O dia 1 de maio de 2009 pode ter entrado para a história do Brasil, como o início de uma nova era, de autonomia energética e entrada no seleto grupo de países líderes na produção de petróleo. Nesse dia a Petrobras deu início à produção de óleo no Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos. O primeiro óleo foi retirado do Campo de Tupi em condições difíceis, a mais de 2.140 m de profundidade em água e mais de 3.000 m a partir do fundo do mar, sob 2.000 mil m da camada de sal. A extração aconteceu em um ponto distante 300 km da costa do estado de São Paulo, durante o período de Teste de Longa Duração (TLD), na presença de representantes da Petrobras e dos sócios no bloco exploratório — BG e Galp Energia.
A primeira carga de óleo do Pré-sal foi levada para refino na refinaria de Capuava, em São Paulo, num processo acompanhado com grande expectativa já que os testes deveriam revelar o rendimento e a qualidade dos derivados produzidos. Os resultados foram muito satisfatórios: o óleo processado apresentou as seguintes características: 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. Os resultados obtidos no TLD, realizados com o navio-plataforma FPSO BW Cidade de São Vicente, também têm sido conforme programado e esperado. Eles serão valiosos para a definição do plano de desenvolvimento da área e, principalmente, para conhecer o comportamento de longo prazo dos reservatórios em produção, a movimentação e drenagem de fluidos durante a produção e o escoamento submarino.
Tupi, supostamente a jazida de petróleo já descoberta pela Petrobras no Brasil, tem volume de óleo equivalente (petróleo e gás) recuperável estimado entre 5 e 8 bilhões de barris. O FPSO BW Cidade de São Vicente tem capacidade para processar diariamente 30 mil barris de petróleo e ficará ancorado em águas ultraprofundas (2.140 m de profundidade).
O presidente da Petrobras, Sérgio Gabrielli, salientou o tempo recorde desde o momento em que foram detectadas as reservas de Tupi até a extração do seu primeiro barril de petróleo. "Foram apenas três anos, um recorde mundial", comemorou Gabrielli.
Jubarte deu subsídios
No ano passado, a Petrobras colocou em produção o primeiro poço da camada pré-sal, apenas dois anos após a descoberta da nova província exploratória. O primeiro óleo do pré-sal, extraído no campo de Jubarte, serviu de projeto piloto e fonte de informações para mostrar o que deveria ser feito em Tupi. As diferenças entre os dois campos estão relacionadas basicamente à profundidade (menor que 1.500m na Bacia do Espírito Santo e maior que 2.000m na Bacia de Santos), profundidade do reservatório e, principalmente, à cobertura de sal. Em Jubarte a espessura da camada de sal é de menos de 300m, em Tupi é de 2.000m. A distância da costa também mostra que o desafio em Tupi é maior. Jubarte está bem mais próximo da linha da costa, a 77 km, contra os 290 km de Tupi.
O FPSO instalado para o TLD estará ligado a dois poços, um de cada vez, por aproximadamente seis meses cada um. O tempo restante será para remanejamento das linhas de produção e análises complementares.
No final de 2010, concluído o TLD, entrará em operação o Projeto-Piloto de Tupi, que terá capacidade para produzir e processar diariamente 100 mil barris de óleo e 4 milhões de metros cúbicos de gás. O primeiro módulo definitivo do projeto de desenvolvimento da área poderá ser uma extensão do projeto-piloto.
Pré-sal e o desafio tecnológico
Nos próximos 15 meses, o FPSO BW Cidade de São Vicente recolherá informações técnicas para o desenvolvimento dos reservatórios descobertos na Bacia de Santos. Essas informações serão decisivas não só para definir o modelo de desenvolvimento da área de Tupi, como também das outras acumulações do pré-sal daquela bacia sedimentar. Com os testes, a Petrobras inaugura o desenvolvimento de uma nova fronteira exploratória, constituída por reservatórios de petróleo em rochas carbonáticas do tipo microbiais, localizados a cerca de cinco mil metros de profundidade a partir do leito marinho e sob lâmina d’água de mais de dois mil metros.
