OTC 2013: Brasil é destaque na maior feira mundial do setor

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Abril/Maio/Junho 2013
Ano 19 . Número 2
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OTC 2013: Brasil é destaque na
maior feira mundial do setor
Biogás: Energia que vem
do lixo
11ª rodada de licitações:
Valorização de novas regiões
Campos marginais: Tecnologia
e desenvolvimento
Subsea: Tecnologia de
controle remoto
Intermoor | Venezuela | México | Bolívia | Colômbia | Peru
Por siete decadas hemos ayudado a los procesadores de materias primas a
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2
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SUMÁRIO
Abril/Maio/Junho 2013
Ano 19 . Número 2
DESTAQUE
5
OTC 2013 - Participação da América Latina aumenta. Brasil é destaque na maior feira mundial do setor
AMBIENTE
10
Refinaria brasileira usa biogás de aterro sanitário
MONITOR REGIONAL
11ª rodada de licitações no Brasil fecha com recorde de negócios e valorização de novas regiões
13
SUCESSO
Intermoor - Brasil: método de direcionamento do condutor em águas profundas aumenta a
integridade dos poços
TECNOLOGIA
15
17
20
Tecnologia submarina de controle remoto
Desenvolvimento de campos marginais
GIRO
23
Notas por país (petróleo, gás e energia)
AGENDA
25
Os principais eventos do setor em toda América Latina
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Glossário de Unidades
l = litro
m3= metro cúbico
b = barril de petróleo
t = tonelada métrica
h = hora; d = dia; a = ano
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = milhão (106)
B = bilhão (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
l = litro
m3= metro cubico
b = barril de petróleo
t = tonelada metrica
h = hora; d = día; a = año
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = millón (106)
B = mil millones (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
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Destaque
OTC 2013: Maior feira offshore do
mundo comemora público recorde
Realizada anualmente no Reliant Center, em Houston, o evento está entre
as 200 maiores feiras anuais dos Estados Unidos, com mais de 2.500
empresas e 110 países representados.
Neli Terra – houston, eua
O maior evento de tecnologia offshore do mundo, a Offshore
Technology Conference (OTC), em Houston, no Texas (EUA),
encerrou a edição de 2013 com o segundo maior público já visto
na feira, que conta 44 anos de história: 105 mil pessoas visitaram
o local, segundo os organizadores. Um salto de 17% em relação a
2012 - alta que não se via há três décadas.
Os números foram exaltados pela organização do evento
como uma prévia da OTC Brasil, prevista para acontecer no final
de Outubro, no Rio de Janeiro.
A área de estandes também foi recorde: 652.185 pés
quadrados (algo como 60.590m2). 2.728 empresas,
representando 40 países participaram. 244 dessas empresas
estrearam na OTC em 2013. As empresas de fora dos Estados
Unidos representaram 39% do total de exibidores.
“Tivemos um evento maravilhoso com cobertura técnica ampla
e profunda, apoiada por excelentes painéis e apresentações de
executivos, disse Steve Balint presidente da OTC.
“Tecnologia é o coração da indústria
offshore e esteve toda aqui, em exibição,
na OTC 2013”. (Steve Balint)
O vice-presidente do conselho de administração da OTC, Edward
Stokes, ressaltou que o objetivo principal do evento é reunir, em
um mesmo lugar, empresas e pessoas de todo o mundo. “A visão
da OTC é ser uma conferência global. Todos os países precisam de
energia, de desenvolvimento seguro e de petróleo e gás”, reforçou.
Durante os quatro dias da feira, os participantes puderam
observar os mais modernos equipamentos desenvolvidos para o
mercado offshore. E o auto grau de desenvolvimento tecnológico
mostrado impressionou até mesmo os profissionais mais
gabaritados e garantiu corredores sempre cheios no pavilhão
de exposições. Nos estandes o burburinho era sempre intenso.
Empresas e profissionais negociavam vagas de emprego e
trocavam informações e executivos buscavam possíveis clientes.
O evento deste ano apresentou nove painéis, 29 apresentações
de executivos durante almoços e cafés da manhã, além de 298
trabalhos técnicos. Palestrantes das principais companhias do
setor e operadores independentes apresentaram suas opiniões
sobre os desafios atuais e os caminhos futuros da indústria.
As palestras elevaram o nível e ampliaram a abrangência dos
debates, incluindo outros tipos de geração de energia. Morten
Saue, do Instituto Técnico norueguês, palestrou sobre padrões de
engenharia para turbinas eólicas offshore. Para ele, a indústria
eólica tem muito a aprender com a de petróleo e gás offshore.
Além disso, muitas empresas e organizações aproveitaram o
momento para promover eventos paralelos à feira. A Câmara de
Comércio Brasil-Texas, em Houston, por exemplo, levou centenas
de participantes para debates exclusivos com executivos do
primeiro escalão petrolífero brasileiro.
Zhang Mi, presidente da fabricante chinesa de equipamentos
Honghua Group, estava lá pelo oitavo ano consecutivo,
com a esperança de se conectar com seus clientes globais.
>
5
Destaque
Segundo Zhang, a empresa vai lançar ainda este ano uma sonda de
perfuração projetada especificamente para o mercado dos EUA, que
será fabricada em Houston.
A premiação da OTC para os destaques do ano agraciou
15 tecnologias como inovadoras, por facilitar a produção de
recursos offshore pela indústria.
E o jantar anual, prestigiado por mais de mil líderes da indústria
e palestrantes convidados, arrecadou US$250 mil para o Centro de
Energia Offshore. A OTC também concedeu prêmios pelo destaque
na atuação, para Ken Arnold; James Brill e Dendy Sloan; A empresa
do ano foi a Total’s Pazflor, especializada em desenvolvimento
offshore em águas profundas.
A OTC 2014 será realizada de 5 a 8 de Maio do próximo ano, no
mesmo local desta edição. E em 2014 também, haverá também uma
nova edição da conferência, na Ásia.
O BRASIL MOSTRA SUA CARA
Delegação brasileira também foi recorde: 70% a mais de participantes
Foram 323 integrantes em 2013, contra os 230 do ano anterior. 46
expositores instalados em uma área de aproximadamente 800m2. Na
opinião dos especialistas, os leilões de áreas exploratórias de petróleo
e gás ocorridos este ano – 11ª e 12ª rodadas de licitações e a primeira
rodada do pré-sal – ajudaram a promover o Brasil na conferência.
A coordenação e promoção do Pavilhão Brasil ficou a cargo do
IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, junto com a Organização
Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP).
PETROBRAS
A estatal do petróleo no Brasil este ano não fez parte do pavilhão
verde-amarelo. Mas garantiu a presença de um contingente de experts
no evento. Além da presidente, Graça Foster, vários executivos
ministraram palestras e participaram de debates sobre o papel da
estatal dentro da indústria local, destacando os projetos desenvolvidos
no pré-sal, que têm despertado a atenção em todo o mundo.
A presidente Foster, teve participação múltipla na feira: uma
apresentação durante o painel “Global Energy Outlook - Shaping
the Future!” e, mais tarde, a participação no evento “Wise
Networking Event - Women in the Industry Sharing Experiences”,
onde compartilhou com os presentes, alguns episódios de sua
trajetória na Petrobras.
Durante o primeiro painel, Foster abordou a previsão de
crescimento da demanda por energia no mundo até 2030
e o papel da Petrobras no atendimento desse mercado.
GOLFO DO MÉXICO É DESTAQUE
Os recordes, o pioneirismo e os sistemas de segurança
na exploração e produção de petróleo nos campos de
Cascade e Chinook, na porção americana do Golfo do
México, foram destaque durante a OTC 2013.
Com reservatórios de idades geológicas entre 23 a 65
milhões de anos, Cascade e Chinook estão localizados na
fronteira exploratória marítima do Golfo do México, a
uma profundidade de cerca de 8 mil metros. A Petrobras
detém 100% do campo de Cascade - cuja produção foi
iniciada em fevereiro de 2012 -, e 66.67% do campo de
Chinook – que teve produção iniciada em setembro de
2012 -, em parceria com a empresa Total, que detém os
demais 33.33%.
Na apresentação feita por Cesar Palagi, gerente do
projeto de Cascade e Chinook da Petrobras America,
foram mostrados os recordes do projeto, que instalou o
primeiro FPSO (navio-plataforma flutuante de produção,
com capacidade de estocagem e escoamento) na porção
norte-americana do Golfo do México. O FPSO BW Pioneer
é a unidade de produção em maior profundidade de água
do mundo (2.500 metros) e está interligada ao gasoduto
mais profundo do mundo. Palagi destacou também o
pioneirismo da utilização de navios aliviadores para
transporte de petróleo nos EUA.
A segurança possibilitada pelo sistema de ancoragem
do FPSO foi ressaltada na sessão: “No caso de um
furacão, por exemplo, o navio-plataforma pode ser
desconectado”, disse Palagi. O sistema de ancoragem
desconectável permite o deslocamento da embarcação
para áreas abrigadas durante a ocorrência de furacões e
tempestades, trazendo segurança para a tripulação e o
meio ambiente e preservando os equipamentos.
