projetadas visando o aproveitando do
gás natural, podemos concluir a situação que se originou: a maioria dos campos produtores
que surgiram naquela época queimavam grandes quantidades de gás associado, situação essa
que arrastaram alguns desses problemas por muitos anos. (TOLMASQUIM .;GUERREIRO.;
GORINI, 2007)
3.2 Reservas de Gás Natural
De acordo com a situação acima, a crise do petróleo na década de 70 impulsionou a
busca pelo Gás Natural. Aqui no Brasil isto se traduziu em descobertas na bacia de Campos,
que tiveram papel fundamental na introdução do Gás Natural na matriz energética brasileira,
conforme podemos notar observando a figura 3, onde se encontra o comportamento da
quantidade de Reservas Provadas de Gás Natural entre os anos de 1965 e 2010, mostrando as
descobertas na Bacia de Campos. (Agência Nacional do Petróleo, 2011)
Figura 3 – Reservas provadas de gás natural – 1965 - 2010
Fonte : Boletim Mensal de Produção (04/2011)
11
A figura 4 nos fornece uma visão sobre o que foi mencionado, é o gráfico de
distribuição das Reservas Provadas de Gás Natural em nosso país, onde podemos observar
que a maior concentração deste recurso encontra-se justamente no Rio de Janeiro, onde está
localizada boa parte da Bacia de Campos.
Figura 4 – Distribuição percentual das reservas provadas de gás natural, segundo Unidades da Federação,
31/12/2010 Fonte : Boletim Mensal de Produção (04/2011)
Outras razões que levaram a esta crescente inserção deste recurso em nossa matriz
energética foram:
a) a flexibilização do monopólio da Petrobras.
b) valorização comercial do Gás Natural.
c) privatização de empresas estaduais de distribuição de gás.
d) as licitações de novas áreas de concessão.
e) a edição do Programa Prioritário de Termelétricas, que buscou a implantação de
centrais termelétricas a gás, fato fortalecido com a crise do apagão no início do século
XXI.
f) as importações através do gasoduto Brasil-Bolívia.
Sendo este último polêmico de certa forma. O Brasil resolveu importar o gás da
Bolívia por razões econômicas e sociais, porém essa tentativa de comercialização de recursos
naturais, que já vinha sendo ensaiada desde 1930 quando a tentativa era com base do petróleo
teve sua obra iniciada em 1997 com o gasoduto Brasil-Bolívia e iniciou sua produção no ano
de 1999, porém com a posse do presidente Evo Morales, em 2005, e a busca pela
nacionalização das reservas de hidrocarbonetos em 2006, essa relação de comercialidade
acabou afetada. (MOREIRA; NIYAMA; BOTELHO)
Nessa situação o Brasil viu-se obrigado a buscar a auto-suficiência. Para isto foram
tomadas algumas medidas políticas, como por exemplo, o Plano de Antecipação de Produção
12
do Gás (Plangás) e maiores investimentos ocorreram também através do Programa de
Aceleração do Crescimento (PAC), com essas medidas ocorreu um aumento na produção do
gás natural já no ano de 2007.
Em 2008, nosso país sentiu reflexos da crise mundial, observa-se nas figuras 5 e 6 que
houve uma retração na movimentação de gás natural no setor industrial e energético. Neste
período, o alto índice pluviométrico durante essa época também potencializou essa queda do
gás natural, pois manteve alto o nível dos reservatórios das usinas hidroelétricas, diminuindo
a necessidade da utilização das termelétricas, o que reduziu o consumo do gás natural.
Figura 5 – Matriz energética
Fonte : MME/International Energy Agency (2010)
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
Em
%
OFERTA DE GÁS NATURAL NO BRASIL
GÁS NATURAL
Figura 6 – Oferta de Gás Natural no Brasil
Fonte: https://ben.epe.gov.br/BENSeriesCompletas.aspx
Nota-se que nas figuras acima citadas, apesar do grande aumento da oferta no Brasil,
devido às descobertas de novos reservatórios, ao comparar a nossa matriz energética com a
matriz mundial, percebe-se que esse recurso natural ainda pode ser mais bem explorado e para
que isso aconteça não é necessária à busca de novas reservas desse bem, basta um aumento da
eficiência das reservas que já são conhecidas, diminuindo perdas, investindo em infraestrutura
13
para escoamento de produção, com isso o gás natural pode vir a somar cada vez mais na
economia brasileira.
Segundo dado da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico
(OCDE), essa fonte de energia representa mais de 20% da energia consumida em países de
primeiro mundo.
Analisando a figura 5 da matriz energética brasileira, observa-se que outra forma de
energia de grande importância é a de origem hídrica, mas devido à dependência de fatores
ambientais existem as usinas térmicas que entram como forma de suprir eventuais
necessidades, a partir do momento em que os níveis das usinas hidroelétricas se encontram
abaixo do limite de segurança, sendo que muitas dessas usinas são movidas a Gás Natural.
(TOLMASQUIM; GUERREIRO; GORINI, 2007)
Por esta razão, a possibilidade de insuficiência da oferta deste recurso gera
preocupações e a necessidade de buscar soluções para o atendimento da demanda nacional e
neste caso não se tratando apenas do abastecimento de usinas, mas de outros setores como
segmentos industriais, residências, automotivo entre outras necessidades comuns a qualquer
país.
3.3 Tipos de Reservas de Gás Natural
Antes de começar a falar sobre as reservas encontradas no Brasil e no Mundo,
devemos ter em mente que não é possível precisar exatamente a quantidade de óleo e gás
presente em um reservatório, por esta razão com o objetivo de padronizar esses valores
encontrados, evitando que cada empresa adote um critério diferente, começou-se a estudar
uma forma de padronização, a fim de manter uma maior uniformidade entre os valores
divulgados pelas empresas, visto que essas reservas reportadas afetam diretamente os valores
das empresas nas bolsas.
Harrel & Gardner (2003, página 2) buscaram destacar as entidades que estão
realizando esse trabalho, uma delas é a Society of Petroleum Engineers (SPE) que realiza
estudos com o apoio da World Petroleum Council (WPC), e a United States Securities and
Exchange Comission (SEC). Enquanto a SPE possui uma organização de caráter profissional
e científico, a SEC possui normas com força regulatória no mercado de títulos dos Estados
Unidos, para que empresas petrolíferas negociem suas ações na Bolsa de Nova Iorque.
Essas empresas precisam cumprir as normas da SEC, podemos citar como dessas normas as
estimativas de volume de petróleo e gás natural que podem ser extraídos de seus reservatórios,
porém esses valores devem estar baseados nos critérios definidos e nos padrões especificados.
14
A primeira tentativa de se classificar o petróleo e as categorias de reservas surgiu do
Instituto de Petróleo Americano (API), na década de 30. A partir daí, com o passar dos anos e
os desenvolvimentos tecnológicos e científicos, métodos mais confiáveis e precisos foram
surgindo o que permitiu uma melhor avaliação das reservas encontradas, foi então que
apareceu a necessidade de uma terminologia para esses tipos de reservas. (MOREIRA;
NIYAMA; BOTELHO)
Como foi dito anteriormente, não se pode precisar exatamente as reservas encontradas,
observando este fato surgiu-se a necessidade de classificar esses valores de acordo com seu
grau de incerteza. De acordo com a SPE (1997) as reservas ficam classificadas de acordo com
o nível de certeza em três categorias, sendo elas:
- Reservas Provadas:
De acordo com a SPE, esse termo é utilizado para designar o volume de petróleo e gás
natural com viabilidade econômica para ser comercializado, possuindo um razoável grau de
confiabilidade sendo essas reservas estimadas através de estudos e dados de engenharia e
geológicos.
- Reservas Não-Provadas:
A SPE (1997) define: “[...] são baseadas em dados geológicos ou de engenharia similares
aos utilizados para reservas provadas. Mas incertezas técnicas, contratuais, econômicas ou
normativas impedem que sejam classificadas como provadas.”
Estes tipos de reservas podem ser incluídos como reservas prováveis ou possíveis, que
serão definidas abaixo.
- Reservas Prováveis:
Conforme definido pela SPE (1997), analisando dados geológicos e de engenharia, este
tipo de reserva seria um tipo de reserva não-provada onde a probabilidade de sucesso seria
superior a probabilidade de fracasso. Ou seja, essas reservas devem ter 50% ou mais de
chance de que as quantidades de óleo e/ou gás extraídas sejam iguais ou maiores que a soma
das estimativas para reservas provadas e não-provadas. .
- Reservas Possíveis:
Também segundo a SPE (1997) elas são um tipo de reservas não-provadas que ao
contrário das prováveis, possuem uma menor probabilidade de recuperação, estando entre
50% e 10% as chances de que suas quantidades recuperáveis se igualem ou superem os
volumes das reservas provadas somados aos das reservas não-provadas.
15
Agora que conhecemos os tipos de reservas e suas definições, sabendo as principais
diferenças entre elas, observando o mapa (figura 7), que coloca as reservas de gás natural em
cada país do mundo, sendo estes valores em metros cúbicos, podemos perceber que o país
com a maior reserva provada de gás natural é a Rússia com 47,57 trilhões de metros cúbicos
seguido pelo Irã e Catar com 29,61 trilhões de metros cúbicos e 25,47 trilhões de metros
cúbicos respectivamente. Nosso país ocupa apenas a 36ª colocação no ranking de países com
maiores reservas provadas, mais uma razão para atentar para o desperdício desse valioso
recurso natural.
Figura 7 – Reservas de Gás Natural no mundo
Fonte : http://www.indexmundi.com
Um fato importante de ser observado é que apesar da Rússia ser o país que possui as
maiores reservas provadas, ela não é o maior produtor de Gás Natural. O maior produtor de
Gás Natural é os Estados Unidos.
Isto ocorre devido a um maior investimento em infra-estrutura, desenvolvimento de
tecnologia, porém a maior parcela de todo esse esforço deve-se ao simples fato de que os
Estados Unidos é o maior consumidor de Gás Natural do mundo. Além desses fatores as
companhias que investem na exploração do chamado gás não-convencional recebem
incentivos governamentais o que gera uma busca cada vez maior na exploração deste tipo de
jazida.
Resumindo, o maior produtor de gás do mundo ainda precisa importar esse recurso
para suprir suas necessidades internas, o que mostra a grande importância que o gás natural
possui na matriz energética americana.
Agora que possuímos conhecimento para diferenciar os tipos de reserva existentes,
podemos observar a tabela 2, que nos mostra as reservas totais e provadas entre 2007 e 2010,
16
e sua localização (se são localizadas em terra e mar), o que nos faz perceber que a maior parte
das reservas está localizada no mar.
Tabela 2 – Reservas totais e provadas de gás natural, por localização (terra e mar), segundo Unidades da Federação – 2007 – 2010
Reservas de Gás Natural (milhões m3)
2007 2008 2009 2010
Unidades da Federação
Localização
Reservas totais
Reservas provadas
Reservas Totais
Reservas provadas
Reservas totais
Reservas provadas
Reservas totais
Reservas provadas
Total 584.472 364.991 589.007 364.095 577.044 358.121 802.264 416.952
Subtotal Terra Mar
117.158 467.315
68.131 296.860
125.056 463.950
73.242 290.853
118.698 458.346
65.279 292.842
116.917 685.347
68.659 348.293
Amazonas Terra 90.518 52.774 90.453 52.143 93.909 52.397 94.456 55.878
Ceará Terra Mar
1.097
825
1.321
1.028
1.152
784
1.447
652
Rio Grande do Norte
Terra Mar
2.439 13.166
1.942 11.755
11.699 2.172
8.663 1.585
2.254 10.288
1.555 8.115
2.036 10.555
1.385 8.421
Alagoas Terra Mar
4.830 1.061
3.042 850
4.706 944
2.917 730
4.340 1.084
2.571 825
4.063 1.085
2.297 1.085
Sergipe Terra Mar
923 4.794
761 2.842
1.306 4.908
989 2.678
1.330 4.962
913 2.523
1.452 4.303
1.027 2.588
Bahia Terra Mar
16.238 35.044
8.470 26.423
14.850 33.603
7.447 24.671
15.149 29.291
7.202 24.813
13.379 26.366
7.356 22.806
Espírito Santo
Terra Mar
1.449 68.179
1.140 37.594
1.266 71.851
940 38.004
946 87.874
637 46.714
716 85.431
583 43.776
Rio de Janeiro
Mar 272.839 167.917 290.028 173.142 267.164 161.967 496.918 218.460
São Paulo Mar 67.088 47.881 55.984 48.340 53.265 46.189 55.304 49.373
Paraná Terra Mar
761 1.610
1 568
777 538
142 468
770 904
4 684
814 1.261
135 904
Santa Catarina
Mar 2.437 206 2.600 205 2.364 230 2677 230
Fonte : Boletim Mensal de Produção (04/2011)
17
IV – LEGISLAÇÃO
Experiências internacionais e até mesmo de outros assuntos mostram que para um
melhor funcionamento de um mercado qualquer, assim como o do petróleo e gás natural, é
fundamental a existência de condições institucionais e legais a fim de manter um tipo de
ordem. E o governo federal ciente dessa situação tratou de criar a Lei 9.478/97, conhecida
como Lei do Petróleo, de 06 de Agosto de 1997, que dispõe sobre a política energética
nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, estabelecendo a criação do
Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), e da Agência Nacional do Petróleo (ANP).
Por esta razão, este capítulo tem como finalidade expor a legislação vigente no setor
de exploração e produção do petróleo e gás natural, mostrando os seus objetivos para
melhorar a exploração destes recursos. Para que assim fique destacada a importância de uma
correta utilização destes recursos naturais.
