Revista Petro & Química edição n°349

Ano XXXVI - nº 349 - 2013

Circulação Especial

Balanço da Produção √ Os avanços tecnológicos e os desafios para operar plataformas remotamente √ As prioridades da Petrobras para dobrar a extração de petróleo em oito anos

Editorial

Plano de negócios Em todas as apresentações – no Senado, na OTC ou nas Federações das Indústrias – Maria das Graças Silva Foster tem repetido que a Petrobras vai dobrar de tamanho. A meta de produção traçada para 2020 – 4,2 milhões de barris por dia – virou um mantra.

Hoje a companhia produz 2 milhões de barris por dia. Nos próximos oito anos, 36 novas unidades de produção entram em operação. 21 terão como destino os campos do pré-sal. É de lá que será extraída a maior parte desse petróleo adicional.

A Petrobras já extrai 311 mil barris em 17 poços do pré-sal – um número nada desprezível quando comparado com a evolução da produção na Bacia de Campos, no Golfo do México e no Mar do Norte.

Capa: P-58 - Juliana Garcia / Agência Petrobras

Dos US$ 236,7 bilhões que pretende investir entre 2013 e 2017, US$ 52,2 tem como destino as atividades de exploração e produção nos campos do pré-sal e US$ 27,6 serão investidos na área da Cessão Onerosa.

Graça, e toda a companhia por ela comandada, tem fiscalizado bem de perto a construção de cada plataforma incluída no Plano de Negócios 2013-2017 – a principal reportagem desta Petro & Química mostra o andamento dos projetos, além de outra estratégia traçada pelas petroleiras que aderiram ao modelo de operações integradas para lidar com recursos finitos.

BP, Statoil e a própria Petrobras vislumbraram a agilidade na tomada de decisões e a otimização dos processos em uma forma de trabalho baseada em tecnologia de ponta e reinvenção dos modelos organizacionais.

Para complementar esses temas, uma série de artigos escritos por especialistas discute a produção de petróleo do ponto de vista tecnológico.

Há ainda o mais completo e isento noticiário do setor – com destaque para os resultados da 11ª Rodada.

O editor Próxima Edição: Valete Editora Técn. Coml. Ltda. www.editoravalete.com.br DIRETOR RESPONSÁVEL Waldir Rodrigues Freire DIRETORIA editoravalete@editoravalete.com.br

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ISSN: 0101-5397

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Sumário

Índice Matéria de capa – Operações integradas

BP

20 18

Petroleiras apostam na inovação tecnológica e na forma integrada de gerenciar as operações para lidar com recursos finitos de forma mais eficiente Matéria de capa – Balanço da produção Petrobras aposta um terço do Plano de Negócios nos projetos de exploração e produção nas áreas do pré-sal

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Petróleo & Gás

86 ExxonMobil planeja investimento de US$ 190 bilhões em 5 anos 86 OGX vende 40% do campo de Tubarão Martelo à Petronas 86 HRT compra 60% do campo de Polvo 86 ANP libera produção no campo de Frade 86 RJ passa a tributar importação de bens 86 Mokveld fornece válvulas para projeto no Mar do Norte 86 Forship cria unidade para consultoria 87 OTC 2013 bate recorde de público 87 Wilson Sons inaugura segundo estaleiro 87 IFS foca a sua atuação para atender às novas demandas do setor 87 Expro quer crescer 15% em 2013 88 Wood Group Kenny fará analise de engenharia para Saipem 88 Radix fecha novo negócio com a Repar 88 Chemtech e OTZ Engenharia farão detalhamento de módulos para FPSOs 88 Tuper assina contrato com a SCGgás para fornecer tubos 88 Sem novos projetos, Petrobras prevê investir US$ 236 bi até 2017 88 Disputa por blocos e arrecadação recorde confirmam atratividade das bacias brasileiras

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Artigos 36 Uso de métodos combinados para otimização da produção de reservatórios de petróleo 41 Os recursos não convencionais e a nova geopolítica do O&G (Shale gás – Uma perspectiva para o futuro) 46 Análise de compatibilidade de elastômeros e desempenho do BCP aplicado a campos maduros 51 Gerenciamento da rotina adicionando valor em campos marginais 56 Condicionamento técnico em poços do pré-sal: uma análise técnica das atividades do prospecto de carioca, bloco BM-S-9 62 Aplicação de soluções poliméricas no deslocamento de óleos pesados 68 Bacias maduras e áreas inativas com acumulações marginais: panorama e variáveis críticas do cenário brasileiro 73 Estabilidade de poços de petróleo inclinados e profundos 78 Otimização da produção em campo de petróleo pelo estudo do problema de localização de poços e unidades de produção