As outras apresentações, realizadas na sequência,
trataram do histórico, dos sistemas e embarcações
utilizados e da visão integrada dos reservatórios em
Cascade e Chinook. As palestras foram realizadas por
Sergio Porciúncula, Flávio de Moraes, Jeremiah
Daniel, Dalmo Barros e Mauro Becker.
6
Destaque
EMPRESAS BRASILEIRAS MOSTRAM SUA TECNOLOGIA
A tecnologia foi o grande aliado das empresas no pavilhão brasileiro.
A LLX, empresa de logística do Grupo EBX que está desenvolvendo o
Porto do Açu, em São João da Barra, no Rio de Janeiro, participou pela
primeira vez da conferência, com uma ferramenta multi-touch: uma
tela interativa de 65 polegadas na qual os visitantes puderam navegar
por todas as áreas do empreendimento.
Com construção iniciada em outubro de 2007 e área total de 90 km²,
o Porto do Açu terá profundidade inicial de 21 metros (com expansão
para 26 metros) e capacidade para receber até 47 embarcações.
Segundo a LLX, ele poderá movimentar até 350 milhões de toneladas
por ano entre exportações e importações e estará entre os maiores
portos do mundo.
Consultores do SEBRAE estiveram disponíveis durante todo o
evento, apoiando diretamente as empresas que formaram a delegação
brasileira. O suporte incluiu reuniões prévias com foco na elaboração
de estratégias, para garantir contatos e negócios de acordo com o
perfil de cada empresa.
A Chemtech, empresa de engenharia e tecnologia que mais
conquistou projetos de detalhamento envolvendo
as plataformas FPSOs replicantes contratadas pela
Petrobras e seus parceiros, também levou seus
projetos para Houston.
“A Chemtech está desenvolvendo os projetos
de engenharia de detalhamento de quatro dos oito
replicantes do pré-sal. É um orgulho para nós e
queremos compartilhar essa experiência durante a
feira internacional”, explicou o diretor comercial da
empresa, Alex Freitas.
A Chemtech participa dos projetos contratados
pela Integra Offshore (consórcio formado por
Mendes Júnior e OSX), envolvendo as plataformas
P-67 e P-70, e pela Jurong, responsável pelas
plataformas da (P-68 e P-71). É da Chemtech também
o contrato recém-firmado para realizar o projeto
de detalhamento de três módulos para cada uma
dos seis FPSOs replicantes do pré-sal, de conclusão
prevista para 2016 e 2017. Depois de construídas,
cada unidade terá a capacidade de processar 150 mil
barris de petróleo por dia e comprimir seis milhões
de metros cúbicos de gás.
Já o Sistema FIRJAN, representante das
indústrias do Estado do Rio de Janeiro, apresentou
ao público da feira soluções integradas nas áreas
de Solda, Ambiental, Automação e Simulação. Os
sistemas permitem a integração das expertises
dessas áreas, acumuladas em mais de sete décadas
de desenvolvimento tecnológico.
Alexandre dos Reis, diretor de Relações com
o Mercado da FIRJAN, ressaltou a boa impressão
que os visitantes tiveram com o exemplo trazido
pela Federação e a preocupação das empresas
com as questões ambientais. Muitos executivos
que passaram pelo pavilhão brasileiro mostraramse interessados nos aspectos de redução de riscos
ambientais e em projetos voltados para a segurança
e a sustentabilidade.
feitos aos milhares de participantes presentes, pelos mais de 2.700
expositores de 2013.
O aplicativo disponibilizado para smartphones e tablets manteve
todos a par dos eventos e das novidades, por meio de mensagens
e de apontamentos personalizados no calendário da feira. Cada
detalhe de palestras e debates esteve disponível para ser verificado
pelos participantes, ao alcance de um dedo.
E as mídias sociais, fenômeno irreversível e que cada vez abarca
maior número de integrantes no mundo moderno, estiveram mais
presentes do que nunca, cada uma com o seu perfil próprio de
utilização. No Twitter, a hashtag # OTCHOUSTON chegou a constar
entre as “tendências” da rede - o que significa que foi um dos
termos mais mencionados no site. No Facebook o destaque foram
as fotografias. Entre as imagens mais acessadas, as fotos do jantar
anual, mostrando detalhes dos participantes. No LinkedIn, redes de
debates e de negócios foram formadas e estiveram ativas durante e
depois do encerramento do evento. E no Youtube, os organizadores
ofereceram uma cobertura diária, em vídeos, gravados durante as
palestras e conferências e também nos corredores da feira.
quadro com exemplos e videos
OTC DIGITAL
O uso da internet e principalmente das redes
sociais fizeram a diferença e contribuíram para
aumentar a divulgação dessa edição da feira.
As ferramentas digitais permitiram a ampliação
da abrangência das discussões e dos anúncios,
7
Destaque
DEEPSTAR - UNIR FORÇAS PARA GANHAR MAIS
Colaboração é a chave para os avanços em águas profundas
A iniciativa de tecnologia global financiada pelos operadores
DeepStar tem sido um dos maiores cases colaborativos de sucesso
jamais vistos, na superação dos desafios das águas profundas.
Mas de acordo com um painel de especialistas líderes de empresas
de petróleo e prestadores de serviços, a necessidade de colaboração
e padronização aumenta à medida que a indústria offshore é
empurrada para águas ultra-profundas, em busca dos objetivos de
acessar novas reservas e maximizar a produção dos ativos existentes.
A DeepStar é uma organização com foco em pesquisa e
desenvolvimento de tecnologia para exploração e produção de
petróleo em águas profundas. Resultado da união entre as principais
empresas de energia do mundo.
Durante a palestra que ministrou na OTC 2013, Occo Roelofsen,
Diretor Mundial de Petróleo e Gás na McKinsey & Co., destacou o
sucesso da indústria offshore em aumentar a sua profundidade
marítima média em 100 m (328 ) a cada ano durante os últimos 10
anos. “Prevemos que nos próximos 10 anos, a indústria também vai
ver a sua produção de líquidos em águas profundas crescer 7% ao
longo desse período.”
Outro palestrante, Steve Thurston, vice-presidente de exploração
e projetos em águas profundas da Chevron, disse: “O fato é que o que
é normal hoje em dia foi considerado ‘impossível’ há 10 anos atrás.
E o que é hoje ‘impossível’ será normal daqui a 10 anos. Assim, em
termos de tecnologia, precisamos de tudo, de cima para baixo “.
Ele destacou a tecnologia de perfuração dual-gradiente como
sendo um exemplo claro de uma tecnologia DeepStar que passou de
um projeto de pesquisa inicial em 1996, para a implantação completa
em 2013. A técnica, basicamente, elimina restrições de profundidade
de água para os poços em águas profundas, substituindo a lama dos
tubos de subida por água do mar de densidade fluida.
De acordo com Greg Kusinki, diretor DeepStar da Chevron, o projeto
conjunto da indústria já está em andamento, juntamente com o processo
de decisão que vai ser abordado na Fase 12. Os operadores das empresas
associadas devem começar as discussões sobre os projetos potenciais
em junho, e a votação para escolher um deles será em setembro ou
outubro. A fase 12 vai começar oficialmente em Janeiro de 2014.
Atualmente, os operadores membros da DeepStar são Anadarko
Petroleum, BP, Chevron, ConocoPhillips, Maersk Oil, Marathon Oil, Nexen
Petroleum, Petrobras, Statoil, Total, e Woodside Energy, mas existem
também mais de 60 empresas associadas contribuindo para a Fase 11.
“De modo geral, a DeepStar vai continuar com esse processo bem
sucedido e orientado de abrangência estratégica e direcionamento
de cima para baixo”, disse Kusinki. “As necessidades serão tanto de
curto prazo a cinco anos, como de longo prazo a 10 anos.”
Ele afirma que a comissão de gestão irá incentivar projetos de
grande impacto que são realizados de forma mais colaborativa,
particularmente com os contribuintes de maior porte e assegura: “A
DeepStar espera continuar a interação que vem mantendo com os
reguladores, para garantir que as tecnologias desenvolvidas possam
ser prontamente aceitas para a implantação e uso.”
A tecnologia em águas profundas também foi assunto de destaque
na OTC 2013 para a Petrobras. A gerente executiva de engenharia de
produção da área de exploração e produção da Petrobras, Solange
da Silva Guedes, destacou a importância da interação entre empresas
operadoras de campos de petróleo e gás em águas profundas,
universidades e fornecedores para o desenvolvimento de tecnologia
para produção no mar.
“A colaboração com universidades de todo o mundo, empresas
e fornecedores tem sido uma prática da Petrobras e tem gerado
muitos frutos”, avaliou a executiva, que destacou as oportunidades
de desenvolvimento tecnológico geradas com a descoberta do présal. “Com tecnologia, conseguimos, apenas sete anos depois da
descoberta, produzir 300 mil barris por dia na região”, dimensionou.
Entre os destaques tecnológicos no pré-sal, a gerente pontuou
os avanços nas áreas de desenvolvimento de soluções avançadas
de caracterização de reservatórios, tecnologias de perfuração e
completação de poços, sistemas de equipamentos submarinos,
integridade de instalações e processamento e tratamento de CO2.