Como citado anteriormente a Lei 9.478/97, foi responsável pela criação da Agencia
Nacional do Petróleo, porém a ANP só foi implementada em 1998 e somente em 2005, com a
Lei 11.097, ela passou a ser chamada Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis. Este órgão governamental tem a função de promover a regulação, a
contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo,
gás natural e biocombustíveis. Segue, abaixo, partes das Legislações que afirmam tal fato:
I- implementar, em sua esfera de atribuições, a política nacional de
petróleo, gás natural e biocombustíveis, contida na política energética
nacional, nos termos do Capítulo I desta Lei, com ênfase na garantia do
suprimento de derivados de petróleo, gás natural e seus derivados, e de
biocombustíveis, em todo o território nacional, e na proteção dos interesses
dos consumidores quanto a preço, qualidade e oferta dos
produtos; (Redação dada pela Lei nº 11.097, de 2005)
II - promover estudos visando à delimitação de blocos, para efeito de
concessão das atividades de exploração, desenvolvimento e produção;
II - promover estudos visando à delimitação de blocos, para efeito de
concessão ou contratação sob o regime de partilha de produção das
atividades de exploração, desenvolvimento e produção; (Redação dada pela
Lei nº 12.351, de 2010)
18
III - regular a execução de serviços de geologia e geofísica aplicados à
prospecção petrolífera, visando ao levantamento de dados técnicos,
destinados à comercialização, em bases não-exclusivas;
IV - elaborar os editais e promover as licitações para a concessão de
exploração, desenvolvimento e produção, celebrando os contratos delas
decorrentes e fiscalizando a sua execução;
V - autorizar a prática das atividades de refinação, processamento,
transporte, importação e exportação, na forma estabelecida nesta Lei e sua
regulamentação;
V - autorizar a prática das atividades de refinação, liquefação,
regaseificação, carregamento, processamento, tratamento, transporte,
estocagem e acondicionamento; (Redação dada pela Lei nº 11.909, de 2009)
VI - estabelecer critérios para o cálculo de tarifas de transporte dutoviário e
arbitrar seus valores, nos casos e da forma previstos nesta Lei;
VII - fiscalizar diretamente, ou mediante convênios com órgãos dos Estados
e do Distrito Federal, as atividades integrantes da indústria do petróleo,
bem como aplicar as sanções administrativas e pecuniárias previstas em lei,
regulamento ou contrato;
VII - fiscalizar diretamente, ou mediante convênios com órgãos dos Estados
e do Distrito Federal, as atividades integrantes da indústria do petróleo, do
gás natural e dos biocombustíveis, bem como aplicar as sanções
administrativas e pecuniárias previstas em lei, regulamento ou
contrato; (Redação dada pela Lei nº 11.097, de 2005)
VII - fiscalizar diretamente e de forma concorrente nos termos da Lei
no 8.078, de 11 de setembro de 1990, ou mediante convênios com órgãos dos
Estados e do Distrito Federal as atividades integrantes da indústria do
petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis, bem como aplicar as
sanções administrativas e pecuniárias previstas em lei, regulamento ou
contrato; (Redação dada pela Lei nº 11.909, de 2009)
VIII - instruir processo com vistas à declaração de utilidade pública, para
fins de desapropriação e instituição de servidão administrativa, das áreas
19
necessárias à exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás
natural, construção de refinarias, de dutos e de terminais;
IX - fazer cumprir as boas práticas de conservação e uso racional do
petróleo, dos derivados e do gás natural e de preservação do meio
ambiente;
IX - fazer cumprir as boas práticas de conservação e uso racional do
petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis e de preservação do
meio ambiente; (Redação dada pela Lei nº 11.097, de 2005)
X - estimular a pesquisa e a adoção de novas tecnologias na exploração,
produção, transporte, refino e processamento;
XI - organizar e manter o acervo das informações e dados técnicos relativos
às atividades da indústria do petróleo;
XI - organizar e manter o acervo das informações e dados técnicos relativos
às atividades reguladas da indústria do petróleo, do gás natural e dos
biocombustíveis; (Redação dada pela Lei nº 11.097, de 2005)
XII - consolidar anualmente as informações sobre as reservas nacionais de
petróleo e gás natural transmitidas pelas empresas, responsabilizando-se
por sua divulgação;
XIII - fiscalizar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques
de Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos
de Combustíveis, de que trata o art. 4º da Lei nº 8.176, de 8 de fevereiro de
1991;
XIV - articular-se com os outros órgãos reguladores do setor energético
sobre matérias de interesse comum, inclusive para efeito de apoio técnico ao
CNPE;
XV - regular e autorizar as atividades relacionadas com o abastecimento
nacional de combustíveis, fiscalizando-as diretamente ou mediante
convênios com outros órgãos da União, Estados, Distrito Federal ou
Municípios;
20
XVI - regular e autorizar as atividades relacionadas à produção,
importação, exportação, armazenagem, estocagem, distribuição, revenda e
comercialização de biodiesel, fiscalizando-as diretamente ou mediante
convênios com outros órgãos da União, Estados, Distrito Federal ou
Municípios; (Incluído pela Lei nº 11.097, de 2005)
XVI - regular e autorizar as atividades relacionadas à produção,
importação, exportação, armazenagem, estocagem, transporte,
transferência, distribuição, revenda e comercialização de biocombustíveis,
assim como avaliação de conformidade e certificação de sua qualidade,
fiscalizando-as diretamente ou mediante convênios com outros órgãos da
União, Estados, Distrito Federal ou Municípios; (Redação dada pela
Medida Provisória nº 532, de 2011)
XVII - exigir dos agentes regulados o envio de informações relativas às
operações de produção, importação, exportação, refino, beneficiamento,
tratamento, processamento, transporte, transferência, armazenagem,
estocagem, distribuição, revenda, destinação e comercialização de produtos
sujeitos à sua regulação; (Incluído pela Lei nº 11.097, de 2005)
XVIII - especificar a qualidade dos derivados de petróleo, gás natural e seus
derivados e dos biocombustíveis. (Incluído pela Lei nº 11.097, de 2005)
XIX - regular e fiscalizar o acesso à capacidade dos gasodutos; (Incluído
pela Lei nº 11.909, de 2009)
XX - promover, direta ou indiretamente, as chamadas públicas para a
contratação de capacidade de transporte de gás natural, conforme as
diretrizes do Ministério de Minas e Energia; (Incluído pela Lei nº 11.909, de
2009)
XXI - registrar os contratos de transporte e de interconexão entre
instalações de transporte, inclusive as procedentes do exterior, e os
contratos de comercialização, celebrados entre os agentes de
mercado; (Incluído pela Lei nº 11.909, de 2009)
21
XXII - informar a origem ou a caracterização das reservas do gás natural
contratado e a ser contratado entre os agentes de mercado; (Incluído pela
Lei nº 11.909, de 2009)
XXIII - regular e fiscalizar o exercício da atividade de estocagem de gás
natural, inclusive no que se refere ao direito de acesso de terceiros às
instalações concedidas; (Incluído pela Lei nº 11.909, de 2009)
XXIV - elaborar os editais e promover as licitações destinadas à
contratação de concessionários para a exploração das atividades de
transporte e de estocagem de gás natural; (Incluído pela Lei nº 11.909, de
2009)
XXV - celebrar, mediante delegação do Ministério de Minas e Energia, os
contratos de concessão para a exploração das atividades de transporte e
estocagem de gás natural sujeitas ao regime de concessão;
XXVI - autorizar a prática da atividade de comercialização de gás natural,
dentro da esfera de competência da União; (Incluído pela Lei nº 11.909, de
2009)
XXVII - estabelecer critérios para a aferição da capacidade dos gasodutos
de transporte e de transferência; (Incluído pela Lei nº 11.909, de 2009)
XXVIII - articular-se com órgãos reguladores estaduais e ambientais,
objetivando compatibilizar e uniformizar as normas aplicáveis à indústria e
aos mercados de gás natural(Incluído pela Lei nº 11.909, de 2009).
Para que a ANP conseguisse colocar em prática tais funções, foi concedido a ela poder
para formular portarias com força legal, desde que as mesmas não contrariem as leis que
deram origem a agência. Essas portarias têm a função de regulamentar à indústria do petróleo,
estabelecendo critérios, normas, especificações que deverão ser cumpridas pelos
concessionários.
A estrutura organizacional da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis podem ser observados resumidamente abaixo: (Figura 8)
22
Figura 8 – Organograma ANP Fonte: http://www.anp.gov.br
Legenda:
AUD - Auditoria
CRG - Corregedoria
PRG - Procuradoria Geral
SAB - Superintendência de Abastecimento
SBQ - Superintendência de Biocombustíveis e de Qualidade de Produtos
SCI - Superintendência de Comunicação e Relações Institucionais
SCM - Superintendência de Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e
Gás Natural
SDB - Superintendência de Definição de Blocos
SDP - Superintendência de Desenvolvimento e Produção
SDT - Superintendência de Dados Técnicos
SEC - Secretaria Executiva
SEP - Superintendência de Exploração
SFA - Superintendência de Gestão Financeira e Administrativa
SFI - Superintendência de Fiscalização do Abastecimento
SPG - Superintendência de Participações Governamentais
SPL - Superintendência de Promoção de Licitações
SPP - Superintendência de Planejamento e Pesquisa
SRH - Superintendência de Gestão de Recursos Humanos
SRP - Superintendência de Refino e Processamento de Gás Natural
23
A ANP é dividida em diversas superintendências, estando às mesmas sob condução de
uma diretoria colegiada. Para o desenvolvimento do trabalho, é necessário conhecer melhor a
Superintendência de Desenvolvimento e Produção (SDP), uma de suas diversas funções está
relacionada ao controle da queima de gás natural, assunto abordado neste trabalho. Portanto,
encontram-se abaixo algumas das atribuições da SDP, relacionadas ao controle da queima de
Gás Natural, estabelecida no Regime Interno da ANP através da Portaria n°160 de 02 de
agosto de 2004, sendo a mesma atualizada em abril de 2011 através da Portaria 69:
I - gerir os contratos nas etapas de desenvolvimento e produção, bem como
fiscalizar e controlar as atividades a elas relativas;
III - atuar junto aos concessionários, à indústria e aos órgãos públicos,
preservando os interesses da União relativos às atividades de
desenvolvimento e produção;
IV - propor regulamentação técnica, relativa ao controle da produção de
petróleo e gás natural, observando a preservação dos recursos petrolíferos,
a segurança das operações e a preservação ambiental, na condução das
atividades de desenvolvimento e produção;
V - fiscalizar a execução das atividades de desenvolvimento e produção de
petróleo e gás natural, visando à conservação e ao uso racional do petróleo
e do gás natural;
XII - subsidiar a Superintendência de Comercialização e Movimentação de
Petróleo, seus Derivados e Gás Natural no processo de caracterização das
reservas que suportarão o fornecimento dos volumes de gás natural
contratados;
XIII - propor regulamentação técnica para a estocagem de gás natural e
para o direito de acesso de terceiros às instalações concedidas;
XIV - fiscalizar a estocagem de gás natural e o acesso de terceiros às
instalações concedidas;
XVI - gerir os contratos de concessão, celebrados pela ANP mediante
delegação do Ministério de Minas e Energia, para estocagem de gás
natural;
XVII - propor os requisitos técnicos, econômicos e jurídicos para a
construção e a operação de gasodutos de escoamento da produção, não
integrantes de concessão de exploração e produção de petróleo e gás;
24
XVIII - propor a outorga de autorização para construção e a operação de
dutos de escoamento da produção de petróleo e gás natural externos às
áreas de exploração e produção.
Conforme análise das atribuições da ANP e da SDP, percebe-se que grandes esforços
estão sendo feitos para reduzir a queima e se fazer cumprir as boas práticas de conservação e
uso racional do petróleo e do gás natural, preservando assim o meio ambiente.
A Agência Nacional do Petróleo deve garantir o suprimento de petróleo, gás natural e
biocombustíveis em todo o território nacional, o que deixa subentendido que não se pode
tomar uma postura radical, fechando os poços produtores de petróleo a fim de solucionar o
problema da queima excessiva de gás natural. Portanto, a ANP deverá de outras formas
buscar uma racionalização da queima de gás natural, sendo uma delas através dos contratos de
concessão, que podem ser definidos como um acordo entre a ANP e a empresa
concessionária, dando a esta o direito de exploração de um bloco, onde caso haja alguma
descoberta a concessionária terá o direito de exploração e produção. Neste contrato
encontram-se os direitos, deveres, obrigações, sujeições relacionadas a todas as partes
envolvidas.
Além disso, os contratos estabelecem que o concessionário esteja obrigado a adotar as
medidas necessárias para a conservação dos reservatórios e dos recursos naturais envolvidos,
visando à segurança das pessoas, do meio ambiente e dos seus equipamentos.
Segundo os contratos de concessão, “As melhores práticas da Indústria do Petróleo”
são as práticas e os procedimentos adotados em todo o mundo por operadores prudentes e
diligentes sob condições e circunstâncias semelhantes àquelas experimentadas visando:
a) conservar os recursos petrolíferos e gaseíferos, como por exemplo, a utilização de
métodos adequados à maximização da recuperação de hidrocarbonetos de forma
economicamente sustentável e visando minimizar as perdas na superfície.
b) segurança operacional, empregando métodos e processos que assegurem a prevenção de
acidentes operacionais.
c) proteção ambiental, adoção de métodos e procedimentos que minimizem os impactos
ambientais da exploração e produção de hidrocarbonetos.
Nos contratos de concessão também existe uma cláusula que submete aos
concessionários o dever de planejar, preparar, executar e controlar as operações de maneira
25
diligente, eficiente e apropriada de acordo com a legislação brasileira aplicável e com “as
melhores práticas da indústria do petróleo”.
Resumindo, o concessionário é obrigado a adotar em suas operações as medidas
necessárias para conservar os recursos naturais, manter a segurança de pessoas e
equipamentos, proteger o meio ambiente, obedecendo sempre às normas e procedimentos
técnicos, científicos pertinentes.
No contrato de concessão encontra-se estabelecido que as queimas de gás associado
estejam sujeitas à prévia aprovação por escrito da ANP, que será analisada e respondida com
justificativa plausível.
Outra forma de regular a ação da queima de gás natural é através da Portaria ANP nº
249 de 01 de novembro de 2000, que tem como objetivos:
a) regular os procedimentos e fundamentos para queimas em flares (local onde parte da
produção de gás é queimada com segurança) e as perdas de gás natural.
b) estabelecer os limites para as queimas e perdas autorizadas
c) estabelecer os limites para as queimas e perdas não sujeitas ao pagamento de royalties
d) estabelecer condições para as queimas e perdas de gás nos testes de poços
e) estabelecer parâmetros para o controle das queimas e perdas de gás natural
Para melhor entendimento desta portaria é importante à compreensão da definição de
alguns termos e a diferença entre eles com nomenclaturas que possam nos trazer algum tipo
de confusão, abaixo algumas explicações para sanar possíveis dúvidas:
- Queima de gás natural refere-se ao ato de queimar em flares este recurso natural, enquanto
perda de gás natural significa o ato de ventilar no meio ambiente este recurso.
Segundo esta portaria (ANP 249 de 01/01/00), as queimas/perdas autorizadas pela
ANP podem ser enquadradas em dois tipos, sendo elas:
5.1 Queimas e perdas autorizadas - significa o volume máximo de gás
natural, aprovado pela ANP, que pode ser queimado ou ventilado no meio
ambiente, cujo total foi previsto no Plano de Desenvolvimento e no
Programa Anual de Produção dos campos, ou no programa de teste de
poço.
5.1.1 Queimas e perdas autorizadas sem incidência de royalties - significa o
volume máximo de gás natural aprovado pela ANP, não sujeito ao
pagamento de royalties, que pode ser queimado ou ventilado no meio
26
ambiente, cujo total foi previsto no Plano de Desenvolvimento e no
Programa Anual de Produção do campo, ou no programa de teste de poço;
5.1.2 Queimas e perdas autorizadas com incidência de royalties - significa o
volume máximo de gás natural, aprovado pela ANP, sobre o qual incide o
pagamento de royalties, que pode ser queimado ou ventilado no meio
ambiente, cujo total foi previsto no Plano de Desenvolvimento e no
Programa Anual de Produção do campo, ou no programa de teste de poço.