Excelência Sustentável 94 94 94 94 94 95 95 95 95 95 96 96 96 96 02 97 97 97 97

IEN desenvolve tecnologia de radiotraçadores Braskem emite menos CO2 que indústrias americanas e europeias Produção de biopolímeros deve crescer 240% até 2960 Braskem vai produzir PEBD renovável Braskem reduz taxa de acidentes Petrobras assina convênio com Senai para desenvolvimento de simuladores Braskem exporta programa de capacitação para o México Shell investirá em empresas inovadoras Ecolab conclui aquisição da Champion Esab atualiza certificados Viapol fornece solução para Projeto Aquapolo Enfil atua no revamp dos sistemas antipoluição Sindesam sugere política de conteúdo local ao Plansab Bosch e Henkel se unem à Bayer em Ecocommercial Building Petrobras economiza mais de 23 bilhões de litros de água em 2012 Estudantes de SC e SP vencem Prêmio Enfil Coppe e Petrobras implantarão centro hiperbárico Finep aprova projetos não reembolsáveis do Paiss Shell reúne especialistas em Encontro de Inovação

Seções 6 8 12 91 98

Agenda Jornal Empresas & Negócios Notícias da Petrobras Produtos e Serviços

GE Energy

Não importa o que você use para abastecer. Elas funcionam com tudo. (quase igual a um adolescente)

Combustíveis pesados, gás de alto-forno, gás de processo, biodiesel: qualquer que seja, as turbinas a gás da GE funcionam com qualquer um deles. Melhor ainda, funcionam com menos desgaste na turbina. Isso significa que você pode abastecer as turbinas com a maior variedade de gases alternativos e combustíveis líquidos disponíveis e ainda confiar que irão operar de forma confiável, eficiente e econômica pelos próximos anos. Talvez não completamente igual a um 'adolescente'.

Alto desempenho com menos desgaste. Você não pode esperar nada menos da empresa que têm inovado a tecnologia de combustíveis alternativos a mais de 50 anos. Saiba mais em www.ge-energy.com/fuelflex.

Agenda / Gente

outubro

2013 junho 11 e 12 Seminário sobre Gás Natural Rio de Janeiro Organização: IBP tel.: (21) 2112 9080 / www.ibp.org.br

11 a 14 Brasil Offshore Macaé / RJ Organização: Reed Exhibitions Alcântara Machado tel.: (11) 3060-4954 / www.brasiloffshore.com

15 a 19 World Petroleum Congress Moscou / Rússia Organização: WPC www.wpc21.com Helsinki / Finlândia Organização: Echa / Cefic www.helsinkicf.eu

16 a 23 K 2013 International Trade Fair for Plastics and Rubber Dusseldorf/Alemanha Organização: Messe Dusseldorf www.k-online.de Houston / EUA Organização: Pennwell www.deepoffshoretechnology.com

29 a 31 OTC Brasil

18 a 21 Coteq – Conferência Sobre Tecnologia de Equipamentos Porto de Galinhas / PE Organização: Abendi tel.: 11 5586 3161 / www.abendi.org.br/coteq/

25 a 28 4ª Feira de Manutenção e Equipamentos Industriais Blumenau / SC Organização: Mega tel.: (47) 3027 1008 / www.feiramanutencao.com.br

26 e 27 PETtalk – II Conferência Internacional do PET São Paulo Organização: Abipet tel.: 11 3078-1688 /www.abipet.org.br/pettalk/index.html

agosto 13 a 15 Navalshore Rio de Janeiro

Organização: UBM tel.: 11 4689-1935 / www.ubmnavalshore.com.br

setembro 3 a 6 Offshore Europe Aberdeen, Escócia Organização: Reed Exhibitions tel.: 44 (0)20 8910 7797 / www.offshore-europe.co.uk 24 a 26 Rio Pipeline Rio de Janeiro Organização: IBP tel.: (21) 2112-9000 / www.ibp.org.br Petro & Química

7 a 10 Argentina Oil & Gas Buenos Aires / Argentina Organização: IAPG tel.: 54 11 4322 5707 / www.aog.com.ar

22 a 24 Deep Offshore Technology

18 e 19 Helsinki Chemicals Forum

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1 a 3 Tubotech São Paulo Organização: Cipa tel.: 11 5585-4355 / www.tubotech.com.br

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Rio de Janeiro Organização: IBP / OTC www.otcbrasil.org/2013

novembro 16 a 19 Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica Cartagena / Colômbia Organização: Apla tel.: 54 11 4325-1422 / www.apla.com.ar

26 a 28 Brasil Onshore Natal / RN Organização: SPE Seção Brasil www.brasilonshore.com.br

gente Luis Domenech, presidente da Comgás, foi reconduzido à presidência da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado - Abegás para o biênio 2013/2015, juntamente com os membros que compuseram o Conselho Deliberativo no último mandato – Aldo Guedes (Copergás), Bruno Armbrust (Ceg), Edson Chil Nobre (BR), José Carlos de Mattos (Gasmig), Roberto da Silva Tejadas (Sulgás) e Fernando Dinoá Medeiros Filho (Potigás).

