APROVEITAMENTO DO EXCEDENTE DE GÁS NATURAL ASSOCIADO NA INDÚSTRIA PETROLÍFERA. CASO DE ESTUDO BLOCO 0305, BACIA SEDIMENTAR ANGOLANA DE BAIXO CONGO, OFFSHORE

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UNIVERSIDADE AGOSTINHO NETO 
FACULDADE DE ENGENHARIA 
DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO 
 
 
 
 
Tese de Licenciatura realizada por 
Kateko Ndombaxi 
 
APROVEITAMENTO DO EXCEDENTE DE GÁS NATURAL 
ASSOCIADO NA INDÚSTRIA PETROLÍFERA. CASO DE 
ESTUDO: BLOCO 03/05, BACIA SEDIMENTAR ANGOLANA DE 
BAIXO CONGO, OFFSHORE 
Nº 100356 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 LUANDA, 2019 
UNIVERSIDADE AGOSTINHO NETO 
FACULDADE DE ENGENHARIA 
DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO 
 
 
 
APROVEITAMENTO DO EXCEDENTE DE GÁS NATURAL 
ASSOCIADO NA INDÚSTRIA PETROLÍFERA. CASO DE 
ESTUDO: BLOCO 03/05, BACIA SEDIMENTAR ANGOLANA DE 
BAIXO CONGO, OFFSHORE 
 
 
Tese de licenciatura em engenharia de Petróleo 
 
 
Apresentado por: 
Kateko Ndombaxi 
 
 
 
Orientado por: 
Mestre Emmanuel Saturnino 
Co-orientado por: 
Engenheiro Alcino Matias Lopes Camota 
 
LUANDA, 2019
 
i 
 
Epígrafe 
 “A maior experiência da vida é conhecer o sabor do dever cumprido com 
sucesso, em uma missão desafiadora de altos e baixos e declarar missão 
cumprida” Pastor António Gaspar Miranda. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ii 
 
DEDICATÓRIA 
Primeiramente á Deus criador do céu e da Terra. 
Aos meus avós maternos Nsimbani António e Muingilu Josefina pela educação, 
formação pessoal e académica que me proporcionaram durante a Vida. Aos meus 
pais Kateko Ndombaxi e Wadiayaku Zizela pela educação, formação pessoal e 
académica. Aos meus irmãos, Nsimbani Osse Manuel, Lusikila Manuela António 
Ndombaxi, Júlia Manuela António pelo apoio. 
Ao meu Pastor Esmael Pinheiro Sebastião e sua esposa Glória da Silva 
Sebastião. Aos meus líderes Ezequiel da Cunha Cortez e Antônio Carlos Daliano 
Sardinha. 
Finalmente a todos os familiares, amigos e colegas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
iii 
 
AGRADECIMENTOS 
Primeiramente a Deus criador do céu e da Terra por tudo que Ele é. 
Aos meus pais Kateko Ndombaxi e Wadiayaku Zizela e aos meus irmãos, 
Nsimbani Osse Manuel, Lusikila Manuela António Ndombaxi, Júlia Manuela António 
Ndombaxi e Josué Manuel António Ndombaxi, sem esquecer os demais familiares 
pelo apoio de forma direta ou indireta. 
Ao meu Orientador, Mestre Emmanuel Saturnino, pelo seu empenho na 
condução deste trabalho, e todas as sugestões dadas durante o seu período de 
realização. De igual modo ao meu Co-Orientador, Engenheiro Alcino Matias Lopes 
Camota, pelo seu apoio, suas sugestões, suas críticas, sua dedicação e seu empenho 
no acompanhamento dado ao presente estudo desde o princípio até o final. 
A todos os professores da faculdade de Engenharia em geral e do departamento 
de Petróleo em particular, pela disponibilidade apresentada em transmitir os seus 
conhecimentos. 
A Sonangol Pesquisa e Produção pelo Estágio Curricular, a cada departamento 
e seus profissionais (Gabinete de qualidade saúde, segurança e ambiente, produção, 
perfuração e completação de poço, performance do poço, estudos de projectos, 
reservatório e análise econômico), e de forma muito especial a Mestre René Matias 
da Conceição e Silva, engenheiro Eduardo Nimi, engenheiro Edivaldo Bernardo Neto, 
engenheiro António Henriques de Assis, engenheiro Yuri de Almeida, engenheiro 
José Carlos, engenheiro Abel cruz, engenheiro José Rodrigues, engenheiro Nilton 
Sapato, engenheiro Jorge Junior, engenheiro King Pinho, engenheiro Tomás Manuel. 
Ao pastor Esmael Pinheiro Sebastião, pelo apoio, orientações e continuas 
orações de forma incondicional e incansável, de igual modo a todos os ministros da 
Catedral de Adoração e Promessas, líderes e cooperadores que me apoiaram neste 
trabalho de forma direita ou indirecta, especialmente ao pastor Antônio Miranda 
Gaspar, evangelista Figueiredo, diácono GilChrist, evangelista António Carlos Daliano 
Sardinha, Líder Ezequiel da Cunha Cortez. 
Ao Ministério dos Recursos Minerais e Petróleos, e de forma muito especial ao 
engenheiro Agostinho Henda e engenheiro Milton Temo. 
iv 
 
Ao Dr. Leon Patrick Kangou, engenheiro Emanuel Demba, engenheiro Swely 
Demba, Dra. Isabel Neto, senhor Hermenegildo José, 
A todos os colegas de curso e amigos com quem convivi durante o percurso 
académico, e de forma muito especial a Isabel Marta Ntinu, Gueren Gonçalves Sala, 
Mbamba Olívio Muanza, José Samson Muanza e Mateus Domingos Mussoco. 
Por fim a todos aqueles que me apoiaram, participaram e acreditaram na 
realização deste trabalho. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
v 
 
Sumário 
ÍNDICE DAS TABELAS .................................................................................................. xi 
ABREVIAÇÕES ............................................................................................................. xiii 
GLOSSÁRIO ................................................................................................................. xv 
RESUMO ...................................................................................................................... xvii 
ABSTRACT ................................................................................................................. xviii 
CAPÍTULO I: GENERALIDADES .................................................................................... 1 
1.1 Introdução........................................................................................................... 1 
1.2 Delimitação do trabalho ...................................................................................... 2 
1.3 Questões de partidas da problemática ............................................................... 2 
1.4 Problemática do trabalho .................................................................................... 2 
1.5 Problema ............................................................................................................ 2 
1.6 Hipótese ............................................................................................................. 2 
1.7 Objectivo geral do trabalho ................................................................................. 3 
1.8 Objectivos específicos do trabalho ..................................................................... 3 
1.9 Resultados esperados ........................................................................................ 3 
CAPÍTULO II: ENQUADRAMENTO TEORICO ............................................................... 4 
2.1 Gás natural ......................................................................................................... 4 
2.1.1 Origem, composição e categoria ................................................................. 4 
2.1.2 Condicionamento de gás natural ................................................................. 6 
2.1.3 Uso do gás natural condicionado ................................................................. 9 
2.1.3.1 Combustível para alimentar as turbinas ................................................ 9 
2.1.3.2 Injecção de gás natural no reservatório............................................... 10 
2.1.3.3 Gás de elevação artificial nos poços ................................................... 10 
2.1.3.3.1 Gás de elevação contínua ................................................................ 10 
2.1.3.3.2 Gás de elevação de fluxo intermitente ............................................. 12 
2.1.3.4 Exportação e venda de gás natural ..................................................... 13 
2.1.3.4.1 Importância de gás natural ............................................................... 13 
2.1.3.4.1.1 Sector industrial .......................................................................... 14 
2.1.3.4.1.2 Sector de Transporte .................................................................. 14 
2.1.3.4.1.3 Sector de energia ....................................................................... 14 
2.1.3.4.1.4 Sector da saúde .........................................................................14 
2.1.4 Queima do excedente de gás natural na indústria petrolífera .................... 15 
2.1.4.1 Causas da queima do excedente de gás natural ................................ 15 
2.1.4.2 Impactos da queima do excedente de gás natural .............................. 16 
vi 
 
2.1.4.2.1 Impactos na saúde humana ............................................................. 17 
2.1.4.2.2 Impactos ambientais ......................................................................... 18 
2.1.4.2.3 Impactos na economia ..................................................................... 19 
2.2 Tecnologias de aproveitamento de gás natural no mundo ............................... 20 
2.2.1 Gás natural liquefeito (GNL) ...................................................................... 21 
2.2.2 Pipelines (Gasodutos) ................................................................................ 21 
2.2.3 Gás natural comprimido (GNC) .................................................................. 22 
2.2.4 Hidrato de gás natural (HGN) .................................................................... 23 
2.2.5 Gás para líquido (Gas to Liquid, GTL) ....................................................... 24 
2.2.6 Gás combustível ( Gas to Wire, GTW) ....................................................... 24 
2.2.7 Tecnologias usadas para aproveitar o excedente de gás natural em Angola
 ....................................................................................................................25 
2.2.8 Custos das tecnologias de aproveitamentos de gás natural ...................... 26 
2.3 Estatística da produção, consumo, exportação e queima de gás natural no 
mundo ........................................................................................................................ 27 
2.3.1 Produção, consumo e queima de gás natural em Angola .............................. 31 
2.3.1.1 Vantagens e desvantagens da queima de gás natural em Angola ...... 35 
2.4 Histórico da indústria petrolífera em Angola ..................................................... 37 
2.4.1 Angola LNG ............................................................................................... 37 
2.4.2 Leis e decretos de gás natural em Angola ................................................. 40 
CAPÍTULO III: METODOLOGIAS DE TRABALHO ....................................................... 43 
3.1 Metodologia de pesquisa científica usada no presente trabalho ...................... 43 
3.1.1 Método dedutivo ........................................................................................ 43 
3.1.2 Método observacional ................................................................................ 43 
3.1.3 Método comparativo .................................................................................. 43 
CAPÍTULO IV: PROTÓTIPO ......................................................................................... 44 
4.1 Estudo do caso ................................................................................................. 44 
4.1.1 Localização do Bloco 03/05 ....................................................................... 44 
4.1.2 Histórico de produção e da queima de gás natural associado do Bloco 
03/05 ....................................................................................................................46 
4.1.3 Actual situação do Bloco 03/05 .................................................................. 47 
4.1.4 Proposta ou modelo da solução para aproveitar o excedente de gás natural 
no Bloco 03/05 ........................................................................................................ 50 
4.1.4.1 Solução Técnica .................................................................................. 50 
vii 
 