As queimas ocorrem por diversas razões, podemos separá-las em 10 tipos principais,
sendo elas:
i) Segurança: diz respeito ao volume queimado nos flares desde que tal queima esteja
relacionada às operações nas fases de exploração e produção de petróleo e gás
natural.
ii) Emergência: trata-se do volume queimado/ventilado por razões de emergência como
paradas de emergências da unidade de produção, vazamentos acidentais, acidentes de
descontrole do poço.
iii) Limitação Operacional: refere-se ao volume de gás ventilado/queimado por razões
como falhas nas unidades compressoras, produção de gás em quantidade menor que o
inventário mínimo necessário à pré-operação de unidades compressoras em
instalações novas.
iv) Manutenção Programada: Paradas programadas e previstas no Programa Anual de
Produção de estações ou unidades compressoras ou unidades de tratamento de gás
natural que levam a queima/ventilação de um volume de gás natural associado.
v) Obra em andamento: Diz respeito ao volume de gás natural associado perdido devido
ao período de construção da estrutura necessária para o aproveitamento desse gás.
vi) Baixa produção de Gás Natural: Refere-se ao gás natural associado
queimado/ventilado em campos com baixa produção de gás associado, onde seu
aproveitamento não é possível.
vii)Contaminação: É o volume de gás natural associado ventilado/queimado que por
possuir alto teor de contaminantes não pode ser aproveitado, porém esses teores não
podem representar riscos ao ambiente e à saúde ocupacional, além disso, a sua injeção
tem que ter sido mostrada economicamente e tecnicamente inviável.
27
viii) Economicidade: É o volume de gás natural associado que pode ser
queimado/ventilado, onde a sua utilização ou injeção tornaria inviável a exploração
do campo.
ix) Ventilação em tanques: Refere-se ao volume de gás associado ventilado provenientes
do último estágio de separação.
x) Teste de poço: Durante a aquisição de dados por teste de poço ocorre uma
ventilação/queima de gás.
Outro fator importante que devemos ter em mente para uma compreensão do assunto é
o fato de que nem todas as queimas de gás natural precisam de uma prévia autorização da
Agência reguladora, porém as mesmas devem ser reportadas através de documentos, são elas:
- Queimas/perdas não cumulativas que representem um valor igual ou inferior a 3% da
produção mensal de gás natural associado. Observando que não é levado em conta
nesse cálculo o volume de gás não associado.
- Queimas/perdas durante testes de poços que ocorrem na fase exploratória com
período igual ou inferior a 72 horas por intervalo testado, sendo estas cumulativas.
- Queimas/perdas cumulativas por segurança limitada a um volume mensal de 15 mil
m³ para os pilotos dos queimadores de equipamentos, 30 mil m³ para flares em
instalações terrestres e 60 mil m³ para flares em unidades marítimas. Estes valores
podem ser alterados, desde que o concessionário apresente justificativas plausíveis.
Nesses valores já se encontram incluídos os valores mínimos para manter a pressão
positiva nos queimadores.
- Queimas/perdas de gás natural associado em campos que produzam mensalmente
volume total igual ou inferior a 150 mil m³ ou em campos que produzam com razão
gás-óleo igual ou inferior a 20 m³/m³.
- Queimas/perdas em navios de armazenamento ou tanques, sendo essas limitadas pela
razão de solubilidade igual ou inferior a 15 m³/m³.
- Queimas/perdas por razões de emergência, sendo elas por paradas de unidades de
produção ou por perdas de controle do poço.
Agora serão listados os motivos que levam as queimas ou perdas de gás natural onde é
necessária uma prévia autorização da Agência Nacional de Petróleo, sendo alguns desses
motivos:
28
a) Limitações operacionais.
b) Manutenção programada.
c) Obras em andamento.
d) Gás Natural com alto teor de contaminantes.
e) Economicidade, campos onde o aproveitamento do gás inviabilizaria o projeto.
OBS: Exceto por questões de segurança, emergência ou testes de poço, nenhum outro tipo de
perda de gás não-associado é autorizada pela ANP.
Antes de entrarmos na questão de quais queimas não estão sujeitas ao pagamento de
royalties, deve-se entender melhor o que são os royalties.
Antigamente os royalties que deriva da palavra Royal, que significa algo que pertence
ao rei, eram valores pagos como forma de compensação pela utilização de recursos naturais
incluindo pesca, água, madeira. Atualmente, o significado em si não mudou muito em relação
aos royalties na indústria do petróleo, a diferença é que hoje em dia essa compensação é paga
ao governo para extração de recursos naturais do solo de nosso território nacional.
O valor dos royalties é obtido multiplicando-se a alíquota do campo, a produção
mensal e o preço destes hidrocarbonetos no mês.
- Valor da produção = Vp * Pp + Vg * Pg
- Royalties = Alíquota * Valor da produção
Onde:
Alíquota: Varia normalmente entre 5% e 10% sendo esse percentual estipulado no contrato
de concessão.
Vp: volume da produção de petróleo do campo naquele mês.
Pp: é o preço do petróleo naquele mês.
Vg: Volume de gás natural produzido no campo naquele mês.
Pg: preço do gás natural naquele mês.
Agora que já sabemos mais sobre os royalties, vamos descrever em quais situações o
volume de gás natural perdido durante as operações podem ser isentos de pagamentos de
royalties. Apenas por situações de segurança e em comprovadas necessidades operacionais, as
queimas podem ser isentadas de pagamento de royalties.
Mesmo assim, quando relacionada à questão da segurança nos casos de:
29
a) Queimas/perdas cumulativas por segurança limitada a um volume mensal de 15 mil m³
para os pilotos dos queimadores de equipamentos, 30 mil m³ para flares em instalações
terrestres e 60 mil m³ para flares em unidades marítimas. Estes valores podem ser
alterados desde que o concessionário apresente justificativas plausíveis.
b) Segurança: diz respeito ao volume queimado nos flares desde que tal queima esteja
relacionada às operações nas fases de exploração e produção de petróleo e gás natural.
E quando relacionada à questão de necessidades operacionais nos casos de:
a) Queimas/perdas geradas por motivos de emergência.
b) Queimas/perdas que ocorram durante os períodos de testes de poços na fase
exploratória desde que durem até 72 horas por intervalo testado.
30
V – FORMAS DE CONTROLE
Após ter o conhecimento sobre o que é o gás natural, saber sobre a sua história e
entender como funciona a legislação que trata para que este recurso seja aproveitado da
melhor forma possível, resta à dúvida sobre de que forma a Agência Nacional do Petróleo,
Gás Natural e Biocombustíveis que é que tem o poder de fiscalizar e regular este recurso
consegue controlar a queima ou a ventilação, ou seja, o desperdício desse recurso. É esta
dúvida que este capítulo tem a finalidade de sanar, mostrando as formas de controle que a
ANP possui.
Além é claro das ações de fiscalização que a ANP possui, o poder de realizar e
verificar possíveis situações incorretas, esta Agência reguladora tem outras formas de
fiscalização como, por exemplo, através de documentos que devem ser enviados pelo
concessionário, que serão inicialmente citados e posteriormente abordados, sabendo o que
significa cada um deles e o que eles contêm, será estudado o modo com que estes documentos
são utilizados como forma de controle da queima de gás que é o assunto deste trabalho, apesar
destes documentos servirem para outros tipos de fiscalização.
Alguns desses documentos serão listados abaixo.
5.1 Plano de Desenvolvimento (PD)
Primeiramente, vale destacar que a elaboração deste Plano de Desenvolvimento é de
responsabilidade do concessionário e deve ser aprovado pela Agência Nacional de Petróleo
tendo como base a Portaria ANP n°90, de 31 de maio de 2000. Este documento deve ser
elaborado para campos que ainda não foram explorados, campos que já estão produzindo, mas
que precisam de informações adicionais para melhoria da produção.
Após a declaração de comercialidade, o concessionário tem um prazo de 180 dias para
entregar o Plano de Desenvolvimento à ANP e esta tem um prazo de 60 dias para aprovação
do mesmo. Caso necessite de modificações por informações equivocadas ou pela falta de
informações, o concessionário tem 60 dias para apresentar uma revisão a contar da data de
notificação da ANP. Caso o concessionário não cumpra os prazos, ele poderá ser autuado ou
até mesmo perder o direito exploratório da região, caso a ANP não cumpra os prazos o PD
será aprovado automaticamente.
Segundo a Portaria ANP n°90, de 31 de maio de 2000, o Plano de Desenvolvimento
deve fornecer informações relevantes e que torne possível a ANP acompanhar e conhecer
todos os procedimentos que serão utilizados no campo em questão. Outro fator importante é
31
que com elas o concessionário demonstrará que todas as suas ações ocorreram de acordo com
a legislação vigente, atendendo normas e regulamentações estipuladas pelos órgãos
responsáveis, através do plano de desenvolvimento o concessionário demonstrará que serão
utilizadas as melhores práticas da indústria de petróleo no desenvolvimento do campo e cabe
a Agência Reguladora julgar e fiscalizar se é de fato o que está ocorrendo.
O Plano de Desenvolvimento tem a função de garantir que os recursos petrolíferos
serão conservados e otimizados, ou seja, garantir um fator de recuperação do campo eficiente,
controlar o declínio das reservas e tornar mínimo as perdas dos recursos naturais na
superfície. Outra função do PD é na questão de segurança operacional, através da utilização
das melhores normas, procedimentos a fim de manter a segurança operacional, prevenindo a
ocorrência de acidentes. Além dessas duas funções, outro fator importante é a preservação
ambiental, no PD serão utilizados processos que reduzam os impactos ambientais.
O Plano de Desenvolvimento é basicamente um documento onde toda a vida do
campo deve ser descrita, contendo as seguintes informações: (Portaria ANP n° 90, de
31.5.2000 – DOU 1º.06.2000)
a) Localização do campo
b) Descrição da Geologia e dos Reservatórios
c) Estimativa de Reservas
d) Previsão de Produção e Movimentação de fluidos
e) Informações sobre poços (quantidade, tipo, localização, etc.)
f) Sistema de coleta de produção
g) Unidades de produção
h) Sistema de escoamento da produção
i) Sistema de medição
j) Procedimentos de segurança operacional e Preservação ambiental
k) Desativação do campo
l) Cronograma de atividades
m) Análise de viabilidade econômica
5.2 Programa Anual de Trabalho e Orçamento (PAT)
O PAT será preparado de acordo com a Portaria ANP n°123, de 18 de julho de 2000
contendo informações relevantes, cuja profundidade seja capaz de fazer com que a Agência
Nacional de Petróleo avalie se as informações do documento estão de acordo com as que
constam no Plano de Desenvolvimento do campo em questão.
32
O PAT é um documento onde se encontram as informações sobre as atividades que
serão realizadas pelo concessionário no decorrer de um determinado ano e uma perspectiva
das atividades que serão realizadas para os quatro anos subsequentes. Deve ser entregue até o
dia 31 de outubro de cada ano e ANP tem um prazo de aprovação de 30 dias contados a partir
do recebimento do mesmo.
Nele devem ser indicadas atividades que serão realizadas como: (Portaria ANP n° 123,
de 18.07.2000 – DOU 19.07.2000)
a) Estudos e Projetos
b) Perfuração de poços
c) Completação de poços
d) Elevação Artificial
e) Sistema de coletas de produção
f) Unidades de produção
g) Segurança Operacional
h) Proteção Ambiental
i) Desativação do campo
5.3 Programa Anual de Produção (PAP)
O PAP deve ser preparado de acordo com a Portaria ANP n°100, de 21 de junho de
2000 contendo informações relevantes e cuja profundidade seja capaz de fazer com que a
Agência Nacional de Petróleo avalie se as informações deste documento estão de acordo com
as informações que constam no Plano de Desenvolvimento do campo em questão.
O PAP é um documento com as informações sobre as previsões de produção e de
movimentação de hidrocarbonetos e água, sendo comunicados os volumes previstos para
serem queimados ou perdidos, informados os volumes previstos para injeção no reservatório,
visando melhorar a recuperação e informados também a produção e descarte de resíduos
sólidos gerados pelo processo de produção.
Resumindo, o Programa Anual de Produção é onde se encontra as previsões anuais de
produção e movimentação dos fluidos envolvidos no processo de produção de um
determinado campo, encontrada também uma perspectiva menos detalhada para os quatro
anos subsequentes. Deve ser entregue até o dia 31 de outubro de cada ano e ANP tem um
prazo de aprovação de 30 dias contados a partir do recebimento do mesmo. (Portaria ANP n°
100, de 20.06.2000 – DOU 21.06.2000)
No PAP devem constar os seguintes assuntos:
33
- Produção de Petróleo e Gás Natural
- Movimentação de Petróleo e Gás Natural
- Produção e descarte de água
- Injeção de fluidos
- Produção e descarte de resíduos sólidos
5.4 Boletim Mensal de Produção (BMP)
Segundo o decreto n° 2.705, de 03 de agosto de 1998 a partir do primeiro dia de
entrada em produção do campo, o concessionário tem por obrigação manter atualizada e
acurada medições reportadas através do Boletim Mensal de Produção de Petróleo e Gás
Natural que foram produzidos naquele determinado mês.
O prazo para entrega deste documento é de até o décimo quinto dia do mês seguinte ao
mês das produções referidas, ou seja, até o dia 15 o BMP contendo as produções do mês
anterior já deve ter sido entregue a Agência Nacional do Petróleo, em caso de não
cumprimento do prazo, o concessionário justificará e cabe a ANP julgar se o motivo é
aceitável ou não, sendo passível de punição em determinadas situações.
Este documento não é sigiloso, qualquer pessoa acessa no site da Agência Nacional do
Petróleo os relatórios que são gerados a partir dos BMP’s, algumas das informações
encontradas nele são:
a) Produção de Petróleo
b) Produção de Gás
c) Volume de Gás Natural queimado
d) Produção de Gás Natural por estado
e) Produção de Petróleo por estado
f) Produção de Gás Natural por operador
g) Produção de Petróleo por operador
h) Os maiores campos produtores
i) Os poços com maior produção
j) Movimentação de Fluidos
Essas informações são enviadas pelos concessionários para a Agência Nacional do
Petróleo através de cartas, chegam a um formato padrão de planilhas do Excel previamente
elaboradas pela ANP onde o concessionário entra apenas com os dados.
34
5.5 Relação entre os documentos e as formas de controle da queima de Gás Natural
Após conhecer os documentos usados pela ANP como formas de controle na queima
de Gás Natural e na defesa dos interesses nacionais nestes recursos naturais, o próximo passo
será entender qual é a relação que estes documentos possuem entre si e como podem auxiliar
a Agência Reguladora nesta missão.
A partir do que foi aprendido sobre o Plano de Desenvolvimento, Programa Anual de
Produção e Boletim Mensal de Produção, percebe-se que esses três documentos tratam de
assuntos em comum que se resume em movimentação dos fluidos e possibilita incluir
volumes de produção, volumes queimados/perdidos/ventilados, entre outras informações.
