Petrobras testa novas tecnologias no pré-sal

O trabalho considera o fato de os reservatórios do pré-sal serem formados por um tipo de rocha, os carbonatos, diferente da tradicionalmente encontrada na Bacia de Campos, os chamados arenitos (uma espécie de areia de praia). “Hoje o grande trabalho que envolve o movimento tecnológico é caracterizar as rochas, suas propriedades físicas, mecânicas, químicas e térmicas”, disse Solange Guedes, gerente-executiva de engenharia de produção da área de exploração e produção da Petrobras.

Ela afirmou que nos dois testes de longa duração (TLDs) do pré-sal estão sendo confirmadas as expectativas iniciais. “O que posso dizer é que, até agora, o projeto manteve as premissas originais”. Segundo ela, um dos desafios do teste no poço pioneiro 1-ESS-103A, no campo de Jubarte, no sul do Espírito Santo, tem sido garantir o escoamento da produção no fundo do mar.

Para facilitar esse escoamento, a indústria petrolífera utiliza fluidos químicos que são injetados nos poços e misturam-se às correntes de petróleo e gás. Ao longo da história da Bacia de Campos, a Petrobras acumulou grande experiência nessa área. Mas no pré-sal, a empresa não tinha um modelo de como os fluidos iriam funcionar.

Um dos riscos no escoamento no pré-sal envolve um eventual congelamento do petróleo causado por ambientes muito frios no fundo do mar (na faixa de 4 graus centígrados). “É aí que entra a aprendizagem: temos que ter uma modelagem com a capacidade de transformar aquele fluido para que, quando chegar ao leito marinho, (o fluido injetado) não venha a congelar”, disse Solange. Ela destacou que o trabalho feito com os fluidos no teste do Espírito Santo será muito útil para outras áreas que a empresa venha a explorar.

Os fluidos vem sendo testados e suas composições avaliadas em conjunto com o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes), da própria Petrobras, e empresas fornecedoras, disse Solange. Ela adiantou que a Petrobras poderá utilizar plataformas diferentes das convencionais no pré-sal, em uma análise a ser feita caso a caso. “Se houver uma acumulação (de petróleo) muito concentrada, o mais apropriado é utilizar a completação seca”, diz, em referência ao nome técnico dado ao processo de produção de plataformas conhecidas pela sigla TLWP. São unidades que têm custo menor do que os sistemas tradicionais de produção utilizados pela Petrobras e baseados no uso de navios plataforma, as FPSOs.

Nas TLWPs (sigla em inglês de Tension-Leg Wellhead Leg Platform), porém, os poços precisam ser perfurados próximos à unidade enquanto nas FPSOs eles podem estar distantes até 30 quilômetros da embarcação, sendo conectados por meio de linhas flexíveis e outros equipamentos. Uma das vantagens da TLWP é que o petróleo vai direto para a plataforma sem precisar circular muito no ambiente submarino. A Petrobras já abriu uma licitação para construir plataforma desse tipo destinada ao campo de Papa-Terra, na Bacia de Campos.

Solange falou ainda sobre o uso de fluidos como forma de estimular a produção de reservatórios em rochas do tipo carbonato no pré-sal. Neste caso joga-se um fluido ácido que permite dissolver parte da rocha e chegar a outras áreas produtoras dentro do reservatório. “Estimular um poço é fazê-lo produzir, e produzir mais, é um dos principais desafios do pré-sal”, afirmou Solange.

Ela disse que o aumento da eficiência passa pela busca de poços cada vez mais produtivos. “Temos aprendido na Bacia de Santos diferentes técnicas de estimulação”, afirmou. De acordo com ela, há um esforço que envolve centros de tecnologia e a indústria para desenvolvimento desses fluidos no país. A ideia é que os fluidos sejam produzidos por indústrias químicas no país a custos competitivos.

Ela disse que em águas profundas trabalha-se no “limite da tecnologia”. Citou o problema de fabricação nos parafusos de fixação da árvore de natal molhada (equipamento submarino de controle da produção), utilizada no poço 3-RJS-646, no TLD de Tupi, como exemplo de como uma determinada falha, aparentemente não percebida na fabricação, pode ser detectada com monitoramento. O problema nos parafusos levou a uma interrupção temporária no teste de longa duração de Tupi, cujos trabalhos foram depois retomados.

Solange disse que esse episódio não teve nenhuma relação com o ambiente de exploração do pré-sal. Segundo ela, o problema foi detectado em outro poço em operação. Mas como constatou-se que o mesmo lote de parafusos estava instalado no TLD de Tupi, parou-se a produção.

A gerente da Petrobras também falou sobre o desenvolvimento da indústria de tubos de aço para atendimento do pré-sal. Admitiu que o pré-sal exigirá material especial para a fabricação de tubos, capaz de resistir a contaminantes. “Estamos mapeando toda a indústria brasileira”, informa.