Projetos conjuntos, como é o caso do DeepStar, são de grande
importância na estratégia de desenvolvimento tecnológico da
companhia, pois contribuem para acelerar a descoberta de soluções
com redução de custos de Pesquisa e Desenvolvimento. Alinhada
ao Plano de Negócios e Gestão, a estratégia tecnológica de longo
prazo da companhia, segundo ela, prevê uma intensa cooperação
entre a Petrobras e seus principais parceiros, contribuindo para
que as tecnologias sejam ferramentas poderosas para a garantia de
operações eficientes e seguras.
EM EVENTO PARALELO, SURGE ANÚNCIO DE AUMENTO NA
PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NO BRASIL
Além da feira, com seus estandes e palestras, vários outros
eventos paralelos acontecem durante o período de realização
da Offshore Technology Conference todos os anos. Instituições e
governos aproveitam a presença de tão seleto público para expor
ideias, projetos e propostas.
Um dos eventos paralelos à OTC 2013 foi o promovido pela Câmara
de Comércio Brasil-Texas (Brazil-Texas Chamber Of Commerce BRATECC). O evento, realizado no Westin Galleria, contou
com palestras de Magda Chambriard, diretora geral da ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
8
Destaque
do Brasil; Paulo Alonso, assessor da presidência da Petrobras
para Conteúdo Local e coordenador executivo do Prominp;
Bráulio Bastos, gerente executivo de Engenharia para
Empreendimentos de Exploração e Produção, diretor do
Departamento de Petróleo e Gás do BNDES; Bruno Muso,
superintendente da ONIP e do vice-presidente do Sistema
FIRJAN, Raul Sanson.
Sanson apresentou aos participantes os grandes
investimentos do setor de Petróleo e Gás no Brasil.
Já a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, aproveitou
a ocasião para anunciar a expectativa de aumento no volume
de gás natural disponível para o mercado brasileiro. Durante
a palestra, com lotação esgotada, a diretora-geral informou
que este volume deve mais do que triplicar até 2020, fazendo
com que a produção no Brasil salte dos atuais 40 milhões de
metros cúbicos por dia para estimados 130 milhões de metros
cúbicos diários.
Magda frisou ainda que em 2000 o mercado de gás no Brasil
respondia por cerca de 5% da matriz energética e, onze anos
depois, chegou a 15%. Enquanto a maior parte do petróleo
brasileiro é extraído do mar, o mercado de gás natural será
basicamente oriundo de plataformas terrestres.
No evento, a diretora-geral também ressaltou o potencial
de produção das bacias dos rios Acre, Paraná, Parnaíba,
Parecis e São Francisco, além da região do Recôncavo baiano.
No final de 2013, blocos situados nessas áreas devem ir a leilão
para exploração de gás. Segundo a executiva, “os potenciais
dessas reservas são tão grandes que não podemos deixar o gás
de lado no Brasil”, disse, destacando que estimativas feitas
com base em um campo de gás nos Estados Unidos (Barnett
Shale) sugerem um volume alto de gás nessas bacias.
9
ambiente
A energia que vem do lixo
Refinaria brasileira usa biogás de aterro sanitário
Transformar lixo em energia limpa. O que para muitos parecia
fantasia, tornou-se realidade com a entrada em atividade da Usina
de Biogás do Aterro Metropolitano de Gramacho, em Duque de
Caxias, município situado na Baixada Fluminense, Rio de Janeiro.
O biogás gerado com o lixo, acumulado durante décadas, será
purificado para tornar-se semelhante ao gás natural e utilizado para
abastecer a Refinaria de Duque de Caxias (Reduc), da Petrobras.
A iniciativa é pioneira em todo mundo. O gasoduto da Gás Verde
S.A. é o único do mundo que liga um aterro sanitário diretamente
a uma refinaria de petróleo.
A primeira etapa do projeto foi lançada em 2009, como resultado
de uma parceria entre a Prefeitura do Rio de Janeiro, a Petrobras
e o Banco Bradesco. Com uma produção anual de 70 milhões de
metros cúbicos (m³) de gás verde, a usina tem capacidade de
fornecimento de 10% da demanda energética da Reduc. Durante
os quatro anos de obra foram investidos R$ 240 milhões.
Buscando minimizar o impacto causado pela construção dos
dutos aos ecossistemas da região, principalmente na área do
mangue, a tubulação, que tem um total de 6 km de extensão, foi
instalada por baixo da área do manguezal e do rio Sarapuaí, em
uma área de 1.100 metros de extensão, ao longo de uma camada
profunda do solo. A usina é totalmente automatizada e capa de
funcionar sem interrupções ao longo de todo o ano. Além do uso
industrial, com este modelo de negócio, no futuro, o gás verde vai
poder ser eventualmente utilizado no consumo veicular, comercial
e até mesmo residencial.
O PROJETO
O biogás, que será comercializado com a marca “Gás Verde”, vem
diretamente do lixo, ou seja, é gerado a partir da decomposição da
matéria orgânica depositada no Aterro de Gramacho. A captação
é feita por 301 poços de coleta distribuídos na região. O gás
chega à usina de coleta e processamento levado por tubulações.
Nesse ponto, passa por várias etapas de tratamento, até atingir o
padrão de qualidade exigido pelas rígidas especificações técnicas
da Petrobras. Só então, o biogás é bombeado para a Refinaria,
cruzando um gasoduto de seis quilômetros de extensão. No futuro,
espera-se que a produção desse biocombustível seja ampliada para
atender o consumo veicular, residencial e comercial.
A implementação do projeto de aproveitamento energético
do biogás do Aterro Gramacho tem um forte componente de
10
ambiente
proteção ambiental , à medida em que reduz a emissão da gases que
contribuem para o aquecimento global do planeta.
A área deve deixar de emitir aproximadamente 6 milhões de
toneladas de gás carbônico equivalentes na atmosfera, pelos
próximos 20 anos.
O projeto recebeu a aprovação da UNFCCC (United Nations
Framework Convention on Climate Change) e está registrado
para ser gerador de créditos de carbono, que, no futuro, devem
ser comercializados. Um acordo de transferência de tecnologia
de purificação do biogás foi firmado com a empresa Firm Green,
dos Estados Unidos. A empresa é detentora da patente do
processo denominado CO2-WASH. O consórcio Novo Gramacho
(que integra as empresas Biogás, Synthesis e a construtora
J. Malucelli), também recebeu financiamento direto para a
importação de equipamentos do Tesouro Americano por meio do
EXIMBANK - Export-Import Bank of the United States.
O diretor do Consórcio, Paulo Tupinambá, explicou que uma
das maiores vantagens de se fabricar o biogás é a inibição de gás
carbônico proporcionada na natureza: “O biogás é composto por
50% de gás carbônico e 50% de metano gerado da decomposição
da matéria orgânica aterrada em Gramacho, o chorume. Se esse
gás vai para a atmosfera, o impacto é 24 vezes pior do que o efeito
estufa. A usina trata, queima e purifica o biogás que será vendido
à Reduc. Ganha o ambiente e ganha a Petrobras, que passa a ter
um excedente de gás limpo,” explicou.
O gás verde tem o mesmo poder calorífico do GNP, mas seu
poder de combustão torna-se mais favorável, por ser mais limpo
e renovável. Apenas como comparativo, a quantidade total de
gás verde produzida em um ano é suficiente para abastecer todo
o consumo residencial e comercial da cidade do Rio de Janeiro.
Sobre a Reduc
A Reduc é uma das maiores refinarias do Brasil em capacidade
instalada de refino de petróleo. A unidade apresenta o maior
portfólio de produtos da Petrobras (no total, são 55 produtos
processados em 43 Unidades). O projeto de aproveitamento
do biogás do Aterro de Gramacho permitirá à refinaria
reduzir em cerca de 10% o uso de gás natural em seus
processos internos.
posteriormente até 2020, não parece fora de alcance.
11
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12
monitor regional
Rodada de sucesso
11º leilão de áreas exploratórias de petróleo e gás no Brasil arrecada quase
3 bilhões de reais e ultrapassa valores das rodadas anteriores.
DANIEL TURÍBIO – natal, Brasil
Recorde. Essa é a palavra que melhor define o
resultado arrecadado na 11ª Rodada de Licitações
da Agência Nacional do Petróleo (ANP), leilão de
áreas exploratórias de petróleo e gás no Brasil. O
evento, realizado em maio de 2013, representou um
marco para a economia do setor no país. O bônus
de assinatura final (valor pago pelas empresas na
assinatura do contrato) foi de R$ 2,823 bilhões para
os 142 blocos adquiridos dentre os 289 ofertados 123 blocos em terra e 166 no mar. Esse foi o maior
número de blocos ofertados na história de todos
os leilões realizados.
Das 39 empresas que efetivamente fizeram
ofertas, apenas 30 saíram vencedoras do leilão,
entre elas 12 grupos nacionais e 18 estrangeiros.
Desse total, 28 empresas serão operadoras, sendo
seis novos a conquistarem essa posição no Brasil.
O ágio do bônus de assinatura também bateu
recorde e ficou na marca de 787%.
