The gas compression units in the processing plant are used for various purposes. Compression of the associated gas is designed to adjust for the different operating pressures. In addition, the injection of CO2 into oil reservoirs is used for enhanced oil recovery (EOR) and/or reduction of environmental impact. These systems utilize dozens of megawatts of electrical energy and intercooling for each compression stage. Therefore, the equipment used is energy-intensive and not thermodynamically efficient. An Organic Rankine Cycle (ORC) technology produces electrical energy from heat sources with low to medium temperature levels (90°C -150°C). In the present work, a model of an ORC integrated with the intercoolers of the compression units is used to simulate the energy conversion of the system. Next, various working fluids, such as R123, nbutane, n-pentane, hexane, and n-heptane, are considered. The results show a possibility of net power generation by R123 ORC of up to 40 MW. Furthermore, only an increase of 0.95% in the CO2 molar fraction of the flue gas leads to an increase of 1.29E8 kJ/h in the cooling demands of the CO2 removal and compression units. Moreover, the presented increase in cooling demands creates the possibility of net power generation of up to 41 MW by ORC. Furthermore, in terms of footprint, this integrated system can be implemented in onshore structures and with some modifications in the condenser in offshore plants. Finally, this integrated system reduces environmental impacts by generating power from waste heat sources.

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As plantas FPSO (Floating, Production, Storage e Offloading) , assim como outras plataformas de processamento offshore de petróleo e gás, são conhecidas por terem processos com uso intensivo de energia. Portanto, qualquer aplicação de procedimentos de otimização para consumo de energia e/ou produção pode ser útil para encontrar as melhores condições de operação da unidade, reduzindo custos e emissões de CO 2 de empresas que atuam na área de petróleo e gás. Uma planta de processamento primário de uma plataforma FPSO típica, operando em um campo de petróleo em águas profundas brasileiras e em áreas do pré-sal, é modelada e simulada usando seus dados operacionais reais:(i) Teor máximo de óleo / gás (modo 1), (ii) 50 % de teor de BSW no óleo (modo 2) e (iii) teor elevado de água / CO 2 no óleo (modo 3). Além disso, uma turbina a gás aeroderivativa (RB211G62 DLE 60Hz) para aplicação offshore é considerada para a unidade de geração da potência eletrica e calor, através dos seus dados reais de desempenho.O impacto de oito parâmetros termodinâmicos de entrada no consumo de combustível e na recuperação de hidrocarbonetos líquidos da unidade FPSO são investigados pelo método SS-ANOVA (Smoothing Spline ANOVA). A partir do SS-ANOVA, os parâmetros de entrada que apresentaram o maior impacto no consumo de combustível e na recuperação de hidrocarbonetos líquidos foram selecionados para aplicação em um procedimento de otimização. Os processos de análise da triagem (usando SS-ANOVA) e de otimização, que consiste em um Algoritmo Híbrido (método NSGA-II + SQP), utilizaram o software Aspen HYSYS como simulador de processo. As funções objetivo utilizadas na otimização foram: minimização do consumo de combustível das plantas de processamento e utilidade e a maximização da recuperação de hidrocarbonetos líquidos. Ainda utilizando SS-ANOVA, a análise estatística realizada revelou que os parâmetros mais importantes que afetam o consumo de combustível da planta são: (1) pressão de saída da primeira válvula de controle (P1); (2) pressão de saída do segundo estágio do trem de separação (e antes da mistura com água de diluição) (P2); (3) pressão de entrada do terceiro estágio do trem de separação (P3); (4) pressão de entrada da água de diluição (P4); (5) pressão de saída do compressor principal de gás (Pc); temperatura de saída de petróleo no primeiro trocador de calor (T1);(7) temperatura de saída de petróleo no segundo trocador de calor (T2); e (8) temperatura da água de diluição. Os parâmetros de entrada de P1, P2, P3 e Pc correspondem a 95% da contribuição total para a recuperação de hidrocarbonetos líquidos da planta para os modos 1. Analogamente, os três parâmetros de entrada P3, Pc e T2 correspondem a 97% e 98% do contribuição total para o consumo de combustível para os modos 2 e 3, respectivamente.Para a recuperação de hidrocarbonetos líquidos da plant, os parâmetros de entrada de P1, P2, P3 e T2 correspondem a 96% da contribuição total para o consumo de combustível para o modo 1. Da mesma forma, os três parâmetros de entrada P3, P2 ...

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