Trata-se de um desafio tecnológico inédito, não só por exigir a construção de poços que atravessarão cerca de dois mil metros de sal, como também reservatórios formados por rochas ainda pouco conhecidas na indústria. Além disso, são jazidas localizadas a grande distância da costa. Isso exigirá novo e complexo modelo logístico para transporte de pessoas e equipamentos, assim como para armazenamento e escoamento da produção.
A área de Tupi, que acumula óleo de médio a leve de boa qualidade (28º API), é o ponto de partida para que se conheça melhor o Pré- Sal. Ela subsidiará o corpo técnico da Petrobras para os futuros projetos de desenvolvimento da produção dessa gigantesca província, descoberta depois que, em 2003, a Petrobras diversificou seus trabalhos exploratórios em mar para norte e sul do núcleo central da Bacia de Campos.
O TLD de Tupi proverá os profissionais da Petrobras com informações sobre os reservatórios de petróleo carbonáticos encontrados no pré-sal, que são rochas de origem microbial, inéditas nessas condições. Será mais um passo tecnológico. Em março último, a empresa inaugurou, na indústria, a produção em reservatórios carbonáticos em águas profundas, no campo de Marlim Leste, na Bacia de Campos. Em Tupi esse feito terá de ser repetido, mas em águas ultraprofundas e em condições ainda mais complexas.
De acordo com os técnicos da Petrobras, as dificuldades para o desenvolvimento da produção nessa profundidade área passam, entre muitas outras, pela definição do melhor modelo geológico, pela geometria de poço mais econômica e adequada ao reservatório e pela garantia de escoamento do petróleo pelos dutos. No caso de Tupi, uma acumulação que pode conter de 5 a 8 bilhões de barris de óleo equivalente, é preciso definir, ainda, soluções para outras questões técnicas importantes como, por exemplo, o tratamento ideal do dióxido de carbono (CO2) produzido. Além disso, como os primeiros testes realizados indicam presença significativa de gás associado, em toda a área, outro grande desafio será conceber e desenvolver plantas e métodos para processar e exportar o gás produzido a distâncias que chegam a mais de 300 km da costa.
Para antecipar essas soluç&o
tilde;es, os expositores lembraram que a Petrobras criou, no final de 2007, um programa multidisciplinar, que acompanhará as várias fases de desenvolvimento da área. Em parceria com universidades brasileiras e internacionais, além da cadeia de fornecedores, o Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da Produção dos Reservatórios do Pré-sal (PROSAL) cuidará da concepção e desenvolvimento de tecnologias para viabilizar o aproveitamento das novas descobertas.
Estratégias de contratação
Além dos desafios tecnológicos, a Petrobras está definindo as novas estratégias de contratação que pretende adotar para garantir o suprimento de bens e serviços essenciais ao desenvolvimento do pré-sal. Técnicos da companhia acreditam que, com o boom de projetos de produção programados pelo Planejamento Estratégico da Petrobras para o período de 2009 a 2013, uma das várias soluções em estudo é selecionar e contratar fornecedores com a máxima antecedência possível. Nessa linha, a Petrobras pretende fazer valer a economia de escala gerada pela sua carteira programada de projetos. Com isso, poderá negociar preços e firmar contratos de longo prazo com fornecedores, por meio de programas competitivos de licitações e de parcerias estratégicas.
O grande volume de contratos de serviços, assim como os milhares de itens a serem adquiridos, constitui oportunidade única para o desenvolvimento da indústria ofshore brasileira. A expectativa é de que a estatal continuar promovendo uma significativa participação do conteúdo local nos projetos de petróleo e gás, ao mesmo tempo em que estimule a atração de empresas globais para o país, de forma a aumentar a gama de produtos passíveis de fabricação em território nacional.
Uma das principais mudanças na política de contratações poderá ser a aquisição de grandes famílias de equipamentos, no lugar de licitações divididas por projetos específicos. Esse modelo poderá garantir ganho de escala junto aos fornecedores e dar à Petrobras maior agilidade nos prazos de entrega, diante do cronograma complexo dos empreendimentos do pré-sal.