Segundo a diretora-geral da ANP, Magda
Chambriard, a 11ª Rodada de Licitações ratificou
o modelo de concessão como o regime brasileiro
de exploração e produção. A diretora ressaltou
que o apetite demonstrado pelas petrolíferas
é um bom termômetro para a 12ª rodada com
foco em gás, marcada para outubro deste ano.
Chambriard destacou, inclusive, o sucesso da
Bacia do Parnaíba, que mostrou o forte apetite
das empresas por áreas em terra com foco em gás.
O leilão traz uma expectativa de investimento em
torno de R$ 7 bilhões.
13
monitor regional
Para se ter uma ideia da dimensão geográfica alcançada, o total de
área arrematada foi de 100.372 mil quilômetros quadrados, dentro dos
155 mil quilômetros quadrados ofertados em 11 bacias sedimentares.
Os blocos ofertados englobam as seguintes áreas: Barreirinhas, Ceará,
Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, PernambucoParaíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano Sul.
O maior lance foi dado pela operadora francesa Total E&P Brasil com
40% de participação, em consórcio com a Petrobras (30%) e BP EOC (30%).
O bloco FZA-M-57, na bacia da Foz do Amazonas, foi arrematado por
um bônus de R$ 345,95 milhões, com conteúdo local de 37% na fase de
exploração e 65% na fase de desenvolvimento. A Total E&P foi a empresa
que mais arrematou blocos na Foz do Amazonas, somando cinco blocos.
A bacia está situada na porção oeste da margem equatorial brasileira. O
grupo pagou um total de R$ 621,3 milhões pelos ativos.
Já o consórcio BP (70%) e Petrobras (30%) ofereceram a melhor oferta
pelo bloco FZA-M-59, também na bacia da Foz do Amazonas, por um bônus
de R$ 44,5 milhões. Os dois blocos estão em águas profundas e tornaram-se
atrativos depois de importantes descobertas de óleo na região da Guiana
Francesa. Houve grande expectativa sobre a área da bacia amazônica. As
características geológicas do local se assemelham com a costa africana,
onde óleo de boa qualidade foi encontrado. Foram ofertados 97 blocos na
região, mas apenas 14 foram arrematados. Mesmo assim, a bacia foi a que
mais arrecadou de todas as outras oferecidas no leilão.
Outra área de destaque foi a bacia do Parnaíba. Sete empresas
arremataram os 20 blocos em terra, divididos em três setores, por um
total de bônus de assinatura de aproximadamente R$ 119 milhões. Situada
no nordeste brasileiro, a bacia Parnaíba tem área aproximada de 680 mil
quilômetros quadrados, distribuídos pelos estados do Maranhão, Piauí,
Tocantins e parte dos estados do Pará, Ceará e Bahia
Diante deste cenário, a ANP só tem a comemorar os resultados
obtidos no leilão. A diretora-geral do órgão, Magda Chambriard, destacou
os lances realizados pela OGX e da Queiroz Galvão como operadora
“A”, com permissão para explorar em águas profundas, reforçando o
crescimento das petrolíferas brasileiras. Outro ponto positivo destacado
por Magda foi o retorno da Total como operadora, com forte interesse na
área marítima. Além disso, o retorno da britânica BP, com a parceria da
Petrobras, demonstra significativo interesse em investimentos no Brasil.
Leilão
Ao todo, 64 empresas foram habilitadas para 11ª rodada de Licitações,
recorde que supera as 61 habilitadas da nona rodada. As empresas
vencedoras terão o período de cinco a oito anos para desenvolver seus
projetos e 30 anos para explorar seus campos.
As empresas terão até 6 de agosto para efetuarem o pagamento dos
bônus de assinatura e só então poderão assinar o contrato. Outros dois
leilões estão marcados para este ano. Um previsto para acontecer outubro,
com foco em gás natural, e outro em novembro, focado no pré-sal.
A realização da 11ª rodada foi aprovada em 2011 pelo Conselho Nacional
de Política Energética (CNPE) e aguardava, desde então, autorização da
presidente Dilma Rousseff, que ocorreu em janeiro de 2013. O governo
vinha adiando o leilão porque aguardava a aprovação da nova lei de
rateio dos royalties entre União, estados e municípios.
14
SUCESSO
Método de Cravação de Condutores
em águas profundas colabora para
integridade dos poços
Três lotes de condutores foram instalados com sucesso
em campos offshore no Brasil
As práticas de engenharia e de instalação de condutores
representam um papel crucial na integridade dos poços de petróleo.
Essa afirmação torna-se especialmente verdadeira quando a
estes são adicionadas as cargas de tubos de perfuração, tubos de
revestimentos, árvores de natal submarinas, ‘risers’ de produção e
outros equipamentos. Historicamente, tendo a vantagem de ser mais
rápido do que a perfuração e cimentação, o jateamento provou por
certo tempo ser um padrão da indústria na instalação de condutores
no solo marinho.
O método de cravação de condutores foi gradualmente firmandose como a melhor prática para poços em locações de águas rasas.
Contudo, nos últimos anos, a cravação provou ser também uma boa
opção para utilização em poços de águas profundas. Em um esforço
para desvendar as causas desta tendência, a InterMoor, uma empresa
do grupo Acteon, utilizou sua experiência para realização de projetos
offshore de cravação de condutores no Brasil nos últimos cinco anos,
os quais foram todos finalizados com sucesso.
Baseado em um sistema de martelo hidráulico para utilização em
águas profundas, fornecido pela empresa co-irmã MENCK, viabilizou
campanhas de cravação de condutores em profundidades de até
1.920 m (6.300 pés), e também forneceu uma grande variedade de
dados de campo relativas ao processo de cravação, comprovando a
segurança e eficácia deste processo de instalação.
Explorar novas opções para projetos de cravação de condutores
permanece um tópico de discussão permanente no setor. Com relação
a esta questão, uma série de dados pertinentes foram coletados junto
a vários clientes, com base em suas experiências em operações de
instalação por jateamento. Esses dados incluiram informações sobre
os problemas encontrados e os requisitos específicos para lidar com
esses obstáculos. Métodos de cravação de condutores já amplamente
testados em campo, mostraram-se uma solução eficaz para alguns dos
problemas relativos ao método de jateamento de condutores.
O método de jateamento de condutores tornou-se popular na
década de 1960 e ainda é amplamente utilizado para águas profundas
na atualidade. Ao longo deste tempo, surgiu uma preocupação, ligada à
real capacidade de suporte dos condutores instalados por jateamento.
Após o vazamento de óleo da Deepwater Horizon, a incapacidade
de prever com segurança a capacidade de suporte destes condutores
tornou-se um problema de importância relevante. As incertezas
decorrem da própria natureza da operação de jateamento. A
capacidade de suporte do condutor é determinada pela fricção
entre a área externa do condutor e o solo, sendo a coesão
15
sucesso
deste, afetada pelo processo de jateamento. Enquanto é relativamente
simples determinar a resistência ao cisalhamento do solo não afetado a
partir de perfurações no solo, é bastante difícil calcular tanto a força de
cisalhamento do solo após operações de jateamento, quanto a variação
na resistência do solo enquanto este reconsolida-se ao longo do tempo.
A capacidade de suporte final após o jateamento pode ser, na melhor
das hipóteses, estimada empiricamente, sendo que, em muitos casos,
considerando-se a criticalidade do papel do condutor no poço, esta
estimativa não é suficientemente confiável.
Mais importante ainda, é que especialistas geotécnicos do setor têm
opiniões divergentes sobre o método ótimo para estimar a capacidade
de suporte pós-jateamento. Por outro lado, existe um padrão bem aceito
pela indústria para determinar a capacidade de suporte de um condutor
instalado por cravação. A energia de cravação do martelo hidráulico
e o número de golpes de martelo necessários à cravação fornecem
informações suficientes para uma avaliação direta da capacidade de
suporte do condutor.
Além disso, a cravação não requer um período de consolidação para
o solo se reacomodar e recuperar parcialmente sua capacidade de
suportação. Assim que, o martelo realiza o último golpe da cravação, a
estrutura está disponível para a instalação do revestimento de superfície
(casing) ou de qualquer outra operação que venha a seguir; o que, ao
final, gera uma economia nos custos do poço.
Contrariamente a isto, ao atingir a profundidade final, operadoras
ocasionalmente necessitam manter suspenso o condutor instalado por
jateamento em sua posição final por um período adicional de 36 a 48
horas, devido à falta de suporte para o peso próprio do condutor. Por
sua vez, isto afeta tanto o custo final do serviço quanto o prazo para
conclusão dos trabalhos.