Milton Romeu Franke assumiu a presidência da HRT após a renúncia do fundador da empresa, Márcio Mello – que continuará no Conselho de Administração.

PhD em Geologia do Petróleo pela University of Illinois, Franke entrou na empresa em 2009 com a função de liderar as áreas de Engenharia, Perfuração e Produção. Antes trabalhou na Petrobras por 26 anos, na ANP

Agenda / Gente e na consultoria Booz, Allen & Hamilton. Para a presidência da HRT O&G foi nomeado o geólogo Nilo Chagas de Azambuja Filho.

Marcello Mori, que já atuava na liderança de Electrical & Telecommunications, assume também a diretoria comercial da área de Elastômeros da Dow a América Latina, que passa a denominar-se “Elastômeros, Electrical & Telecommunications”.

Graduado em Química pela Unicamp e com mestrado em Química Inorgânica certificado pela mesma universidade, Mori atua há 22 anos na Dow, tendo trabalhado em diferentes unidades de negócios.

AUTOMAÇÃO AUDITORIA COMISSIONAMENTO GESTÃO DE SISTEMA MANUTENÇÃO PROJETOS LABORATÓRIOS (Vazão Óleo/ Água)

Letícia Jensen é a nova diretora de Vendas para o negócio de Plásticos da Dow para o Brasil. Graduada em Engenharia Química pela Universidade Católica do Rio Grande do Sul, Letícia possui pós-graduação em Marketing pela Universidade de San Andres, na Argentina, e MBA pela norte-americana Northwood University. Letícia iniciou sua carreira na Dow em 2001, na Argentina.

André Marcondes Gohn assumiu a direção da Solvay Energy Services na América Latina. O posto era ocupado interinamente por Didier Debonneuil. Formado em Engenharia Química, com MBA e com especialização em Negócios Internacionais, Gohn desenvolveu sua carreira profissional em empresas como Alcan, Alcoa, Comgás, AES, Air Liquide e Braskem, onde esteve nos últimos três anos, liderando a área de Energia.

Béatrice de Toledo Dupuy passa a responder como Gerente de Marketing e Comunicação para a América Latina da Veolia Water.

Formada em Administração de Empresas pela ECCIP Paris, com Master em Comunicação Corporativa pela ISC Paris e MBA em Marketing pela Fundação Getúlio Vargas, Béatrice tem 12 anos de atuação em marketing corporativo, comunicação interna e externa e responsabilidade social. Desde 2006 integra a Veolia Water Brasil.

PRODUTOS

A maior torre de Calibração das Américas

Medidores de: Vazão Nível

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Jornal

Congresso

Rio Automação discute o valor das informações geradas pela automação

Gás

Indústria brasileira gasta quase US$ 5 bi a mais por ano De acordo com estudo “O preço do gás natural para a indústria no Brasil e nos Estados Unidos – Comparativo de Competitividade”, divulgado pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro, uma indústria nacional paga, em média, US$ 17,14/MMBTU, enquanto nos EUA o preço é de US$ 4,45/MMBTU. No Brasil, o setor industrial consome 10,4 bilhões de m3/ano de gás natural, o que equivale a um custo de US$ 6,6 bilhões. Nos EUA esse consumo equivaleria a um gasto de US$ 1,7 bilhão.

Resinas A Comissão de Instrumentação do Instituto Brasileiro do Petróleo escolheu “a automação industrial e seu valor na geração de informações” como tema do Congresso Rio Automação 2013. O presidente do Comitê Organizador do Congresso, Alexandre Maia, explicou que os objetivos da automação não são apenas olhar para o equipamento de forma isolada, mas integrada.

O gerente geral de engenharia para os projetos de E&P da Petrobras, Roberto da Fonseca Borges, lembrou que a indústria de petróleo caminha para substituir as plataformas offshore por instalações subsea. “Podemos ter todas as instalações no fundo do mar. E nesse caminho a área de automação e controle é superimportante”.

Engenharia

Petrobras, Abemi e a ABCE se unem para fomentar engenharia nacional A Petrobras, a Abemi e a ABCE formaram um grupo de trabalho com o objetivo de analisar formas de elaborar e implementar projetos básicos nacionais em empreendimentos da área de petróleo e gás. O objetivo é fortalecer a engenharia básica no Brasil. Segundo pesquisa realizada pelo Centro de Excelência em EPC - CE-EPC, o atendimento às exigências de conteúdo local pode ser facilitado se o projeto básico do empreendimento for nacional.

