[pt] Devido a sua ampla gama de aplicações, o gás natural ocupa papel importante na matriz energética global. No Brasil, a descoberta do pré-sal transformou a história do país em relação a exploração de óleo e gás. Porém, o gás lá encontrado possui grandes quantidades de CO2 associado, que requerem remoção por existirem normas da ANP que limitam o gás natural comercializado a 3 por cento mol. Diversas tecnologias se mostraram capazes de realizar essa remoção, porém para altas quantidades de CO2, a tecnologia de membranas vem sendo destaque nas plataformas offshore de extração de petróleo. Seu reduzido footprint é um grande atrativo, devido ao espaço limitado das plataformas. O presente trabalho compara a área e volume ocupados e os pesos totais dos arranjos 3D de módulos de membranas fibra oca e espiral para a separação de CO2 do gás natural no pré-sal brasileiro. Para isso, foram construídas maquetes 3D no software Solidworks (marca registrada), baseando-se em dados de plantas reais offshore em operação e dados disponibilizados pelos principais fornecedores dos módulos de membrana, para tentar alcançar valores mais próximos da realidade. Foi constatado que os módulos fibra oca apresentam grande vantagem sobre os espirais em relação a área do módulo individual (8.340,91 m2 vs 26,24 m2 ) e ao número de módulos necessários (48 vs 15.120), e também em relação às plantas completas, tanto em área e volume, quanto em peso. Uma planta completa de módulos fibra oca ocuparia apenas 7,75 por cento do volume da planta de módulos espirais. O peso da primeira totalizaria 38,42 t em oposição a 765,62 t da segunda planta. / [en] Due to its wide range of applications, natural gas plays an important role in the global energy matrix. In Brazil, the discovery of the pre-salt transformed the country s history in relation to oil and gas exploration. However, the gas found there has large amounts of associated CO2, which require removal because there are ANP standards that limit commercialized natural gas to 3 percent mol. Several technologies have proven capable of achieving this removal, but for high amounts of CO2, membrane technology has been on the spotlight on offshore oil extraction platforms. Its reduced footprint is a major attraction, due to the limited space on the platforms. The present work compares the occupied area and volume and the total weights of 3D arrangements of hollow fiber and spiral wound membrane modules for the separation of CO2 from natural gas in the Brazilian pre-salt. To achieve this, 3D models were built in Solidworks (trademark) software, based on real offshore plants in operation and data provided by leading membrane module suppliers, in an attempt to achieve results closer to reality. It was found that hollow fiber modules offer significant advantages over spiral wound modules in relation to the membrane area of the individual module (8,340.91 m2 vs 26.24 m2 ) and the number of modules required (48 vs 15,120), and also in relation to complete plants, both in area and volume, as well as in weight. A complete hollow fiber module plant would occupy only 7.75 percent of the volume of the spiral wound module plant. The weight of the first would total 38.42 t as opposed to 765.62 t of the second plant.

[pt] No Brasil, a demanda de gás natural possui um comportamento estocástico devido ao consumo das usinas termelétricas, as quais operam em regime de complementariedade ao sistema hidrelétrico. O suprimento de gás natural para estas usinas depende em grande parte do fornecimento de Gás Natural Liquefeito (GNL) spot, importado através de navios metaneiros. Em função do tempo de trânsito dos navios, as compras de GNL devem ocorrer com antecedência em relação ao despacho hidrotérmico. Este descasamento de tempo incentiva a utilização de mecanismos de compatibilização da dinâmica do setor elétrico com a dinâmica da cadeia do gás natural. Uma possibilidade de aumentar a sinergia entre estes domínios é utilizar uma estocagem de gás natural para inserir flexibilidade no sistema. A viabilidade da estocagem dependerá do preço do gás e da demanda ao longo do horizonte de análise. O objetivo deste trabalho é a construção de um modelo de programação linear para dimensionar a capacidade de uma estocagem de gás natural sob incerteza de demanda e de preço de GNL. O modelo apresentado é um híbrido de otimização estocástica, construído para considerar a incerteza do consumo de gás, com otimização robusta, construído para levar em conta a incerteza relacionada aos preços do GNL. O modelo caracteriza o perfil de risco do supridor de gás natural pela utilização do Conditional Value-at-Risk (CVaR) e utiliza um critério de segurança que reproduz um processo de suprimento avesso a risco de déficit. Ao final do trabalho é apresentado um estudo de caso hipotético, utilizando dados públicos do setor elétrico e de gás natural, para avaliar a implantação da estocagem para 2.000 cenários de demanda e patamares distintos de robustez à variação do preço do GNL. / [en] In Brazil, natural gas demand has stochastic behavior since gas-fired power plants operate in conjunction with the hydroelectric system. Natural gas supply to these plants relies upon Liquefied Natural Gas (LNG), imported through cryogenic ships. LNG acquisitions must occur before the natural gas demand is known because of the time of displacement of the ships. This lack of synchronism stimulates the use of harmonizing mechanisms between the electric sector and the natural gas sector. In this context, natural gas storage could be used to introduce flexibility into the system and increase synergy between natural gas supply and demand dynamics. However, the economic performance of the storage will depend on actual gas prices and demand behavior during the period of analysis. This study aims to construct a linear programming model to determine the size of a natural gas storage under demand and LNG price uncertainty. The model is a hybrid of a stochastic optimization algorithm – developed to consider gas demand uncertainty – and a robust optimization algorithm – built to take into account LNG price uncertainty. A convex combination between Conditional Value-at-Risk (CVaR) and expected value is also used to indicate the supplier risk profile as well as a security criterion, introduced to represent a deficit-averse supply process. At the end, a hypothetic case is presented to evaluate the implementation of a natural gas storage. The case presented uses public data from the Brazilian electric and gas natural sectors and considers 2.000 demand scenarios and various levels of robustness to LNG price variation.