Utilizando dados reais de campo, estudos realizados por operadoras
têm demonstrado que os condutores cravados fornecem uma economia
potencial no comprimento necessário de condutor em relação aos
condutores instalados pelo método de jateamento. Dentro do tempo
típico de dois a três dias para instalação da próxima sequência de
revestimentos, é necessário cerca de 20% menos de comprimento dos
condutores, para condutores cravados do que para condutores instalados
por jateamento, para alcançar a mesma capacidade de suporte. Este fato
reduz tanto custos de instalação quanto de construção. Notavelmente,
o comprimento do condutor, como especificado pelos operadores,
tende a ser sempre o mesmo para uma dada região. Normalmente,
o comprimento para o Golfo do México é de 300 pés (91m). Se o
comprimento necessário de condutor a ser cravado for especificado por
meio de cálculos em adição à experiência, existirá aqui um potencial para
economia. Além disso, as equipes de perfuração estão relatando a
redução da visibilidade em torno do condutor, durante e logo após o
jateamento, como um outro obstáculo. Como o jateamento do fluido
bombeado encontra um caminho de menor resistência do lado de
fora do invólucro, uma mistura turva de fluido e sedimento se forma
ao redor do condutor. Esse fato reduz a visibilidade e impede que as
câmeras ROV obtenham uma visão clara do local. Quando o método
de cravação é utilizado, a perturbação do solo é mínima e não há
relatos de questões relacionadas à visibilidade.
A metodologia de cravação apresenta-se como especialmente
notável na precisão do posicionamento lateral e vertical dos
condutores no solo. Este solo não é liquefeito na instalação, como
é observado em um processo de jateamento, e, por conseguinte,
proporciona uma resistência confiável durante a penetração do
condutor no leito marinho.
Para evitar desgaste na cabeça de poço (wellhead) e no BOP, no
caso de condutores de poços ou para assegurar a adequada instalação
de manifolds no topo de condutores de fundação, a tolerância de
verticalidade é, geralmente, de 1° .
Três projetos de instalação de condutores bem sucedidos,
executados em águas profundas brasileiras demonstram as
vantagens da técnica de cravação. Trinta e sete condutores para
poços e fundações de manifolds de elevação artificial (ALMs) com
diâmetros de 36 pol (0,91m) e 48 pol (1,22m) foram instalados em
profundidades variando entre 3,880 pés a 6,300 pés (1,200m a 1,920m).
Os condutores foram lançados a partir de uma balsa oceânica com um
sistema independente patenteado de armazenamento e lançamento de
condutores, sendo então instalados à partir de um navio de manuseio
de âncoras (AHV), equipado com um A-frame ou com um guindaste,
baixados ao fundo do mar, penetrando no solo marinho por próprio peso,
em slots posicionados em templates-guias previamente instaladas no
solo, e, por último, cravados até sua posição final pelo martelo hidráulico
MENCK 270T.
A utilização de um conjunto offshore de menor custo diário, o qual
inclui um AHV, balsa oceânica e martelo hidráulico - em comparação
com a utilização de uma sonda de perfuração – aliado à execução desta
instalação fora do caminho crítico da sonda, agregou valor ao método de
trabalho utilizado.
Como a penetração por peso próprio foi suficiente para assegurar
a estabilidade vertical do condutor até a cravação, a economia foi
amplamente aumentada pela instalação dos condutores em lotes
consecutivos. A tolerância quanto ao posicionamento foi bastante
apertada nos três projetos citados. Os condutores dos poços precisaram
ser instalados dentro de um raio de tolerância de 1 pé (0,3m) em relação
à posição nominal de projeto, com uma tolerância de inclinação vertical
de menos de 1°, enquanto a altura final dos condutores de fundação
dos manifolds de elevação artificial ALM exigiam uma tolerância de 6
polegadas (150mm).
Todos os 37 condutores foram instalados dentro das tolerâncias
definidas pelos Clientes. Na média, o tempo gasto para o lançamento
e a penetração por peso próprio foi de aproximadamente sete horas
por condutor, e de aproximadamente duas horas para a cravação, o
que comprovou a eficiência do método. Verticalidade final manteve-se
dentro de 1° para todos os condutores, estando a maioria deles dentro da
faixa de 0.5°. A profundidade de penetração por peso próprio alcançada,
assim como, a contagem final de golpes do martelo foram informadas ao
Cliente. Estes dados podem ser utilizados para a verificação da capacidade
de suporte pós-cravação dos condutores, bem como para a verificação
dos dados de campo do solo.
Cravação de condutores em águas profundas provou ser
um método seguro e eficiente de instalação, além de fornecer
capacidade previsível de suporte .
A precisão no posicionamento horizontal, verticalidade e altura
final do condutor no solo, juntamente com as economias oriundas
de cronogramas mais curtos e redução de quantidades de tubulação,
fornecem à indústria uma opção desejável para uma diversidade de
regiões offshore e condições geotécnicas.
Três projetos de instalação condutores foram executados em águas profundas
na costa do Brasil para demonstrar as vantagens da técnica de condução
16
tecnologia
Separando o homem da máquina
Tecnologia em águas profundas acionada por controle remoto
oferece maior segurança e eficiência.
Hot taps ou trepanações, submarinas, tornam possível uma variedade
de atividades nas tubulações, incluindo reparos, inserção de novas seções,
instumentação, injeção de compostos químicos e criação de pontos de
entrada por ferramentas de isolamento temporário. Em termos simples,
hot tapping ou trepanação é o processo de perfurar uma tubulação viva
(ativa) enquanto mantém a produção normalmente, com todo o conteúdo
contido. Operações de trepanação em águas profundas são executadas
com o auxílio de um navio de apoio (DSV), que irá transportar o equipamento
necessário e os mergulhadores até o local. Devido aos desafios ambientais
e logísticos únicos, são necessários mais pessoal e equipamentos para uma
intervenção na tubulação em águas profundas do que para uma intervenção
similar em terra.
Uma típica trepanação submarina segue uma sequência previsível,
começando com o preparo e o pré-teste do equipamento de trepanação
- que consiste de uma máquina trepanadora, válvula de isolamento
permanente e um encaixe para o tampão – no deck do navio de apoio. O
encaixe normalmente é formado por duas meia-braçadeiras parafusadas
mecanicamente. Depois que o teste é finalizado, o equipamento é
submergido até a posição acima da tubulação submersa, com as meiabraçadeiras abertas, em posição.
Os mergulhadores rosqueam as meia-braçadeiras ao redor da tubulação.
O anel entre a tubulação e as braçadeiras encaixadas é então testado com
relação a possíveis vazamentos enquanto a válvula permanece aberta.
Atualmente, o processo de trepanação inicia quando uma broca piloto
(situada na parte da frente do cortador) faz um pequeno furo na tubulação.
Esse furo estabiliza o corte maior , circular, que virá a seguir.
Operações de trepanação em águas profundas são melhor conduzidas
quando feitas no modo horizontal, em posição a três horas e a nove horas
para assegurar uma conexão lateral nivelada.
Uma perfuração vertical, em posição a 12 horas, resulta em uma conexão
ascendente saliente; essa conexão requer que estruturas de proteção maiores
sejam instaladas sobre a área de trabalho para proteger contra potenciais riscos
trazidos pela pesca e pelo tráfego de navios.
Esses riscos não existem em águas profundas, onde um furo vertical
é preferível, já que é mais fácil manusear o equipamento na vertical.
Após a conexão, a válvula de isolamento permanente é fechada e todo o
equipamento retorna ao DSV.
17
tecnologia
A máquina de tamponamento inclui um sistema de
controle hidráulico acionado por um ROV fixo e operado
por um técnico a partir de um computador remoto.
Todas as funções da máquina de trepanação são operadas
manualmente ou automaticamente, a partir de um
computador portátil, usando um software de control
especialmente desenvolvido para esta tarefa.
Desafios do mergulhador
Historicamente, tem sido uma prática comum confiar em
mergulhadores bem treinados nas tarefas mecânicas necessárias
durante a realização de operações de trepanação (hot tapping) e
instalação de conexões. Entretanto, o processo em si – o momento
crucial em que a tubulação é penetrada e cortada – pode ser mais
desafiador ainda para mergulhadores que não são experts em
trepanação. Como no momento da contratação os mergulhadores
profissionais são escolhidos por sua habilidade de mergulho e
experiência em qualquer tipo de trabalho – que não necessariamente
a trepanação – é preciso que eles sejam treinados e guiados por meio
de intercomunicadores, por técnicos com experiência no processo, que
permanecem a bordo do DSV.
Para complicar ainda mais, as máquinas submarina mais atuais
apresentam um número limitado de sensores a bordo. Os sensores
básicos que estão disponíveis são visíveis para os mergulhadores
mas não para o pessoal do navio. Como resultado, mergulhadores e
técnicos a bordo têm suas habilidades limitadas para monitorar ou
controlar o processo.
Há também a questão da profundidade da tubulação, combinando
com questões de acessibilidade e de pressão. Normalmente,
mergulhadores conseguem trabalhar sem problemas, em profundidades
de até 300 m (984 ft).
Entretanto, infraestruturas de campo submarinas e novas
descobertas têm aumentado essa profundidade cada vez mais;
algumas vezes para até 3.000 m (9.842 ft), muito além das limitações
dos mergulhadores. Além disso, à medida que as linhas descem, a
pressão exercida sobre elas também aumenta. Tubulações submarinas
rotineiramente são feitas de materiais duros e espessos para suportar
essas forças externas. O uso de novos materiais nas tubulações também
aumenta a demanda por técnicos e equipamentos de trepanação.
Devido à quantidade de equipamentos e pessoal requeridos, é
fundamental que qualquer operação de trepanação seja executada
com a maior eficiência possível, de uma única vez.