Outra possibilidade será a utilização de equipamentos padronizados – e minimamente customizados – para conferir maior rapidez à execução dos empreendimentos e reduzir riscos e custos . A Petrobras vem também desenvolvendo estudos detalhados sobre a disponibilidade dessas unidades em escala mundial. O desafio, nesse caso, segundo os técnicos, é mapear e garantir a contratação desses recursos cada vez mais escassos e disputados no mercado global com a antecedência necessária.
Parcerias tecnológicas
Os projetos do pré-sal exigirão, também, segundo especialistas, o desenvolvimento de tecnologias sofisticadas e ferramentas eficientes – muitas delas inexistentes até. Os reservatórios dessa nova fronteira exploratória, por exemplo, exigem equipamentos específicos para perfuração, completação e interligação dos poços. Além disso, como estão localizados sob lâminas d´água ultraprofundas e submetidos a altas pressões e, em muitos casos, com altos teores de CO2 no gás associado, exigem a concepção de novos projetos de lowlines, risers e equipamentos submarinos.
Para desenvolver todo esse aparato tecnológico, uma das estratégias será a formação de parcerias entre fornecedores brasileiros e estrangeiros, com o objetivo de promover o intercâmbio e a incorporação de expertise internacional, quando disponível. Nessa linha, a companhia está procurando incentivar essas parcerias como forma de dar às empresas nacionais maior economia de escala para atender ao grande volume de encomendas. A intenção é que fornecedores estrangeiros utilizem instalações fabris de empresas já instaladas no Brasil, ou que aqui instalem novas facilidades, sozinhos ou em associação com o empresariado local, e que mobilizem suas equipes para trabalhar em contato estreito com técnicos brasileiros, permitindo, assim, mais um salto na já internacionalmente reconhecida capacitação da comunidade acadêmica e do parque industrial nacionais.
Uma alternativa de parceria que se abre, no âmbito nacional, é com as universidades. Nessa linha, a Petrobras, em parceria com a Coppe/UFRJ, centro de excelência em pesquisa e tecnologia da Universidade Federal do Rio de Janeiro, inauguraram, no final de abril, o Laboratório de Corrosão e Ensaios não Destrutivos (LNDC). Trata-se de um dos mais avançados laboratórios do mundo para ensaios de corrosão, inspeção de materiais e soldagem, com especial importância para os testes e pesquisas necessários à produção no pré-sal. Até o momento, o LNDC recebeu investimentos de R$ 26 milhões da Companhia. Esses recursos totalizarão cerca de R$ 30 milhões até 2011.
No evento de inauguração, José Sergio Gabrielli disse que o laboratório desempenhará papel chave para responder problemas existentes no desenvolvimento das reservas. "Esse laboratório vai permitir que a gente avance para termos soluções ótimas", afirmou.
A construção do LNDC faz parte da estratégia da Petrobras de investimentos em infraestrutura experimental e em formação de recursos humanos nas universidades e institutos de pesquisa brasileiros, em um modelo de relacionamento sustentável, por meio da formação de redes de parceria tecnológica nas áreas de interesse estratégico da Companhia. Com essa estratégia, a Petrobras tem investido cerca de R$ 400 milhões por ano, desde 2006, em 36 diferentes redes temáticas, envolvendo cerca de 100 universidades e institutos de pesquisa em todo o País. Por meio dessas parcerias tecnológicas está em construção no Brasil um parque tecnológico com nível de excelência internacional nas áreas de petróleo, gás natural e energia.
Nova geração de plataformas
Em março deste ano entraram em operação, na Bacia de Campos, duas novas plataformas da Petrobras, equipadas com o que há de mais moderno em tecnologia do setor. São elas a P-53 e a P-51. Quando estiverem operando com 100% de capacidade, cada plataforma consumirá energia equivalente à necessária para abastecer uma cidade de 170 mil habitantes. Esta energia é garantida por quatro turbinas de 27 MW na P-53 e quatro de 25 MW na P-51, diretamente ligadas a geradores, formando os grupos turbogeradores. Para garantir que as turbinas funcionem em conformidade para operação em plena carga, a multinacional Aggreko realizou testes para comissionamento durante 45 dias logo após a montagem e instalaçã
o, nos estaleiros.