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Consumo cresce no trimestre, mas produção não acompanha ritmo A demanda interna do conjunto de resinas termoplásticas, medida pelo Consumo Aparente Nacional, cresceu 9,2% nos primeiros três meses de 2013 em comparação com o primeiro trimestre de 2012. Apesar de também ter crescido, o aumento da produção foi bem mais modesto: de 2,4%. No segmento de resinas termoplásticas, as importações pesaram 25% de toda a demanda nacional no início deste ano. A ocupação média da capacidade de produção da indústria de resinas está na faixa de 81% - no primeiro trimestre do ano passado foi em 85%.

Balança comercial

Déficit em produtos químicos chega a US$ 9,6 bilhões no primeiro quadrimestre O déficit da balança comercial de produtos químicos cresceu 27,8% nos quatro primeiros meses deste ano em relação ao mesmo período de 2012. De janeiro a abril de 2013, o Brasil importou US$ 14,3 bilhões e exportou US$ 4,7 bilhões em produtos químicos. Na comparação com o mesmo período do ano passado, as importações aumentaram 15,1% ao passo que as exportações recuaram 4,3%. De janeiro a abril, os produtos químicos responderam por 18,4% do total de US$ 77,6 bilhões em importações e 6,5% dos US$ 71,5 bilhões em exportações realizadas pelo país. Os intermediários para fertilizantes permanecem como o principal item da pauta de importação brasileira de produtos químicos, com compras de US$ 2,5 bilhões entre janeiro e abril deste ano. Já o item resinas termoplásticas foi o mais exportado pelo País, com vendas de US$ 629,7 milhões no mesmo período.

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Tributação

Apesar de impacto positivo, desoneração da matéria-prima não assegura competitividade A redução da alíquota de PIS/Cofins incidente sobre as matérias-primas da indústria química devem ter um impacto positivo para o setor – a Braskem, para quem a matéria-prima representa 70% dos custos, calcula que este ano terá uma economia de R$ 600 milhões.

Para as matérias-primas, a alíquota de PIS/Cofins caiu de 5,6% para 1%. As empresas químicas terão um crédito tributário de 9,25 % na compra dos insumos – a medida beneficia a primeira e a segunda geração – esse percentual valerá até 2015, e a partir de 2016 passa a cair gradualmente até voltar, em 2018, para o patamar de 3,65%. A desoneração prevista pelo governo com a medida é estimada em R$ 1,1 bilhão este ano.

No médio e longo prazo, no entanto, a medida não torna a indústria química mais competitiva – a desoneração não atingiria o Comperj, previsto para entrar em operação após o fim da medida. O setor ainda aguarda que o Governo anuncie outras medidas propostas pelo Conselho de Competitividade da Indústria Química ao Plano Brasil Maior.

Manutenção

Experiência e análises qualitativas são usadas nas decisões estratégicas 99% das empresas usam a experiência, feeling ou análises qualitativas para executar as atividades de manutenção preventiva e preditiva, incluindo estoque de sobressalentes e tempo para substituição de equipamentos, aponta levantamento feito pela ReliaSoft. “Num cenário global, as organizações têm fácil acesso a sistemas de Confiabilidade, baseados em análises quantitativas ou estatísticas, para apoiar as decisões na gestão de ativos. Portanto, não usar este recurso pode colocar em risco o negócio”, afirma o diretor executivo da ReliaSoft, Claudio Spanó.

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Feira

Feiplastic registra 69 mil visitantes

A Ásia continuará a ser o maior produtor de etileno nos próximos anos, mas até o final de 2013, os Estados Unidos produzirão 1,2 milhão de barris por dia, somente de etano, de olho no enorme consumo chinês – que em 2012 somou 129 milhões de toneladas e em 2017 será de 158 milhões de toneladas. “Temos 50 projetos em andamento na China, que procura tornar-se autosuficiente”, disse o diretor sênior para Polietileno e Etileno da IHS, Nick Vafiadis, durante a Conferência Feiplastic.

A IHS projeta que a demanda global de polietilenos cresça 4,6% ao ano, atingindo 98,2 milhões de toneladas até 2017.

Durante a Feiplastic, 673 empresas foram vistas por 69.150 mil visitantes. O número estimado de negócios concretizados durante a Feiplastic é de R$ 43 milhões.

Logística

Prejuízos por conta dos gargalos chegam a R$ 2 milhões Empresas poderiam economizar R$ 2 milhões por ano se problemas existentes na infraestrutura de ferrovias, rodovias, aeroportos e portos fossem sanados. Foi o que apontou 72% das entidades que responderam à pesquisa realizada pelo Instituto Brasileiro de Supply Chain - Inbrasc. 13% do total dos executivos disseram que investem entre R$ 2 milhões e R$ 5 milhões para suprir estas necessidades. A pesquisa ouviu 200 diretores e gerentes da área de logística.