4.1.4.2 Solução legislativa ............................................................................... 52 
4.1.4.3 Solução econômica ............................................................................. 53 
4.1.5 Dimensionamento dos equipamentos ........................................................ 53 
4.1.5.1 Gasodutos ........................................................................................... 54 
4.1.5.2 Permutadores de calor ........................................................................ 57 
4.1.5.3 Compressor ......................................................................................... 62 
4.1.5.4 Bomba ................................................................................................. 63 
4.1.6 Descrição do condicionamento do gás natural no sector Cobo do Bloco 
03/05 ....................................................................................................................65 
4.1.7 Análises de viabilidade econômico da proposta solução ........................... 68 
4.1.7.1 Simuladores usados no presente trabalho .......................................... 71 
4.1.7.1.1 QUESTOR 2018 ............................................................................... 71 
4.1.7.1.2 PROSPER e GAP ............................................................................ 72 
4.2 Resultados........................................................................................................ 73 
4.3 Avaliação dos resultados e discussão .............................................................. 74 
CAPÍTULO V: CONCLUSÃO E RECOMENDAÇÕES ................................................... 75 
5.1 Conclusão......................................................................................................... 75 
5.2 Recomendações ............................................................................................... 77 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................. 78 
ANEXOS ........................................................................................................................ 84 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
viii 
 
ÍNDICE DAS FIGURAS 
Figura 1: Classificação do gás natural quanto a sua origem; Fonte: (FIOREZE, et al., 2013 
p. 2255) ............................................................................................................................... 5 
Figura 2: Esquema de produção, compressão e tratamento de gás natural; Fonte: 
(TESLA, 2016, p. 17) ........................................................................................................... 7 
Figura 3: Gerador de turbina a gás, 500kw; Fonte: (CHINA, 2014) ..................................... 9 
Figura 4: O gradiente de pressão de fluxo atravessa acima e abaixo da profundidade da 
injecção de gás em um poço de elevação de gás de fluxo contínuo; Fonte: (PETROWIKI, 
2015) ................................................................................................................................. 11 
Figura 5: Esquema de um sistema de elevação de gás; Fonte: (PETROWIKI, 2015) ....... 11 
Figura 6: Ciclo de injecção de gás para o gás, levantando uma cápsula de líquido em um 
poço de gás intermitente; Fonte: (PETROWIKI, 2015) ...................................................... 12 
Figura 7: Queima de gás natural na plataforma; Fonte: (ALGARLIFE, 2015) ................... 15 
Figura 8: Impactos da queima na Saúde; Fonte: (ECO, 2017) .......................................... 18 
Figura 9: Impacto da queima de gás natural na economia; Fonte: (MARKETING, 2016) . 20 
Figura 10: Cadeia de valor de GNL; Fonte: (TECNOVERITAS, 2018) .............................. 21 
Figura 11: Gasoduto de Angola LNG no Soyo, norte de Angola; Fonte: (FLOWCAL, 2016)
 .......................................................................................................................................... 22 
Figura 12: hidrato de gás natural na forma de pellets; Fonte: (ROSA, 2010) .................... 24 
Figura 13: ciclo combinado doSoyo na província do Zaire, em Angola com capacidade 
máxima de 750 MW de electricidade; Fonte: (ANGOLA, 2017) ........................................ 25 
Figura 14: Linhas de Gasodutos que alimenta o projecto Angola; Fonte: (LNG, 2015) ..... 38 
Figura 15: Linhas de gás seco que alimenta a planta de Angola LNG; Fonte: Modificado 
(KEMA, 2013 p. 23) ........................................................................................................... 40 
Figura 16: Mapa de alguns blocos da bacia sedimentar Angolana; Fonte: Modificado da 
Mapa dos Blocos (Sonangol, 2018) ................................................................................... 45 
Figura 17: Mapa do Bloco 03/05; Fonte: Bloco 03/05 ........................................................ 45 
Figura 18: Esquema actual dos poços em regime de baixa pressão; ............................... 49 
Figura 19: Proposta ou modelo solução para eliminar a queima de gás natural no Bloco 
03/05.................................................................................................................................. 51 
Figura 20: Esquema da proposta ou modelo para eliminar a queima de gás natural no 
Bloco 03/05 ........................................................................................................................ 52 
Figura 21: Gráfico da pré-selecção de bombas; Fonte: (Mello, et al., 2000) ..................... 65 
Figura 22: Esquema simplificado do condicionamento de gás natural para obter gás de 
elevação e gás combustível .............................................................................................. 67 
ix 
 
Figura 23: Ambiente de trabalho do simulador Questor 2018; Fonte: Simulador Questor 
2018................................................................................................................................... 72 
Figura 24: Ambiente de trabalho do Simulador GAP acoplado com simulador PROSPER ; 
Fonte: Simulador GAP ....................................................................................................... 73 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
x 
 
ÍNDICE DOS GRÁFICOS 
Gráfico 1: Emissões anuais de CO2 dos diferentes sectores em Angola; Fonte: Modificado 
nos dados da (EDGAR, 2018) ........................................................................................... 17 
Gráfico 2: Total das emissões Mundial de CO2; Fonte: Modificado nos dados dos 
Relatórios de (EDGAR, 2018) ........................................................................................... 19 
Gráfico 3: Estatística da Produção versus Queima de gás natural no mundo; Fonte: 
Modificado nos dados do GGFR, NOAA, Statista. ............................................................ 31 
Gráfico 4: Estatística de produção bruta, produção comercializada, queima, reinjecção e 
encolhimento de gás natural em Angola. Fonte: Modificado nos dados do The Annual 
Statistical Bulletin 2006 – 2016 .......................................................................................... 32 
Gráfico 5: Estatística de produção bruta, produção comercializada, queima, reinjecção e 
encolhimento de gás natural em Angola. Fonte: Modificado nos dados do The Annual 
Statistical Bulletin 2006 – 2016 .......................................................................................... 33 
Gráfico 6: Queima de gás natural em Angola por bloco; Fonte: Modificado nos dados do 
(MIREMPET, 2019) ........................................................................................................... 33 
Gráfico 7: Queima de gás natural por bloco em 2017; Modificado nos dados do 
(MIREMPET, 2019) ........................................................................................................... 34 
Gráfico 8: Emissões diárias de CO2 por sector em Angola, 2017; Fonte: Modificado nos 
dados do (MIREMPET, 2019) e (EDGAR, 2018). .............................................................. 34 
Gráfico 9: Previsão da evolução da demanda nacional de Energia até 2025; Fonte: 
Modificado da (Energia, 2013) .......................................................................................... 36 
Gráfico 10: Aproveitamento e queima de gás natural no Bloco 03/05 por ano (2010 - 2017)
 .......................................................................................................................................... 47 
Gráfico 11: Aproveitamento e queima de gás natural acumulado do Bloco 03/05 (2010 - 
2017) ................................................................................................................................. 47 
Gráfico 12: O Cash flow actualizado e acumulado do projecto ......................................... 71 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xi 
 
ÍNDICE DAS TABELAS 
Tabela 1: Especificações do gás natural produzidos em Angola; Fonte: Modificado nos 
dados do (MIREMPET, 2019) .............................................................................................. 5 
Tabela 2: Categoria de gás natural ..................................................................................... 6 
Tabela 3: As causas de queima de gás natural; Fonte: Modificado da Agência Nacional do 
Petróleo do Brasil. ............................................................................................................. 16 
Tabela 4: Maiores Registros diário de CO2 ao nível Mundial; Fonte: Modificado nos dados 
da (EARTH, 2019) ............................................................................................................. 19 
Tabela 5: Dados da literatura utilizados nos custos de cada tecnologia Offshore; Fonte: 
(ROSA, 2010 p. 41) ........................................................................................................... 26 
Tabela 6: Dados de entrada e cálculo do VPL para a vazão de 100 MMSCFD e distância 
de 200 km; Fonte: Modificado nos dados do estudo do (ROSA, 2010 pp. 40-44; 123-124)
 .......................................................................................................................................... 27 
Tabela 7: Os sete (7) países que mais produzirem gás natural no mundo em 2017; Fonte: 
Modificado nos dados da (UTAH, 2018) ............................................................................ 28 
Tabela 8: Os sete (7) países que mais consome gás natural no mundo em 2017; Fonte: 
Modificado nos dados da (UTAH, 2018) ............................................................................ 28 
Tabela 9: Os países que mais exportam gás natural no mundo; Fonte: Modificado nos 
dados da (WORKMAN, 2018) ........................................................................................... 29 
Tabela 10: Os 10 países que mais queimam gás natural no mundo em 2017; Fonte 
Modificado nos dados da (UTAH, 2018) ............................................................................ 30 
Tabela 11: Média de BSW, pressões e produção média diária do mês de janeiro de 2019
 .......................................................................................................................................... 48 
Tabela 12: Total de custos para materialização da proposta de aproveitamento de gás 
natural anteriormente queimado; Fonte: Modificado do Simulador Questor 2018 ............. 53 
Tabela 13: Composição química de gás natural produzido no bloco por sector; Fonte: 
Simulador GAP e PROSPER ............................................................................................ 54 
Tabela 14: Os parâmetros importantes para dimensionar os equipamentos..................... 55 
Tabela 15: As tochas do Bloco 03/05 e o volume de gás a ser recuperado por sector ..... 55 
Tabela 16: Diferentes valores de densidades e capacidade de calor específica da água a 
1,013 bar; Fonte: (HAMBURG, 2000 p. 20) ....................................................................... 59 
Tabela 17: Resumo dosresultados dos ensaios laboratoriais para o permutador com 
placa .................................................................................................................................. 60 
Tabela 18: Resumo dos resultados dos ensaios laboratoriais para o permutador com Tubo 
e casco; Fonte: Elaboração do Autor................................................................................. 60 
xii 
 