O comissionamento é fundamental para garantir que depois da instalação dos grupos turbogeradores, as turbinas estejam montadas corretamente e possam operar com potência máxima, conforme a especificação do fabricante. "Testar os turbogeradores antecipadamente foi uma grande novidade,evitandoa detecção de problemas na geração de energianoinício da operação, o que poderia atrasar os trabalhos", explica o diretor da Aggreko para a América do Sul, Diogenes Paoli Neto.
Para os testes da P-51 e P-53 foram usados bancos de carga resistivos e reativos, uma solução mais completa, que permite testar a máquina como um todo nas duas formas de geração de energia: ativa e reativa. O emprego de bancos de carga com controladores eletrônicos que permitem maior precisão e resposta eficiente vem crescendo no Brasil. Essa tecnologia permite apontar possíveis falhas e também que medidas devem ser tomadas para minimizar defeitos nas turbinas depois de já comissionadas. O projeto de maior porte foi aplicado na P-53: 23 equipamentos interligados – que incluiu bancos de carga, transformadores elevadores, sistemas de proteção e geradores auxiliares -, que permitiram que as turbinas da plataforma fossem submetidas a um teste de 100% de carga, conforme especificado pela certificadora. Além do teste das turbinas, a Petrobras requereu um banco de cargas de 12 MVA antecipado para testar os geradores auxiliares da plataforma, o que exigiu mais agilidade de logística, montagem e atendimento técnico.
A P-53 é do tipo FPSO, sigla em inglês que significa plataforma que produz, processa, armazena e escoa petróleo. O investimento total na construção foi de US $1,3 bilhões. A conversão de navio petroleiro para plataforma foi feita em Cingapura e os módulos de produção foram construídos em Niterói, Rio Grande e Cingapura. A plataforma está instalada no campo de Marlim Leste, a 125Km da costa, na Bacia de Campos. Seu casco tem 346 m de comprimento e 57 m de largura. A plataforma possui 110m de altura e capacidade para produzir 180 mil barris de óleo e seis milhões de metros cúbicos de gás por dia.
A P-51, do tipo semi-submersível, foi a primeira plataforma 100% construída no Brasil, no Estaleiro Brasfels, controlado pela Keppel Fels Brasil, em Angra dos Reis, no Rio de Janeiro. Foi instalada no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, Rio de Janeiro, e tem capacidade para produzir 180 mil barris de petróleo por dia, cerca de 10% da produção nacional, que hoje é da ordem de 1,95 milhão de barris/dia. Ancorada a 1.255 metros de profundidade, a 150 km da costa brasileira, a plataforma também tem capacidade para comprimir 6 milhões de m³/dia de gás natural.
Em dezembro de 2008 a Petrobras assinou o contrato de integração do casco com os módulos de processo para a construção da Plataforma P-55, no valor de US$ 857 milhões, com o consórcio Top-55, formado pela Construtora Queiroz Galvão, UTC Engenharia S.A. e IESA Óleo e Gás S.A.
A integração da plataforma, que é do tipo semi-submersível, será realizada no Estaleiro Rio Grande, no município gaúcho de Rio Grande. O valor total para construção da P-55 será de aproximadamente US$ 1,65 bilhão. O início de operação está previsto para 2011, no campo gigante de Roncador, na Bacia de Campos.
A construção do casco foi iniciada em agosto, em Pernambuco, no Estaleiro Atlântico Sul. No dia 21 de novembro foram assinados com a empresa UTC Engenharia os contratos para construção do Módulo de Compressão Booster e Desidratação de Gás e do Módulo de Amina, no valor aproximado de US$ 54 milhões e US$ 60 milhões, respectivamente.
Os outros contratos foram assinados com a empresa Iesa em 27 de outubro para construção do Módulo de Redução de Sulfato, no valor de US$ 62 milhões, e do Módulo de Compressão, no valor de US$ 95 milhões, e as obras serão realizadas na cidade de Rio Grande (RS).
Fonte: Estadão
