Revista Petro & Química
Edição 366 • 2016

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Petróleo & Gás
Tecnologia a fundo
 
Alto teor de CO2 na área de Libra abre espaço para nova tecnologia de separação
 

O desenvolvimento de risers, bóias de sustentação, métodos de perfuração e completação e injeção de água e gás para águas ultraprofundas – que viabilizaram a produção de petróleo no pré-sal – é um dos grandes avanços tecnológicos da história recente da indústria do petróleo offshore. No ano passado, dez dessas tecnologias foram reconhecidas com o OTC Distinguished Achievement Award – o prêmio mais importante desse segmento. Várias delas deverão ser novamente aplicadas na área de Libra – o principal investimento da indústria de petróleo e gás em curso no país.

Nessa área os desafios não são muito diferentes do que a Petrobras já enfrentou para extrair o petróleo de outras áreas do pré-sal – lâminas d’água superior a 2 mil metros, alta produtividade, altas pressões e altas temperaturas. Para superá-los, muitas soluções já estão disponíveis – como dutos flexíveis, umbilicais de tubo metálico e árvores de natal de 10 mil psi (padrão pré-sal).

No projeto piloto, já está definido o uso de risers flexíveis. Foi uma maneira de acelerar o desenvolvimento, acomodando as incertezas. Isso não significa que os dutos rígidos estão descartados para outros sistemas. “Estão sendo estudados dutos flexíveis utilizando matériais compósitos, risers flexíveis em catenária livre e risers rígidos de grandes diâmetros”, diz o gerente de Suporte a Projetos Subsea da Petrobras, Ricardo Toneto.

Por conta das grandes distâncias entre os poços de um mesmo campo, os técnicos avaliam a instalação de anéis de coleta rígidos, de 12 polegadas, que alcançariam até quatro poços produtores, com in-line T e pipeline end terminations - Plet. Outra alternativa no radar é o uso de manifolds de injeção alternada de água e gás - WAG – que fazem parte daquela lista de inovações que renderam à Petrobras o prêmio da OTC. A técnica consiste em alternar a injeção de água e gás para aumentar o deslocamento do óleo dentro dos reservatórios e aumentar o fator de recuperação. A petroleira já tem contratos assinados com Aker, GE e FMC para fornecimento desse tipo de manifold – o primeiro entregue pela FMC foi instalado no pré-sal em agosto do ano passado.

Nessa fase do projeto, a instalação de bombeamento ainda não se mostrou necessária. Também não está prevista a adoção de compressor submarino. Mas, por conta do alto percentual de CO2 – que se aproxima de 45% – Libra vai servir como base para uma nova fase de inovação de materiais e tecnologias de separação. É quase certo que o separador Hi-SEP, uma nova técnica para a separação submarina de CO2 com alta densidade, seja instalado lá. O equipamento ainda está na fase de projeto conceitual. A solução baseada em membranas, atualmente adotada, esbarra nesses teores de CO2.

“Equipamentos já qualificados para condições que atendam as especificações de Libra serão aplicados sem necessidade de testes adicionais. Aqueles que necessitarem de qualificação seguirão um programa de estudos e testes a ser definido pelo consórcio em conjunto com o fornecedor. Um programa de desenvolvimento de tecnologias para aplicação em Libra está sendo conduzido pelo consórcio, e o Hi-SEP faz parte deste programa”, explica Toneto. Os primeiros barris começam a ser extraídos de Libra apenas em 2017 – através de um teste de longa duração. O projeto piloto entra em operação dois anos depois. A partir de 2020 a área deverá receber pelo menos dez novas plataformas – ainda não há, no entanto, uma estimativa sobre a quantidade de equipamentos necessários para a área. Os estudos já realizados para o desenvolvimento de todo campo apontaram que os investimentos poderiam ser reduzidos caso fossem adotadas soluções customizadas – mas com algumas padronizações – para cada módulo. Fábrica subsea

O Brasil é hoje o principal mercado mundial de equipamentos submarinos para águas profundas. Por conta de todos os problemas enfrentados pela Petrobras, não conseguirá manter o mesmo ritmo de crescimento visto nos últimos anos. Segundo projeções da consultoria Infield Systems, o mercado subsea na América Latina crescerá 10% ao ano até 2019 – um pouco abaixo do projetado para a média global, que deverá crescer 13,34% ao ano e metade do ritmo observado entre 2010 e 2014, quando crescia 21,5% ao ano. Outra consultoria – Quest Offshore – prevê retração na contratação de árvores de natal molhadas. De 2009 a 2014, a Petrobras contratou 425 árvores de natal. Entre 2015 e 2019 deverá contratar 340. Ainda assim, é a maior demandante desse tipo de equipamento.

O desafio, tanto para a Petrobras quanto para as outras operadoras e para a cadeia de fornecedores, está no desenvolvimento de tecnologias mais eficientes e com menores custos operacionais. Várias delas tm firmado parcerias para desenvolvimento conjunto – apenas nesse início de ano, a Total anunciou um acordo com a Aker Solutions para desenvolver sistemas de processamento e compressão submarina e controles elétricos subsea, a BP fechou parceria com a GE para estudar novas soluções digitais, e a Statoil assinou um contrato com a Aker Solutions e a OneSubsea para desenvolvimento de equipamentos subsea.

O líder de Subsea Systems & Drilling da GE Oil & Gas para a América Latina, Adyr Tourinho, ressalta que os desafios do pré-sal não se resumem à tecnologia, mas também ao custo agregado à eficiência dos produtos, dadas as novas especificidades de profundidade, peso e distância da costa – a área de Libra está localizada a 183 km da costa, em lâminas d’água de chegam a 2,4 mil metros. “Quando falamos em quebra de paradigmas na área de Libra, pensamos em poder propor algo que fosse mais atraente para o desenvolvimento do campo e que reduzisse o custo das atividades de exploração. Seguindo este raciocínio para o pré-sal, entendemos que seria fundamental levar para o fundo do mar todo o processo de óleo e gás submarino, o que nós, na GE, chamamos de fábrica subsea. Contudo, vale ressaltar que esta mudança depende de fatores econômicos os quais não podemos prever ou controlar, ainda que a necessidade seja evidente e um dos caminhos seja apostar nesse tipo de processo”.

No Centro de Pesquisas instalado no Rio de Janeiro, dois dos projetos em desenvolvimento pretendem levar para o fundo do mar equipamentos que hoje estão instalados nos topsides das plataformas. O projeto Subsea Water Treatment tem por objetivo levar a estrutura de tratamento da água marinha para o fundo do mar. Atualmente está na fase de estudo de viabilidade, onde são analisados materiais que se adaptem as condições de pressão e temperatura, componentes que suportem a ação do corrosão e novas membranas para efetuar o tratamento. Há também uma pesquisa para desenvolver formas mais eficazes para separar o óleo, a água e o gás diretamente no fundo do mar. Os pesquisadores estão desenvolvendo equipamentos até quatro vezes menores do que os existentes no mercado, a fim de serem instalados no fundo do mar. Além disso, estão sendo realizados estudos com o objetivo de criar uma nova geração de químicos capazes de reduzir o tempo de reação, e uma membrana deoiling, apta a retirar resíduos de óleo na água separada.

A separação subsea em conjunto com a distribuição de energia trará grandes benefícios para esses campos, avalia o gerente de Negócios Subsea da Siemens no Brasil, Jonas Tavares. “Em adicional a essas tecnologias, tem se falado muito em completação inteligente, o que deve gerar uma adaptação nos sistemas de conexão submarinos (down-hole connectors) que será algo relativamente simples”.

 
 
 
 


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