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Empresas & Negócios

Basf reestrutura negócios de tratamento de água, petróleo e mineração

Para aumentar a eficiência e apoiar suas estratégias de crescimento, a Basf combinou seus negócios de soluções para tratamento de água e soluções para campos petrolíferos e mineração. A nova unidade de negócios global está localizada em Ludwigshafen, na Alemanha.

Nova fábrica torna Parker maior fabricante de filtros hidráulicos da América Latina

Divulgação

Nova unidade da Henkel será centro de competência mundial na produção de PU

A Henkel colocou em operação sua nova planta de poliuretano – um investimento que supera R$ 15 milhões para expandir a capacidade de produção em Jundiaí / SP. Projetada para ter uma operação extremamente automatizada, a nova unidade ocupa uma área de 12.000 m², sendo 2.600 m² de área coberta.

Clariant passa a produzir dessecantes no Brasil

A Clariant inaugurou a produção do Container Dri II, um dessecante de umidade que protege as cargas contra os danos causados pela umidade durante o transporte intermodal - a solução trabalha reduzindo a temperatura do “ponto de orvalho” e mantendo a carga protegida e segura, durante todo o transporte intermodal e na armazenagem. Instalada em Jacareí/SP, a produção atenderá os países da América do Sul e, futuramente, América Central e Caribe.

Armco Staco passa a produzir tubos de polietileno de grandes diâmetros

A finlandesa KWH Pipe Group concedeu à brasileira Armco Staco licença exclusiva para fabricação e comercialização dos tubos Weholite no Brasil. A linha de produtos abrange tubos, conexões e peças especiais de polietileno de alta densidade. A Armco Staco planeja comercializar inicialmente estruturas de até 3.000 mm de diâmetro interno. Os tubos serão fabricados em sua unidade industrial de Resende / RJ.

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Nova fábrica: capacidade de produção de 40 mil peças por ano

A Parker Hannifin inaugurou sua oitava fábrica no País.

Localizada em Arujá / SP, a Unidade de Negócios Filtração Hidráulica é dedicada à fabricação de filtros e acessórios hidráulicos para a indústria de transformação, equipamentos para construção civil, equipamentos agrícolas e rodoviários.

A produção anual de filtros hidráulicos, que era de 10 mil peças por ano em 2011, deve chegar próximo a 30 mil itens em 2013 – a capacidade instalada da nova fábrica é de 40 mil peças.

Abertura de novos negócios impulsiona crescimento da Carboflex

A participação da Carboflex em projetos de perfuração de poços de petróleo cresceu 26% em 2012. A empresa vem investindo, desde 2009, num reposicionamento de mercado, que já traz resultados expressivos na ampliação de suas áreas de atuação.

Além da ampliação de clientes, que cresceu 16% em relação a 2011, a renovação e incremento de novas famílias no Cadastro Petrobras CRCC e a diversificação do portfólio de produtos e serviços foram dois dos principais responsáveis pelo bom ano.

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Braskem registra aumento das vendas e ocupação das plantas

Depois de fechar 2012 no prejuízo, a Braskem registrou lucro líquido de R$ 227 milhões no primeiro trimestre, o que representa aumento de 49% sobre o resultado registrado nos três primeiros meses do ano passado. Influenciada pelo movimento de reconstrução de estoque na Ásia e paradas de plantas para manutenção, as vendas da Braskem no mercado interno somaram 921 mil toneladas, uma alta de 6,2% sobre o trimestre anterior.

No primeiro trimestre, as centrais produtoras de matérias-primas passaram a operar a 90% de sua capacidade total. A empresa também registrou aumento de participação no mercado, totalizando uma fatia de 71% no mercado interno.

Por preço do gás, Oxiteno investirá nos EUA e México

O plano de investimentos da Oxiteno – que este ano está orçado em R$ 278 milhões – privilegiará a expansão da capacidade produtiva nos EUA e México. “Mercados que possuem matéria-prima altamente competitiva”, destaca o diretor financeiro do Grupo Ultra, André Covre.

As unidades de Pasadena, nos EUA, e Coatzacoalcos, no México, que receberão R$ 203 milhões, ampliarão a capacidade em cerca de 30 mil toneladas por ano em 2013 e 100 mil toneladas a partir de 2014.

O aumento da capacidade nas unidades localizadas no Brasil, realizados entre 2007 e 2011, adicionaram 35% à capacidade de produção de óxido de eteno e 48% à capacidade de produção em especialidades químicas.