Controle Remoto
Para enfrentar os múltiplos desafios de uma operação submarina
de trepanação baseada em mergulhadores, os engenheiros
desenvolveram um novo sistema controlado à distância.
Eles se basearam no conhecimento adquirido nas centenas de
operações de trepanação submarina durante as últimas três décadas.
Os engenheiros também observaram tecnologias já comprovadas
em campo e se asseguraram que todos os novos projetos fossem
baseados em conceitos e métodos de instalação convencionais.
Eles também consideraram essencial que a operação fosse
controlada diretamente pelos técnicos, e que todas as operações
submarinas fossem totalmente visíveis para os técnicos por meio
de computadores instalados na embarcação. O resultado desta
concepção e desenvolvimento foi o lançamento da máquina de
trepanação submarina 1200RC.
A máquina Subsea
1200RC está equipada
para operar em
profundidades de
3,000m (9,842 ft).
Quando os “T” pré-instalados estão no local devido, o sistema
torna-se totalmente automático, não sendo necessária a assistência de
mergulhadores.
O sistema permite que um técnico experiente controle a
trepanação em tempo real, a partir de um laptop (com uma visão
sem precedentes), a bordo do DSV. Todas as funções da máquina
podem ser operadas manualmente ou automaticamente do
computador. Essas funções incluem o funcionamento dos motores
de alimentação e de direcionamento, além de acoplar e desacoplar
o engate.
A eficácia no procedimento, a segurança para os mergulhadores
e a velocidade na execução são dramaticamente aumentadas.
Dependendo da pressão interna da tubulação, a máquina pode ser
equipada para operar em profundidades até 3.000 m (9.842 ft).
A energia necessária para o sistema – hidráulico e eletrônico – é
fornecida por unidades de força submarinas ROV ou similares. Vários
sensores recolhem informações sobre os parâmetros críticos de
operação – incluindo temperatura, pressão, posição e proximidade
do cortador, velocidade de rotação e movimento do cortador – e
transmitem esses dados para o computador. Uma câmera instalada
no dispositivo ROV pode monitorar pressões importantes por meio de
medidores visuais.
A pressão de suprimento e retorno nas linhas hidráulicas, bem
como a pressão do motor e da broca são monitorados por sensores. A
máquina de trepanação inclui duas câmeras acopladas para monitorar a
rotação e o posicionamento da barra de perfuração, combinada com o
posicionamento do cilindro de engate.
O sistema também inclui várias melhorias incorporadas que
envolvem substituições por dispositivos mecânicos ROV e sistemas de
monitoramento duplicados, no caso de uma falha hidráulica, eletrônica
ou mecânica ocorrer.
Implicações Futuras
Calculando os benefícios do método de trepanação , os operadores
que expandirem suas redes de gasodutos submarina para campos
vizinhos podem atender a demanda por petróleo e gás de forma segura,
rápida e econômica. O sucesso da Subsea 1200RC Tapping Machine –
especialmente a habilidade de automatizar o processo todo – representa
um avanço significativo nos objetivos de longo prazo de desenvolver
um sistema de trepanação totalmente livre de mergulhadores.
Esta nova abordagem efetivamente separa o homem da máquina, o
que em si tem grandes implicações de segurança, particularmente em
situações de emergência potencialmente perigosas que requeiram uma
intervenção imediata e reparação das linhas.
Adicionalmente, o equipamento é controlado remotamente, e
mergulhadores não necessitam trabalhar em águas rasas nem são
afetados pelas condições adversas do ambiente, frequentemente
encontradas em zonas de rebentação e áreas de aproximação da costa.
E esse avanço não está limitado ao offshore. Os benefícios de um
sistema de trepanação por controle remoto são capazes de
afetar tanto as operações offshore quanto as onshore.
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2nd August, 2013
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19
tecnologia
Novas plataformas viabilizam tecnologia
de árvores secas para campos marginais
Design inovador do sistema de flutuação reduz custos
simplificando a fabricação e barateando a operação.
Uma tecnologia inovadora em plataformas flutuantes
já se encontra disponível no mercado e representa
uma nova classe de sistemas para desenvolvimento da
produção em águas profundas.
A nova tecnologia Versabuoy responde à carga das ondas
de um modo totalmente diferente quando comparada às
tecnologias existentes, o que resulta em características
de desempenho diferenciadas. No entanto, apesar de a
tecnologia de plataforma flutuante ser “nova”, ela é obtida
através de um arranjo original de componentes e hardware
já existentes, todos com registros de desempenho
estabelecidos. Na nova plataforma, a estrutura convencional
é suportada por quatro bóias independentes. Cada bóia
é conectada aos costados por uma conexão articulada, o
que dissocia a bóia dos movimentos de rolagem nas laterais
superiores e também umas das outras.
Cada bóia é intrinsecamente estável e possui um valor GM
(altura metacêntrica) tipicamente entre 25 e 50 pés (8 a 15 m).
Abaixo da linha da água, as bóias não têm conexão entre elas.
As pernas esticadas das linhas de ancoragem e das
mangueiras de subida conectam diretamente à plataforma,
facilitando a instalação e a inspeção e manutenção em
serviço. Todos os elementos do sistema foram implantados
em algum tipo de sistema de operação. O componente
mais específico é a conexão articuladora (a “junta”) entre
as bóias e o costado. O design da junta foi projetado para
mais de cinco anos de operação nos navios VB-4,000 e VB
10,000. O design inclui uma configuração de junta dupla,
que fornece redundância de 100%, facilitando a remoção,
inspeção e substituição de qualquer componente mesmo
estando em serviço. As principais superfícies de desgaste
e pinos de apoio dentro das conexões são removidos para
inspeção a cada ano. O material da bucha sintética usada
nas superfícies principais de desgaste não precisa de
manutenção ou lubrificação durante o serviço, e nenhuma
substituição tem sido necessária.
A tecnologia tem sido desenvolvida e refinada através
de múltiplos estudos de engenharia e programas de teste
em escala. A introdução das conexões entre as bóias e
o costado resultou da análise de um problema de classe
numérica multi-corpo. Os corpos individuais são capazes
de se mover independentemente dos outros em um ou
mais graus de liberdade.
Um dos atributos-chave do sistema é a baixa movimentação
dos costados, experimentada inclusive durante condições
extremas de tormentas e furacões. Outra capacidade
operacional da tecnologia é conectar rigidamente duas ou
mais plataformas para criar plataformas offshore maiores.
20
tecnologia
Menos aço
A população das tradicionais plataformas tipo ‘spar’ pode ser
dividida em dois grupos: o das que comportam o conjunto integral de
operações de perfuração e o daquelas que servem para as operações
de intervenção ou recondicionamento (‘workover’) de poços e/ou
produção. A principal diferença operacional entre esses dois tipos é a
quantidade de carga em superfície suportada pelo casco.
A carga útil deste novo sistema (17.500 toneladas) está no
limite inferior das quatro plataformas spar hoje existentes
totalmente capacitadas para perfuração. Mas a redução na
demanda por aço para o casco é significativa: 17.000 toneladas
contra 28.000 toneladas da spar convencional equivalente. Essa
economia é diretamente resultante da introdução de conexões
articuladas entre as bóias e o costado da plataforma. O ponto de
carga aplicada em cada casco é fixado a esse ponto de conexão
(cerca de 50 pés acima do nível médio do mar). Isso resulta em
requisitos de lastro sólido muito menores para o novo sistema de
plataformas e menores momentos de flexão do casco. Cada casco
recebe apenas 2.000 toneladas de lastro sólido por unidade. A
fabricação do casco da plataforma é dividida igualmente em
quatro bóias idênticas, cada um com um peso, saído de fábrica,
de 4,250 toneladas. Existem muitas instalações de fabricação
capazes de construir estruturas com um peso de 4.000 a 5.000
toneladas (típico de estruturas do tipo jaqueta fixa de médio
porte), em comparação com aquelas capazes de construir cascos
de peça única na faixa de peso de 20.000 a 40.000 toneladas.
As exigências menores de deslocamento do sistema,
combinadas com vários cascos menores, também garantem a
simplificação dos detalhes da construção. A Versabuoy possui
sistema de tancagem tradicional: tanque rígido principal
e tanques-lastro variáveis - todos de fabricação simples e
otimizando a quantidade de aço necessária. Isso torna possível
a fabricação local e torna mais fácil promover a competição
de candidatos a fabricantes, o que pode resultar também em
diminuição de custos.
Os cascos podem ser transportados mar adentro com o
lastro sólido já instalado. A derrubada final é obtida através de
inundações seqüenciais do casco. A instalação dos costados da
plataforma é conseguida através de flutuação do costado, seguida
de suspensão e posicionamento do casco sob o convés de um
barco de transporte. O controle do lastro do casco é conseguido
através de ar comprimido fornecido a partir de equipamentos
instalados nos costados.
Portanto, a instalação da plataforma por pessoal local
contratado é totalmente possível utilizando ativos e recursos
disponíveis localmente. O custo geral fica menor, devido à
utilização de recursos de custo mais reduzido e à concorrência local
de fabricantes, além das questões de programação associadas à
eliminação da necessidade de acessar ativos no estrangeiro.
profundas no Golfo do México com custos associados (incluindo
a perfuração) eram:
Deck Motion Pitch/roll
Surge accn.
