Edição 358 • 2014
Tecnologia a fundo
 
Solução adotada para acessar as reservas localizadas em áreas remotas ou em que as condições ambientais são severas, processamento submarino busca transpor os limites de complexidade, desempenho e confiabilidade

Flavio Bosco
Por dia, 6,6 milhões de m³ de gás são extraídos do campo de Mexilhão, através de uma plataforma fixa que abriga 100 pessoas, instalada a 138 km em linha reta da cidade de São Sebastião, no litoral norte de São Paulo. O campo de Manati, a 10 km da costa de Cairu, no sul da Bahia, produz 5,9 milhões de m³ por dia também por uma plataforma fixa que é controlada remotamente, de um centro de operações em terra. Tivessem sido descobertos na Noruega, esses campos provavelmente nem necessitariam dessas estruturas. O gás extraído no campo de Snøhvit, no mar de Barents, segue direto para uma unidade de liquefação localizada na costa, a 140 km de distância. Os equipamentos que normalmente seriam instalados na plataforma estão acomodados no leito marinho, a 250 metros de profundidade. No campo de Ormen Lange, no mar da Noruega, também a 140 km da costa, os equipamentos instalados em lâmina d’água que varia de 800 a 1.000 metros levam o gás diretamente a uma planta de processamento em terra.

O processamento submarino é uma solução adotada pelas petroleiras para acessar as reservas localizadas em áreas remotas ou em que as condições ambientais são severas, como o Mar do Norte, o Ártico e o Alasca – e também as águas profundas do Brasil e do Golfo do México. “As vantagens de levar esses equipamentos para o leito marinho são maximizar e acelerar a recuperação de petróleo, aumentando seu fator de recuperação e estendendo a vida útil do campo; e a redução do número de unidades flutuantes de produção ou mesmo a economia de espaço da planta de processo de superfície”, explica o diretor comercial e marketing da FMC Technologies Brasil, José Mauro Ferreira.

A empresa já instalou cinco projetos de separação e 17 módulos de bombeio com bomba centrífuga submersa – um dos projetos mais arrojados está instalado na Bacia de Campos: o protótipo do separador submarino de água e óleo - SSAO instalado no campo de Marlim.

No mundo existem atualmente 50 projetos instalados ou em desenvolvimento – a maior parte deles, 27, estão ligados a bombeamento. Outros dez se referem a separação, cinco a injeção e oito a compressão, segundo o levantamento Worldwide Survey of Subsea Processing, elaborado pela Intecsea e pela Offshore Magazine.

Além do separador instalado no campo de Marlim, a Petrobras tem um sistema submarino de injeção de água do mar fornecido pela Framo Engineering – atual OneSubsea – em fase de operação assistida no campo de Albacora Leste, e uma bomba multifásica operando já há dois anos no campo de Barracuda – também da OneSubsea. O objetivo não foi substituir as plataformas de produção, mas simplificar o processamento na superfície – as linhas de pesquisa que a petroleira tem desenvolvido buscam aumentar a eficácia do sistema de processamento utilizado a bordo dos FPSOs, com equipamentos mais compactos, moduláveis e adaptáveis às características de cada reservatório. Isso fica bem claro nos campos do pré-sal, onde a elevada fração de gás natural associado ao petróleo e a presença de contaminantes – CO2 e H2S – exigem plantas de processamento mais complexas.

Desafios

A formação do Comitê API 17X, encarregado de desenvolver uma norma para bombeamento submarino, marca o início de padronização na área de processamento submarino.

A quebra de paradigmas é apontada como o principal desafio para a disseminação dessas tecnologias. Na fase conceitual, os projetistas têm uma tendência a adotar soluções tradicionais – principalmente em áreas desconhecidas. Nas áreas já em produção, a dificuldade reside em integrar os novos sistemas às unidades de produção já instaladas. Da mesma forma, a ausência de uma quantificação precisa da demanda limita os investimentos no desenvolvimento de uma nova tecnologia.

“O desenvolvimento contínuo de novas tecnologias e a diminuição de barreiras mentais abre a visão da indústria acerca do conceito de usina submarina como um novo caminho para o desenvolvimento completo de um campo.

Novas possibilidades de aplicações incluem processamentos no fundo do mar com tratamento eficiente dos fluidos, monitoramento de água e gás para recuperação avançada e disposição e fornecimento de óleo e gás em condições de exportação”, ressalta o pesquisador Luis Ortega Dona, da Repsol Sinopec Brasil.