Ela disse que executivos da Petrobras têm recebido empresas do setor, sobretudo metalúrgicas, que podem fabricar esses tubos mas, em alguns casos, têm limitações na capacidade de produção (em termos do diâmetro dos tubos). “Pode parecer que é simples, mas não é. A produção de uma mesma liga metálica em diâmetro diferente requer outro tipo de procedimento”, disse Solange. Ele afirmou ainda que talvez seja preciso desenvolver mais de um aço especial para as chapas a serem usadas na fabricação dos tubos que serão instalados nos poços e em outras etapas do processo de produção.

Indústria e centros de pesquisa criam rede de inovação

Indústria e academia devem lançar nas próximas semanas a Rede de Inovação para a Competitividade da Indústria Naval e Offshore. A iniciativa busca criar uma agenda tecnológica que envolva a indústria, afirmou o presidente da Sociedade Brasileira de Engenharia Naval (Sobena), Alceu Mariano. Ele disse que apesar de haver disponibilidade financeira, via fundos de ciência e tecnologia, a indústria naval e offshore tem dificuldade de montar projetos de pesquisa e desenvolvimento e de levantar recursos.

“Quem faz isso é a universidade, mas de forma dissociada da indústria”, afirmou. Mariano, que é diretor da Keppel Fels Brasil , que opera estaleiro dedicado à construção de plataformas em Angra dos Reis, disse que a indústria brasileira tem capacidade de atender a demanda a ser colocada pelo pré-sal, mas admitiu que ela precisa ser mais competitiva, o que envolve novas tecnologias. “Esse é um trabalho que passa pelas universidades.”

A rede de inovação tem um comitê gestor formado por integrantes da Sobena, do Sinaval e Syndarma, sindicatos que representam os estaleiros e as empresas de navegação e do Centro de Excelência em Engenharia Naval e Oceânica (Ceeno). Floriano Pires, professor da coordenação dos programas de pós-graduação em engenharia (Coppe) da Universidade Federal do Rio de Janeiro, disse que a rede é uma tentativa de definir projetos e estratégias a serem financiados pelos canais já existentes.

Ele defendeu maior participação da indústria naval e offshore nos investimentos em pesquisa e desenvolvimento. Pires citou como exemplo de recursos disponíveis para o setor o fundo setorial de transporte aquaviário e construção naval, formado por um percentual de 3% do que é arrecadado com a cobrança do adicional sobre os fretes para a renovação da Marinha Mercante.

Pires disse que os recursos do fundo são aplicados via Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), ligada ao Ministério de Ciência e Tecnologia, para uso por universidades e centros de pesquisa. “O fundo teria, em média, R$ 30 milhões por ano, mas é preciso considerar o contingenciamento (do orçamento da União)”, afirmou.

Celso Trindade, responsável pelo fundo aquaviário na Finep, disse que o fundo não teve recursos cedidos à reserva de contingência. No orçamento de 2009, o fundo teve aprovados R$ 39 milhões. Mas até agora não se realizou a chamada pública destinada a selecionar as propostas que receberão apoio na área de transporte aquaviário e construção naval neste ano.

Custo dificulta encomenda de navio construído no país

Empresas de navegação interessadas em construir navios no Brasil reclamam da dificuldade para colocar encomendas nos estaleiros nacionais. Nelson Carlini, presidente da multinacional francesa CMA CGM do Brasil, avalia que há estaleiros que conseguem ganhar dinheiro com a construção de plataformas para a Petrobras e não oferecem cotações “razoáveis” para fazer navios no país.

Carlini diz que os preços ofertados, em meados de 2008, para a construção no Brasil de um navio para transporte de derivados de petróleo ficavam muito acima da realidade internacional. Segundo ele, esse navio custaria entre US$ 78 milhões e US$ 80,5 milhões no Brasil, com financiamento de até 95% do valor em 18 anos e juros de 4% ao ano. No mercado mundial, o mesmo navio custaria entre US$ 30 milhões e US$ 35 milhões, com 85% do valor financiado prazo de até dez anos para o pagamento e juros de 6% ao ano.

A conclusão é que não há condições de oferta de navios no mercado brasileiro, a preços vigentes fora do país, 50 anos após a implantação da indústria naval brasileira. Entre as razões, segundo ele, estão fatores tributários e trabalhistas, falta de escala e impossibilidade de produção em série. A Petrobras quer mudar essa realidade.

A empresa trabalha para padronizar equipamentos, tratando-os como se fossem pequenos módulos, que permitam montar projetos diferentes. O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, disse que a empresa está definindo metas mínimas de conteúdo nacional por subsistemas. A empresa entende que, com escala de encomendas, é possível elevar a competitividade da indústria nacional.

As informações são do jornal Valor Econômico