Tabela 19: Alguns dados importantes para dimensionamento de um trocador de calor; 
Fonte: Bloco 03/05 ............................................................................................................ 61 
Tabela 20: Resumo dos resultados dos ensaios laboratoriais para o permutador com 
Serpentina ......................................................................................................................... 62 
Tabela 21: Algumas propriedades de gás natural utilizado neste projecto; Fonte: Bloco 
03/05.................................................................................................................................. 63 
Tabela 22: Custos de investimento e operacionais, estimativas de gás para exportação e 
consumo interno, os cash flows do projecto; Fonte: Modificado do simulador Questor 
2018................................................................................................................................... 70 
Tabela 23: Os benefícios da proposta para eliminar a queima de gás natural no Bloco 
03/05.................................................................................................................................. 74 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xiii 
 
ABREVIAÇÕES 
BBL: Barril, (MMbbl: Milhões de barris). 
BCF: Bilhões de pés cúbicos (1 BCF = 1012 pés cúbicos). 
BHP: Pressão do fundo do poço. 
BTU: British thermal units (Unidades térmicas britânicas). 
BSW: Basic sediment and water (Quantidade de sedimentos e água no óleo). 
EIA: Energy information Administration (Administração de informações energéticas). 
EDGAR: Emissions data base for global atmospheric research (Base de dados de 
emissões para pesquisa atmosférica global). 
GN: Gás natural. 
GEE: Gases de efeito estufa. 
GT: Giga toneladas (1GT = 109 toneladas). 
GNC: Gás natural comprimido. 
GNL: Gás natural liquefeito. 
GOR: Razão de gás-óleo. 
GTL: Gas to liquid (gás para líquido). 
GGFR: Global Gas flaring Reduction (redução global de queima de gás). 
GW: Gigawatts. 
HGN: Hidrato de gás natural. 
KWH: Quilowatts-hora. 
LNG: Liquefied natural gas (Gás natural liquefeito). 
LPG: Liquefied petroleum gas (Gás liquefeito de petróleo) 
MIREMPET: Ministério dos Recursos Minerais e Petróleos de Angola. 
MM: Milhões. 
MM$: Milhões de dólares Americano. 
MMSCFD: Million standard cubic feet per day (Milhão de pés cúbicos standard de gás 
por dia) 
xiv 
 
MPE: Ministério do petróleo da Noruega e energia. 
MWH: Megawatts-hora; MW: Megawatts. 
NOAA: National Oceanic and Atmospheric Administration (Administração nacional 
oceânica e atmosférica) 
PLEM: Pipeline end Manifolds (Terminal de gasodutos colectores) 
PPM: Partes por milhão na fracção molar. 
PSA: Production-sharing agreement (Contrato de partilha de produção). 
OPEP: Organização dos países exportadores de petróleo. 
$: Dólar Americano. 
STOIIP: Stock tank oil initially in place (Volume de óleo no reservatório antes da 
produção) 
SONANGOL: Sociedade nacional de combustíveis de Angola. 
TCF: Trilhões de pés cúbicos (1 TCF = 1018 pés cúbicos). 
TEG: Trietilenoglicol. 
TIR: Taxa Interna de retorno. 
TMA: Taxa mínima de atratividade. 
UPGN: Unidades de processamento de gás natural. 
VPL: Valor presente líquido. 
WAGP: West African gas pipeline (Gasoduto da África ocidental) 
 
 
 
 
 
 
 
 
xv 
 
GLOSSÁRIO 
Bacia Sedimentar: depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas 
sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não. 
Bloco: parte da bacia sedimentar, formado por um prisma vertical de profundidade 
indeterminada com uma superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas 
dos seus vértices onde executam operações petrolíferas. 
Campo: área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um reservatório 
contínuo ou de mais de um reservatório, a profundidades variáveis, abrangendo 
instalações e equipamentos destinados à produção. 
Compressor: dispositivo que aumenta a pressão do ar ou gás natural, normalmente 
usa deslocamento positivo para comprimir o gás à pressões mais altas, de modo que 
o gás possa fluir para tubulações e outras instalações. 
Condensado: hidrocarbonetos leves que, nas condições de reservatório, se 
encontra no estado gasoso, tornando-se líquido à temperatura ambiente. 
Crude: Petróleo. 
Duto (Pipeline): conduto fechado destinado ao transporte ou transferência de 
petróleo, seus derivados ou gás natural. 
Ejectores de gás: são equipamentos utilizados para reaproveitar o gás natural 
queimado, e oferecem uma tecnologia confiável para recuperar resíduos ou gases 
excedentes para evitar emissões enquanto simultaneamente conservam energia. 
Flare (Flaring): equipamento utilizado para a queima de gases residuais. É utilizado 
na operação normal da unidade industrial e é dimensionado para queimar todo o gás 
gerado na pior situação de emergência 
Gap: a diferença entre o valor real e o valor previsto de alguma coisa. Lacuna, 
défice. 
Monetização: Aproveitamento de alguma coisa como fonte de lucro, ou seja, 
transformar algum bem em dinheiro. 
Manifolds: são conjuntos de válvulas e assessórios que permitem a manobra e 
junção das correntes produzidas pelos poços, formando uma única corrente em 
direção à unidade de produção. 
xvi 
 
Offshore: Conjunto de todas às actividades de prospecção, pesquisas, avaliação, 
desenvolvimento, produção e venda de hidrocarbonetos realizados em ambiente 
marinho e em zona de transição terra-mar ou área localizada no mar. 
Onshore: Conjunto de todas às actividades de prospecção, pesquisas, avaliação, 
desenvolvimento, produção e venda de hidrocarbonetos realizados em ambiente 
terrestre ou área localizada em terra. 
Operadora: empresa legalmente designada pelo concessionário para conduzir e 
executar todas as operações e atividades na área de concessão, de acordo com o 
estabelecido no contrato de concessão celebrado entre o órgão regulador da 
indústria do petróleo e o concessionário. 
Poço: é uma perfuração na superfície terrestre utilizada para produzir petróleo e/ou 
gás natural. 
Reservatório: é uma formação rochosa permeável, porosa ou fraturada, em 
subsuperfície, que contém hidrocarbonetos em fase contínua, dentro de um mesmo 
campo, em quantidade e qualidade com aproveitamento econômico e de exploração 
tecnologicamente viável. 
Scrubber (gas scrubber): separador bifásico que visa remover a nevoa de liquido 
carreado por corrente de gás. 
Separador: são recipientes cilíndricos ou esféricos usado para separar óleo, gás e 
água da corrente total de fluido produzida por um poço. Os separadores podem ser 
classificados em de duas fases (separadores bifásicos) e três fases (Separadores 
trifásicos). 
Vanting: é a descarga de gases não queimado na atmosfera, é realizado em muitos 
casos durante as fases do processo de tratamento para questões de segurança. 
 
 
 
 
 
 
xvii 
 
RESUMO 
O trabalho em execução centra-se no estudo do aproveitamento do excedente de gás 
natural associado actualmente queimado no Bloco 03/05 em offshore. O excedente de 
gás natural é queimado actualmente por escassez de infra-estruturas, de investimento 
e falta de especificação na legislação, apesar disto, o gás natural é aproveitado no 
Bloco 03/05 como gás de elevação artificial e gás combustível. O presente estudo visa 
gerar conhecimentos com a intenção de apontar as melhores tecnologias para 
aproveitamento do excedente de gás natural tendo em conta asquestões econômicas 
e ambientais, de igual modo, apresentar as soluções eficazes para eliminar ou mitigar a 
queima no Bloco 03/05. O trabalho em curso apresenta proposta ou modelo solução 
técnica que consiste no encerramento da válvula da tocha após o acumulador da tocha 
e a instalação de nova linha para aproveitamento de gás anteriormente queimado a fim 
de melhorar o quadro de aproveitamento de gás no Bloco 03/05 tendo em 
consideração que os benefícios do excedente de gás são superiores aos custos de 
investimento e operacionais. Verificou-se que é possível aproveitar o excedente de gás 
natural associado que actualmente é queimado uma vez o valor liquido presente do 
projecto é positivo e consequentemente a proposta ou modelo solução é viável 
economicamente. Tendo em conta que o presente estudo e os dados apurados 
demostram a promissora do projecto, os conhecimentos produzidos neste estudo 
poderão ser aplicados para os benefícios do Bloco 03/05 e da sociedade em geral. 
 