TTR Stroke
100-yr
hurricane
Max
Min
4 deg -4 deg
0.15 g -0.15 g
15 feet -10 feet
1,000-yr
hurricane
Max
Min
5 deg -5 deg
0.18 g -0.18 g
Em média, um campo do Golfo do México tem um volume
STOOIP (volume original de óleo do reservatório, antes do início
da produção: “stock tank oil originally initially in place”) de 90
MMboe – o suficiente apenas para suportar um tieback submarino
até uma plataforma já existente. Cada poço exploratório bem
sucedido encontra, em média, uma reserva de aproximadamente
30 MMboe. Os “antigos” campos em águas profundas do
Golfo do México (reservatórios do Neoceno) exibem fatores
de recuperação final entre 30% e 35% do STOOIP. Técnicas de
recuperação assistida, como a injeção de água, elevação por
gás ou bombeamento nas perfurações melhoram os fatores de
recuperação final em até 50% do STOOIP. Perfuração lateral
(sidetracks) de poços e recompletações podem incrementar
em mais 10 a 15% por meio de acesso às seções mais confinadas
destes reservatórios (“stranded sections”).
Os “novos” campos (reservatórios do período Paleoceno),
localizados em águas profundas, parecem apresentar índices
de recuperação final próximos de 10% do STOOIP. Os desafios
quanto a esses poços são consideráveis: perfuração a mais de
25.000 pés através de camadas de sal, e reservatórios de alta
pressão e temperatura.
Tendo em vista os poços já perfurados e concluídos com
sucesso, as tecnologias de recuperação mais modernas serão
quase sempre requisitadas com vistas a ampliar as taxas de
produção e volumes recuperáveis.
Os dados de custos de desenvolvimento dos “novos” campos
do Golfo do México são limitados, mas estimativas recentes
indicam que os custos aproximados deverão ser entre 150% e
200% do usualmente praticado em águas profundas.
Tecnologia de Árvore Seca
Sistemas de desenvolvimento do tipo árvore seca fornecem
uma excelente ferramenta de desenvolvimento para campos
em águas profundas. Estes sistemas reduzem os custos iniciais
Plataforma Versabuoy suporta equipamento completo de perfuração API
Aplicações no Golfo do México
Entre 2003 e 2010, o montante de preços das commodities
explodiram, considerando-se uma taxa anualizada de
aproximadamente 14% ao ano. As taxas diárias de plataformas
disponíveis para perfuração em águas profundas aumentaram de
US$ 125.000 para mais de US$ 500.000. As novas exigências do
Golfo do México aplicadas aos BOPs usados por sondas flutuantes
também contribuíram para limitar seleção do equipamento
e manter os preços mais elevados na perfuração em águas
profundas na região, que influencia tremendamente os preços
para a América Latina, em especial o Brasil.
Em 2012, os preços de um desenvolvimento em águas
21
tecnologia
com perfuração, com manutenção dos poços e representam
melhorias nas soluções de recuperação. O lado negativo tem sido
justamente o alto custo para fabricar e instalar uma plataforma
flutuante capaz de apoiar a perfuração, e o resultante adiamento
da produção inicial, quando comparado a um desenvolvimento
submarino numa área já perfurada.
Uma tecnologia que suporte sondas de perfuração e
completação por um custo mais baixo que as soluções atuais
poderia, portanto, constituir opção atrativa para futuros
desenvolvedores em águas profundas.
Quando se considera questões como a vida do poço, a
capacidade de adicionar soluções de recuperação assistida
a partir de uma plataforma com poços completados na sua
superfície, e o potencial para reimplantação e reutilização de
plataformas, a opção de desenvolvimento por meio da árvore
seca (“dry tree”) torna-se ainda mais atraente. Grandes sistemas
submarinos contendo múltiplas perfurações poderiam substituir
cada perfuração subsea por um desenvolvimento com arvore
seca de baixo custo. Cada plataforma com árvore seca manteria
apenas uma quantidade reduzida de processamento do óleo,
podendo despachar para uma única plataforma central, ou cada
plataforma poderia usar processamento limitado e ainda assim
estar ligada a uma estação central de coleta. Soluções de árvore
seca eliminam questões de garantia de escoamento (“flow
assurance”) e propiciam espaço para soluções distribuídas de
injeção de água, elevação a gás e bombeamento de poços.
Conclusão
O desenvolvimento em águas profundas no Golfo do México
(e no mundo) continuam a custar caro, devido à pressão sobre
os preços das commodities, em geral, e ao aumento dos desafios
técnicos. Por outro lado, há potencialmente menor produção
por poço devido à menor produtividade dos reservatórios mais
recentes. Os métodos de recuperação assistida se tornarão cada
vez mais importantes e provavelmente influenciarão as práticas
nos desenvolvimentos futuros em águas profundas.
O desenvolvimento de poços a partir de plataformas flutuantes
de perfuração e completação oferece muitas vantagens quanto
a esta nova realidade: custo por poço reduzido e melhores
condições para a implementação das técnicas de recuperação
assistida. Historicamente, os altos custos para utilização de
plataformas flutuantes para perfuração ou base de árvores secas
em águas profundas sequer permitia considera-las, a não ser para
os campos maiores.
A tecnologia Versabuoy consegue viabilizar a eficiência
deste sistema a custos menores, devido à simplificação quanto
à fabricação (custo unitário mais baixo), e ao aumento do
número de potenciais fabricantes locais (redução dos preços
pela concorrência), além da própria instalação usando recursos
regionais disponíveis. A tecnologia de baixo custo deste tipo
de plataforma também oferece aos operadores novas opções
técnicas de desenvolvimento, que podem mitigar os riscos e
melhorar a performance econômica. A adoção de uma nova
tecnologia só acontece quando o retorno pela sua utilização
é melhor do que o status quo. Quando isso acontece, essa
tecnologia tem que ser seriamente considerada.
O AUTOR
John Greeves é diretor técnico e acionista da Versabar Group of
Companies. É Ph.D. em engenharia civil e estrutural e Engenheiro
registrado pelo Reino Unido. Ele trabalha na indústria de petróleo
e gás há mais de 20 anos, incluindo o período de 10 anos em
que atuou para a Shell International em diversas posições, de
engenheiro de design a gerente de projetos por todo o mundo.
Texto de John Greeves, originalmente publicado em
inglês pela Offshore Magazine.
22
giro
VENEZUELA - Venezuela prevê exportação de GNL para a Argentina
HidrocarburosBolivia.com
A Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) informou que
firmou em Caracas un acordo de entendimento com a empresa
argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), para avaliar a
participação conjunta das duas companhias estatais em projetos
de toda a cadeia de valores da indústria hidrocarbonífera em
ambos os países.
“Estamos muito contentes com este acordo que define o
marco de atuação para as duas empresas”, afirmou o ministro
do Poder Popular do Petróleo e Mineração, e presidente da
PDVSA, Rafael Ramírez, que subscreveu o memorando junto ao
seu homônimo da YPF, Miguel Galuccio.
O documento faz parte dos acordos de cooperação
assinados pela Presidente da Argentina, Cristina Kirchner, e
pelo presidente venezuelano, Nicolas Maduro, durante a turnê
deste último pelos países do Mercosul. O ministro Ramírez
sustentou que, a partir deste acordo, começarão os estudos
para a participação das duas empresas nos campos maduros
da Argentina e da Venezuela, os quais “permitirão dar um
primeiro passo nos investimentos conjuntos para a produção
de petróleo”, destacou Ramírez, lembrando que a YPF é uma
empresa especialista na produção de campos deste tipo.
A PDVSA, por sua vez, avaliará o potencial de campos maduros
em diferentes regiões da Argentina, bem como de reservatórios
não convencionais localizados no formações Vaca Muerta, na
província de Neuquén, e D-129, na província de Chubut .De acordo
com o presidente da YPF, dos 130 milhões de metros cúbicos de
gás que consome diariamente, a Argentina precisa importar cerca
de 30 milhões, especialmente na época do inverno.
MÉXICO - Gás natural pode prender México aos Estados Unidos
ENTORNO INTELIGENTE
Enquanto a situação da indústria energética no México inicia
um debate político profundamente ideológico, a previsão é de
que as importações de gás natural a partir dos Estados Unidos
sejam duplicadas nos próximos 3 anos, a partir da entrada em
funcionamento de três novos gasodutos. A empresa de análise
de inteligência Stratfor afirmou que o impacto dessa notícia
provavelmente vai melhorar os custos de competitividade
dos setores industrial, elétrico e de energia do México, “ao
diminuir o déficit e reduzir os preços da eletricidade”.
A fonte informou também que nos últimos cinco anos
“uma nova dinâmica de energia emergiu entre o México e os
Estados Unidos, diante da incapacidade do país para manter
sua produção no mesmo ritmo do consumo. “Esta tendência
coincidiu com o boom do Shale Gas nos Estados Unidos, que
aumentou sua produção de gás natural em 22 % em apenas 15
anos, o que tornou o país um exportador de gás natural para
os vizinhos do norte e do sul”, detalhou o relatório da Stratfor.
