PETROBRAS PLANEJA INJETAR CO2 NOS CAMPOS DE PETRÓLEO

Para diminuir o impacto das emissões de gases proveniente da exploração de petróleo, a Petrobras começa a testar, em outubro, um esquema de injeção de gás carbônico (CO2) em reservatórios petrolíferos. O teste será feito no campo de Miranga, na Bahia, com o objetivo de ampliar o fator de recuperação do petróleo usando gás carbônico adquirido junto a uma grande indústria da região. Além de reduzir a emissão de gases causadores do efeito estufa na exploração do petróleo, essa reinjeção aumenta produtividade dos poços. Isso porque o gás aumenta a pressão no poço facilitando a retirada de óleo.
O poço de Miranga é um dos maiores campos terrestres do Brasil, com produção média de 10,5 mil barris de óleo equivalente por dia no segundo trimestre de 2009. A idéia é ampliar esse volume com a injeção de gás carbônico. Caso o projeto seja bem sucedido, ele pode ser estendido a outros campos da Bahia. A alta concentração de gás carbônico é um dos principais desafios a serem enfrentados no desenvolvimento do pré-sal. Além do alto poder corrosivo do gás, que cria a necessidade de materiais especiais, há o problema ambiental.
Esse projeto funcionará como laboratório de testes de novas tecnologias que poderão ser aplicadas em outros campos a serem desenvolvidos no país, em especial nas novas descobertas no pré-sal, uma vez que alguns dos reservatórios ali encontrados revelaram a presença de CO2 natural associado ao petróleo. Alternativas como o armazenamento em cavernas ou reservatórios salinos também estão sob estudos. O campo de Miranga foi escolhido para os testes devido às suas características geológicas e pela logística já disponível no local.
A recuperação suplementar de petróleo por injeção de gás carbônico, no Brasil, não é uma novidade para a Companhia. Ela foi iniciada há 28 anos, na Bahia. No início das experiências, a Petrobras buscou aplicar uma técnica de injeção de CO2 a altas pressões no campo de Araçás, na Bacia do Recôncavo. Em 1991, implantou no campo de Buracica, na mesma bacia, um projeto de injeção de CO2 a baixas pressões. Esse projeto foi muito bem sucedido, resultando na manutenção parcial da produção de petróleo do campo por cerca de 20 anos. Adicionalmente, com essa técnica foram retiradas da atmosfera cerca de 600 mil toneladas de CO2.
Projeto desde 2006
O projeto do campo de Miranga é resultado do conhecimento adquirido nas experiências anteriores. Ele prevê investimentos da ordem de R$ 250 milhões. As obras de implantação foram iniciadas em meados de 2006 e a produção de petróleo está prevista para começar em dezembro deste ano, um mês após o início da injeção de gás carbônico. O projeto prevê o lançamento de cerca de 70 km de linhas de injeção de água salgada oriunda do próprio reservatório e cerca de 30 km de linhas de injeção de CO2, além de 18 km de um duto de 6 polegadas que transportará o CO2.

Fonte: http://www.nicomexnoticias.com.br/

Centro de Treinamento do Pecém fica pronto em 10 meses, prevê secretário

O Centro de Treinamento Tecnológico do Ceará (CTTC), em construção na área do Porto do Pecém, em São Gonçalo do Amarante (Região Metropolitana de Fortaleza) deve ficar pronto dentro de dez meses.
A previsão é do secretário René Barreira (Ciência e Tecnologia). O CTTC promete capacitar profissionais para grandes projetos do Estado como siderúrgica, refinaria e termelétricas.

René Barreira diz que o investimento é de R$ 26 milhões e terá apoio das universidades, devendo se constituir num importante polo de capacitação técnica.