 
Palavras chaves: gás natural, excedente, aproveitamento, infra-estructuras, 
queima e tecnologias 
 
 
 
 
 
 
 
xviii 
 
ABSTRACT 
The thesis in progress focuses on the study of the use of the surplus of natural gas 
associated to the current burned in Block 03/05 in offshore. The surplus of natural gas is 
currently burnt due to lack of infrastructure, investment and lack of specification in 
legislation, despite this, natural gas is used in Block 03/05 as artificial gas and fuel gas. 
The present study aims to generate knowledge with the intention of pointing out the best 
technologies to take advantage of the surplus of natural gas taking into account 
economic and environmental issues, in the same way, to present the effective solutions 
to eliminate or to mitigate the burning in Block 03/05. The work in progress presents a 
proposal or model technical solution which consists of closing the torch valve after the 
torch accumulator. and the installation of a new line for the use of previously burnt gas 
in order to improve the gas utilization framework in Block 03/05 taking into account that 
the benefits of the gas surplus are higher than the investment and operating costs. It 
has been found that it is possible to take advantage of the associated natural gas 
surplus that is currently burnt once the net present value of the project is positive and 
consequently the proposed solution or model is economically viable. Given that the 
present study and the data show the promising of the project, the knowledge produced 
in this study could be applied to the benefits of Block 03/05 and society in general. 
 
 
Keywords: Natural gas, exploitation, surplus, infrastructure, flaring and technologies.
 
1 
 
CAPÍTULO I: GENERALIDADES 
1.1 Introdução 
O gás natural produzido na indústria petrolífera pode ser associado ou não 
associado. Na plataforma é aproveitado para recuperação secundária (gás de injecção 
e gás de elevação artificial) e para alimentar as turbinas, bombas e outros 
equipamentos que funcionam com gás (gás combustível). O seu excedente é 
exportado, quando existe infra-estructuras suficientes, caso contrário é desperdiçado 
por ventilação ou pela queima nas tochas causando impactos negativos no 
ecossistema. 
Com vista a redução do trabalho ao seu núcleo fundamental, questiona-se o 
seguinte: por que motivos a queima do excedente de gás natural associado ainda é 
prática vigente na indústria petrolífera, apesar das restrições ambientais e das diversas 
tecnologias para o seu aproveitamento? 
Para responder a questão supra colocada, foram levantadas as seguintes 
hipóteses: a queima do excedente de gás natural associado ainda é vigente porque 
existem brechas na legislação, por insuficiência de investimentos no sector de gás e 
por escassez de infra-estructuras. 
Atento a questão anteriormente colocada, pretende-se produzir conhecimentos 
com vista identificar as melhores tecnologias de aproveitamento de gás natural tendo 
em conta a viabilidade econômica na realidade angolana, abordar as soluções para o 
aproveitamento do excedente de gás natural actualmente queimado e avaliar os custos 
associados ao seu aproveitamento. 
A importância do trabalho em curso reside no facto de que nos últimos anos, 
Angola tem permanecido na lista dos dez (10) países que mais queimam o referido gás 
no mundo, aproveitando em média anual um quarto (1/4) do seu gás natural produzido. 
O mesmo trabalho encontra-se estruturado em quatro (4) capítulos, a saber: no 
capítulo primeiro abordou-se sobre a generalidade do trabalho; no segundo capítulo 
debruçou-se acerca de conceitos gerais relativos ao gás natural; já no terceiro capítulo, 
tratou-se a respeito da metodologia e, no quarto e último capítulo, desenvolveu-se o 
estudo de caso, com relevo ao Bloco 03/05. 
 
2 
 
1.2 Delimitação do trabalho 
Dentro da cadeia de produção de gás natural o presente estudo esta delimitado 
apenas, desde a sua produção até a sua transferência às unidades de tratamento 
considerando as questões técnicas, financeiras e ambientais do seu aproveitamento 
(ré-utilização do gás produzido no desenvolvimento energético, obtenção de gás de 
elevação artificial e repressurização pelo método de reinjecção), e não as actividades 
da cadeia de produção, tais como processamento de gás natural nas unidades de 
processamento de gás natural, transporte de gás natural, distribuição de gás natural e 
consumidor final de gás natural. 
1.3 Questões de partidas da problemática 
1. Por que a queima do excedente de gás natural associado ainda é vigente na 
indústria petrolífera apesar das restrições ambientais e diversas tecnologias 
para o seu aproveitamento? 
2. É possível aproveitar o excedente de gás natural que é queimado 
actualmente na indústria petrolífera? 
3. Por que não aproveitar o excedente do gás natural que actualmente é 
queimado? 
1.4 Problemática do trabalho 
Os motivos actuais de escassez de indústrias vocacionadas no aproveitamento de 
gás natural, a carência de investimento necessário para sua reutilização, a legislação 
pouco específica sobre as matérias da queima e o aproveitamento de gás natural 
conduzem as empresas operadoras a optarem pela queima do excedente de gás 
natural, o que tem impactos negativos na economia e no ecossistema. 
1.5 Problema 
Desperdício do excedente de gás natural na indústria petrolífera que tem 
impactos negativos na economia e no ecossistema. 
1.6 Hipótese 
O excedente de gás natural que actualmente é queimado na indústria petrolífera 
pode ser aproveitado para exportação até as unidades de processamento de gás 
natural ou pode ser comercializado desde que os seus benefícios sejam maiores do 
3 
 
que os custos de investimento e operacionais, considerando os aspectos técnicos e 
ambientais. 
1.7 Objectivo geral do trabalho 
Produzir conhecimentos com vista identificar as melhores tecnologias de 
aproveitamento de gás natural, tendo em conta a viabilidade econômica na realidade 
Angolana. 
1.8 Objectivos específicos do trabalho 
O presente trabalho tem dois objectivos específicos: 
1. Abordar e apresentar soluções para o aproveitamento do gás natural que 
hoje é queimado nas operações petrolíferas considerando os aspectos 
técnicos, financeiros e ambientais; 
2. Avaliar os custos associados ao aproveitamento de gás natural que 
actualmente é queimado. 
1.9 Resultados esperados 
Os resultados esperados do trabalho em execução são: melhorias na legislação 
sobre as matérias da queima de gás natural e de igual modo melhorias nas tecnologias 
aplicadas para aproveitamento de gás natural considerando os custos de investimentos 
e operacionais.. 
Quanto às melhorias legislativas para eliminar ou minimizar a queima de gás 
natural, espera-se mais especificações nas leis e decretos das actividades petrolíferas 
no que se refere ao volume de gás natural permitido de queimar ea duração da 
queima. Quanto às melhorias tecnológicas, espera-se que haja o encerramento da 
válvula da tocha e a instalação de nova linha de modo a aproveitar o gás natural outra 
vez queimado nas tochas. Muitos equipamentos podem ser utilizados para aproveitar o 
gás natural anteriormente queimado nomeadamente injectores ou compressores, 
gasodutos, válvulas etc. 
Contudo, os custos de investimento e operacionais não devem ser superiores as 
receitas esperadas para não inviabilizar economicamente o projecto. 
 
 
4 
 
CAPÍTULO II: ENQUADRAMENTO TEORICO 
2.1 Gás natural 
Abriu-se o presente capítulo fazendo alusão aos conceitos fundamentais 
relativos ao tema, assim sendo entende-se por gás natural (GN) “a parcela do petróleo 
que se encontra na fase gasosa ou em solução nas condições de reservatório e que 
permanece no estado gasoso nas condições atmosféricas” (Fioreze, et al., 2013 p. 
2251). 
Noutra perspectiva, “o gás natural é um combustível fóssil encontrado na 
natureza, normalmente em reservatórios profundos localizados no subsolo da terra, 
associado ou não ao petróleo” (ARAÚJO, 2014 p. 14). 
“Na natureza, a sua presença encontra-se acumuladas nos reservatórios 
subterrâneos tanto em terra quanto no mar, quase sempre acompanhado com 
condensados, óleo e água” (FIOREZE, et al., 2013 p. 2251). 
2.1.1 Origem, composição e categoria 
No que tange a sua origem é fóssil, derivando da decomposição da matéria 
orgânica fóssil no interior de rocha porosa, semelhantemente com a origem do óleo. 
Os processos naturais de formação do GN envolvem a degradação da matéria 
orgânica por bactérias anaeróbias, do carvão por temperatura e pressão elevadas e a 
alteração térmica dos hidrocarbonetos líquidos. “O gás natural é oriundo da 
combinação de hidrocarbonetos leves e gasosos, com preponderância das moléculas 
de metano (CH4), podendo conter também, em menores quantidades, os gases etano 
(C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), entre outros “(FIOREZE, et al., 2013 p. 2251). 
É relevante ressaltar que a composição do gás pode variar de campo para 
campo, mas em geral, na sua composição predomina o metano, e em menores 
proporções o etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10) e outros hidrocarbonetos de 
baixas concentrações de impurezas tais como nitrogênio, água e enxofre. 
 