De acordo com o documento, entre 2001 e 2011, as
importações mexicanas de gás cresceram de 3.850 bilhões de
metros cúbicos anuais para 18.070 bilhões de metros cúbicos. No
momento, o governo se dedica à construção de três gasodutos
maiores, para transportar o gás natural relativamente barato
norte-americano, até as regiões que apresentam problemas
no abastecimento: o gasoduto da região noroeste, com 2.000
km de comprimento, levará 21.5 milhões de metros cúbicos
de gas entre Tucson e Mazatlán; o gasoduto de Chihuahua
será ampliado para transportar 24 milhões de metros cúbicos
diários, desde a fronteira com os Estados Unidos até el
Encino, a 400 km ao sul, onde se conectará a outra linha de
530 km, para encontrar com o sistema do noroeste e chegar
até Topolobampo. De acordo com o relatório, a terceira linha
terá 1.200 km, de Los Ramones até o centro do México, e vai
transportar 59.5 milhões de metros cúbicos diários, do Texas e
de Lousiana até a nova região industrializada do Bajío.
23
giro
BOLÍVIA - Governo investirá US$ 151 milhões para procurar petróleo em La Paz
AN-YPFB
O vice-presidente do Estado Plurinacional, Álvaro García
Linera, afirmou que o governo central, por meio da estatal
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, investirá, durante
esta gestão, US$ 151 milhões no departamento de La Paz, com
o objetivo de encontrar reservas de petróleo. Até 2011 foram
destinados US$97 milhões para exploração em Lliquimuni. No
ano passado, YPFB investiu US$19 milhões e, para esta gestão,
estão garantidos US$35 milhões. Até o final do ano de 2013, a
estatal petroleira pretende investir US$ 2.243 milhões no setor
de hidrocarbonetos.
De acordo com estudos recentes, uma formação geológica
que começa no departamento de Tarija, passa por Cochabamba,
La Paz e se estende até o Orinoco na Venezuela, contém grandes
reservas de gás e petróleo.
O presidente da YPFB Corporación, Carlos Villegas, anunciou
que a perfuração do primeiro poço no departamento de La Paz
está prevista para a segunda quinzena de dezembro. “Em La
Paz temos um plano que começou há dois anos, finalizamos os
estudos sísmicos, a localização de perfuração em Lliquimuni
Centro já foi definida. A construção do caminho e da base (no
ponto de perfuração), deve ser concluída no início de novembro
e estamos prevendo o início da perfuração em Lliquimuni na
segunda quinzena de dezembro. Esperamos resultados positivos
até dezembro de 2014”, afirmou o executivo da estatal petroleira.
Estudos preliminares, divulgados pela YPFB Petroandina em
outubro de 2011, davam conta de um potencial de 50 milhões
de barris de petróleo e 1 TCF de gás natural em Lliquinmuni, ao
Norte do departamento de La Paz.
COLÔMBIA - Esquema para a importação de gás está pronto
PORTAFOLIO.CO
Os custos para a geração de energia térmica baixariam pelo
menos 50%. Depois de abrir caminho para a construção de
uma planta de regaseificação na costa do Atlântico, o Governo
definiu o esquema a ser utilizado no país para a importação de
gás natural liquefeito (GNL) como uma fonte de geração de
energia térmica, que sirva de respaldo, principalmente no verão
ou períodos de seca severa, como quando do fenômeno El Niño.
As resoluções que criam a estrutura para operar o modelo
e determinar o funcionamento para o fornecimento de
combustível comprado no exterior foram expedidas pela
Comissão de Regulação de Energia e Gas (CREG). O sistema
consiste de três agentes independentes, que estão relacionados
uns com os outros, para que o recurso chegue de forma efetiva.
O modelo é complementado pelo agente comercializador do gás
importado, que será uma empresa de serviços públicos, criada
pelos implantadores, ou contratada por eles, e que terá a tarefa
de comprar o GNL nos mercados internacionais e destiná-lo aos
locais de demanda por meio de um agente de infra-estrutura.
Mesmo com as críticas do setor do gás natural, pela
possibilidade de que a CREG adote o esquema de leilões para a
comercialização de gás, ao invés de contratação direta vigente
hoje (transitoriamente), o diretor da organização, Germán
Castro Ferreira , disse que a proposta em consulta já contempla
a possibilidade de que o gás natural seja comercializado por
meio de leilões e através de negociações diretas.
PERU - Peru disponibiliza mais blocos offshore
Offshore staff
A Perupetro delineou os termos e o calendário para a rodada
internacional do Peru, cobrindo nove blocos em cinco bacias
offshore. Os blocos oferecidos são Z-56 e Z-57 (Bacias Salaverry e
Trujillo), Z-50 (Bacia de Lima), Z-53 (Bacias de Lima e Pisco), Z-54
e Z-55 (Bacia de Pisco) e Z -58, Z-59 e Z-60 (Bacia de Mollendo).
Estas bacias estão em áreas geológicas do país menos
exploradas. Todos os blocos estão a sete milhas (11,2 km) da
costa, longe da zona de pesca. A previsão da Perupetro é de
um investimento mínimo de aproximadamente $450 milhões
de dólares, resultantes dos investimentos bem sucedidos. O
CEO da Perupetro, Luis Ortigas Cúneo, afirmou que mais de 20
companhias de petróleo dos Estados Unidos, Canadá, UK, Coréia
do Sul, Rússia e América Latina mostraram interesse pela rodada.
Devido ao modelo peruano de contrato de licenciamento
para exploração e produção de hidrocarbonetos, Petroperu
não participa da fase exploratória, mas tem o direito de revogar
até 25% de cada licença, no caso de uma descoberta comercial.
Cuneo explicou também que “a Perupetro deverá reembolsar o
investimento em pesquisa e desenvolvimento, com as receitas
de exploração do bloco, de acordo com a sua participação”.
Até o momento, o Peru emitiu 14 licenças de E & P offshore,
com produção em duas - Z-2B, operado pela Savia Perú, e Z-1
controlado por BPZ Energy.
Nos últimos anos, os investimentos em offshore no Peru
giram em torno dos US $2 bilhões. A nova atividade poderia
dobrar esse número.
24
agenda
julho 2013
Oil Sands and Heavy Oil Technologies
23.07.2013 - 25.07.2013
Calgary Telus Convention Centre - Calgary, Canadá
www.oilsandstechnologies.com
agosto 2013
Forum Nacional de Exploração de Gas Não Convencional
19.08.2013 - 20.08.2013
Auditório JK - Cidade Administrativa - Belo Horizonte, Brasil
www.ugasbrazil.com.br
PetroWorld India
22.08.2013 - 24.08.2013
Bombay Exhibition Centre - Mumbai, Índia
www.petroworldindia.com
setembro 2013
Brazil Windpower 2013
03.09.2013 - 05.09.2013
Centro de Convenções SulAmérica - Rio de Janeiro, Brasil
www.brazilwindpower.org/pt/
Rio Pipeline Conference and Exposition
24.09.2013 - 26.09.2013
Centro de Convenções SulAmérica - Rio de Janeiro, Brasil
www.riopipeline.com.br
outubro 2013
Argentina Oil e Gas Expo 2013
07.10.2013 - 10.10.2013
La Rural – Buenos Aires, Argentina
www.aog.com.ar
AIPN Internation Conference
21.10.2013 - 25.10.2013
Shangri-La Hotel - Singapura
www.aipn.org/Events/
Deep Offshore Technology International
22.10.2013 - 24.10.2013
The Woodlands Waterway Marriott Hotel & Convention
Center - Houston, EUA
www.deepoffshoretechnology.com
OTC Brasil
29.10.2013 - 31.10.2013
Riocentro - Rio de Janeiro, Brasil
www.otcbrasil.org/2013/
NOVEMBRO 2013
Deepwater Operations Conference & Exhibition
05.11.2013 - 07.11.2013
Convention Center - Galveston, EUA
www.deepwateroperations.com
Brasil Onshore – Congress e Exhibition
26.11.2013 - 28.11.2013
Centro de Convenções - Natal, Brasil
www.redepetrogas.com.br/2013/brasil-onshore-congressexhibition/
outros eventos:
www.ogjla.com.br
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caso de assinantes cujo endereço de entrega não se localize na Região Principal, o preço da assinatura controlada (Ficha de Assinatura aprovada) será de US$ 35,00 (6 edições). Se desejar fazer a Assinatura Plena (independente de aprovação do perfil do assinante)
o preço, para a Região Principal, será de US$ 22,00 (Brasil), US$ 35,00 (outros na Região Principal) e, para o resto do mundo, de US$ 55,00. Assinaturas para formato eletrônico (PDF) Integral, incluindo publicidade, são gratuitas.Esta publicação contém artigos
reproduzidos das revistas Oil & Gas Journal e Offshore, edições publicadas pela PennWell Corporation. A PennWell Corporation não é responsável pela política editorial da Oil & Gas Journal Latinoamericana e se isenta da responsabilidade e garantia em relação ao
conteúdo da presente publicação.
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OTC 2013: Brasil é destaque na maior feira mundial do setor

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