Petrobras terá operação submersa no pré-sal

Na ficção, ganhou fama a existência de um continente que teria desaparecido no fundo do mar após um desastre natural. A lenda de Atlântida, a cidade perdida, foi amplamente retratada em livros, em desenhos e no cinema no século XX. No mundo real, em pleno século XXI, a Petrobras prepara-se para criar verdadeiras cidades submersas, que vão marcar uma nova fase na exploração e produção de petróleo em grandes profundidades, na camada pré-sal. No leito marinho, a mais de 2 mil metros da superfície, poderão ser instalados os principais equipamentos que hoje funcionam nas plataformas, permitindo que elas se tornem menores, mais leves e, mais importante ainda, mais baratas. Todo o sistema terá um alto grau de automação, com parte da operação podendo ser controlada a distância.

As cidades submersas da Petrobras serão habitadas por máquinas, equipamentos gigantescos e robôs encarregados de vistoriar os sistemas de produção para extrair milhões de barris de petróleo. Parece ficção científica, mas se trata de uma das mais importantes vertentes de pesquisas realizadas pela Petrobras em parceria com universidades e empresas fornecedoras.

"O nosso alvo daqui a dez anos é não precisar de plataformas", diz Carlos Tadeu Fraga, gerente-executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes). Se isso será possível, só o tempo dirá. Ele fala de um objetivo ambicioso que é o de colocar no fundo do mar, em um horizonte de dez anos, as plantas de processo, sistemas de compressão, de separação (de óleo, gás, água e areia) e até mesmo os módulos de geração de energia necessários para fazer tudo funcionar. Hoje os equipamentos estão instalados no deck de plataformas flutuantes de produção, armazenamento e transferência (as FPSOs), verdadeiras cidades em alto mar. Devido à distância da costa, esse modelo não deverá ser repetido no pré-sal da bacia de Santos.

"Em inovação, há um raciocínio segundo o qual o que muda a capacidade das pessoas de realizar algo novo está na pergunta que é feita. Ao apresentar uma ideia, há duas formas de reação: uma é dizer por quê? A outra é dizer: por que não? Nosso papel é o de dizer por que não. E por que não seria possível operar uma plataforma no pré-sal daqui a alguns anos, remotamente, desde uma base terrestre onde a pessoa estará vendo a operação em uma tela ou até mesmo imersa [virtualmente] nessa plataforma?", observa Fraga.

Parte desse futuro começa a se materializar. No primeiro trimestre de 2011 deve ser instalado o separador submarino de água e óleo do campo de Marlim, na bacia de Campos, etapa intermediária na trajetória de instalação de mais equipamentos, incluindo a planta de processo de petróleo, no fundo do mar. Atualmente, o petróleo é extraído por meio de bombas até um equipamento instalado em cima da plataforma, onde é separado o óleo da água. Mas a plataforma é projetada para receber e processar petróleo e não água, que até agora era um problema. Com o separador submarino a água retirada junto com o petróleo será logo reinjetada no reservatório, o que evita esse "passeio" (sobe, processa e volta) e também aumenta a vida útil do campo. "Na medida que cresce a produção de água lá embaixo eu produzo menos óleo aqui em cima, e se eu conseguir separar lá no fundo essa água, tirar a maior parte dela lá embaixo e trouxer uma quantidade menor de água para cima, eu prolongo a vida produtiva do campo. E quando tiro água lá debaixo, a pressão que o reservatório tem que vencer para trazer mais óleo para a superfície é menor. Em Marlim vamos não só separar a água do óleo como vamos reinjetar a água no reservatório como mecanismo de indução de recuperação adicional, de nova energia no reservatório", diz Fraga

A nova forma de produzir petróleo em grandes profundidades será diferente. Bombas multifásicas poderiam mandar os fluidos misturados de óleo, gás e água diretamente para o continente via oleodutos. Ou então direcioná-los para uma plataforma encarregada do processamento e instalada em menores profundidades, o que a indústria chama de águas rasas.

O salto tecnológico está sendo impulsionado pelo pré-sal. Nesse ambiente, mais distante e hostil, é preciso reduzir custos logísticos para desenvolver a produção de reservatórios de petróleo localizados a 300 ou 400 km da costa e em lâmina d'água de mais de 2 mil metros de profundidade.

Um entusiasta de toda essa nova tecnologia é o diretor-financeiro da Petrobras, Almir Barbassa. Ele lembra que ela permitirá reduzir o custo do investimento da estatal e dos sócios quando a produção no pré-sal estiver em fase mais madura. Barbassa afirma que à medida que a Petrobras começar a produzir em todos os campos da área chamada de "polo de Tupi" não será possível copiar o modelo atual devido à grande quantidade de equipamentos e embarcações que serão necessários para levar pessoas, equipamentos, comida e combustíveis.

"Para operar isso tudo não se pode sair com um barquinho pequeno como o que hoje faz o suprimento da bacia de Campos, levando um pouquinho de diesel, ou água. Tem que ter um suprimento. Tem que ter uma base. E a empresa só tem a ganhar no futuro ao desenvolver novas formas de produzir naquela área", destaca.

A distância das áreas no mar da bacia de Santos também faz com que a Petrobras, os fornecedores e as universidades busquem soluções que aumentem a segurança. Com mais equipamentos submersos será possível reduzir o número de pessoas a bordo das plataformas, o que passa pela tentativa de controlar os campos de forma remota. Hoje, dependendo do campo, trabalham embarcadas em uma plataforma entre 120 e 200 pessoas. Esse número tende a ser reduzido com o avanço da tecnologia, mas em águas profundas a Petrobras não pensa em ter plataformas desabitadas.