 
 
 
5 
 
Exemplo da composição de gás natural produzido em Angola. 
Composição de gás natural Bloco 0 (%) 
Composição de gás natural Bloco 14 
(%) 
 Mafumeira Sanha Nemba Área A Área B BBLT TL Lianzi 
C1 91,37 89,37 80,19 87,12 81,76 82,14 76,00 81,56 
C2 7,03 8,52 9,35 8,61 9,26 6,06 8,44 7,09 
C3 0,33 0,27 5,04 2,40 4,98 6,37 7,84 6,02 
i-C4 0,02 0,00 0,80 0,08 0,57 0,86 1,17 0,78 
n-C4 0,02 0,00 1,36 0,12 1,16 2,00 2,54 1,80 
i-C5 0,00 0,00 0,35 0,00 0,26 0,45 0,53 0,45 
n-C5 0,00 0,00 0,30 0,00 0,30 0,36 0,41 0,39 
n-C6 0,00 0,00 0,39 0,00 0,36 0,25 0,21 0,29 
n-C7 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,08 0,04 0,19 
N-C8 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,12 
N2 0,49 0,62 0,78 1,40 0,98 0,25 0,27 0,22 
CO2 0,76 1,22 1,44 0,27 0,38 1,17 2,54 1,10 
Tabela 1: Especificações do gás natural produzidos em Angola; Fonte: Modificado nos dados do 
(MIREMPET, 2019)
1
 
O gás natural pode ser encontrado na forma associada e não associada. O GN 
associado é aquele que em reservatórios se encontra dissolvido em óleo ou se 
apresenta como uma capa de gás, este tipo de gás, antes de ser distribuído, precisa 
ser separado do óleo e condicionado. O GN não associado é denominado assim, por 
ser encontrado em reservatórios sem, ou com quantidades mínimas de petróleo bruto, 
o gás não associado é tipicamente rico em CH4, porém pobre em componentes mais 
pesados. 
 
Figura 1: Classificação do gás natural quanto a sua origem; Fonte: (FIOREZE, et al., 2013 p. 2255) 
 
1 MIREMPET: Ministério dos Recursos Minerais e Petróleos de Angola 
6 
 
“O GN pode ainda ser denominado como gás húmido, quando frações líquidas 
de hidrocarbonetos comercialmente recuperáveis estão presentes, e de gás seco, 
quando se tem a fração líquida retida depois de processado na Unidade de 
Processamento de Gás Natural (UPGN)” (FIOREZE, et al., 2013 p. 2254). 
Resumo da classificação de gás natural 
 Características 
Gás natural 
Associados 
Encontra-se juntamente com óleo 
Maior porção de Etano, Butano e hidrocarbonetos pesados 
Não 
Associados 
Encontra-se separado com óleo 
Baixos teores dos contaminantes como Nitrogênio, dióxido de carbono, 
água e composto 
Maiores teores de Metano 
 Características 
Gás natural 
Húmido Com frações líquidas de hidrocarbonetos comercialmente recuperáveis 
Seco Sem frações líquidas de hidrocarbonetos comercialmente recuperáveis 
Tabela 2: Categoria de gás natural 
2.1.2 Condicionamento de gás natural 
Após a separação entre gás, óleo e água pelo diferencial de densidade, o gás 
segue para o sistema de compreensão com objectivo principal de comprimir o mesmo 
aumentando sua pressão. 
Nas plataformas, o condicionamento de gás natural consiste em processamento 
primário do gás natural para adequá-lo às condições de exportação. Este processo visa 
recuperar o máximo possível os condensados, remover o máximo possível o vapor da 
água e os contaminantes dissolvidos no gás natural. 
O processamento primário de GN implica que o GN passe pelo scrubber 
(depurador de gás), depois pelo sistema de compreensão, a seguir pelo resfriamento, 
por fim passa pela torre de absorção de humidade. Em alguns casos, os contaminantes 
de gás natural também são eliminados durante este processo, por adicção de químicos 
ou um tratamento especial. 
O gás natural condicionado é isento de condensados, da vapor de água e dos 
contaminantes para evitar que estes últimos danifiquem os equipamentos causando a 
formação de hidratos e corrosões dos equipamentos. 
 
7 
 
Quanto ao condicionamento de óleo e agua não é aqui descrito porque não é o 
objecto principal do estudo apesar de que o gás natural associado é produzido 
juntamente com o óleo e água. 
A figura a seguir descreve a esquema mais simplificado do processo 
 
Figura 2: Esquema de produção, compressão e tratamento de gás natural; Fonte: (TESLA, 2016, p. 
17) 
Existem diferentes técnicas empregadas para desidratar o gás natural, todavia 
apenas duas técnicas de desidratação serão abordadas neste trabalho por ser as mais 
utilizadas, que são: absorção por líquidos dessecantes e adsorção com sólidos 
dessecantes. 
2.1.2.1 Desidratação com líquido dessecante 
Vapor de água pode ser removido do gás natural por borbulhamento 
contracorrente do gás por líquidos que tem afinidade pela água. Esta operação é 
chamada de absorção. Entre os vários líquidos que podem ser usados para absorver 
água do gás natural, temos como exemplo solução de cloreto de cálcio, cloreto de lítio, 
e glicol. A desidratação do gás com o uso de glicol é economicamente favorecida com 
relação aos outros processos específicos de desidratação. 
8 
 
Visto que o líquido dessecante mais utilizado é o glicol, seguem algumas 
características como também sua operação. O equipamento para a absorção com 
glicol é de fácil operação e pode ser facilmente automatizado. A separação da água do 
glicol no regenerador é facilmente realizada e requer pequeno refluxo. As temperaturas 
de regeneração variam de 191ºC a 204ºC. O glicol é o dessecante líquido mais efetivo 
em uso actualmente, com as seguintes características: 
1. Higroscopicidade alta; 
2. Baixa pressão de vapor; 
3. Ponto de ebulição alto; 
4. Baixa solubilidade no gás natural. 
Para desidratar o gás natural, quatro tipos de glicóis são usados, sendo eles: 
etilenoglicol (EG, C2H6O2), dietilienoglicol (DEG, C4H10O3), Trietilenoglicol (TEG, 
C6H14O4) e tetraetilenoglicol (T4EG, C8H18O5). O TEG ganhou aceitação quase 
universal como dessecante devido ao custo operacional e segurançana operação. 
2.1.2.2 Desidratação com sólido dessecante 
Um grande número de materiais sólidos é usado para remover vapor de água 
presente no gás natural, alguns através de substância química com reação, outros 
por formação de combinações livremente hidratadas, e um terceiro grupo através de 
adsorção. A desidratação por sólido dessecante é um processo de adsorção que 
corresponde a processos em que moléculas de água no gás são capturadas e retidas 
na superfície do sólido por forças de superfície. 
O processo de adsorção, em oposição ao processo de absorção, não envolve 
nenhuma reação química, a adsorção é puramente um fenômeno de superfície. O 
grau de adsorção é uma função de temperatura e pressão de operação; a adsorção 
aumenta com o aumento da pressão e diminui com o aumento da temperatura. A 
desidratação de quantidades muito pequenas de gás natural a baixo custo pode ser 
alcançada utilizando dessecante sólido. 
Para que o sólido dessecante ofereça bons resultados na desidratação do gás 
natural é necessário ter: 
1. Grande área superficial para que tenha alta taxa de transferência de massa; 
2. Alta densidade e actividade para o componente a ser removido; 
9 
 
3. Facilidade e economicidade de regenerar-se; 
4. A resistência mecânica devido ao fluxo gasoso que atravessa o leito de 
sólido, para que não haja produção de finos, e não ser esmagado; 
5. Preços acessíveis, não serem corrosivos, não tóxicos e quimicamente 
inertes, não deve haver nenhuma mudança apreciável no volume durante 
adsorção. 
2.1.3 Uso do gás natural condicionado 
O gás natural condicionado pode ser utilizado para o uso interno na plataforma 
como gás de elevação artificial e gás combustível e o seu excedente pode é exportado 
para UPGN quando existe infra-estructuras. 
2.1.3.1 Combustível para alimentar as turbinas 
A geração de energia através turbinas, utilizando gás natural como combustível 
é uma das opções para aproveitamento de gás natural e subsequente redução de 
custos operacionais. As turbinas podem ter configurações de ciclo simples ou 
combinado (gás e gasóleo). Os custos operacionais das turbinais a gás natural são 
menores em relação a custos de energia eléctrica. 
Usinas de ciclos simples (menor custo de instalação e menor eficiência) usam 
geradores de turbinas a gás sem recuperação de calor, usinas de ciclo combinado 
(maior custo de instalação e maior eficiência) usam geradores de turbinas a gás e 
recuperam o calor residual de suas correntes de gases de escape com geradores de 
vapor de recuperação de calor de modo a produzir vapor para operar geradores de 
turbina a vapor, produzindo energia adicional. Existem várias categorias de geradores 
de turbinas a gás: Aero derivativos, Padrão, unidades avançadas, como a F-class, as 
chamadas turbinas classe G e classe H com recursos de resfriamento a vapor 
(PETROWIKI, 2015). 
 
Figura 3: Gerador de turbina a gás, 500kw; Fonte: (CHINA, 2014) 
https://petrowiki.org/Monetizing_stranded_gas
https://petrowiki.org/Monetizing_stranded_gas
10 
 
2.1.3.2 Injecção de gás natural no reservatório 
O processo consiste em injectar o gás natural imiscível (gás seco) no 
reservatório, através de um poço para facilitar a recuperação. Em alguns casos, o gás 
natural injectado é miscível (gás pobre, gás liquefeito de petróleo ou gás rico), devido à 
sua capacidade de misturar com o óleo, também conhecido como miscível com óleo. 
Para proceder a injecção de gás natural num determinado projecto, vários 
factores são levados em considerações, tais como (PETROWIKI, 2015): Suprimento 
prontamente disponível de gás natural, capacidade dos compressores, sistemas de 
distribuição de gás natural, configurações de poço, dimensionamento para manuseio 
de fluidos produzidos. 
A injecção de gás natural nos reservatórios tem sido pouco utilizado por diversas 
razões, tais como (PETROWIKI, 2015): custos elevados da logística das infra-
estructuras, ineficiência do processo de deslocamento viscoso de gás/óleo. 
Conquanto, existem duas principais técnicas para injectar o gás natural no 
reservatório, nomeadamente: 
a) A injecção de gás crestal: usa poços de injecção em posições estruturais 
mais altas, geralmente na tampa de gás primária ou secundária; 
b) A injecção de gás padrão: consiste em um arranjo geométrico de poços de 
injecção com o objectivo de distribuir uniformemente o gás injectado por 
todas as partes produtivas do reservatório. 
2.1.3.3 Gás de elevação artificial nos poços 
O gás natural condicionado pode ser injectado nos poços para reduzir à 
densidade dos fluidos na tubulação facilitando deste modo a elevação dos fluídos até a 
superfície, e este gás é chamado gas lift ou gás de elevação artificial. Existem dois 
tipos básicos de elevação de gás actualmente em uso: gás de elevação continua e 
intermitente. 
2.1.3.3.1 Gás de elevação contínua 
O gás de elevação contínua é injectado continuamente na coluna de produção 
(para suplementar o gás da formação) a uma profundidade máxima que depende da 
pressão do gás de injecção e da profundidade do poço. O gradiente de pressão de 
fluxo reduz a pressão do fundo do poço abaixo da pressão do fundo do poço estático, 
11 
 
criando assim um diferencial de pressão que permite que o fluido flua para o interior do 
poço. Ver Figura 4 e 5. 
 