Tecnicamente, os equipamentos que levam para o fundo do mar os processos atualmente instalados em uma plataforma de produção já estão disponíveis – ou em fase de qualificação, com pesquisas em diferentes graus de maturidade, voltadas a padronização de componentes e a compactação de equipamentos, sistemas para tratamento de gás, controle e comunicação de longa distância e transmissão e distribuição de energia. As linhas de pesquisas também têm como propósito vencer os limites de complexidade, desempenho e confiabilidade – materiais e componentes devem seguir esses desenvolvimentos. Para atender a dois projetos da Statoil, a Mokveld desenvolveu válvulas de controle – normalmente equipamentos instalados no leito marinho utilizam válvulas on-off.

Na avaliação dos técnicos da Petrobras, o desafio reside no desenvolvimento de equipamentos que exijam pouca manutenção, considerando os altos custos e a parada na produção envolvidos na intervenção submarina quando algum equipamento apresenta defeito. Entre suas linhas de pesquisa norteadas pela simplificação das plataformas, a Petrobras tem o conceito “subsea to shore” ou “subsea to somewhere”. A Statoil criou o conceito “subsea factory” – que hoje é reconhecido globalmente para denominar as tecnologias de processamento submarino, reduzindo o número de plataformas em um mesmo campo, a locação de plataformas em profundidades menores e afastadas dos polos de produção e o uso de plataformas como hub de produção – ou até mesmo o envio do petróleo e do gás produzido offshore direto para o continente. O objetivo é que um conjunto de tecnologias de processamento submarino esteja disponível para aplicação até 2020.

“Um equipamento subsea aumenta a flexibilidade de configuração do campo – ou seja, através de estudos e simulações, você consegue otimizar a perfuração de poços de produção e injeção, em distâncias maiores do que um equipamento no top side é capaz”, destaca o gerente de Óleo & Gas da ABB, Paulo Sales. No mar do Norte é comum encontrar transformadores e drives da ABB – no campo de Ormen Lange, o acionamento de uma bomba é feito a 150 km de distância, 20 vezes mais do que uma configuração convencional permite. Sem contar o peso e o espaço que ocupam, manter todos os processos de separação e injeção em uma plataforma não é a solução mais eficiente – elevar o óleo e água por uma coluna com pelo menos mil metros para separá-los no top side e depois reinjetar essa água no reservatório é uma operação que consome muita energia. “Muitas vezes pode-se economizar linhas de fluxo e espaço nas unidades flutuantes de produção. Outra vantagem é o fato de que muitas vezes o processamento nas condições de pressão e temperatura mais próximas da formação é mais adequado para os processos de separação. Os desafios são sempre relativos aos custos de logística de instalação, necessidade de os equipamentos serem dimensionados e qualificados para as condições ambientais do fundo do mar e dificuldades de acesso e custo para intervenção e manutenção”, aponta o líder da área de Sistemas Offshore & Submarinos do Centro de Pesquisas Global da GE no Brasil, Sergio Sabedotti. A empresa forneceu equipamentos para os campos de Ormen Lange e Troll, na Noruega, e pretende usar o centro de pesquisas instalado no Rio de Janeiro para ter nesta área um dos principais campos de atuação.
José Mauro: maxinizar a produção Tavares: tecno,ogia para 3 mil metros
 
Suprimento de energia

Como esses equipamentos demandam energia elétrica em alta potência, a discussão também envolve a geração e a distribuição de energia submarina. Levar a energia elétrica até uma subestação por um único cabo – e de lá abastecer todos os equipamentos – reduz muito o custo do investimento em comparação com as soluções que requerem um cabo dedicado para cada bomba ou separador.

A Siemens planeja colocar em operação no próximo ano, um projeto piloto de distribuição de energia com umbilical elétrico de 100 kV, transformador e variadores de velocidade – apesar de ser instalado no mar do Norte, o Siemens Power Grid já será concebido para operar em lâmina d’água de 3 mil metros. “Os equipamentos já passaram ou estão passando pela fase de qualificação individualmente. O projeto Siemens Power Grid vai agrupar vários produtos”, explica o gerente de Negócios Subsea da Siemens no Brasil, Jonas Tavares.

