Estudo do controle de H2S (sulfeto de hidrogênio) e CO2 (dióxido de carbono) em uma planta de produção de óleo e gás na camada pré-sal
Resumo
A indústria offshore encontra-se em plena ascensão no Brasil, impulsionada pela
descoberta de óleo leve e gás rico, abundantes na camada pré-sal. O gás natural explorado na
camada pré-sal possui componentes caloríficos superiores, porém possui H2S e CO2 (considerados
componentes ácidos) dissolvido em sua composição. A remoção de tais componentes se faz
necessária ainda no campo de produção, visando enquadrar o gás nas especificações vigentes pela
ANP Agência Nacional do Petróleo. Atualmente o método mais utilizado na remoção de
componentes ácidos no gás extraído da camada pré-sal é através de plantas de amina. Com isso
surge a necessidade em conhecer o processo e operá-lo da maneira mais eficiente possível, tratando
a mesma quantidade de gás com o menor custo. A necessidade da pesquisa surge da dificuldade por
parte da operação do FPSO Capixaba para manter as especificações de projeto do fabricante (VME
Process), quanto à concentração da amina solvente, quantidade de água tratada e amina nova
inserida diariamente no sistema. Para manter os níveis estabelecidos em projeto se fazia necessário
à adição muito superior tanto de amina solvente quanto de água tratada, apresentando uma remoção
de H2S e CO2 horas satisfatória horas não. Assim o objetivo desta investigação foi propor o ponto de
operação melhor possível para a planta de amina em operação no FPSO Capixaba através de um
estudo de caso, tendo como base o período de Maio de 2010 até Junho de 2012 e, para isso utilizouse
a construção de gráficos de dispersão baseado em dados históricos para encontrar a
concentração ideal em que o sistema opera com a melhor eficiência com relação a remoção de H2S e
CO2, menor adição de amina e água tratada diariamente. Os resultados foram confrontados com o
especificando em projetos e aplicados no processo, resultando em uma economia na ordem 75,8%
amina e 76% de água tratada mensalmente, mantendo o gás tratado no sistema dentro das
especificações e normas vigentes no Brasil. Foi construído um modelo de regressão múltipla para
estudo da relação entre a concentração de água/amina e a concentração de H2S e CO2. Obteve-se
um total de amostras de 245 dias para concentração de amina (classificada como variável
dependente) e buscou-se uma equação que estimasse a sua relação com a concentração de CO2 e
H2S (consideradas variáveis independentes). Os resultados obtidos no modelo indicam uma boa
relação nos estimadores estudados (R2(ajustado)= 0,8051) e um erro padrão de 0,029.