Figura 4: O gradiente de pressão de fluxo atravessa acima e abaixo da profundidade da injecção de gás 
em um poço de elevação de gás de fluxo contínuo; Fonte: (PETROWIKI, 2015) 
 
Figura 5: Esquema de um sistema de elevação de gás; Fonte: (PETROWIKI, 2015) 
12 
 
As principais vantagens deste método são (recomendado para poços com 
baixa pressão e alto volume estáticos): 
a) Facilidade de elevar os fluidos nos poços desviados ou horizontais; 
b) O gás de elevação é contínuo e flexível, pois a sua instalação é compatível 
com válvulas de segurança de sub-superfície e outros equipamentos de 
superfície; 
c) A elevação de gás ainda pode funcionar razoavelmente mesmo quando 
apenas dados ruins estão disponíveis; 
d) Incremento de apenas 20%. 
As suas principais desvantagens são: 
a) A insuficiência do gás processado, por ser um recurso esgotável. 
b) Custos elevados na manutenção de compressores. 
2.1.3.3.2 Gás de elevação de fluxo intermitente 
A injecção de gas lift a alta pressão periódica, é usada em poços com baixo 
índice de produtividade e baixa pressão do fundo do poço. Também pode ser usada 
para substituir a elevação contínua de gás em poços que se esgotaram às taxas 
baixas. 
 
Figura 6: Ciclo de injecção de gás para o gás, levantando uma cápsula de líquido em um poço de gás 
intermitente; Fonte: (PETROWIKI, 2015) 
13 
 
Os dois métodos apresentam muitas vantagens em comuns, acrescenta-se para 
o gás de elevação de fluxo intermitente: 
a) Uma baixa pressão do fundo do poço (BHP); 
b) Capacidade de lidar com baixos volumes de fluido dos poços com BHP de 
produção relativamente baixa. 
As principais desvantagens deste método (PETROWIKI, 2015): 
a) É limitada para poços de baixo volume; 
b) A pressão média de produção é relativamente alta; 
c) As flutuações na taxa e BHP podem ser prejudiciais para poços com controle 
de areia. 
2.1.3.4 Exportação e venda de gás natural 
O excedente de gás natural é exportado para UPGN, através de tecnologias do 
transporte, com destaque o gasoduto. O gás natural a ser exportado deve satisfazer as 
especificações estabelecidas por lei ou pela UPGN. Vários factores devem ser 
tomadas em consideração para transportar o gás: a pressão, temperatura máxima do 
ponto de orvalho de hidrocarbonetos, conteúdo máximo permitido de CO2, teor máximo 
permitido de H2S e teor total de enxofre orgânico, teor máximo permitido de vapor de 
água, temperatura máxima permitida do gás que sai da fábrica e pressão mínima para 
entrar na rede de transmissão de gás. 
As especificações são obtidas separando os compostos atravésda alteração 
das condições físicas de temperatura e pressão às quais os fluidos são expostos, e em 
alguns casos adicionam-se inibidores de hidratos. O contacto com outros compostos, 
assim como, o glicol e o óleo de absorção, afecta as solubilidades relativas de certos 
compostos, conseguindo desse modo a separação da corrente gasosa principal. 
2.1.3.4.1 Importância de gás natural 
A relevância do GN explica-se por razões diversas, tanto para consumidor como 
para a empresa, principalmente pela sua versatilidade e pelo seu baixo preço em 
relação a outros combustíveis. A sua importância é notória em vários sectores, 
concretamente: 
 
14 
 
2.1.3.4.1.1 Sector industrial 
Na indústria petroquímica o gás natural é uma matéria prima fundamental, 
utilizado para a produção de solventes e fertilizantes, como a amônia, a uréia e 
respectivos derivados. Sua aplicação como redutor siderúrgico também constitui 
exemplo da sua ampla utilização no mercado moderno. O processamento gás natural 
húmido, em UPGN, permite obter derivados de petróleo como o gás liquefeito de 
petróleo (mistura de propano e butano), e C5+ (gasolina natural), além do etano que 
pode ser transformado na eteno (importante produto petroquímico), e do metano. É 
ideal para processos que exigem a queima em contato direto com o produto final, como 
acontece na produção de cerâmica e na fabricação de vidro. 
2.1.3.4.1.2 Sector de Transporte 
Com a excepção do querosene para aviões a jato, o gás natural é capaz de 
substituir todos os outros derivados de petróleo. Pode ser usado nos automóveis, 
alternativamente à gasolina e ao álcool carburante. Como combustível veicular, o gás 
natural é mais barato do que outros combustíveis e com um metro cúbico de gás 
natural é possível rodar mais quilômetros do que com um litro de gasolina ou álcool. 
2.1.3.4.1.3 Sector de energia 
O gás natural é utilizado na geração de energia através turbinas, utilizando gás 
natural como combustível. As turbinas podem ter configurações de ciclo simples ou 
combinado. Os custos operacionais das turbinais a gás natural são menores em 
relação a custos de energia eléctrica. Outrossim, substitui o óleo combustível, o diesel, 
os carvões (mineral e vegetal) e o urânio nas centrais termoelétricas. 
2.1.3.4.1.4 Sector da saúde 
O gás natural é fundamental no sector da saúde principalmente na obtenção de 
gás medical que é fundamental para o funcionamento dos hospitais e de muitas outras 
unidades de saúde. Os principais gases medicais são: ar médico, oxigênio, dióxido de 
carbono, nitrogênio líquido medicinal e Óxido Nitroso. Conhecer os tipos mais comuns 
destes gases, entender como cada um é usado e, em seguida, como manter seus 
sistemas para cada gás garante o sucesso de uma instalação sanitária. 
 
15 
 
2.1.4 Queima do excedente de gás natural na indústria petrolífera 
Quando a legislação é pouco específica sobre a queima e o aproveitamento de 
gás natural, quando há insuficiência de infra-estructuras de para o seu aproveitamento, 
bem como há escassez das indústrias vocacionadas no seu aproveitamento e com a 
oferta (produção) for maior que a demanda (consumo interno) as empresas operadoras 
optam pelo seu desperdício utilizando a queima (flaring) e/ou a ventilação (venting). 
A queima de gás natural é o processo pelo qual o gás natural é desperdiçado de 
maneira controlada ao extrair o óleo. Classificam-se a queima em dois grupos: queima 
rotineira (acontece por excesso de gás natural e por outros motivos que não seja de 
emergência ou de segurança) e não rotineira (acontece por motivos de segurança e ou 
de emergência). Esta classificação é importante para determinar os métodos de 
redução, contudo o presente trabalho descreve a queima rotineira, propondo as 
alternativas para evitar ou minimizar a mesma, porque não existem vantagens 
ambientais neste processo, além de poluir o ambiente também desperdiça quantidades 
de energia e bilhões de dólares. 
 
Figura 7: Queima de gás natural na plataforma; Fonte: (ALGARLIFE, 2015) 
2.1.4.1 Causas da queima do excedente de gás natural 
A queima do excedente de gás natural na indústria petrolífera tem diversas 
causas, todavia o trabalho em execução resume as mesmas por motivos e apresenta 
os possíveis acontecimentos ligados a cada motivos. 
16 
 
As causas do desperdício de gás natural na indústria petrolífera 
Motivos Acontecimentos 
Segurança 
Para manter a pressão positiva nos pilotos dos queimadores dos fornos, das 
fornalhas, dos tratadores, das caldeiras e nos pilotos de outros 
equipamentos. 
Emergência 
Decorrente das paradas de emergência de unidades de produção; 
Vazamentos acidentais nas instalações de produção, compressão, 
transferência e transporte de petróleo e gás natural; 
Acidentes de descontrole de poços 
Limitação operacional 
Produção de gás em quantidade menor do que o inventário mínimo 
necessário à pré-operação de unidades compressoras em novas 
instalações; falhas de unidades compressoras, no tempo coincidente com o 
período de manutenção de sua reserva operacional 
Manutenção programada 
Paradas programadas das instalações ou de unidades compressão de GN; 
Paradas programadas dos sistemas periféricos aos sistemas de GN 
Obra em andamento Construção de obra prevista 
Baixa produção de gás 
natural e Economicidade 
Inviabiliza economicamente; Baixa produção de gás natural associado cujo 
volume é insuficiente para o seu aproveitamento; Não adequado para 
injecção ou outro uso 
Contaminantes 
Maiores teores de contaminantes que não representem ameaça à saúde 
ocupacional 
Ventilação em tanques 
Para despressurizar tanques terrestres ou em navios armazenadores do GN 
proveniente do último estágio de separação 
Teste de poço Durante os testes de poços 
Tabela 3: As causas de queima de gás natural; Fonte: Modificado da Agência Nacional do Petróleo do 
Brasil
2
. 
2.1.4.2 Impactos da queima do excedente de gás natural 
Global, regional e localmente, os impactos da queima de gás natural são 
visíveis, na atmosfera (Aquecimento global), na saúde pública (doenças respiratórios) e 
na economia. 
 