“Essa maior capacidade de produção foi fundamental para a Oxiteno atingir o crescimento de 15% no volume vendido em 2012”, ressalta Covre.

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Unipar adquire parcela da Occidental na Carbocloro

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica aprovou a aquisição pela Unipar de 50% do capital social da Carbocloro em poder da Occidental. O negócio, que totalizou R$ 554 milhões, torna a Unipar titular indireta da totalidade do capital social da Carbocloro. Para obter os recursos necessários para a compra, a Unipar contratou os bancos Itaú BBA e Bradesco BBI para atuarem em duas emissões de títulos, uma de notas promissórias e outra de debêntures, no valor total da aquisição.

Lanxess passa a produzir bladers no país

A Lanxess colocou em operação a primeira fábrica de Bladders Renoshape, utilizados no processo de fabricação de pneus – a empresa passou a atuar nesse segmento com a compra da argentina Darmex e da americana Tire Curing Bladders, há pouco mais de dois anos. Localizada na cidade de Porto Feliz/SP, a unidade consumiu investimentos de R$ 25 milhões.

3M amplia Centro de Pesquisa & Desenvolvimento no Brasil

Divulgação

Centro Técnico para Clientes: 10 mil m2

O Centro Técnico para Clientes e Laboratório de Pesquisa & Desenvolvimento, localizados na unidade da 3M em Sumaré / SP, conta agora com 10 mil m2 e novos equipamentos. A empresa também ampliou o quadro de cientistas, engenheiros e técnicos. Foram investidos na expansão US$ 13 milhões. O Centro Técnico para Clientes passa dos atuais 17 laboratórios de serviço técnico para 21, e o Laboratório de P&D ganha três novas áreas – a de pesquisa corporativa, a de tecnologia de polímeros e a da prototipagem em 3D. No total, estas estruturas reúnem hoje 175 profissionais e até 2016 passarão a contar com 280.

Atualmente, 32% do faturamento da 3M no Brasil é proveniente de produtos lançados nos últimos cinco anos. Para 2017, este número deve saltar para 40%.

Empresas & Negócios

Substitua as unidades seladoras por conduítes flexíveis com conexões EXd/EXe II e massa de selagem! (certificação Inmetro)

Soluções para áreas classificadas

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Com aquisição e parceria, YGB passa a fornecer válvulas de controle