Levar a subestação elétrica para o leito marinho também torna possível a transmissão da energia em média tensão, com menos perdas. A Schneider Electric já tem duas subestações – com transformadores, equipamentos de média tensão e de proteção e controle – instaladas nos campos de Ormen Lange e Aasgard. Agora busca comprovar sua eficiência para lâminas d’água de 3 mil metros.

A geração de energia submarina é uma das linhas identificadas pela Agenda Tecnológica Setorial de Petróleo e Gás. Essas tecnologias também deverão se mostrar uma alternativa econômica em comparação com a maneira tradicional de extrair petróleo e gás. “Talvez ainda seja necessário ter uma plataforma flutuante, que abrigue alguns processos que não sejam viáveis de serem feitos no fundo do mar. Mas a operação remota de uma plataforma é viável e está nos planos das grandes empresas de petróleo”, finaliza o vice-presidente da Schneider Electric, Luis Felipe Kessler.
As tecnologias de processamento submarino já entraram no radar do grupo de trabalho ligado a Agenda Tecnológica Setorial de Petróleo e Gás. A proposta de incluir a temática na lista de tecnologias estudadas vem sendo avaliada pelo Grupo de Trabalho de Inovação do Conselho de Competitividade de Petróleo, Gás e Naval. “A indústria do petróleo discute essa ideia de levar para o fundo do mar vários dos equipamentos que estão acima da linha d’água desde a década de 80. Hoje esse conceito está mais próximo, então, do ponto de vista de uma agenda tecnológica, podemos ver quais elementos são convergentes”, explica o coordenador da área de Energia da Associação Brasileira de Desenvolvimento da Indústria, Jorge Boeira.

A Agenda Tecnológica Setorial é o instrumento do Plano Brasil Maior para viabilizar a intensidade tecnológica da indústria brasileira.

Entre suas funções está a identificação das tecnologias emergentes que serão relevantes para a competitividade setorial nos próximos 15 anos.

Para a área de Petróleo, Gás e Naval, cerca de 70 tecnologias subsea – englobando equipamentos submarinos e soluções de geração energia, sistemas de transmissão e distribuição de alta potência, técnicas de inspeção e monitoramento, sistemas de controle submarinas e sensores, risers, materiais, técnicas de soldagens, conexões, inibidores e remediadores – foram consideradas em um estudo que tem como objetivo listar as tecnologias relevantes prioritárias (que o país já disponibiliza estrutura e competências) ou críticas (que o país não tem capacitação disponível) – a meta é tirar, a partir de consultas a 80 especialistas, uma lista com 25 tecnologias.

Uma que deve constar dessa lista são os sensores não intrusivos com tecnologia de fi bra ótica para monitorar temperatura e pressão das linhas submarinas – de acordo com a gerente de Projetos da ABDI, Carla Naves, as áreas relativas a sistemas de controle submarino e sensores concentram os maiores desafios, assim como sensores de fluxo multifásico de alta precisão, válvulas com sistemas de controle ativo e de mitigação de golfadas em escoamentos multifásicos, atraindo os maiores esforços.

“Já concluímos os panoramas tecnológicos e econômicos, que analisam as perspectivas da demanda e as mudanças recentes na estrutura de oferta no Brasil e no mundo. No momento, estamos concluindo a fase de identifi cação da lista de tecnologias relevantes para a competitividade da indústria nacional”, conta Carla.

Após essa fase, o Conselho de Competitividade e a ABDI irão estudar os melhores modelos de estruturação econômica para o desenvolvimento dessas tecnologias. Para José Mauro, da FMC, o desenvolvimento do separador submarino de água e óleo instalado no campo de Marlim permitiu também desenvolver competência técnica local para evolução destas soluções.

Um mapeamento da Onip identificou aproximadamente 300 empresas com potencial para fazer parte do cluster subsea do estado do Rio de Janeiro – entre elas estão pequenas empresas de base tecnológica mais avançada, fornecedoras de ferramentas robóticas, boias submarinas inteligentes e automação e controle. O próximo passo será apresentar a essas empresas as demandas por produtos e serviços no segmento subsea, em encontros com a FMC, Aker Solutions, Subsea 7, Technip e Oceaneering – empresas-âncora do projeto. A Onip e o governo do estado estimam que o Rio de Janeiro deva receber cerca de R$ 12 bilhões em investimentos para desenvolver novas tecnologias na área subsea e que, em cinco anos, o número de empresas da cadeia de suprimentos para equipamentos submarinos dobre.
 
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