2
 Agência Nacional do Petróleo do Brasil (ANP) portaria nº 249, de 1º de novembro de 2000, a queima e 
ventilação de gás natural nas instalações de Exploração e Produção (E&P). Disponível em 
http://www.engelog.com/site-
engelog/press/press_information_files/press_brazil_information_files/legislation_mid_fset_files/prod-
transp_mid_fset_files/prod-transp_text_files/anp_249_00.pdf 
http://www.engelog.com/site-engelog/press/press_information_files/press_brazil_information_files/legislation_mid_fset_files/prod-transp_mid_fset_files/prod-transp_text_files/anp_249_00.pdf
http://www.engelog.com/site-engelog/press/press_information_files/press_brazil_information_files/legislation_mid_fset_files/prod-transp_mid_fset_files/prod-transp_text_files/anp_249_00.pdf
http://www.engelog.com/site-engelog/press/press_information_files/press_brazil_information_files/legislation_mid_fset_files/prod-transp_mid_fset_files/prod-transp_text_files/anp_249_00.pdf
17 
 
 
Gráfico 1: Emissões anuais de CO2 dos diferentes sectores em Angola; Fonte: Modificado nos dados da 
(EDGAR, 2018) 
2.1.4.2.1 Impactos na saúde humana 
As chamas contêm toxinas amplamente reconhecidas, como o benzeno, que 
polui o ar, que por sua vez se espalham por muitas áreas afectando a saúde de seres 
vivos, causando problemas respiratórios como asma e bronquite. 
A exposição ao benzeno causa leucemia aguda e uma variedade de outros 
distúrbios relacionados ao sangue em seres humanos. Dados do Banco Mundial 
proveniente da Nigéria na região de Bayelsa sobre os efeitos adversos da queima de 
gás alegam que provavelmente a queima de gás causaria a morte de quarenta e nove 
(49) prematuras, quatro mil e novecentos e sessenta (4.960,00) doenças respiratórias 
entre crianças ecento e vinte (120) ataques de asma (IBEAWUCHI, 2016 p. 130). A 
exposição ao H2S está associada com aborto espontâneo e na origem cânceres da 
tireoide. 
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
G
ig
a
to
n
e
la
d
a
s
 d
e
 C
O
2
 
Total das emissões fosseis
Total das emissões do sector de energia
Total das emissões do sector de Construção
Total das emissões de transporte
Total das emissões de outros sectores de combustao
18 
 
 
Figura 8: Impactos da queima na Saúde; Fonte: (ECO, 2017) 
2.1.4.2.2 Impactos ambientais 
As questões ambientais da queima de gás são geralmente descritas em termos 
de eficiência e emissões. A queima e a ventilação do gás associado contribuem 
significativamente para gases de efeitos estufas (GEE) que por sua vez contribui para o 
aquecimento global acelerando as mudanças climáticas e proporcionando duras 
condições de vida na Terra com consequências negativas sobre o meio ambiente. 
O aumento das emissões de CO2 está cada vez mais a crescer, quebrando 
recordes atrás dos recordes, por exemplo, em 2016, foi aproximadamente, um total de 
trinta e seis mil seiscentos e cinquenta e duas (36.652,00) gigatoneladas de CO2, já em 
2017, as emissões de CO2 foram aproximadamente de trinta e sete mil setenta e sete 
(37.077,00) gigatoneladas de CO2, oriundo dos combustíveis fosseis (EDGAR, 2018). 
Administração nacional oceânica e atmosférica (NOAA, National Oceanic and 
Atmospheric Administration) e Scripps, dois programas independentes de 
monitoramento de CO2 registraram o mesmo aumento da concentração CO2 na 
atmosfera em 2017 de quatrocentos e doze virgula sessenta e três (412,63) partes por 
milhão na fracção molar (ppm), aumento drasticamente em relação a as medições de 
2016 cerca de quatrocentos e nove virgula quarenta e quatro (409,44) ppm (EARTH, 
2019). 
É de realçar, que o nosso planeta já registou um aumento de grau Célsius (1 °C) 
em uma sequência de seiscentos e vinte sete (627) meses de calor acima do normal 
tendo como maior consequências os níveis do mar aumentaram cerca de trinta (30) cm 
19 
 
e os oceanos acidificaram e o calor extremo tornou-se mais comum (CiCLOVIVO, 
2017). 
Registros de maiores concentrações de CO2 na atmosfera dos últimos anos. 
 Programa NOAA (ppm) Programa Scripps (ppm) 
13 de abril de 2015 404,81 404,84 
9 de abril de 2016 409,44 409,44 
 26 de abril de 2017 412,63 412,63 
14 de maio de 2018 412,45 412,63 
22 de janeiro de 2019 413,86 413,96 
Tabela 4: Maiores Registros diário de CO2 ao nível Mundial; Fonte: Modificado nos dados da (EARTH, 
2019) 
 
Gráfico 2: Total das emissões Mundial de CO2; Fonte: Modificado nos dados dos Relatórios de (EDGAR, 
2018) 
2.1.4.2.3 Impactos na economia 
A queima de gás natural também tem impacto grosseiro na economia de uma 
nação, em termo de perda de fundos e receitas que poderia ser arrecadado se o gás 
fosse vendido em vez de queimar. 
Segundo os relatórios anuais da organização dos países exportadores de 
petróleos (Opep), no período 2002 até 2015, Angola queimou em média diária 
duzentos e quarenta e cinco mil quinhentos e sete (245.507,00) milhões de pés cúbicos 
(MMSCFD)3. Se a referida quantidade fosse comercializada, o Estado angolano teria 
 
3 Dados disponíveis em https://www.opec.org/opec_web/en/publications/202.htm 
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017
G
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a
to
n
e
la
d
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s
 d
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 C
O
2
 p
o
r 
a
n
o
 
Total Mundial das Emissões de CO2
https://www.opec.org/opec_web/en/publications/202.htm
20 
 
como receita diária, um valor de aproximadamente setecentos e quarenta e um (741) 
milhões de dólares (considerando 2,9 $/ MMBTU). 
 
Figura 9: Impacto da queima de gás natural na economia; Fonte: (MARKETING, 2016) 
2.2 Tecnologias de aproveitamento de gás natural no mundo 
“Actualmente, várias tecnológicas estão a ser desenvolvidas para tornar cada vez 
mais econômico o aproveitamento do GN na indústria petrolífera” (ROSA, 2010 p. 15): 
a) Tecnologia de transporte de gás natural em estado transitório por redução 
de volume para o seu aproveitamento: gasoduto, gás natural liquefeito, gás 
natural comprimido e Hidrato de gás natural; 
b) Tecnologia de aproveitamento do gás natural para a conversão química em 
outros produtos de maior valor agregado: gás para líquido (Gas to liquid); 
c) Tecnologia de aproveitamento do gás natural para a conversão em energia 
eléctrica e transmissão via cabo: gás combustível (Gas to wire). 
“Globalmente, a tecnologia de transporte mais utilizada em onshore é o 
gasoduto. No entanto em offshore a mais utilizada depende da distância desde a fonte 
(plataforma) até ao destino, apesar de que a tecnologia de gás natural liquefeito (GNL) 
é mais econômico à distâncias acima de quatro mil vinte três (4.023,00) km, e abaixo 
desta distância, a tecnologia de gás natural comprimido (GNC) é mais viável 
economicamente” (ROSA, 2010 p. 15). 
21 
 
2.2.1 Gás natural liquefeito (GNL) 
O GNL é um excelente meio de transporte de gás natural entre os países e 
continentes, pois o processo de liquefação reduz o volume de gás cerca de seiscentos 
(600) vezes, produz menos emissões e poluentes por ser um dos combustíveis fósseis 
mais limpos. O grande desafio desta tecnologia é que são necessários avultados 
investimentos para desenvolver a referida tecnologia, principalmente em locais muitos 
distantes. 
Além dos avultados investimentos, uma planta convencional de GNL 
requer grandes volumes de gás de alimentação, na faixa de quatrocentos e cinquenta 
(450) a seiscentos (600) MMSCFD e uma grande quantidade de energia para concluir o 
processo. Este processo é muito complexo e engloba várias etapas, e pode ser 
apresentada como uma cadeia de processos que começa na produção do GN, depois 
a liquefação, transporte (Offshore por meio de navio, onshore por meio de trens, 
caminhões), armazenamento e regaseificação no destino e finalmente a distribuição. 
Para obter o GNL é necessário resfriar o gás natural à temperatura inferior a menos 
centos e sessenta e dois graus Célsius (- 162°C), à pressão atmosférica (ROSA, 2010 
p. 15). 
 