Porém, apesar deles nos fornecerem as mesmas informações existe uma diferença
crucial entre eles, a época em que são informados. Note que o Plano de Desenvolvimento
reporta previsões futuras de movimentações de fluidos para toda a vida útil do campo em uma
época onde ainda existem muitas incógnitas sobre o campo produtor, já o Programa Anual de
Produção apesar de também se tratar de previsões para os próximos cincos anos, já se
encontram sanadas a maioria das dúvidas a respeito do campo, podendo-se afirmar com maior
precisão a capacidade de produção deste campo, enquanto esses dois fazem previsões o
Boletim Mensal de Produção reporta aquilo que já foi produzido, ou seja, ele trata de um
evento que ocorreu no passado.
Portanto, a Agência Nacional do Petróleo analisa esses documentos procurando
informações desencontradas sobre a produção do campo em questão, porém obviamente esses
valores não são idênticos devido ao grau de incerteza nas previsões e os eventos inesperados
que ocorrerem nas instalações, por esta razão são toleráveis determinadas variações
percentuais entre os valores informados no Boletim Mensal de Produção, no Programa Anual
de Produção e no Plano de Desenvolvimento.
Entre o Plano de Desenvolvimento e o Programa Anual de Produção são toleráveis
diferenças de até 10%, maiores que isso deverão ser justificadas e estarão sujeitas a aprovação
da ANP. (Portaria ANP n° 100, de 20.06.2000 – DOU 21.06.2000)
Entre o Programa Anual de Produção e o Boletim Mensal de Produção são aceitáveis
diferenças de até 15%; maiores que isso deverão ser justificadas e estarão sujeitas a aprovação
da ANP. (Portaria ANP n° 249, de 1°.11.2000 – DOU 3.11.2000)
Abaixo uma representação esquemática (Figura 9) para facilitar o entendimento:
35
Figura 9 – Fluxograma relacionando os documentos PD, PAP e BMP
Fonte: Silva (2011)
5.6 Fiscalizações
A fiscalização é outra forma de controle que a Agência Nacional do Petróleo possui
para que a exploração e utilização dos recursos naturais como Petróleo, Gás Natural seja
otimizada e realizada da melhor forma possível para toda a sociedade e para o meio ambiente.
Segundo a Lei n° 9.478/1997, a ANP tem o dever de priorizar a utilização das
melhores práticas da indústria, a melhor forma de exploração e utilização dos recursos
naturais, além de prezar pela segurança operacional e do meio ambiente. E a maneira de
manter esse tipo de controle é a fiscalização.
A Agência Nacional do Petróleo tem o poder e o dever de realizar fiscalizações para
inspecionar as instalações terrestres e marítimas, essas fiscalizações vão de assuntos
teoricamente mais simples como, por exemplo, a sinalização dos poços, dos riscos existentes,
da coleta seletiva, até assuntos considerados mais sérios como, por exemplo, qualidade das
instalações, tratamento de resíduos, condições de trabalho, verificação da existência de
equipamentos indispensáveis e se os mesmos estão na posição correta como aparelhos de
medição da produção para que a cobrança dos royalties seja feita de forma correta, mantendo
os interesses da união e dos estados que recebem essa compensação. (BORGES &
CASTRO,2007)
A instalação desses instrumentos de medição da produção deve ser realizada de
maneira correta, para que não sejam medidas vazões já contabilizadas por outros
equipamentos de medição ou para que vazões não sejam desconsideradas, é importante a
realização de um estudo sobre essa posição, pois caso exista ar na linha, este será contado na
Diferenças de mais de 15% devem ser justificadas
Diferenças de mais de 10% devem ser justificadas
36
forma de óleo. É através de um balanço de massa de valores que entram e valores que saiam
que se mantém o controle da situação.
Além disso, esses medidores de vazão têm função importante no tema abordado na
monografia sobre a queima de gás natural, visto que são eles que computam os volumes de
gás que são queimados/perdidos. O Regulamento Técnico de Medição (RTM) estabelece os
padrões para a instalação e utilização desses equipamentos assim como os pontos de medição
onde estão os medidores. Estes equipamentos além de seguirem a norma do RTM devem ser
instalados de acordo com as informações e especificações fornecidas pelo fabricante do
mesmo. (Portaria Conjunta n°1 ANP/INMETRO, de 19.06.200 – DOU 20.06.2000)
5.7 Tipos de medição
É importante definir os quatro tipos de medições existentes para uma melhor
compreensão do assunto.
5.7.1 Medição Fiscal
É a medição do volume de produção fiscalizada em determinado ponto, esta
medição informa os volumes que serão utilizados no cálculo das participações
governamentais, portanto neste trecho o fluxo deve estar estabilizado, não devendo
conter gás dissolvido e a razão de água e sedimentos no petróleo deve ser inferior a
1% (ANP/INMETRO, 2000).
5.7.2 Medição de Apropriação
É a medição utilizada para fornecer os volumes produzidos por cada poço em
um mesmo campo ou em um conjunto de campos com medição fiscal compartilhada,
ou seja, quando a produção de dois ou mais campos é unida antes de ser medida
fiscalmente. Neste tipo de medição o petróleo não necessariamente precisa estar
estabilizado, podendo também conter uma razão de água e sedimentos no petróleo
superior a 1% (ANP/INMETRO, 2000).
5.7.3 Medição Operacional
É a medição utilizada para controlar a produção incluindo nestes valores os
hidrocarbonetos utilizados para consumo interno, utilizado como combustível. Outras
utilizações comumente encontradas são a utilização do gás para elevação artificial,
injeção, estocagem, ventilação ou queima em tocha; utilização da água produzida,
37
injetada, captada ou descartada; do petróleo transferido; do gás natural para
processamento; do petróleo e gás natural transportado, estocado, movimentado,
importado ou exportado (ANP/INMETRO, 2000).
5.7.4 Medição para transferência e custódia
É a medição realizada no ponto em que a propriedade do óleo ou gás é
transferida do vendedor para o comprador de acordo com os acordos estipulados no
contrato. (ANP/INMETRO, 2000),
Para as medições de Gás Natural são utilizados medidores tipo:
Placas de orifício:
As placas de orifícios são basicamente placas simples com orifícios de tamanho e com
posições determinadas por normas conforme observa-se na figura 6. Existem dois tipos de
placas de orifícios, as clássicas ou as especiais que somente são utilizadas quando as placas
clássicas não funcionam adequadamente.
O princípio de funcionamento é baseado em gerar um aumento da velocidade do
fluido ao passar pelo orifício gerando assim um diferencial de pressão antes desta placa e
depois. (DELMÉE, 2003)
Figura 10 – Placas de orifício
Fonte: Ribeiro (2003) Como se deduz através do princípio de funcionamento, o fluido entra em contato
direto com as placas, ou seja, a peça deve ser fabricada com um material que não sofra com
este contato, a velocidade do fluido também é fator importante neste dimensionamento da
placa de orifício.
O formato da placa deve ser igual ao da figura acima, plana de espessura fina, em
formato circular com um “furo” no meio.
As placas especiais existem para as situações nas quais as placas clássicas não se
aplicam sendo por: impurezas no fluido, diâmetro da tubulação, viscosidade do fluido, ou pela
38
ausência de trecho reto na tubulação. Um exemplo é a placa onde o orifício não é concêntrico
e são utilizadas quando os fluídos contem impurezas para evitar o acúmulo das mesmas.
(DELMÉE, 2003)
A montagem destas placas nas tubulações é realizada entre flanges ou em
equipamentos denominados porta-placa, estes são usados com a finalidade de facilitar a
troca/substituição deste equipamento sem que haja interrupção do processo.
A seguir encontram-se as figuras 11 e 12, que ilustram dois tipos de opções para
montagem das placas de orifício, primeiramente a montagem realizada entre flanges e
posteriormente a utilização com porta-placa.
Figura 11 – Placa de orifício entre flanges
Fonte: Ribeiro (2010)
Figura 12 – Placa de orifício montada entre porta-placas
Fonte: Ribeiro (2010) Para que a medição seja realiza da maneira correta é necessário que não existam
distúrbios no fluxo antes e depois da placa, por esta razão é necessário um trecho reto de
39
tubulação à montante e à jusante, caso não haja espaço físico para implementação do trecho
reto necessário podem ser utilizados retificadores de vazão. (DELMÉE, 2003)
Dentre as vantagens deste tipo de medidor é importante citar:
- Baixo custo
- Fácil manutenção
A principal desvantagem deste tipo de medidor é a perda de carga.
Turbinas:
Este tipo de medidor serve para gases assim como para líquidos. Seu princípio de
funcionamento é simples, o fluido passa por um rotor que possui aletas, fazendo com que
ocorra um movimento de rotação.
Esse equipamento tem basicamente quatro partes: o corpo, o rotor, os mancais e
suportes. O corpo da turbina deve ser fabricado de material compatível com o fluido que
passará por ele para evitar problemas como corrosão, além de suportar as condições de
operação como temperatura e pressão, esta é a peça que irá girar quando o fluido passar por
ele, enquanto os mancais e suportes têm a função de manter a posição do rotor de forma
correta em relação ao escoamento do fluido. (DELMÉE, 2003)
A velocidade angular a qual o rotor estará sujeito é diretamente proporcional à
velocidade do fluido e consequentemente à vazão.
Assim como todos os medidores de vazão, as turbinas devem ser instaladas
respeitando as normas e as especificações do fabricante do equipamento. Por exemplo, se a
turbina estiver sendo usada para medir líquidos, é necessária a colocação de um filtro antes
para que partículas sólidas não entrem no rotor, além da necessidade de um trecho reto à
montante para retificação do fluxo.
Este tipo de medidor apresenta vantagens como: (DELMÉE, 2003)
a) alta precisão
b) podem ser utilizados para calibrar outros tipos de medidores
c) instalação simples
Este tipo de medidor apresenta desvantagens como:
a) maior probabilidade de defeito
b) necessidade de fluido limpo
c) não deve ser utilizado em fluidos muito viscosos
d) exige calibração periódica
40
Na figura 13, observa-se uma representação de um medidor de vazão tipo turbina para
um melhor entendimento.
Figura 13 – Medidor do tipo Turbina
Fonte: Ribeiro (2010)
Ultrassônicos:
Este é o tipo de medidor de maior utilização no Brasil, esse medidor de vazão possui
emissores e receptores de ondas acústicas que propagam essas ondas no sentido do fluxo e
contra o mesmo, seu princípio de funcionamento baseia-se na teoria de que o som se propaga
de modo diferente quando é emitido no mesmo sentido do fluxo em comparação com a
propagação no sentido contra o fluxo. (ARANTES, 2006)
Como se espera, a velocidade de propagação é maior quando ocorre no mesmo sentido
do fluxo. Então é realizada a emissão de ondas nesses dois sentidos (contra o fluxo e no
mesmo sentido do fluxo). Essa diferença de tempo encontrada é função da velocidade do
fluido e através dessa informação a vazão será calculada. (ARANTES, 2006)
O medidor ultrassônico assim como os anteriormente citados, necessita de
determinados cuidados na hora da instalação, para uma correta utilização do mesmo, alguns
desses cuidados são: (API, 2005)
a) Utilização de condicionadores de fluxo: Dependendo do arranjo das tubulações
e da forma que o fluxo se encontra naquela região da tubulação pode ser
necessário utilizar esses condicionadores para reduzir a turbulência, geralmente
são usados quando não há possibilidade de instalação de um trecho reto com
tamanho suficiente para tornar o escoamento laminar. (Figura 14)
41
Figura 14 – Trecho de um sistema de medição com condicionador de fluxo
Fonte: Ribeiro (2010)
b) Posição das válvulas: As válvulas de controle de pressão e temperatura devem
ser instaladas preferencialmente à jusante do medidor para evitar influências no
resultado.
Este tipo de medidor apresenta vantagens como: (DOS SANTOS,2011)
a) alta precisão
b) maior intervalo entre as calibrações
c) maior durabilidade
d) perda de carga é praticamente nula
e) não possui elevados custos de manutenção
f) pode ser instalado com o processo em andamento
Este tipo de medidor apresenta desvantagens como:
a) alto custo de aquisição
b) alto custo de instalação
c) sensibilidade do medidor quanto ao perfil de velocidades
OBS: Outros tipos de medidores também são usados para medir a vazão de gás
natural, desde que sejam devidamente autorizados pela Agência Nacional do Petróleo.
Os sistemas de medição fiscal fornecem os volumes com uma incerteza inferior a
1,5%, na medição de apropriação de gás natural essa incerteza deve ser inferior a 2%. Para
que sejam mantidos estes índices de incertezas, os medidores passam por calibrações
sucessivas para os medidores fiscais, os equipamentos devem ser calibrados a cada 60 dias,
enquanto para os outros tipos de medidores este intervalo não pode ultrapassar 90 dias.
(Portaria Conjunta n°1 ANP/INMETRO, de 19.06.200 – DOU 20.06.2000)
Os medidores tipo turbina e ultrassônicos devem ser calibrados com uma vazão igual à
de operação e com uma classe de exatidão de 10% para mais ou para menos. Nos pontos de
medição fiscal devem ser retiradas amostras para análise no mínimo uma vez por mês.
Outro fato levado em consideração nas medições é a variação de volume do fluido de
acordo com pressão, temperatura e seu fator de compressibilidade, portanto é necessário fazer
uma correção do volume medido, trazendo-o para as condições de referência de temperatura e
42
pressão que são 20ºC e 0, 101325 Mpa respectivamente. (Portaria Conjunta n°1
ANP/INMETRO, de 19.06.200 – DOU 20.06.2000)
O concessionário do campo deve enviar relatórios para a ANP contendo as medições,
análises, cálculos incluindo sua metodologia, a ANP têm a obrigação de manter estes
relatórios arquivados por um período de cinco anos, a Agência também pode verificar
relatórios de teste de produção dos poços, relatórios de calibração dos equipamentos,
realizarem inspeção em tanques e sistema de medição. O regulamento que rege a ANP dispõe
que a mesma tem livre acesso a todas as instalações de petróleo e/ou gás natural, a qualquer
tempo. É durante estas inspeções que acontece a verificação da correta posição dos
medidores, o estado dos equipamentos do sistema de medição, podendo também acompanhar
os testes de produção e verificar como estão sendo realizados os cálculos. O concessionário
tem a obrigação de prestar todo tipo de suporte aos fiscais como, por exemplo, fornecer
equipamentos, pessoal para acompanhamento da fiscalização.
5.8 Atuação do NFP
Esse controle da medição da produção é tão importante que a Agência Nacional do
Petróleo através da Portaria ANP n°69, de 06/04/2011 – DOU 07/04/2011, designou um setor
vinculado a Superintendência de Desenvolvimento e Produção (SDP), chamado de Núcleo de
Medição de Petróleo e Gás Natural (NFP) que tem como responsabilidade:
I - fiscalizar os sistemas de medição nas instalações de petróleo e gás
natural;
II - fiscalizar a movimentação de petróleo e gás natural nas
instalações de embarque e desembarque referentes às estações
terrestres coletoras de campos produtores e de transferência de
petróleo ou gás natural;
III - propor a regulamentação técnica, os procedimentos e as
diretrizes relativos à medição da produção de petróleo e gás natural,
em conjunto com as demais instituições governamentais competentes;
IV - verificar a integridade dos dados de produção fornecidos pelos
concessionários;
43
V - analisar o desempenho técnico-operacional dos concessionários,
buscando estabelecer referências para o controle e a medição da
produção, no que se refere a padrões operacionais;
VI - monitorar os níveis de queima de gás natural e fiscalizar o
cumprimento das regras relativas aos limites autorizados;
VII - analisar e prover parecer sobre a adequação de procedimentos
dos concessionários em situações de falha dos sistemas de medição e
no tocante às exceções do Regulamento Técnico de Medição.