maior que o atual, muito voltado ao setor Em 1973 nasceu a YGB, primeiramende óleo e gás. “O mercado é dinâmico e, te com uma linha de usinagem de peças e aproveitando a estrutura de vendas que dispositivos, principalmente para fábrica montamos, vimos a oportunidade de atingir de pneus e petroquímicas, mas fornecenoutros segmentos além de óleo e gás, includo também para os segmentos de álcool e sive com outros produtos, como aqueles da açúcar, engenharia e naval, papel e celuloparceria com a Ham-Let, fabricante munse, petróleo e gás, químico e petroquímico, dial de conectores, válvulas de instrumensiderúrgico e de mineração, e está desde tos, conexões e manifolds. Isso é importante 2006 instalada em prédio próprio, de área porque agrega valor a tudo o que podemos total de 16 mil m² - que possui uma área de CNC instalado na unidade paulista oferecer ao cliente”, pontua Leonardo. conservação permanente coberta por vegeSegundo Manuel, a parceria da YGB com a Ham-Let foi tação nativa. uma feliz coincidência – pois a YGB vinha trabalhando a A empresa, como toda a indústria nacional, enfrentou ideia de completar sua linha industrial e encontrou a Hammaior concorrência e amargou os anos 80 que reduziram os Let, que estava procurando distribuidores no Brasil. “Graças investimentos mas, em 1994 ampliou seu escopo para usia nossa estrutura fomos escolhidos distribuidor exclusivo no nagem em geral. “Com o passar dos anos a concorrência se Brasil. A Ham-Let priorizou colocar seus conectores na área acirrou e procuramos outras alternativas. Adquirimos máquide óleo e gás, especialmente na Petrobras”, lembra o presinas de maior porte mas mesmo assim não estávamos satisfeidente da YGB. tos com o mercado - foi uma época em que os investimentos Embora a maior parte dos produtos da Ham-Let esteja não foram levados a diante”, lembra o presidente da empresa, voltada para a área de óleo e gás, a empresa israelense tamManuel Lopes Braz. bém é forte nos setores de papel e celulose, alimentos e beMuito trabalho e compromisso com o mercado forem a rebidas, petroquímicos e farmacêutica. Manuel destaca ainda ceita da YGB para superar aqueles tempos. Mais recentemenque a YGB já é cadastrada no vendor list da Petrobras e no te, a equipe decidiu por ter um produto próprio e optou pelas Cadastro de Fornecedores de Bens e Serviços da Onip. válvulas de controle globo porque se encaixavam na expertise Leonardo ressalta que, apesar de a YGB já possuir uma e no maquinário que a empresa já possuía. Em 2012, a YGB estrutura montada, a parceria demandou um aumento no núadquiriu a CV Controles, cuja a tecnologia em válvulas de mero de representantes e distribuidores pelo Brasil, e internacontrole globo passa dos 20 anos de experiência e combinava mente na fábrica, investimento na compra dos produtos – que perfeitamente com o parque fabril da YGB. “Foi o caminho não estarão no Brasil em consignação – e no treinamento, em mais curto para termos um produto próprio”, afirma LeonarIsrael, de uma equipe de suporte técnico, pré e pós venda, do Braz, diretor financeiro. pois as empresas reconhecem que, em qualquer setor, sem As válvulas atendem a norma ANSI classes 150 a 1500 assistência ao cliente, não se conquista o mercado. Faz parLBS, nos diâmetros de 1/2 a 18 polegadas, em aço carbono, te dessa estrutura um departamento equipado para garantir a inox e ligas especiais. qualidade de seus produtos, em ambientes climatizados para A Sawem – grupo do qual a YGB faz parte – também possui testes de metrologia e ensaios metalográficos. uma área de usinagem mais leve, voltada principalmente para a O Grupo possui 310 colaboradores, faturamento superior indústria automobilística e duas rodas, cujo principal cliente é a a R$ 50 milhões e 25 representantes em todo o Brasil – mais Honda – que há dois anos montou uma fábrica em Manaus / AM a força de vendas em São Paulo – que vão e convidou um seleto grupo de fornecedores colocar no mercado as válvulas da YGB, para acompanhá-la. Resultado foi a montatodo o portfólio da Ham-Let e também sergem de uma planta para usinagem leve perto viços de usinagem – dos quais a Petrobras da linha de montagem de seu maior cliente já é um grande cliente. “Basta mandar o deno segmento. Assim, os negócios ficam sepasenho e a YGB usina peças até 18 mil kg. rados: uma estrutura da YGB em São Paulo e Com qualquer material que o cliente peça, uma da Sawem em Manaus. seja aço inox ou ligas especiais. Seremos A ideia é, em dois anos, separar includentre em breve uma das melhores empresive fisicamente as unidades de negócio sa de transformação industrial no mercado válvulas e usinagem leve e fazer com que as válvulas atendam um nicho de mercado Leonardo e Manuel : planejamento para YGB brasileiro”, finaliza Manuel Lopes Braz.

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Krominox investe em novo galpão para agilizar entregas

A Krominox acaba de implementar um novo Centro de Distribuição em Jandira / SP. A área reformada possui 3.000 m² de espaço coberto - imprescindível para dar suporte ao crescimento da fornecedora de tubos e conexões, principalmente por conta da expansão dos negócios.

Triple Point Inaugura a nova sede no Rio de Janeiro

A Triple Point Technology estabeleceu no Rio de Janeiro a nova sede da América Latina, para atender a sua base de clientes na região. Fornecedora de softwares locais e em nuvem de Gestão de Commodity, a Triple Point tem registrado um crescimento superior a 35% nos últimos cinco anos.

KSB coloca em operação nova fábrica de válvulas

Para ampliar a produção de válvulas e diversificar a atuação, a KSB colocou em operação sua nova unidade fabril localizada em Jundiaí / SP. Fruto de um investimento de R$ 50 milhões, a fábrica triplica a capacidade de produção.

O investimento é o maior realizaNova unidade fabril: maior investimento do desde a aquisição da fabricante da KSB nos últimos anos de válvulas IVC, em 2005.

Até o início deste ano, as válvulas esfera, globo, retenção e gaveta eram produzidas nas instalações da IVC, em Barueri / SP. Em uma próxima etapa, a KSB também deverá levar para uma unidade a produção de bombas. O terreno onde a fábrica foi erguida tem 103 mil m², com 11,2 mil m² construidos.

Atualmente o setor de petróleo representa 80% dos fornecimentos da KSB. A meta é que o faturamento da KSB com a produção de válvulas aumente de R$ 40 milhões para R$ 100 milhões em cinco anos.

“Dentro da Petrobras, a KSB já é o principal player em válvulas engenheiradas. Mas queremos ir além: até 2018 o desafio é atingir outros mercados”, conta o diretor executivo da empresa, Igor Nelsen.

