Análise de cenários gas-to-wire para gás rico em CO2 no pré-sal: estabilidade de combustão e viabilidade energética

Abstract

Este trabalho avalia a viabilidade energética e ambiental do aproveitamento do gás natural rico em CO2 extraído do pré-sal brasileiro para geração de energia embarcada em plataformas do tipo Floating Production Storage and Offloading (FPSO), por meio da modelagem numérica da combustão turbulenta pré-misturada e da análise comparativa de cenários de aproveitamento do gás associado produzido. Simulações de Dinâmica dos Fluidos Computacional foram realizadas no programa computacional Ansys Fluent com o modelo de Zimont, alimentado por velocidades de chama laminar calculadas no programa computacional Cantera com o mecanismo cinético detalhado GRI-Mech 3.0, para cinco composições de gás natural com teores de CO2 de 2% a 42% em base molar (misturas M-1 a M-5), em quatro razões de equivalência. Os limites de estabilidade obtidos foram aplicados como restrição operacional a um modelo analítico de balanço energético para uma FPSO de referência com 75 MW de potência disponível e vazão bruta de 6 Mm3/d, representativa da Bacia de Santos. Para a razão de equivalência de referência ϕ = 0,6, representativa da faixa conservadora de operação de turbinas lean premixed, apenas as misturas M-1 (2% de CO2) e M-2 (12% de CO2) apresentaram combustão estável. As misturas M-3, M-4 e M-5 resultaram em extinção da chama, enquanto para ϕ = 0,7 e ϕ = 0,8 todas as misturas apresentaram combustão estável, incluindo a M-5 com 42% de CO2. No balanço energético, o Cenário 1 (Gas-to-Pipe) revelou que o aumento do teor de CO2 impõe penalidade energética dupla e crescente: o custo elétrico operacional cresce de 52,4 MW em M-1 para 75,0 MW em M-5, eliminando toda a margem operacional, enquanto a energia química exportada recua de 2409,4 MW para 1235,9 MW, redução de 48,7%. O Cenário 2 (Gas-to-Wire híbrido), que propõe queima direta do gás bruto nas turbinas internas, não apresentou viabilidade energética em nenhuma mistura: em M-2, única mistura tecnicamente viável além de M-1, a penalidade do menor poder calorífico superou o benefício da liberação das membranas, resultando em redução de 9,4 MW na energia exportada. A variante sem flare do Cenário 2 produziu ganhos positivos sobre o Cenário 1 em todas as misturas, de 134,0 MW em M-1 e 119,1 MW em M-2, porém com tendência decrescente, atingindo apenas 21,6 MW em M-5. O Cenário 3 (Gas-to-Wire puro) em ciclo combinado com eficiência de 54,4% exportou 1383,9 MW em M-1 e 1248,4 MW em M-2 na forma de eletricidade, com emissões atmosféricas virtualmente nulas pela reinjeção integral dos gases de exaustão, configurando-se como a alternativa de maior potencial de descarbonização entre todas as avaliadas. A adequação do modelo analítico foi confirmada com desvio inferior a 1% em relação aos resultados de Interlenghi et al. (2019) para condições equivalentes. Para as misturas M-3 a M-5, o Cenário 1 permanece como única alternativa operacionalmente viável no escopo deste trabalho.

This work evaluates the energetic and environmental feasibility of using CO2-rich natural gas from the Brazilian pre-salt for onboard power generation in Floating Production Storage and Offloading (FPSO) platforms, through numerical modelling of turbulent premixed combustion and a comparative analysis of associated gas utilisation scenarios. Computational Fluid Dynamics simulations were performed in Ansys Fluent using the Zimont Turbulent Flame Closure model, fed by laminar flame speeds calculated in Cantera with the GRI-Mech 3.0 mechanism, for five natural gas compositions with CO2 contents ranging from 2% to 42% on a molar basis (mixtures M-1 to M-5), at four equivalence ratios. The resulting stability limits were applied as operational constraints to an analytical energy balance model for a reference FPSO with 75 MW available power and 6 Mm3/d gross flow rate, representative of the Santos Basin. At the reference equivalence ratio ϕ = 0.6, representative of the conservative operating range of lean premixed turbines, only mixtures M-1 (2% CO2) and M-2 (12% CO2) achieved stable combustion. Mixtures M-3, M-4 and M-5 resulted in flame extinction, whereas at ϕ = 0.7 and ϕ = 0.8 all mixtures exhibited stable combustion, including M-5 at 42% CO2. In the energy balance, Scenario 1 (Gas-to-Pipe) showed that increasing CO2 content imposes a dual and growing energetic penalty: operational electrical cost rises from 52.4 MW in M-1 to 75.0 MW in M-5, eliminating all operational margin, while exported chemical energy falls from 2409.4 MW to 1235.9 MW, a 48.7% reduction. Scenario 2 (hybrid Gas-to-Wire), proposing direct combustion of raw gas in the internal turbines, showed no energetic advantage in any mixture: in M-2, the only technically viable mixture beyond M-1, the lower heating value penalty outweighed the membrane system savings, resulting in a 9.4 MW reduction in exported energy. The flare-free variant of Scenario 2 produced positive gains over Scenario 1 across all mixtures, of 134.0 MW in M-1 and 119.1 MW in M-2, but with a sharply decreasing trend, reaching only 21.6 MW in M-5. Scenario 3 (pure Gas-to-Wire) in combined cycle at 54.4% efficiency exported 1383.9 MW in M-1 and 1248.4 MW in M-2 as electricity with virtually zero atmospheric emissions through full exhaust gas reinjection, making it the alternative with the highest decarbonisation potential among all those evaluated. Model adequacy was confirmed with less than 1% deviation from the results of Interlenghi et al. (2019) under equivalent conditions. For mixtures M-3 to M-5, Scenario 1 remains the only operationally viable alternative within the scope of this work.