Fonte: http://www.portalnaval.com.br/

Sombras sobre a camada do pré-sal

A explosão da plataforma petrolífera da BP em 20 de abril, que causou um vazamento estimado de 650 milhões de litros de óleo no Golfo do México, na maior tragédia ambiental da história dos Estados Unidos, acendeu um sinal amarelo na indústria. O questionamento ocorre no momento em que o Brasil inicia uma empreitada inédita e arriscada: a extração de petróleo do pré-sal, a mais de 300 quilômetros da costa e 7 mil metros abaixo da superfície, incluindo uma instável faixa de sal de 2 mil metros de espessura.
A ONG Aliança Global de Fontes Renováveis já incluiu o campo de Tupi, na Bacia de Santos, entre os dez locais de exploração marítima mais perigosos do mundo. Um dos motivos de apreensão é o fato de a camada de sal ser menos densa e dissolver na água, o que aumenta o risco de o poço ruir durante a perfuração. Foi o que ocorreu em julho na Bacia de Santos no poço Libra, abandonado a um prejuízo estimado em R$ 30 milhões.
"O Brasil deve se fazer algumas perguntas difíceis. Sem uma análise cuidadosa de custo-benefício, a exploração das reservas de petróleo marítimas pode virar "ouro de tolo"", alerta a vice-presidente para Ciência e Pesquisa da entidade World Resources Institute, Janet Ranganathan. "Muitas vezes essas avaliações ignoram completamente impactos na costa e nos ecossistemas marinhos."
Janet acredita que isso ocorreu no caso do Golfo. Cita estudo recém-divulgado pela ONG Earth Economics, que estima que as comunidades ecológicas do Delta do Mississippi geram anualmente mais de US$ 32 mil por hectare em serviços ambientais (como a produção de peixes e crustáceos). "Boa parte disto agora está em risco. A pesca foi suspensa. Centenas de praias e postos de trabalho foram fechados." Uma vez feito o estrago, a natureza demora a consertá-lo. Segundo a ambientalista, o Exxon Valdez Oil Spill Trustee Council, órgão criado para monitorar o derramamento de 41 milhões de litros de óleo de um navio petroleiro na costa do Alasca há 20 anos, os ecossistemas afetados ainda não se recuperaram da contaminação.
"Impacto monstruoso". "Um desastre semelhante ao do Golfo teria impacto monstruoso para a Petrobrás e o País", diz Edmar de Almeida, do Grupo de Energia do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). No pré-sal, o risco de acidentes é maior que o normal. A profundidade é bem superior à do Golfo (a BP extraía petróleo a 1.500 metros), o óleo está em alta temperatura e pressão e sua composição favorece a corrosão dos equipamentos. "O que funciona para parar um vazamento a 100 metros de profundidade pode não funcionar a 1.000 metros. E assim por diante", diz Segen Estefen, diretor de Tecnologia e Inovação do Instituto de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia (Coppe) da UFRJ.
Além disso, por ser a primeira vez que uma companhia extrai óleo nessa camada, a operação exigirá o uso de equipamentos novos, ainda não testados em operação, para perfuração e revestimento dos poços. "Quando se usa uma tecnologia que ainda não está consolidada, a chance de acontecer uma quebra ou defeito é sempre maior", diz Carlos Boeckh, diretor da Hidroclean Proteção Ambiental.
"Quanto mais difíceis e complexas as condições, maior a margem para erros e acidentes", afirma Almeida. Segundo ele, a Petrobrás está acostumada a gerenciar riscos desde que começou a explorar em águas profundas, há quase 40 anos, mas isso tem custo alto, pois exige medidas de segurança mais rigorosas. O gasto também será maior com a preparação do plano de emergência para o caso de um acidente: a distância do pré-sal da costa dificulta e encarece o acesso. "Isto cria uma dificuldade logística. As embarcações não têm autonomia para chegar e agir rapidamente", diz Boeckh.
A tragédia do Golfo teve ainda impacto nos custos com seguro. Relatório da agência de avaliação de risco Moody"s afirma que o preço do seguro das plataformas cresceu de 15% a 25%. No caso das águas profundas, onde se concentra quase toda a produção da Petrobrás, o aumento foi maior, de 50%. "Acreditamos que esse evento terá impacto significativo (nos preços)", disse James Eck, vice-presidente sênior da Moody"s, num comunicado em que previu novos reajustes.

Fonte: http://www.portalnaval.com.br/