Fonte: Valor Econômico

Bacia do Espírito Santo: segundo estado brasileiro em volume de produção

Segundo maior volume de produção e reservas de petróleo no Brasil, o Espírito Santo é uma das mais antigas e promissoras unidades de negócios de exploração e produção da Petrobras. A grande novidade da bacia é o início do primeiro Teste de Longa Duração na camada pré-sal.
A Unidade de Negócios da Petrobras no estado é responsável pelas atividades de exploração e produção em todo o Espírito Santo – que inclui a parte em frente ao litoral capixaba no norte da Bacia de Campos e a Bacia de Mucuri, no extremo sul da Bahia.

Hoje, a unidade administra 44 campos produtores, 39 campos terrestres, cinco campos marítimos. A unidade de negócios possui 495 poços em produção, sendo 474 poços terrestres e 21 poços marítimos. São seis plataformas marítimas e duas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN), dentro de 1.091 quilômetros quadrados de concessões exploratórias. Tudo isso movimentado por 1.318 trabalhadores.

Em 2007, a atividade de exploração e produção da Petrobras no estado completou 50 anos. A descoberta de campos de óleo e gás importantes, como Golfinho e Canapu, e do conjunto que ficou conhecido como “Parque das Baleias”, formado pelos campos de Jubarte, Cachalote, Baleia Franca, Baleia Anã, Baleia Azul, Caxaréu, Pirambu e Mangangá, deu novo impulso aos negócios da unidade.

A grande virada da UN-ES registrada nos últimos anos resultou de uma estratégia em três frentes: a intensificação das atividades no mar, a revitalização da produção terrestre e o investimento em novas tecnologias. Desse modo, a unidade conseguiu consolidar a produção acima de 110 mil barris de óleo por dia no Estado do Espírito Santo desde 2007. Esse número saltará para 300 mil bpd em 2011, com a entrada em operação da plataforma P-57, no campo de Jubarte e do FPSO Capixaba nos campos de Cachalote e Baleia Franca.

Com o Plano de Antecipação da Produção de Gás Natural (Plangás), o Espírito Santo se torna peça importante no fornecimento de gás natural nacional, contribuindo com a produção dos campos de Camarupim, Canapu, Golfinho e Peroá. Em 2008 foi alcançado o volume de 8,5 milhões de metros cúbicos por dia, entregue ao mercado local e para o Rio de Janeiro, por meio dos trechos já concluídos do Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene). Com a ampliação da Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas (UTGC) e a conclusão do Gasene, o Estado poderá fornecer o insumo também para o mercado do Nordeste do país.

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

A COMPOSIÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

No Brasil, até poucos anos atrás, os minerais e outros produtos utilizados para preparar e controlar os fluidos de perfuração de poços de petróleo eram fornecidos por empresas (“Suppliers”) que também prestam assistência técnica na formulação e preparação dos fluidos, nos próprios campos de petróleo. Historicamente, esses procedimentos tiveram início com a Baroid Sales Company que, em 1931, iniciou a comercialização da bentonita com o nome de Aquagel, para ser usado como fluido de perfuração à base de água doce, nos campos de petróleo americanos.

Na medida em que outros aditivos passaram a ser usados para controlar o fluido de perfuração, essas empresas fornecedoras, percebendo que os engenheiros responsáveis costumavam se preocupar somente com a produção, dispensando pouca atenção à perfuração, passaram a oferecer assistência técnica nos próprios campos de petróleo. Esse fato contribuiu para disseminar as informações sobre as práticas de perfuração e sobre o desenvolvimento de sua tecnologia.

Os fluidos usados atualmente na perfuração, completação e operações especiais nos poços de petróleo são misturas de diferentes produtos cuidadosamente selecionados para atender às condições específicas de cada poço. Recomenda-se que na escolha do fluido deve-se levar em consideração alguns aspectos adicionais, como: Não ferir o pessoal de perfuração nem danificar o meio ambiente; Não resultar em métodos caros de completação do poço perfurado; Não interferir na produtividade do fluido contido na formação; Não corroer ou causar desgaste excessivo no equipamento de perfuração.

Os fluidos de perfuração são classificados com base no componente principal, que pode ser: água, óleo e gás. Com freqüência, dois componentes desses fluidos podem estar presentes ou algumas vezes os três ao mesmo tempo, todos contribuindo para as propriedades do fluido. Quando o principal constituinte é um líquido (água ou óleo), aplica-se o termo lama à suspensão de sólidos no líquido. Neste caso, tem-se uma lama à base de água ou à base de óleo. Quando a água e o óleo estão presentes, forma-se uma emulsão com agitação e a adição de um agente emulsificante.

A natureza química do emulsificante determina se o óleo é emulsificado na água (lama de emulsão de óleo, ou seja, a água é a fase contínua) ou se a água é emulsificada no óleo (lama de emulsão inversa, ou seja, o óleo é a fase contínua). Os fluidos também podem ser classificados com relação ao seu conteúdo em sólidos, como de alto e baixo teor de sólidos. Nos fluidos de baixo teor em sólidos, os insumos minerais são parcialmente substituídos por produtos químicos, a exemplo do Carboxilmetilcelulose (CMC) e do amido que têm substituído a bentonita na função de reduzir a perda do fluido por filtração. Os fluidos com baixo teor de sólidos são indicados nos casos de ameaça de desestabilização do poço.

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