Entre as inovações apresentadas na Offshore Technology Conference deste ano, um dos destaques foi uma nova metodologia para reduzir os custos e os prazos de construção de plataformas. Com a padronização e um trabalho de engenharia com equipamentos já pré-catalogados, a SBM Offshore promete construir um FPSO em até 28 meses – 12 meses a menos que o tempo normalmente gasto para a construção de uma plataforma nova. “Esse projeto permite não só a capacitação técnica das novas necessidades do mercado, mas estruturar essa capacitação sem impactar os custos, através da padronização e da metodologia de catálogo. Um FPSO nunca será uma commodity, por conta das especificidades de cada campo. Mas é possível trazer o projeto mais próximo possível para um sistema de catálogo, com três opções de geração de energia ou de compressão de gás, por exemplo, reduzindo o custo e o prazo”, explica o diretor de Vendas e Marketing da SBM, Rafael Thomé.

Na corrida para viabilizar a produção de campos com o barril na casa dos US$ 50, a cadeia de fornecedores tem procurado oportunidades para reduzir o capex dos projetos. Na área de Libra, por exemplo, 180 técnicos da Petrobras e de suas sócias estão debruçados sobre oportunidades para baixar o breakeven para US$ 35/barril. Alguns ganhos consideráveis já foram obtidos: o sistema submarino de injeção alternada de água e gás tem menos linhas e menos revestimento é gasto para equipar o poço produtor é menor.

Outros estão em estudo, como a possibilidade de ter catenárias livres nas linhas que ligam o poço à plataforma, sem o uso de boias, a estimulação dos poços através da própria unidade da produção, evitando o custo de alocar uma sonda de perfuração ou de workover, e a simplificação da unidade de gás tratado na plataforma.

Libra também pode ser o destino de um desses novos FPSOs da SBM. A complexidade da área demanda plataformas com plantas de processo de maior capacidade – para o projeto piloto, por exemplo, a Petrobras já definiu a contratação de um FPSO com capacidade de produção de 180 mil barris de petróleo e 12 milhões de m3 de gás por dia. Até 2023 serão instaladas outras quatro, com a mesma capacidade de produção de petróleo – uma projeção alentadora para quem passou os últimos dois anos à espera que algum projeto fosse desengavetado.

Mesmo com o maior uso de estruturas subsea – que levam para o fundo do mar boa parte do processamento hoje instalado na plataforma – acomodar todos os módulos no topside ainda será um desafio. Essa capacidade de produção demanda cascos que suportem cargas mais elevadas de equipamentos para tratar o alto teor de CO2 no gás, o volume de gás a ser despressurizados pelo flare e a captação de água para resfriamento do sistema de compressão. O peso e o espaço ocupado pela planta de processo limita o aproveitamento de cascos de navios VLCC e abre espaço para a construção de cascos novos.

No projeto da SBM, a capacidade de produção varia de 200 mil a 225 mil barris por dia. Além de um casco novo, o projeto batizado pela SBM de Fast4Ward padroniza o máximo possível de equipamentos no topside, incluindo o sistema de ancoragem – dependendo da aplicação, por exemplo, a operadora define o uso de spread ou turret moored. Pré-definidos o lay-out e um grupo de equipamentos, a operadora pode adaptar o FPSO à necessidade do campo.

No ano passado um consórcio formado por Siemens, Chemtech, Gaia, Horton, Linde, UOP e Dockwise apresentou uma plataforma do tipo multi-column floater - MCF, com capacidade de produzir 300 mil barris de óleo e processar 24 milhões de m3 de gás por dia. A plataforma do tipo semissubmersível permite a utilização de poços com completação seca por meio de risers rígidos verticais ou completação molhada através de steel catenary riser - SCR. Sua concepção de casco se baseia em estruturas cilíndricas agrupadas. A plataforma também adota uma lista de equipamentos de prateleira – dois modelos de turbogeradores ou turbinas a gás, o reaproveitamento da água do fundo do mar para resfriamento dos compressores, e processo de criogenia associada à tecnologia convencional de separação do CO2 por membranas. Para armazenar o óleo produzido, a alternativa exigiria a utilização da plataforma cell spar ou de um FSO. O conceito chegou a ser validado pela Petrobras, mas deve ser considerada para a segunda fase de Libra, prevista para o final da próxima década, quando o comportamento do reservatório for bem conhecido. Para as primeiras oito plataformas da área, a Petrobras não prevê algo diferente dos FPSOs.