Portanto, o NFP tem a responsabilidade de fiscalizar e garantir que as medições de
volumes estejam sendo realizadas de forma correta, pois estes volumes serão usados no
cálculo das Participações Governamentais, que constituem grande parte da receita de nosso
país.
Os pagamentos efetuados pelos concessionários foram regulamentados pelo decreto n°
2.705 de agosto de 1998, artigos 45 até 51 da Lei do Petróleo. Esses deveres para com a união
devem estar todos contidos nos contratos de concessão entre o concessionário e a Agência
Nacional do Petróleo, entre eles estão:
a) Bônus de Assinatura (art. 46, Lei do Petróleo nº 9.478): valor ofertado pela empresa
vencedora da licitação para a aquisição de um bloco para produção de petróleo. Deve
ser pago no ato da assinatura do contrato de concessão.
b) Royalties (art. 47, Lei nº 9.478): compensação financeira que deverá ser paga pelos
concessionários de exploração de petróleo e gás natural, pagos mensalmente, a partir
do mês que se iniciar a produção.
c) Participação Especial (art. 21, Decreto nº 2.705/98): Aplica-se aos casos de campos
com grande volume de produção ou de grande rentabilidade. Constitui compensação
financeira extraordinária que deverá ser paga pelos concessionários.
d) Pagamento pela ocupação ou retenção de área (art. 51, Lei nº 9.478): valor pago por
quilômetro quadrado e que variam dependendo se o projeto está na fase de exploração,
desenvolvimento ou produção.
44
5.9 Acordos com as Operadoras
Outra forma de controle que a Agência Nacional de Petróleo possui é realizar acordos
com as empresas operadoras, esta já é uma forma de controle para uma fase já mais adiantada,
pois já foi constatada uma não conformidade durante algum tempo na produção/exploração do
gás natural. Apesar de ser realizado como uma maneira de precaver o problema, este recurso
normalmente é utilizado quando o problema já se encontra em andamento.
A Agência Nacional de Petróleo já realizou acordos para redução da queima com
empresas como a Petrobras, por exemplo, trabalhando em conjunto ficou definido o Termo de
Compromisso conhecido como “Programa de Ajuste para Redução da Queima de Gás Natural
da Bacia de Campos”, assinado entre as partes em 2002 e o resultado foi uma queda
considerável até 2004. No ano de 2005 ocorreu um acidente que aumentou os números de
queima/perda, este acordo terminou neste mesmo ano. Posteriormente ao acordo os níveis de
queima começaram a subir até que em 2009 chegaram a níveis alarmantes, fazendo com que a
ANP passasse a ter uma postura mais rígida buscando um novo acordo para redução da
queima de gás.
Nota-se os fatos descritos anteriormente através da figura 15 abaixo:
Figura 15 – Produção e Perda de Gás Natural
Fonte: Silva (2011)
Basicamente, o andamento das etapas para a realização destes dois acordos em 2002 e
em 2010, foi gerado pelos altos valores de Queimas. Esse problema tentou-se resolver com
reuniões entre ambas as partes sem sucesso, o que levou a ANP a negar as solicitações de
queimas extraordinárias, levando a uma necessidade de acordo entre as partes, chegando
então ao termo de compromisso como mostra a figura 16.
45
Figura 16 – Termo de compromisso
Fonte: Silva (2011)
Alguns dos compromissos mais comuns, firmados entre as operadoras e a Agência
Nacional de Petróleo em acordo para redução da queima/perda de gás natural, são:
a) A operadora compromete-se a realizar todos os esforços necessários para que
sejam cumpridas as metas de queima.
b) Apresentar relatórios mensais à ANP sobre o andamento do plano de ação
acordado.
c) Caso não tenham sido cumpridas as metas e as justificativas dadas pelo
operador forem insatisfatórias, penalidades serão aplicadas em conformidade
com a legislação vigente.
46
VI – MOTIVOS QUE OCORREM AS QUEIMAS E RAZÕES PORQUE DEVEM SER EVITADAS
O Gás Natural é um importante recurso energético em nosso país, já começa a ganhar
seu espaço em nossa matriz energética nacional e pode vir a se tornar um forte responsável no
desenvolvimento econômico. Por estas e outras razões o tema abordado nesse trabalho é de
extrema importância.
Após abordar temas como a definição do gás natural para melhor compreensão das
características e como é formado este recurso, história do gás natural contendo informações
sobre o desenvolvimento deste recurso natural em nossa matriz energética revelando assim
sua importância, legislação e formas de controle para tomar conhecimento da legislação
vigente em nosso país com a finalidade de defender nossos recursos naturais e as formas de
controle que a Agência Nacional do Petróleo possui para manter essa situação da melhor
forma possível atendendo aos nossos interesses e ao da nossa população.
Nota-se, através da figura 15, o nível de seriedade que este assunto deve ser tratado e a
necessidade de investimentos para reduzir a queima/ventilação deste recurso.
O objetivo deste capítulo é abordar as razões pelas quais as queimas/perdas de gás
natural acontecem com maior frequência. Pois se um recurso é tão importante, por que não
fazer uso dele da melhor maneira possível?
A principal razão para este fato é o petróleo em estado líquido possuir um valor
comercial muito mais atraente do que o gás que possui um baixo valor de mercado. O que faz
com que o petróleo seja produzido e a perda de gás vista como uma externalidade, embora
não desejada pelo concessionário, assim como por todos brasileiros, é assumida como um mal
menor. (SACRAMENTO,2008)
Outro motivo deste desperdício é a inexistência ou precariedade de mecanismos de
escoamento e/ou armazenamento da produção deste gás em muitos campos produtores, o que
reduz muito o aproveitamento deste recurso. Apesar de investimentos em desenvolvimentos
de tecnologia e em mecanismos de escoamento da produção estar sendo realizados, estes
continua sendo um grande fator que contribui para a má utilização deste recurso natural.
(SACRAMENTO, 2008)
Além dos problemas nomeados anteriormente, que possuem uma base mais
econômica, existem também problemas técnicos que elevam ainda mais este volume de gás
desperdiçado e serão citados abaixo.
47
6.1 Problemas nas Turbomáquinas
Para que seja possível entender o que está por trás do maior vilão na questão da
queima/perda de gás natural, é preciso saber primeiro o que são as turbomáquinas e seu modo
de funcionamento, para buscar algum tipo de solução para esta questão.
Turbomáquinas são equipamentos que através de um eixo giratório enviam ou
recebem energia de um fluido, são comumente chamadas de turbinas e bombas. A principal
diferença entre as duas, é que enquanto as bombas cedem energia ao fluido aumentando sua
pressão, as turbinas retiram energia do fluido reduzindo a pressão do mesmo. Outro detalhe
com relação às bombas é que elas movimentam líquidos, equipamentos que movimentam
gases são conhecidos por outros nomes como compressores, ventiladores. Neste trabalho a
ênfase será apenas nas turbomáquinas mais utilizadas na indústria do petróleo, por serem
equipamentos que trabalham em altas pressões e condições severas, sofrem com problemas
como vibração por exemplo.
Esses equipamentos presentes nas plataformas têm a importante função de transmitir
energia ao gás natural, fazendo com que este possa fluir através da linha de produção até
chegar ao seu destino final. Ocorrendo algum tipo de pane neste equipamento, o gás não terá
condições de seguir seu trajeto, pois ele deve entrar em certos equipamentos com uma
determinada pressão que não será alcançada. Caso ocorra alguma falha no sistema de
compressão, a solução então é ventilar este gás para a atmosfera, contribuindo para o
desperdício deste recurso. Segundo a Agência Nacional esta queima é realizada por motivos
de segurança, devendo ser informada como tal e dispondo da isenção de tarifas sobre ela.
(JULIANI, 2005)
Algumas paradas neste equipamento, normalmente são ocasionadas por paralisações
no sistema de compressão para manutenção. Outra razão comum é a falta de energia elétrica o
que impossibilita o funcionamento do equipamento. (TACQUES; DE SOUZA, 2009)
6.2 Ausência de Escoamento
O escoamento da produção de gás consiste no envio deste recurso para tratamento, a
forma mais comum para este envio é através de gasodutos submarinos. O processo de
escoamento do gás nos tubos acontece por diferencial de pressão, fluindo da região de maior
pressão para a de menor pressão. Este processo fica comprometido caso ocorra alguma
obstrução na linha ou algum tipo de vazamento, porque ocorreria uma perda de pressão na
tubulação.
48
Para evitar que ocorram vazamentos, o gasoduto é previamente testado. Um dos testes
realizados é o teste hidrostático, que consiste em encher o tubo com água exercendo uma
pressão, até que seja atingida uma pressão que garanta a capacidade de operação do tubo.
Outro tipo de teste realizado é o de corrosão, pois este fenômeno leva a uma diminuição da
parede do tubo reduzindo sua integridade estrutural, uma das maneiras de realização deste
teste é a inclusão da peça numa câmara fechada, contendo Anidrido Sulfuroso e Cloreto de
Sódio, formando uma atmosfera extremamente corrosiva.
Com a finalidade de evitar obstruções no gasoduto, o gás que fluirá através dele deve
ser previamente desidratado, evitando que as linhas sejam obstruídas por hidratos. Caso
ocorra desenquadramento na desidratação do gás, será utilizado o etanol como inibidor
termodinâmico em injeção contínua até o completo enquadramento da desidratação do gás.
(SCUCUGLIA, 2006)
Ou seja, uma das formas de evitar o bloqueio da linha de escoamento é a injeção de
produtos que evitam a formação de hidratos. Produtos químicos anti-corrosivos também tem a
possibilidade de serem injetados, evitando assim a corrosão na linha.
Outra forma de proteger a tubulação contra estes problemas é a passagem periódica de
pig para retirada do condensado e de eventuais incrustações, alguns pig’s também são capazes
de obter informações sobre níveis de corrosão na tubulação.
O PIG é um dispositivo inserido na tubulação, viajando através dela para realizar a sua
tarefa de limpeza ou obtenção de informações. (SANDERBERG, 1989)
Os PIG’s de limpeza são chamados de “Utility PIG’s”, enquanto os “Smart PIG’s”
são usados para coletar informações de corrosão, por exemplo. A figura 17 mostra alguns
PIG’s.
Figura 17 – Tipos de PIG’s Fonte: www.mastertreat.com.br
49
Os “Utility PIG’s” são divididos em:
- “Cleaning PIG’s”: Usados para remover partículas sólidas das tubulações
- “Sealing PIG’s”: Usados para remover líquidos das tubulações, pois possuem uma boa
vedação.
Já os “Smart PIG’s” que coletam informações como medições de diâmetro da
tubulação, curvatura da tubulação, registro de temperatura e pressão, detecção de trincas e
fugas e inspeção fotográfica, podem ser eletromagnéticos ou ultrassônicos.
6.3 Falhas em sistemas operacionais
As falhas em sistemas operacionais também contribuem para a queima/ventilação do
gás natural nos campos de petróleo. Nessa lacuna, diversas são as causas a serem incluídas,
pois uma falha no sistema operacional compromete todo o processamento não só do gás
natural, mas também do óleo líquido, ou seja, a produção de petróleo bruto continua sendo
realizada pelos poços; porém como alguma falha em determinado sistema operacional
comprometeu o processamento primário, o gás passa a ser ventilado para a atmosfera.
6.4 Manutenções programadas
Como abordado anteriormente neste trabalho, às manutenções programadas requerem
uma prévia autorização da Agência Nacional do Petróleo e devem estar definidas no
Programa Anual de Produção, pois normalmente estas manutenções comprometem o
processamento do gás natural, o que leva à realização de “by-pass” (um tipo de caminho
alternativo) na linha de produção, para que ocorra a ventilação do mesmo para a atmosfera.
6.5 Comissionamento
Comissionamento nada mais é do que a ação de garantir que componentes e sistemas
de uma determinada etapa/planta industrial sejam projetados, instalados, testados e operados
de forma correta mantendo as especificações e normas recomendadas, evitando assim
eventuais problemas. Este trunfo pode ser realizado, tanto para novas instalações quanto para
sistemas que já existam. (BENDIKSEN & YOUNG, 2005)
Resumindo, este processo consiste na utilização de técnicas de engenharia para que
seja verificados, inspecionados, testados e aplicados desde a fase de projetos, operação
assistida até revisões periódicas.
Neste processo são garantidas as integridades e estanqueidades de equipamentos como
gasodutos, dutos do sistema de coleta, conexões flangeadas e válvulas.
50
Durante esse processo novamente as linhas deverão estar fora de operação ou um “by-
pass” deve ser realizado, o que aumenta o nível de queima/ventilação do gás natural.
Outros fatores que levam a perda de gás natural:
Obviamente os fatores apresentados anteriormente não são os únicos responsáveis para
este problema, apesar de serem os maiores contribuintes existem alguns outros que também
levam a perda de gás natural, entre eles estão:
a) Perda devido a contaminantes
b) Baixa eficiência dos permutadores
c) Perdas por despressurização
d) Problemas de alta pressão
e) Poço produzindo por golfadas
f) Problemas nas linhas de gás lift
g) Aumento do consumo no flare devido ao aumento nos ventos
h) Perda na desaeradora
i) Perda por vazão de gás insuficiente
Agora que os problemas técnicos de ocorrência mais comum nos campos de petróleo
que contribuem para perda do gás natural já foram citados e explicados, abaixo se observa a
figura 18 que dimensiona tal situação. Nela percebe-se que o maior vilão para o desperdício
do gás natural, são os problemas nas turbomáquinas, seguido da ausência de escoamento, já
na terceira posição encontra-se as falhas em sistemas operacionais, seguida pelo
comissionamento. Nota-se que todos os outros problemas que levam a perda de gás são de
certa forma pequenos contribuintes neste cenário.
Figura 18 - Distribuição dos Motivos da Queima de Gás Natural
Fonte : Silva (2011)
51
A figura 18 foi desmembrada em três figuras em formato de pizza, uma delas para
cada ano (2007, 2008, 2009), onde se observa a influência de cada fator responsável pela
queima/perda de gás natural em seu respectivo ano de ocorrência.
As figuras abaixo foram colocadas em porcentagem, para que seja possível mensurar
tal influência citada anteriormente.