Figura 10: Cadeia de valor de GNL; Fonte: (TECNOVERITAS, 2018) 
2.2.2 Pipelines (Gasodutos) 
“Cerca de setenta e cinco por centos (75%) de gás natural no mundo é 
transportado usando gasodutos” (OJIJIAGWO, et al., 2016 p. 54). Globalmente o 
gasoduto é o principal método de transporte de gás natural, mais conveniente e 
econômico, seja de um local offshore para onshore para o seu processamento, ou para 
interagir com as redes de distribuição existentes até usuários finais, ou ainda para 
exportação. 
http://www.tecnoveritas.net/pt/industria-naval/servicos/gnl
22 
 
O transporte por gasodutos reduz o volume cerca de sessenta (60) a noventa 
(90) vezes em relação ao volume ocupado nas condições normais. “Acrescenta-se 
neste transporte sistema de compressão, redução de pressão, medição, superfície e 
controle, armazenamento, com a finalidade de disponibilizar o gás natural às 
companhias distribuidoras em todos os pontos de entrega localizados ao longo da 
diretriz” (ROSA, 2010 p. 22). 
O West African Gas (WAGP), é o primeiro sistema regional de transporte de gás 
natural na África Subsaariana, com um gasoduto de cerca de seiscentos e setenta e 
oito (678) km que tem uma capacidade de cerca cento setenta e sete (177) bilhões de 
pés cúbicos por ano, e fornece gás para República do Benim, Togo, Gana e Nigéria4. 
Em Angola, a Chevron detém uma participação aproximadamente de trinta e oito 
por centos (38 %) no gasoduto de cerca de cento e quarenta (140) km, concebido para 
transportar cerca de duzentos e cinquenta (250) MMSCFD de gás natural dos Blocos 
zero (0) e quatorze(14) para a central do projecto Angola LNG (CHEVRON, 2015). 
No offshore, a medida que a profundidade da água e a distância de transporte 
aumentam, esta tecnologia torna-se mais desafiadora, porque a distância determina o 
custo de transporte de gás natural e profundidade às pressões que os dutos serão 
sujeitos. Em onshore, os limites políticos, a vulnerabilidade à sabotagem, o 
armazenamento são dificuldades que essa tecnologia enfrenta. 
 
Figura 11: Gasoduto de Angola LNG no Soyo, norte de Angola; Fonte: (FLOWCAL, 2016) 
2.2.3 Gás natural comprimido (GNC) 
O GNC é o meio de transporte ideal em regiões onde não há infra-estructuras de 
redes de distribuição de gás canalizado, pois essa opção permite o atendimento da 
 
4 Disponível https://en.wikipedia.org/wiki/West_African_Gas_Pipeline 
23 
 
demanda. “O GNC é o gás natural processado e condicionado para o transporte em 
ampolas ou cilindros, à temperatura ambiente, com uma redução de volume cerca de 
sessenta (60) a duzentos e vinte e cinco (225) vezes em relação ao volume ocupado 
nas condições normais e devido à redução de volume e armazenamento em vasos de 
pressão” (ROSA, 2010 p. 26). 
O processo de transporte de gás natural comprimido obedece a seguinte 
sequência: a primeira consiste em retirar o gás natural de um ponto de coleta do 
gasoduto, em seguida, comprime-se o gás através de uma estação de compressão até 
encher a carreta de transporte, para depois transportar o gás até o ponto de navio 
(ROSA, 2010). 
A referida tecnologia, visa também estimular o desenvolvimento de novos 
mercados de gás natural, uma vez que possui alta flexibilidade. O custo desta 
tecnologia é relativamente menor em comparação com a tecnologia de transporte de 
GNL. Os grandes desafios desta tecnologia são a complexidade do processo e altos 
ricos de acidente devido às altas pressões de operação. Para transportar em 
segurança o GNC é necessário controlar a temperatura, pressão, limitação de volume. 
2.2.4 Hidrato de gás natural (HGN) 
Caracterizado pela redução drástica de volume de gás natural que optimiza a 
tecnologia, cerca de seis mil trezentos e cinquenta e sete (6357) ft³ de gás metano 
podem ficar concentrados em trinta e cinco (35) ft³ de água. O aprisionamento do 
metano nas cavidades pode variar numa redução de volume de cerca de setenta (70) a 
cento e cinquenta (150) vezes em relação ao volume ocupado nas condições normais. 
Produzidos industrialmente de acordo com as condições físicas do processo ou 
podem ser encontrados abundantemente em sedimentos submarinos nas margens 
continentais, cujo seu transporte é feito a temperaturas de quinze graus Célsius (15°C) 
e em condições atmosféricas. 
O maior desafio desta tecnologia é a presença de hidratos, sendo assim, 
diversas pesquisas estão voltadas para evitar a formação destes e as principais formas 
de transporte de HGN são: em pellets e slurry. 
24 
 
 
Figura 12: hidrato de gás natural na forma de pellets; Fonte: (ROSA, 2010) 
2.2.5 Gás para líquido (Gas to Liquid, GTL) 
O processo de GTL é caracterizado pela redução do volume do gás natural, 
devido à conversão química desse gás em outros produtos (hidrocarbonetos líquidos 
estáveis), a partir de processos químicos. Este processo produz hidrocarbonetos de 
cadeia mais longa, como o diesel ou a gasolina com quase a mesma densidade de 
energia para o diesel convencional, entretanto possui um maior número de cetano e, 
logo, permite um melhor desempenho do projecto do motor. 
A conversão de gás natural em liquido é conseguida por meio do processo 
Fischer-Tropsch, que envolve um processo químico através do quais catalisadores 
(cobalto ou ferro) são usados para sintetizar hidrocarbonetos complexos a partir de 
químicos orgânicos mais simples. 
Os combustíveis sintéticos resultantes desses processos são livres de enxofre e 
partículas, o que contribui para a redução da emissão de poluentes. Além disso, o gás 
de síntese resultante da reforma do gás natural também viabiliza a produção de 
insumos petroquímicos, com maior valor agregado. 
O grande desafio desta tecnologia é a dificuldade de importar para a unidade de 
produção as matérias-primas para conversão em commodity (areia de sílica, calcário). 
2.2.6 Gás combustível ( gas to wire, GTW) 
É uma tecnologia que é utilizada na zona de produção para gerar eletricidade na 
própria plataforma. O aproveitamento do gás natural pode ser realizado através da 
tecnologia GTW, um processo que é caracterizado pela co-geração da energia do gás 
natural à energia eléctrica por intermédia de turbinas à gás. Esta forma de 
aproveitamento do GN requer, basicamente, a instalação de uma planta de geração de 
25 
 
energia eléctrica na unidade de produção offshore, o detalhamento técnico do 
funcionamento das termoeléctricas não faz parte dos objectivos do referido trabalho, 
razão pela qual limita a referida a abordagem. 
O GTW é visto como uma alternativa para o transporte do gás natural, alguns 
autores consideram que o uso energético do gás natural no consumidor final é mais 
flexível e tem melhor eficiência térmica, porque a perda de calor pode ser usada como 
aquecimento local e dessalinização. 
 
Figura 13: ciclo combinado do Soyo na província do Zaire, em Angola com capacidade máxima de 750 
MW de electricidade; Fonte: (ANGOLA, 2017) 
2.2.7 Tecnologias usadas para aproveitar o excedente de gás natural em 
Angola 
Das seis (6) tecnologias existentes na indústria petrolífera para aproveitar o gás 
natural, às mais utilizadas em Angola são: 
1. Gasoduto para transportar o gás natural de offshore para offshore, offshore 
para onshore e de uma localidade para outra (onshore para onshore). O 
projecto Angola LNG tem mais de quinhentas (500) km de linhas (gasoduto) 
que recolhem o gás natural em oito (8) dos quinze (15) blocos na fase de 
produção em offshore Angolano; 
2. Gás combustível utilizado em todas as instalações petrolíferas para 
alimentar as turinas à gás (geração de energia eléctrica) e outros 
equipamentos à gás. Além das instalações petrolíferas também é utilizados 
nas centrais termoeléctricas para o mesmo fim; 
3. Gás natural liquefeito é mais utilizado no projecto Angola LNG e Sanha. 
26 
 
2.2.8 Custos das tecnologias de aproveitamentos de gás natural 
Muitas pesquisas são realizadas visando descobrir formas menos dispendiosas 
de aproveitar o gás natural. Algumas tecnologias já se tornaram viáveis, entretanto 
outras carecem de maior avanço tecnológico para a viabilização. 
Existem três (3) principais critérios de análise de viabilidade econômica de 
projectos necessários para escolha de uma tecnologia que são: valor presente líquido 
(VLP), taxa Interna de retorno (TIR) e período de retorno do investimento ''payback''. 
Estes métodos são bastante utilizados pelas empresas que investem em projectos para 
garantir sua rentabilidade, quando aplicados a uma taxa mínima de atratividade (TMA), 
asseguram uma confiabilidade nos resultados devido ao valor temporal do dinheiro 
mencionado anteriormente. 
O presente estudo apresenta os custos das tecnologias offshore baseado nos 
estudos realizados por (ROSA, 2010 pp. 40-44; 123-124), no entanto, os detalhes 
sobre os métodos de viabilidade utilizados para obter estes valores não fazem parte do 
objectivo do nosso estudo. 
Tecnologias, custo de capital, custo de operação, custo de embarcação 
TECNO 
LOGIAS 
GNL 
GASO 
DUTO
5
 
GNC
6
 HGN GTL GTW 
CAPEX 83200 $ 
1200* 
(Vazão)+ 
0,3917 $ por 
Km 
11.495*(vazão) 
^(-0,4879) $ 
por MMBTU 
4 MM$ 5,4 MM$ 4160 MM$ 
OPEX por 
MMSFC 
416 $ 1040 $ 676 $ 385 $ 6% CAPEX 5% CAPEX 
Tarifa de 
transporte (por 
MMSFC, 1000 
km) 
208 $ -------- 416 $ 158 $ 239 $ 0,0001 $ 
Preço de GN 
por MMSFC 
(venda) 
3640 $ 3640 $ 3640 $ 4160 $ 6271 $ 12480 $ 
Preço de GN 
por MMSFC 
(compra) 
780 $ 
780 $ 780 $ 780