Amaral Junior, Samuel Mathias do2025-08-052025-08-052025-08-05https://dspace.unila.edu.br/handle/123456789/9179Tese apresentada ao Programa de Pós-Graduação Interdisciplinar em Energia e Sustentabilidade da Universidade Federal da Integração Latino-Americana, como requisito parcial à obtenção do título de Doutor em Energia e Sustentabilidade.O gás natural no Brasil atende demandas dos setores produtivos e de serviço, com sua produção majoritariamente associada à produção de petróleo. Neste sentido o aumento da produção nacional acompanha a expansão da exploração do Pré-Sal. No entanto, sua disponibilização ao mercado é limitada, uma vez que depende de uma estrutura de rede composta por gasodutos de escoamento de gás não processado, Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs), gasodutos de transporte de gás especificado e estações de regaseificação. A infraestrutura existente apresenta restrições quanto à capacidade de escoamento das unidades produtoras às UPGNs, resultando no aumento da reinjeção nos reservatórios, enquanto gera ociosidade em UPGNs sem malha de gasodutos interligada. A reinjeção, embora aumente o fator de recuperação de petróleo, reduz a oferta de gás ao mercado, levando à necessidade de importação. Para a tratativa destas questões, a formulação da Lei nº 14.134/2021 tem como objetivo, dentre outros, fomentar investimentos no setor, incluindo a abertura do acesso à infraestrutura existente para outras empresas. Para este fim, as pendências de regulação são atendidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), as quais estão em constante aprimoramento. Sendo assim este estudo propõe três abordagens sobre o tema, no formato de artigos independentes: (1) desenvolvimento de uma referência para compor uma tarifação de processamento, até então ausente, baseado na eficiência de recuperação de Líquidos de Gás Natural (LGN) e no consumo energético das rotas tecnológicas; (2) investigação da possibilidade de reprocessar gás natural, utilizando margens de especificação de gás tratado, para aumento da taxas de utilização em UPGNs ociosas, com recuperação de LGN residual; e (3) abordagem de Dinâmica de Sistemas (DS) para modelar o comportamento do mercado de gás natural considerando as interações entre oferta, demanda e infraestrutura. Para alcançar tais objetivos, foi utilizada simulação em regime estacionário de fluxogramas de processo pelo software Aspen Hysys® para as propostas (1) e (2), e simulação de um modelo de DS com auxílio da aplicação Insight Maker® para a proposta (3). Dentre os resultados, o primeiro estudo (1) apresenta um fator energético variando de 0 a 1, onde 1 equivale à máxima recuperação de LGN através da rota tecnológica composta por turbo-expansão e refrigeração mecânica para liquefação de frações de maior peso molecular, fornecendo uma referência de formulação de tarifas de processamento. O estudo (2) demonstra ganhos na recuperação de LGN residual em 2,3 vezes superior ao utilizar a margem de ociosidade da UPGN. Este resultado equivale ao caso estudado cuja corrente apresenta a máxima concentração de C3+, segundo a especificação da ANP, comparado à taxa de utilização histórica de 18%. Por fim, a simulação do modelo no estudo (3) permite inferir sobre a efetividade do uso de DS para avaliar o comportamento estocástico do gás natural no mercado, considerando fatores como políticas de redução de emissões de gases de efeito estufa. A simulação projeta que, se mantida a taxa de reinjeção, o valor do gás reinjetado alcançará o valor produzido em 2031, sendo o Brasil totalmente dependente de importação. Desta forma, as abordagens oferecem ferramentas para a auxílio na formulação de regulação, otimização da infraestrutura existente e planejamento estratégico no setor de gás natural e seus impactos na economia. Resumen El gas natural en Brasil satisface las demandas de los sectores productivos y de servicios, con su producción mayoritariamente asociada a la producción de petróleo. En este sentido, el aumento de la producción nacional acompaña la expansión de la exploración del Presal. Sin embargo, su disponibilidad en el mercado está limitada, ya que depende de una estructura de red compuesta por gasoductos de evacuación de gas no procesado, Unidades de Procesamiento de Gas Natural (UPGN), gasoductos de transporte de gas especificado y estaciones de regasificación. La infraestructura existente presenta restricciones en cuanto a la capacidad de evacuación desde las unidades productoras hacia las UPGNs, lo que resulta en un aumento de la reinyección en los reservorios, mientras genera ociosidad en UPGNs sin una red de gasoductos interconectada. La reinyección, aunque incrementa el factor de recuperación de petróleo, reduce la oferta de gas al mercado, llevando a la necesidad de importación. Para abordar estas cuestiones, la formulación de la Ley Nº 14.134/2021 tiene como objetivo, entre otros, fomentar inversiones en el sector, incluyendo la apertura del acceso a la infraestructura existente para otras empresas. Para este fin, las pendientes de regulación son atendidas por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), las cuales están en constante mejora. Así, este estudio propone tres enfoques sobre el tema, en formato de artículos independientes: (1) desarrollo de una referencia para establecer una tarifación de procesamiento, hasta ahora inexistente, basada en la eficiencia de recuperación de Líquidos de Gas Natural (LGN) y en el consumo energético de las rutas tecnológicas; (2) investigación de la posibilidad de reprocesar gas natural, utilizando márgenes de especificación de gas tratado, para incrementar las tasas de utilización en UPGNs ociosas, con recuperación de LGN residual; y (3) enfoque de Dinámica de Sistemas (DS) para modelar el comportamiento del mercado de gas natural considerando las interacciones entre oferta, demanda e infraestructura. Para alcanzar estos objetivos, se empleó simulación en régimen estacionario de diagramas de proceso mediante el software Aspen Hysys® para las propuestas (1) y (2), y simulación de un modelo de DS con el apoyo de la aplicación Insight Maker® para la propuesta (3). Entre los resultados, el primer estudio (1) presenta un factor energético que varía de 0 a 1, donde 1 equivale a la máxima recuperación de LGN a través de la ruta tecnológica compuesta por turboexpansión y refrigeración mecánica para la licuefacción de fracciones de mayor peso molecular, proporcionando una referencia para la formulación de tarifas de procesamiento. El estudio (2) demuestra ganancias en la recuperación de LGN residual 2,3 veces superiores al utilizar el margen de ociosidad de la UPGN. Este resultado equivale al caso estudiado cuya corriente presenta la máxima concentración de C3+, según la especificación de la ANP, comparado con la tasa de utilización histórica del 18%. Por último, la simulación del modelo en el estudio (3) permite inferir sobre la efectividad del uso de DS para evaluar el comportamiento estocástico del gas natural en el mercado, considerando factores como políticas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. La simulación proyecta que, si se mantiene la tasa de reinyección, el valor del gas reinyectado alcanzará el valor producido en 2031, haciendo que Brasil dependa totalmente de la importación. De esta forma, los enfoques ofrecen herramientas para apoyar la formulación de regulaciones, optimización de la infraestructura existente y planificación estratégica en el sector de gas natural y sus impactos en la economía.viopenAccessGás NaturalLei nº 14.134/2021BrasilUnidade de Processamento de Gás Natural (UPGN)Thesis