Figura 19 – Distribuição da Queima de Gás em 2007
Fonte : Autoria do próprio autor baseado na Figura 18
Figura 20 – Distribuição da Queima de Gás em 2008 Fonte : Autoria do próprio autor baseado na Figura 18
Figura 21 – Distribuição da Queima de Gás em 2009 Fonte : Autoria do próprio autor baseado na Figura 18
52
6.6 Motivos pelos quais as Queimas devem ser evitadas
Nesta etapa do trabalho serão abordados os motivos pelos quais as queimas devem ser
evitadas, o terceiro capítulo desta monografia disserta sobre um assunto que serve de base
para iniciar este. Afinal, o crescimento do papel do gás natural na matriz energética brasileira
e mundial, é ocasionado pela redução na queima, que por sua vez acontece pelos motivos que
serão abordados. Este é considerado um dos motivo para manter os investimentos e reduzir o
desperdício, pois caso seja aumentada a necessidade de utilização deste recurso,
consequentemente as queimas serão reduzidas devido à necessidade do mercado. Formando
assim um tipo de ciclo conforme ilustra a figura 22.
Figura 22 – Ciclo da queima
Fonte : Autoria do próprio autor
O fator abordado, possui um caráter econômico, e o alcance deste fato não chega
apenas a nossa geração, esse problema terá influência nas futuras gerações, pois as reservas
estarão cada vez mais escassas devido à má utilização deste recurso, e isto acarretará um
aumento no preço do gás natural, gerando um grande impacto na economia mundial, como
ocorreu entre os anos de 2000 e 2010, quando o preço do gás natural sofreu um aumento de
187%. (SACRAMENTO, 2008)
Agora levando em conta consequências econômicas em curto prazo, apesar de o gás
natural estar ganhando seu espaço na matriz energética brasileira, em outros países este
recurso natural já é de suma importância, como acontece normalmente em países de clima
frio, onde o gás natural muitas vezes serve para fornecer aquecimento aos ambientes. O
desperdício e a falta de investimentos neste recurso fazem com que o Brasil não se torne um
grande exportador do gás natural, reduzindo a oferta para países que precisam, o que leva
nosso país a um tipo de prejuízo, pois poderia suprir a necessidade interna deste recurso, ainda
vender e conseguir lucrar com isso. Conseguindo assim acordos internacionais, além de
melhorar a imagem de um país com forte desenvolvimento, trazendo investimentos e
tecnologia.
53
Ainda sobre este cenário, o Brasil possui boas reservas de gás natural que seriam
facilmente exploradas, mas não estão sabendo aproveitá-las. No caso dos Estados Unidos, por
ser um grande utilizador deste recurso e por ver suas reservas se esgotarem, exploram o que
ficou conhecido como “Shale gas”, que seria um tipo de reserva de gás natural encontrada
entre placas de xisto. Porém não basta apenas atingir este reservatório com a perfuração do
poço, pois este gás não possui “caminhos” para chegar até o poço e ser produzido, é utilizado
então uma técnica conhecida como faturamento hidráulico, que consiste no bombeamento de
um fluido com determinadas características para dentro do poço aumentando a sua pressão até
que a formação seja fraturada, obtendo assim o caminho necessário para que o “Shale gas”
chegue ao poço e seja produzido. (HALLIBURTON, 2008)
Observando o panorama citado acima, percebe-se como o gás natural é desprezado em
nosso país, visto que os EUA realizam com esforço buscando ser possível a exploração deste
gás não convencional, enquanto o Brasil poderia extrair gás natural de forma mais simples
(menos tecnológica) e menos arriscada.
A má utilização deste recurso natural implica socioeconomicamente tanto para nossa
geração quanto para gerações futuras e é um dos dois aspectos que estão no centro do debate
proposto nesta etapa de trabalho, que busca as razões pelas quais as queimas/perdas de gás
natural devem ser evitadas. Outro aspecto está relacionado à questão ambiental, devido às
atuais preocupações em emissões de gases poluentes para a atmosfera.
Como se sabe a emissão de gases poluentes é um tema extremamente abordado
atualmente devido a sua relevância nas questões ambientais locais e globais, este problema é
considerado por muitos especialistas como o maior vilão na questão da poluição atmosférica.
A emissão de gases poluentes gera além de impactos ambientais, impactos a saúde
humana os quais serão citados, abaixo os de maior relevância: (MARIANO, 2005).
Impactos Ambientais:
- Chuvas ácidas: Consiste basicamente na reação das partículas d’água com os compostos
ácidos como de enxofre e de nitrogênio, presentes como impurezas no petróleo e no gás
natural. Essa chuva leva a corrosão de determinados materiais, acidificação de lagos,
contaminação do solo e lençóis freáticos.
- Efeito Estufa: Consiste no processo responsável pela manutenção da temperatura da Terra.
Os raios solares ao atingirem a superfície da Terra tendem a serem refletidos, os gases
54
presentes na atmosfera fazem com que estes raios fiquem “presos”, porém as emissões de
poluentes fazem com que esta barreira aumente, retendo ainda mais o calor na Terra.
- Redução da camada de ozônio: A camada de ozônio forma um tipo de barreira evitando que
radiações nocivas aos seres vivos cheguem a Terra. A emissão de poluentes reduz esta
camada, facilitando a passagem destas radiações, o que configura um problema para o meio
ambiente em geral.
Impactos a saúde humana:
Os problemas mais comuns ocasionados pela emissão de gases poluentes na atmosfera
afetam os sistemas cardiovasculares e respiratórios, ocasionando uma diminuição na
capacidade pulmonar, com um possível aumento nos casos de doenças respiratórias.
Para um dimensionamento desta situação, observe os dados informados segundo artigo
publicado por Magnum Seixas Sacramento, “As perdas monetárias somente em 2009
atingiram os US$ 700 milhões, aproximadamente 40% do valor importado em gás pelo Brasil
no mesmo ano. A emissão de poluentes a atmosfera pela queima de gás correspondeu à
emissão da frota urbana da cidade de São Paulo (próxima a 6 milhões de veículos)”.
55
VII – ALTERNATIVAS PARA REDUÇÃO DA QUEIMA/PERDA DE GÁS NATURAL
Conforme apresentado durante este trabalho, com a exploração de petróleo é comum à
chegada de gás associado como subproduto na superfície e caso não haja infraestrutura para o
aproveitamento deste gás ou mercados próximos que viabilizem a exploração deste recurso,
uma porção significativa tem a possibilidade de vir a ser desperdiçada. Isso acarreta diversos
problemas que também já foram abordados e que serão agrupados em dois aspectos: perda de
uma fonte valiosa de energia e impactos ambientais inaceitáveis atualmente gerados pela
queima deste combustível fóssil.
Inicialmente é importante deixar claro, que o objetivo central deste capítulo não é
entrar em méritos de viabilidade de implantação destas alternativas, para isto seria necessário
um estudo mais detalhado sobre tais opções e seus respectivos casos. Sendo assim, este
capítulo tem o intuito de mostrar e explicar alternativas que são utilizadas em outros países,
ou até mesmo dissertar sobre melhorias em alternativas já usadas em nosso país para redução
da perda de gás natural.
Uma das melhores maneiras para se reduzir a queima/perda de gás natural é através da
utilização do gás associado como fonte de energia, pois apesar da quantidade de metano no
gás associado ser menor que a encontrada no gás não associado, ainda assim este tipo de gás é
uma fonte valiosa de energia. Outra excelente alternativa é a reinjeção do gás no reservatório.
Agora citaremos e explicaremos alternativas para minimizar este problema. (ALIABADI &
SHAMEKHI, 2012)
7.1 Re-injeção
O processo de re-injeção do gás natural consiste em um método de recuperação
secundária, que visa aumentar a produção de óleo através da manutenção de pressão do
reservatório, essa injeção pode ser realizada diretamente no óleo (figura 23) onde a ideia é
basicamente formar um colchão de gás, que varreria o óleo expulsando-o através do poço
produtor. Outra forma é realizar a injeção de gás natural na capa de gás do reservatório (figura
24), onde a ideia é similar a anterior, manter a pressão no reservatório empurrando o óleo até
as zonas produtoras.
56
Figura 23 - Injeção de Gás
Fonte: Santana (2008)
Figura 24 - Injeção na Capa de Gás
Fonte: Santana (2008)
Essa é uma excelente alternativa para evitar a queima/perda de gás natural, muito
usada no Brasil e no Mundo, apesar de parecer simples envolve diversos estudos complexos
como, por exemplo, o posicionamento dos poços a fim de maximizar a obtenção do óleo,
sendo necessária a utilização de softwares para aperfeiçoar a exploração de petróleo na região.
57
Outra questão levada em conta, é que o gás injetado deve ser processado anteriormente, o
esquema para uma melhor compreensão ficaria assim: (SANTANA, 2008)
Figura 25 - Esquema de tratamento de gás
Fonte: Santana (2008)
Com este tipo de aproveitamento do gás natural, seria aumentado o fator de
recuperação do campo, grandeza que consiste na razão entre o volume de óleo recuperável e o
volume total existente no reservatório, ou seja, percentual esperado de produção naquele
reservatório.
7.2 Legislações severas no controle da perda de gás natural
Apesar de o nosso país possuir uma forte legislação nesta luta contra o desperdício
deste recurso, a repreensão a este cenário não acontece de forma tão adequada quanto deveria,
faltam investimentos governamentais para que essas leis saiam do papel e sejam colocadas em
prática da melhor forma possível.
Ao tratar de uma legislação forte para minimizar o problema, esta deve abordar
assuntos como:
a) Políticas que especifiquem o papel da redução da perda de gás natural alcançando os
objetivos ambientais do país.
b) Legislação que dê ao órgão regulador o poder de agir eficazmente contra esta situação.
c) A legislação deve manter as responsabilidades do órgão regulador claramente definido
além de garantir que este seja independente das companhias operadoras evitando
assim qualquer conflito de interesses.
d) Os órgãos reguladores devem ser devidamente formados e financiados para que sejam
capazes de fazer cumprir os regulamentos.
e) As situações onde a queima de gás associado pode ser realizada sem uma pré-
aprovação do órgão regulador devem estar claramente definidas na legislação.
58
f) Procedimentos eficazes na medição do volume de gás perdido para um controle da
situação.
g) As entidades reguladoras devem ter um controle adequado e fortes poderes de
execução.
Para uma melhor ilustração a respeito dos poucos investimentos que são realizados, de
maneira a colocar a legislação vigente em nosso país em prática, bastar observar a reportagem
publicada pelo jornal “O Globo”, na qual é comparado o valor investido pela ANP em ações
de fiscalizações (R$ 5,03 milhões), com o valor desembolsado pela Petrobrás para servir café
em todas as unidades do país (R$ 5,5 milhões). (BOAS, Jornal O Globo, 2011)
Segundo especialistas, o valor fornecido para a ANP realizar as ações de fiscalização é
insuficiente, o ex-presidente David Zylbersztajn da ANP também concorda com isso e soma
ainda a este problema outro fato, o qual segundo ele a ANP não utiliza a verba total que é
disponibilizada, e a mesma não é muita. Apesar disso, a ANP em resposta a reportagem,
escreveu em nota garantindo que a verba é suficiente para o desempenho de tais fiscalizações.
7.3 Políticas de incentivos fiscais para melhor aproveitamento do gás natural
Infelizmente esse tipo de incentivo ainda não acontece em nosso país. Olhar o que os
outros países fazem e trazer para o nosso afim, com o objetivo de melhorar cada vez mais o
aproveitamento de nossos recursos deve ser a nossa meta. Como por exemplo, medidas
tomadas pelos Estados Unidos e já mencionadas anteriormente no trabalho. Apesar de não
possuírem as mesmas facilidades encontradas pelo nosso país com relação à exploração do
gás natural, ainda assim eles buscam a obtenção deste recurso através da exploração do
“Shale gas”, que conforme definido anteriormente, consiste em reservas de gás que não
possuem uma boa permeabilidade. Ou seja, ao perfurar um poço, o gás natural não é capaz de
escoar para ser produzido, é realizado então o chamado faturamento hidráulico que consiste
em trincar a rocha criando assim um caminho para que o gás natural possa escoar e ser
produzido.
As dificuldades apesar de maiores são superadas com a ajuda de incentivos fiscais
fornecidos pelo governo para as empresas que exploram este recurso. As questões fiscais que
influenciam, direta ou indiretamente, a perda de gás natural inclui: royalties, taxas e
participação do governo nos contratos de partilha de produção. Um tratamento diferencial
para a produção de gás, através de menores taxas e royalties, em comparação com a produção
de petróleo, promoveria um incentivo na produção e desenvolvimento de mercados. A Nigéria
adotou essa medida para encorajar o desenvolvimento de uma rede de gás obtendo sucesso,
59
mesmo sabendo que isso não resolveria completamente o problema, criou incentivos para
aumentar a utilização deste recurso em seu país. Outras jurisdições foram além, como o
Ministério de Energia de Alberta que incluiu em 1998 um programa de isenção de royalties
para que os operadores utilizassem gás associado. A Noruega que é um dos países que menos
queimam gás no mundo, sendo considerado um exemplo no ramo, introduziu uma taxa e
cobra por emissão de gases poluente como o CO2, em 1991. (WORLD BANK
GROUP,GLOBAL GAS FLARING REDUCTION)
7.4 Alternativas de transporte de gás natural
7.4.1 Gás Natural Liquefeito (GNL)
Em 2010, devido aos conflitos entre Brasil e Bolívia com relação à importação de gás
natural, nosso país por precaução buscou novas formas para suprir a necessidade interna, para
reduzir assim os riscos de problemas de abastecimento. Foi então que o Gás Natural
Liquefeito (GNL) ganhou relevância, tornando-se uma boa alternativa ao transporte de dutos,
principalmente quando diante das seguintes situações: (ANP, 2010)
a) Houver incerteza com relação ao volume de gás, que foi negociado e que foi
realmente entregue.
b) Malha dutoviária ainda precária.
c) Dutos já estão trabalhando com 100% da capacidade.
d) O abastecimento de gás natural no país é feito com a utilização de diversos modais
de transporte.
Esta forma de transporte que será descrita abaixo se justifica quando a distância e/ou
quantidade entre o mercado e o local de produção são elevadas inviabilizando a utilização de
dutos. A figura 26 mostra as etapas necessárias para a utilização desta forma de transportes.
Antes de ser transportado, o gás passa por processos de purificação onde são retirados
gases como H2S, CO2, água, óleo, etc. Posteriormente, este gás é comprimido e resfriado até
estar pronto para ser transportado, que de acordo com a figura 26 seria a etapa 4, a qual
consiste no processo de conversão do gás natural inicialmente em estado gasoso para o estado
líquido (liquefação), enquanto que a regaseificação, que consiste no processo inverso, estaria
representado pela etapa 6 da figura 26. (ANP, 2010)
60
Figura 26 - Cadeia de valor do GNL Fonte: adaptado de Oatley (2008)
Esta é a forma mais econômica para campos que possuem uma elevada produção de
gás associado e encontra-se longe dos mercados, o GNL ocupa um volume 600 vezes menor
que o gás em formato gasoso, o que torna vantajosa a sua utilização para longas distâncias,
onde o uso de dutos torna-se inviável.
7.4.2 Construção de gasodutos
Gasoduto é formado por uma tubulação que serve de meio de transporte ao gás
natural. Um fluido tende a escoar de uma região de maior pressão, para uma região de menor
pressão, sendo este o princípio de funcionamento do gasoduto. Porém, nem todos os casos
possuem situações adequadas para o escoamento do fluido, sendo necessária a utilização de
equipamentos capazes de transmitir energia ao fluido, tornando-o capaz de alcançar o objetivo
desejado. Como citado anteriormente, a falha em um desses possíveis equipamentos (turbo
máquinas) representa grande contribuinte para o enorme desperdício de gás natural que
acontece nos campos de petróleo. (Figura 27)
Figura 27 - Instalação de Gasodutos Fonte: http://www.gasnet.com.br/conteudo/4983
61
Além disso, para que possa ser garantida a segurança e a capacidade de operação do
gasoduto, é necessária manutenção além da utilização de técnicas anti-corrosão, por exemplo.
Para que isto seja possível, diversas estações são construídas sendo através delas que os
gasodutos deixam o subsolo e chegam até a superfície, onde existe toda uma estrutura a fim
de resolver e evitar qualquer tipo de problema nas tubulações.
O problema da perda de gás natural em nosso país deve-se em grande parte pela falta
de infraestrutura para o aproveitamento deste recurso, questão que engloba os poucos
investimentos na construção de gasodutos. A figura 28 mostra os gasodutos em operação, em
período de implantação e que estão sendo estudados. No mapa, observa-se claramente o
seguinte problema: a malha dutoviária existente não condiz com um país com dimensões
continentais como é o caso do Brasil.
Figura 28 - Malha dutoviária brasileira
Fonte: www://conexaogeografia.hdfree.com.br
A utilização de gasodutos é a maneira mais conhecida para transporte de gás natural,
esta alternativa de transporte é a mais aconselhável em casos onde a produção é elevada e as
distâncias até os mercados não são grandes.
7.4.3 Gas to Liquid (GTL)
Esta tecnologia surgiu em 1992, os cientistas alemães Franz Fischer e Hens Tropsch,
descobriram uma forma de converter o gás natural em um combustível líquido extremamente
parecido com o óleo cru, o que torna esta tecnologia extremamente interessante, pois
transforma o gás que seria vendido por um preço em produtos de maior valor agregado, que
são vendidos por preços maiores. O processo GTL consiste em duas etapas:
62
1° - O oxigênio separado do ar é injetado no reator para realizar uma reação de reforma do gás
natural. Outra forma utilizada é a injeção de vapor d’água no reator, o produto gerado desta
primeira etapa é chamado de Syngas, ou seja, gás de síntese. As reações ficariam então da
seguinte forma:
CH4 + 1/2 O2 → CO + 2 H2
CH4 + H2O → CO + 3 H2
2° - Nesta etapa, o gás formado anteriormente (syngas) entra no reator de Fischer-Tropsch
onde esses gases de cadeia curta serão combinados formando hidrocarbonetos de cadeia
longa, nesta reação é gerado vapor d’água superaquecido como subproduto sendo utilizado
em turbinas para geração de energia elétrica. De acordo com a seguinte reação química:
n(CO) + 2n (H2) → (CH2)n + n(H2O)
Estão formados assim hidrocarbonetos de cadeia longa muito parecida com o óleo cru,
estes seguem então para serem fracionados em diesel, nafta e outros derivados de maior valor
agregado.
Apesar de todos os benefícios que este tipo de tecnologia é capaz de nos fornecer
existem dois grandes empecilhos na sua implantação, um deles é o alto custo para instalação
da tecnologia e outro problema é o de espaço, pois essa planta necessita de uma grande área
para sua instalação. (ALIABADI & SHAMEKHI, 2012)
7.4.4 Gas to Wire (GTW)
Este tipo de tecnologia não se baseia no transporte do gás natural propriamente dito, o
que é realmente transportado de uma região para a outra é a energia elétrica obtida a partir
deste recurso.
O GTW é recomendado para campos com baixa ou média produção de gás associado
onde à construção de gasodutos e unidades de GTL e GNL não são tecnicamente ou
economicamente viáveis.
Esta tecnologia exige a instalação de uma infraestrutura para geração dessa energia
elétrica na unidade de produção Offshore ou Onshore, além de cabos de alta voltagem para
transmissão da energia elétrica para o mercado por serem de altas voltagens a unidade de
produção deverá estar ligada a rede nacional de abastecimento elétrico ou a consumidores que
precisem deste tipo de energia.
Existem dois tipos de possibilidade de transmissão desta energia, uma delas é a por
corrente alternada e a outra é por corrente contínua (High Voltage Direct Current – HVDC).
63
A figura 29 mostra a comparação sobre qual é a forma mais vantajosa levando em conta a
distância até o mercado. (ALIABADI & SHAMEKHI, 2012)
Figura 29 – Comparação de custo transmissão de eletricidade usando AC e HVDC
Fonte: Watanabe (2006)
7.4.5 Comparação entre as formas de transporte
Existem diversas tecnologias para transportar o gás natural até os mercados
consumidores, todas elas possuem suas peculiaridades. Vantagens e desvantagens, sendo
necessário um estudo de viabilidade técnica e econômica para que seja possível afirmar com
certeza qual é a melhor opção para que este gás natural produzido nos campos seja produzido.
(ALIABADI & SHAMEKHI, 2012)
A figura 30 serve para nos dar uma visão geral sobre que tipo de tecnologia deverá ser
utilizada, relacionando a vazão produzida de gás natural com a distância até os mercados
consumidores.
Figura 30 – Comparação de tipos de transporte de gás natural
Fonte: International Energy Agency Staff (2006)
64
7.5 Incidência de Imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviços (ICMS) na queima de gás natural
Uma das formas comumente utilizada por diversos países a fim de mitigar o
desperdício do gás natural, é a inserção de tributos sobre o volume de gás queimado/perdido.
Além dos royalties, outros impostos buscam a redução da queima através de ações punitivas.
Por exemplo, o seguinte caso: em 2010 foi proposta na Assembléia Legislativa do Rio de
Janeiro a incidência de 6% de ICMS sobre o gás descartado por queima (ESTADÃO, 2010).
Apesar de essas medidas parecerem extremamente atraentes além de teoricamente
simples de ser implantada, esta não é sempre a melhor maneira para se lidar com o problema.
No caso de um reservatório com alta produtividade, é interessante à adoção dessa medida,
porém em campos maduros, onde a produção não é tão lucrativa, esse tipo de ação não seria
importante, a melhor solução seria a adoção de políticas de bonificação e apoio às empresas
concessionárias, que muitas vezes são empresas de pequeno porte.
Este tipo de medida (adoção de ICMS) divide opiniões sobre sua legalidade ou não.
Uma corrente de especialistas afirma que esta conduta seria inconstitucional, pois defendem
que o termo “mercadoria” não se adéqua ao gás queimado.
“Se o possuir com a finalidade de vendê-lo dando impulso à cadeia produção-
consumo, então, se caracteriza como mercadoria, do contrário, será somente um bem
móvel.” (PEREIRA & SILVA, 2010).
Enquanto isso, outros especialistas defendem a incidência de ICMS, pois as
operadoras dos campos de petróleo devem realizar a exploração dessas áreas, de forma a
atender os interesses nacionais e de toda a sociedade.
“É tal que o contrato de concessão é cercado de instrumentos jurídicos que
estabelecem obrigações relativas ao cumprimento de metas de desenvolvimento dos campos,
prevendo a sua retomada pela União no caso de descumprimento das metas.” (PEREIRA &
SILVA, 2010).
Nota-se que este assunto é extremamente delicado e dá margem a diversas
interpretações. Como o objetivo deste trabalho não é entrar em um debate jurídico sobre o
assunto, fica a caráter do leitor a interpretação e o posicionamento referente a tal questão, mas
o fato é que independente desta questão este tipo de política só será de interesse geral caso
possua algo além de um caráter arrecadatório para gerar receita para o estado, esta política
deve estar de acordo com o seu objetivo central, que é reduzir o desperdício de gás natural.
Este tipo de solução apesar de ser muito utilizada, deve ser realizada com cautela,
observando a diferenças para cada caso, por exemplo, se o campo é terrestre ou marítimo, se é
65
um campo maduro, cada situação merece um tratamento distinto. Além disso, caso essa
política não venha com uma estrutura sólida, mantendo o foco principal, que é reduzir a
queima de gás natural, ela será apenas uma forma de arrecadação de verba.
66
VIII – ESTUDO DE CASO
Enquanto os capítulos anteriores possuem uma base mais teórica indispensável para a
compreensão desta monografia, este capítulo tem por objetivo levar o leitor a uma realidade
técnica e prática a respeito do objetivo das grandes companhias e dos países produtores de
petróleo e gás natural, que é a Queima Zero. Em capítulos anteriores, foi mostrado que
existem diversas formas de controle, diversas tecnologias, esforços realizados pelas agências
reguladoras e pelas operadoras do campo, porém até então a Queima Zero não era nada de
concreto. Para a alteração deste ponto de vista, a melhor forma de expor e demonstrar que é
realmente possível alcançar este objetivo, é através de um estudo de caso.
O estudo de caso escolhido para trabalharmos neste capítulo, foi o primeiro projeto de
Queima Zero realizado na região do Oriente Médio e no Golfo do México, foi concretizado
pela Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO).
A ADCO em 1997, começou a realizar pesquisas e estudos com o objetivo de reduzir a
perda de gás natural e já em 1999, o primeiro projeto piloto para eliminar a queima de gases
inertes, foi implementado. Porém, só em 2003, foi possível chegar ao escopo do primeiro
projeto de Queima Zero em um dos maiores campos explorados pela companhia. Atualmente,
a ADCO continua implementando projetos de recuperação de vapor, redução de queima e/ou
Queima Zero em seus campos utilizando as experiências e lições aprendidas em projetos
anteriores. Nessas lições, é importante citar a utilização das tecnologias mais adequadas,
avaliação e recomendação dos locais mais propícios para implantação do projeto, além do
gerenciamento do mesmo. (WASFI, 2004)
Além de alcançar a tão almejada marca de Queima Zero, o projeto implementado pela
ADCO tinha por objetivo:
a) transferência de tecnologia, conhecimento e experiência entre seus parceiros.
b) ganhar experiência e aprender através do monitoramento desta planta de
operação.
Inúmeros desafios foram enfrentados pela companhia para que este projeto exemplar
fosse alcançado, entre eles:
a) Recuperação do Gás gerado pela destilação Flash.
b) Eliminação do gás piloto.
c) Alta concentração de H2S no Gás Natural.
d) Problemas relacionados à segurança.
e) Eliminação de Gases Inertes.
67
f) Eliminação de Gás de Purga.
Desafios foram feitos para serem superados e a indústria de petróleo é motivada por
alcançar seus objetivos superando os desafios encontrados durante este caminho, e com
relação à Queima Zero não foi diferente, os desafios citados acima foram devidamente
superados através da implementação das seguintes soluções (WASFI, 2004):
a) sistema de recuperação de vapor usando óleo injetado através de um compressor.
b) utilização de uma válvula de rápida abertura (Quick Opening Valve-QOV) nas linhas de
flare de 30 polegadas.
c) novo sistema de ignição com alta perfeição.
d) sistemas de controle e monitoramento que garanta a rápida abertura da QOV promovendo
fluxo de informações online sobre a QOV e o sistema de ignição automático.
e) novo bico de Flare que se adaptem melhor as novas condições de funcionamento.
f) medidores de vazões ultrassônicos para dimensionar a quantidade do gás enviado ao Flare.
Após tomar ciência dos objetivos do projeto, os desafios que foram encontrados para
que o mesmo fosse colocado em prática e as soluções que foram utilizadas para alcançar os
objetivos propostos inicialmente superando os que haviam sido encontrados, será abordado
agora o que é necessário ao sistema para que a Queima Zero seja alcançada.
a) Compressor para recuperação de vapor. (VRC)
b) Garantia de alta integridade da QOV sem que seja permitido nenhum vazamento no Flare,
incluindo transmissores de pressão.
c) Sistema de ignição confiável.
d) Disponibilidade de N2 para utilização contínua como gás de purga.
e) Novo bico de Flare que se adaptem melhor as novas condições de funcionamento.
f) Sistema de controle e monitoramento que garanta um perfeito funcionamento da QOV e
promova uma troca de informações online além de controlar o compressor para
recuperação de vapor e o sistema de ignição.
Nesta etapa do capítulo será descrito o processo que ocorre na planta projetada pela
ADCO visando a Queima Zero. A figura 31 mostra o esquema do sistema de Flare utilizado e
os outros sistemas relacionados ao mesmo, apesar de projetado para não haver perdas de gás
natural, caso algum problema aconteça o gás precisará ser ventilado/queimado por motivos de
segurança, porém este modo trabalha de forma a minimizar este possível problema.
68
O gás que normalmente seria queimado ou ventilado toma agora o caminho do Flare
Suction Tank (FST), de onde será encaminhado até o VRC para ser comprimido e enviado até
a planta projetada pela GASCO, subsidiária da empresa Abu Dhabi National Oil Company.
Com um abastecimento confiável de N2 utilizando-o assim como gás de purga e
consequentemente evitando a utilização de hidrocarbonetos para este fim, garantido que o gás
piloto não seja enviado até o Flare, é possível chegar então a Queima Zero, levando em
consideração sempre que estas são condições normais de operação, porém quando um evento
inesperado acontece o gás será direcionado para o Flare através da válvula de abertura rápida
(QOV), caso ocorra falha nessa válvula um sistema de by-pass é utilizado para contornar essa
válvula, esse gás passará pelo medidor ultrassônico onde será computado o valor de gás
queimado.
Outra parte importante desse sistema é o sistema de ignição, formado por 4
“fagulhadores” e um novo tipo de bico do Flare, que garante uma perfeita vedação impedindo
que o gás escape, garantindo assim nenhuma queima ou ventilação de hidrocarbonetos leves
que muitas vezes possuem alto teor de H2S.
Figura 31 – Planta projetada pela ADCO visando a Queima Zero
Fonte: Wasfi (2004)
69
A torre de Flare é continuamente purificada com gás nitrogênio nas linhas abaixo da
QOV para evitar a entrada de ar durante condições normais de operação, sendo portanto
queimado N2. Daí a necessidade de um fornecimento confiável de nitrogênio, pois caso esse
fornecimento de nitrogênio seja comprometido hidrocarbonetos serão usados
automaticamente no processo de purificação, o que ocasionará a queima deste recurso natural.
(WASFI, 2004)
Ao lado da questão técnica, outro fator que influencia diretamente a implantação de
um projeto é a questão econômica. Já foram abordadas as partes técnicas, equipamentos e
procedimentos utilizados nesta planta para alcançar o objetivo principal, que consiste na
proteção e uso racional do gás natural.
O estudo de caso abordado neste capítulo possui um custo total de implantação
estimado em 7 MM$, considerando que a redução de custos devido a impactos ambientais que
incluem problemas de saúde gire em torno de 1,2 MM$ por ano. Além disso, o aumento da
recuperação de gás natural geraria uma receita de anual de 1,4 MM$. A partir destes dados é
possível concluir que o projeto começaria a gerar lucro em menos de 3 anos. (WASFI , 2004)
Modelos deste tipo são utilizados na Noruega e no Canadá, o mesmo possui ainda a
vantagem de ser capaz de operar em um modo que minimize as queimas de gás, quando as
mesmas são inevitáveis.
70
IX – RECOMENDAÇÕES
O objetivo deste capítulo é dar recomendações gerais, podendo ser dividido em três
partes sendo elas: recomendações às empresas operadoras, recomendações aos governos e às
agências reguladoras de cada país e recomendações para trabalhos futuros. Como já foi
mencionado anteriormente cada recomendação dependerá de cada situação existente no
campo como, por exemplo, estudos de viabilidade econômica, espaço para implantação da
tecnologia, volume e características do gás produzido, entre outros. Por esta razão não
podemos generalizar nenhum tipo de recomendação mencionado neste capítulo sem um
estudo profundo sobre o campo, sobre o país, agências reguladoras existentes assim como da
legislação vigente em questão.
9.1 Recomendações às operadoras:
Como recomendações às empresas operadoras dos campos para maximizar a produção
de gás natural, reduzindo assim a queima e a ventilação deste recurso natural não renovável
pode-se mencionar:
- Investimento em universidades para desenvolvimento de novas tecnologias.
- Formação de parcerias com empresas que possuam forte tecnologia na busca a Queima
Zero.
- Investimento em infraestrutura para escoamento da produção de gás natural.
- Acordo com as agências reguladoras.
- Estudos sobre as principais causas técnicas que levam a queima e/ou ventilação do gás para
que a partir daí saiba-se combater o foco do problema.
9.2 Recomendações aos governos e às agências reguladoras:
Como recomendações aos órgãos governamentais e ao próprio governo para um
melhor controle e consequentemente uma redução da queima e da ventilação deste recurso
podem ser citadas as seguintes opções:
- Destinar mais recursos para as agências reguladoras para fiscalizações.
- Otimização dos recursos disponíveis nas agências reguladoras.
- Investimento em capacidade de monitoramento da movimentação de fluidos em tempo real.
- Acordos entre agências reguladoras e empresas operadoras.
- Manter a legislação atualizada de acordo com a necessidade existente.
71
9.3 Recomendações de trabalhos futuros:
A queima de gás natural é um assunto muito recente e de grande importância
atualmente, não só devido às preocupações ambientais, mas também devido aos impactos
socioeconômicos que acabam sendo ocasionados. Podemos perceber isto observando todos os
esforços que estão sendo feitos tanto pelas operadoras quanto pelas agências reguladoras.
Por estas razões o número de estudiosos sobre o assunto é grande e a tendência é
aumentar até que seja um assunto com soluções cada vez mais viáveis estudadas e
implementadas em todos os campos onde este desperdício acaba por comprometer a produção
de gás natural.
Ficam então como legados as lições aprendidas durante todo o trabalho e como
sugestão para trabalhos futuros pontos que o leitor achou interessante e que possam ser
desenvolvidos mais profundamente. Os seguintes temas podem ser interessantes:
- Comparar a legislação brasileira com a de países que queimam pouco e países que queimam
muito gás natural.
- Estudo de caso sobre um campo no Brasil oferecendo soluções que minimizem a ventilação
e a queima deste recurso.
- Estudo sobre turbomáquinas, obtendo as maiores causas de problemas e oferecendo soluções
para amenizar tal quadro.
72
X – CONSIDERAÇÕES FINAIS
A produção de petróleo está em plena expansão no Brasil. Paralelamente a isso,
investimentos em novas tecnologias e em programas com o objetivo de reduzir as queimas de
gás natural no Brasil, são expectativas que deverão tornar-se realidade. É necessário diminuir
a queima de gás, enquanto se aumenta a produção de petróleo. Isso até tem ocorrido com
elevados investimentos, que buscam a meta de melhorar o aproveitamento do gás natural, um
dos objetivos da Petrobrás.
O Brasil está entre os cinco produtores que menos queimam gás, o primeiro é a
Rússia, mas isso não deve bastar e servir de argumento para não buscar novos investimentos.
Apesar dos avanços, a queima de gás na produção de petróleo é persistente.
Durante o trabalho desenvolvido, é possível perceber que o Gás Natural possui
diversos usos tais como no setor industrial, setor de transporte, setor residencial e comercial, e
no setor de geração elétrica. Existem dois tipos de gás natural, associado e não-associado,
ambos encontrados na natureza. A utilização deste recurso natural não renovável apresenta
várias vantagens como, por exemplo, a diversificação da Matriz Energética, o alto rendimento
energético e a diminuição da poluição.
Devido à queima e o desperdício do gás natural, é imprescindível à regulamentação,
através da criação de órgãos reguladores, que possuem instrumentos de combate e controle da
queima.
Para alcançar o objetivo do trabalho, torna-se necessário conhecer a causa pelos quais
esse desperdício acontece, como por problemas nas turbomáquinas e falhas nos sistemas
operacionais. Em contra partida a estes argumentos, também existem os motivos pelos quais a
queima deve ser evitada, como por exemplo, pelos impactos ambientais e socioeconômicos.
Diante dos problemas apresentados, há necessidade de criarmos alternativas para que o
mesmo seja minimizado. A re-injeção do gás natural, as diversas alternativas de transporte e
as políticas de incentivos fiscais podem vir a otimizar o uso do gás natural.
Após a abordagem da parte teórica, constata-se a necessidade de demonstrar na
prática, que essa solução é possível e que já ocorrem em outros países,
É importante ressaltar que a queima de gás faz parte do processo de produção de
petróleo e gás. Existe em todos os países, mas por razões ambientais e econômicas essa
queima pode e deve ser diminuída. Os órgãos reguladores possuem mecanismos que visam
reduzir essa queima e também nota-se um compromisso com as empresas nessa direção, por
73
isso a expectativa é que no futuro existam níveis decrescentes de queima, mas é necessário
que políticas governamentais se preocupem mais com isso.
74
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ABNT. Associação Brasileira de Normas Técnicas. Disponível em: <http://www.abnt.org.br/ m3.asp?cod_pagina=929>. Acesso em: 25 de out. de 2011. AFFONSO, L. O.; MARTINS, G. L. Desempenho de Turbomáquinas no Campo. Rio de Janeiro: Ibp, 2009. 196 p. AGA. American Gas Association. Disponível em: <http://www.aga. org/About/Pages/default. aspx>. Acesso em: 25 de out. de 2011. AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. O gás natural liquefeito no Brasil. Disponível em: <www.anp.gov.br/?dw=36796>. Acesso em: 20 abr. 2012. AL-AZMI, F.; PARIKH, C. Reducing Gas Flaring by Improving Turndown Ratio of Centrifugal Compressor. IPTC 14754, 2011. ALIABADI, A.; SHAMEKHI, A. Recent Developments in Gas Flaring and Venting Reduction. SPE 152024, SPE International, 2012. AL-KANDARI, A. H.; SADEQ, O.; KUMAR, A.Gas Flare Reduction through Operational Enhancement and Innovative Modification and Projects. IPTC 14564, 2011. AL-OTAIBI, F. M.; AL-ADWANI, E. M.; NOUR, M. M. KOC 1% Gas Flaring Target. IPTC 11394, 2007. ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Gás Natural. Disponível em: <http://www.an eel.gov.br/aplicações/atlas/pdf/09-Gas_Natural(2).pdf>. Acesso em: 30 out. 2011. ANP. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Disponível em: <http:// www.anp.gov.br/>. Acesso em: 20 maio 2012. ANP. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, Rio de Janeiro, p.01-227, 01 dez. 2011. API. American Petroleum Institute. Disponível em: <http://www. api.org/aboutapi/>. Acesso em: 17 dez. 2011. BAIOCO, J. S. Custos e Benefícios Econômicos de Tecnologias de Transporte de Gás Natural no Brasil. 2007. 10 f. Artigo - Universidade Federal do Rio de Janeiro, 2007. BMP: Boletim Mensal de Produção. Rio de Janeiro: ANP, 31 abr. 2011. BOAS, B. V. Petrobras gasta mais com café do que ANP com fiscalização. O Globo, Rio de Janeiro. 28 nov. 2011. Disponível em: <http://oglobo.globo .com/pais/noblat/posts/2011/11/2 8/petrobras-gasta-mais-com-cafe-do-que-anp-com-fiscalizacao-418887.asp>. Acesso em: 09 abr. 2012.
75
BRASIL. Lei Federal n° 9.478/1997. Disponível em:<http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/L eis/L9478.htm>. Acesso em: 20 dez. 2011. BRASIL. Lei Federal nº 11.097/2005. Disponível em: <http://www.planalto.gov.br/ccivil_0 3/_a to2004-2006/2005/Lei/L11097.htm>. Acesso em: 20 dez. 2011. BRASIL. Portaria ANP n° 90, de 31 de maio de 2000. Disponível em: < http://nxt.anp.gov .br/nxt/gateway.dll/leg/folder_portarias_anp/portarias_anp_tec/2000/junho/panp%2090%20%202000.xml>. Acesso em: 20 jan. 2012. BRASIL. Portaria ANP n° 100, de 04 de junho de 1999. Disponível em: <http://nxt.anp .gov.br/nxt/gateway.dll/leg/folder_portarias_anp/portarias_anp_tec/1999/junho/panp%2010%20-%201999.xml>. Acesso em: 20 jan. 2012. BRASIL. Portaria ANP n° 123, de 03 de novembro de 2000. Disponível em: <http://nxt.a np.gov.br/nxt/gateway.dll/leg/folder_portarias_anp/portarias_anp_tec/2000/novembro/panp%20249%20-%202000.xml?f=templates$fn=document-frame.htm$3.0$q=$x=>. Acesso em: 20 jan. 2012. BRASIL. Portaria ANP n° 123, de 18 de julho de 2000. Disponível em: <http://nxt.anp.g ov.br/nxt/gateway.dll/leg/folder_portarias_anp/portarias_anp_tec/2000/julho/panp%20123%20-%202000.xml>. Acesso em: 20 jan. 2012. BRASIL. Portaria Conjunta ANP/INMETRO n° 01, de 19 de junho de 2000. Aprova o Regulamento técnico de medição de petróleo e gás natural. Disponível em: < http://www.anp. gov.br/?id=478 >. Acesso em: 20 jan. 2010. BRAZIL TECHNICAL WORKSHOP ON DEEPWATER OIL AND GAS TECHNOLOGY AND ENVIRONMENTAL MANAGEMENT, 1., 2011, Rio de Janeiro. Alternatives to gas flaring: Brazil's regulatory approach to reduce gas flaring. Rio de Janeiro: ANP, 2011. BRITTON, P. S.; DUNLOP, J. P. In: OFFSHORE TECHNOLOGY CONFERENCE, 2007, Houston. CNG and Other LNG Alternatives—CNG Marine Gas Transport Solution: Tested and Ready. Houston. CTGAS-ER. Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis. Disponível em: <http://w ww.ctgas.com.br >. Acesso em: 25 de out. de 2011. EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Balanço Energético Nacional. Rio de Janeiro, 2011. Disponível em: <https://ben.epe.gov.br/downloads/Relatorio_Fin al_BEN_2011.pdf>. Acesso em: 10 fev. 2012. FIESCNET. Disponível em:<http://www2.fiescnet.com.br/web/pt/site_topo/infra/info/historia -do-gas-natural>. Acesso em 25 de out. de 2011. GALP ENERGIA. Reservas e recursos petrolíferos. Disponível em: <http://www.galpenergia .com/PT/agalpenergia/os-nossos-negocios/Exploracao-Producao/Paginas/Reservas-e-recursos -petroliferos.aspx>. Acesso em: 02 nov. 2011.
76
GALVÃO, R. S. P. P. Da União ao Particular: Tributação do ICMS Sobre o Gás Natural. Disponível em: <http://www.portalabpg.org.br/PDPetro/3/trabalhos/IBP0385_05.pdf>. Acesso em: 25 mar. 2012. GLOBAL GAS FLARING REDUCTION: Regulation of associated gas flaring and venting. Washington Dc: World Bank Group, 2004. HARRELL, D. R.; GARDNER, T. L. Significant Differences in Proved Reserves Volumes Estimated Using SPE/WPC Reserves Compared to United States Securities and Exchange Commission (SEC) Definitions. In: SPE ANNUAL TECHNICAL CONFERENCE AND EXHIBITION, 2003, Denver. Disponível em: <http://www.spe.org/elibinfo/eLibrary_Pape rs/spe/2003/03ATCE/00084145/00084145.htm>. Acesso em: 24 set. 2005. LABEYRIE, H.; ROCHER, A. Reducing Flaring and Improving Energy Efficiency: An Operator’s View. SPE 126644, SPE International, 2010. MELO, M. S. de M. Gás Natural: Uma análise econômica da demanda focada no setor industrial. 2005. 118 f. Projeto de Fim de Curso - Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2005. MIAN, M.; AL QUBAISI, N. Air Emission Reduction and Zero Flaring and Venting. SPE 152709, SPE International, 2012. NAMI, R. S.; BLUM, E.; MARTINEK, D. C. Desenvolvimento do mercado. Disponível em: <http://cursos.unisanta.br/engpetroleo/documentos/Grupo_6_desenv_mercado_nacional_de_GN.pdf>. Acesso em: 25 out. 2011. O Site do gás natural Disponível em: <http://www.gasnet.com.br/novo_gasnatural/gas_compl eto.asp>. Acesso em: 27 out. 2011. PASSOS, M. de F. S. A. Gasoduto Bolívia-Brasil. Disponível em: <http://ecen.com/eee10/g asp.htm>. Acesso em: 31 out. 2011. RUFF, C. Solution Gas Flaring and Venting at Alberta Primary Crude Bitumen Operations. SPE 152024, SPE International, 2012. SACRAMENTO, M. S. Avaliação dos danos ambientais e socioeconômicos originados pela queima do gás natural no processo produtivo do petróleo no Brasil. Disponível em: <http://www.ebah.com.br/content/ABAAAA8boAH/avaliacao-dos-danos-ambientaissocioeco nomicos-originados-pela-queima-gas-natural-no-processo-produtivo-petroleo-no-brasil>. Acesso em: 25 mar. 2012. SPE. Gas to Wire System (GTW) for Developing "Small Gas Field" and Exploiting "Associated Gas". Disponível em: <http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview ?id=SPE-103746-MS>. Acesso em: 18 mar. 2012. TACQUES, R. R.; Vibração de Turbomáquinas. Abendi, Rio de Janeiro, n., p.22-29, 01 abr. 2009.
77
THOMAS, J. E. (Org.). Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2. ed. Rio de Janeiro: Interciência, 2001. Turbomáquinas. In Infopédia [Em linha]. Porto Editora, 2003-2012. Disponível em: <http://www.infopedia.pt/$turbomaquinas>. Acesso em: 13/03/2012 UNICA. União da Indústria da Cana-de-açúcar. Definição da matriz energética brasileira exige políticas públicas adequadas. Disponível em: <http://www.unica.com.br/noticias/sho w.asp?nwsCode=%7B6B815F2E-B625-42AB-AD15-2460E415E924%7D>. Acesso em: 31 out. 2011. WASFI, K. A. The First Real Gas Flaring Project in the Middle East and Gulf Region. SPE 88669, SPE International, 2004.