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Maior encontro de fornecedores de válvulas industriais com a Petrobras

A Petrobras, a Câmara Setorial de Válvulas Industrial (CSVI) e o Conselho de Óleo e Gás da Abimaq, realizaram no dia 25 de abril no Auditório Abimaq, em São Paulo, o maior encontro da história. Foram convidados mais de 130 fabricantes de válvulas industrias – brasileiros e estrangeiros que fornecem para Petrobras – juntamente com os representantes dos principais departamentos da Petrobras (Materiais, Engenharia, IE, SEQUI, Nortec, E&P e Abast) e das empresas de engenharia (EPC), através da Associação Brasileira de Engenharia Industrial – Abemi.

Na ocasião foram apresentados ao mercado os novos procedimentos e regras para fornecimento de válvulas aos empreendimentos Petrobras.

Temas como Plano de Inspeção e Testes (PIT) Padrão, Cartilha de Hold Point, novas regras para Convocação de Inspeções, novas Condições de Fornecimento de Materiais (CFM) 2012, Embalagens, Transportes, fim dos testes em campo, cuidados na armazenagem em canteiros, e convocação do Grupo de Trabalho para revisão e aplicação prática da NBR 15827, foram abordadas em detalhes.

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Para lidar com recursos finitos de forma mais eficiente, petroleiras apostam na inovação tecnológica e na forma integrada de gerenciar as operações

Campo Digital D

as salas do Sunbury Business Park – um complexo localizado a 26 km de Londres – uma equipe de especialistas monitora plataformas da BP localizadas no Mar do Norte. Quando algum equipamento dá os primeiros sinais de sobrecarga, a mesma informação disponibilizada aos técnicos embarcados é recebida em tempo real pelo Advanced Collaborative Environments – nesse ambiente, a adoção de tecnologias inovadoras e a forma integrada de gerenciar as operações está tornando mais eficiente a produção de petróleo e gás.

O que diferencia essa estratégia de um monitoramento usual é a tomada de decisão: a solução agora está fundamentada na experiência de especialistas de disciplinas distintas como geologia, engenharia de poço e mecânica. O Field of the Future foi criado pela BP para integrar os técnicos embarcados com os especialistas reunidos no Advanced Collaborative Environments. Com os melhores cérebros

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Flavio Bosco

integrados, a extração de petróleo pode ser otimizada e problemas podem ser evitados antes que ocorram. “O Field of the Future, baseado em soluções tecnológicas, auxilia a BP a gerenciar o risco, obter maior confiabilidade, otimizar a produção e trabalhar de maneira mais eficiente”, explica o vice-presidente do Programa, Steve Roberts.

Extrair petróleo, em águas profundas e ultraprofundas, requer inovação – em várias áreas. Para dar conta, as companhias aderiram a um modelo de trabalho integrado para acompanhar, em tempo real, o que acontece a centenas de quilômetros da costa e milhares de metros abaixo do nível do mar. Isso não seria possível sem os novos sensores, ferramentas de imageamento e uma poderosa infraestrutura de telecomunicações – e principalmente a reinvenção dos fluxos de trabalho – uma vez que, sozinhas, as ferramentas de última geração não seriam suficientes para elevar a produtividade ou reduzir os custos operacionais. Um espe-

André Motta de Souza/Agência Petrobras.

Sala de visualização em 3D na Unidade Operacional da Petrobras na Bacia de Santos: gestão integrada para elevar eficiência

cialista pode se dedicar a um número maior de plataformas simultaneamente – sem o ônus de estar embarcado.

Apoiadas por parceiros que ajudaram a automatizar as operações, BP, Statoil, Petrobras e outras petroleiras vislumbraram a agilidade na tomada de decisões e a otimização dos processos nessa forma de trabalho colaborativa. “Não se pode subestimar a necessidade de especialistas nesse regime de operações integradas. No entanto, o tempo economizado com deslocamentos e o emprego mais eficiente dos especialistas, certamente, vai reduzir a escassez de mão de obra que vemos hoje”, avalia o diretor do Center for Integrated Operations in the Petroleum Industry, Jon Kleppe. (veja entrevista na página BC) A companhia brasileira, por exemplo, implantou há três anos o programa de Gerenciamento Integrado de Operações – GIOp, para introduzir uma nova cultura de melhoria da eficiência operacional com o fortalecimento da integração

Matéria de Capa dos processos produtivos, com forte aplicação de gerenciamento digital.

O embrião dessa filosofia surgiu em 2005, quando foi concebido o primeiro programa de Gerenciamento Digital de Campos de Petróleo - GeDIg, aplicado à gestão de campos terrestres e marítimos. As lições aprendidas com essa experiência deram origem a um programa mais amplo, com foco no gerenciamento integrado das operações e na atuação proativa, que garantiria maior qualidade e visão abrangente ao planejamento das operações.

A divisão de engenharia corporativa da Área de Exploração & Produção da Petrobras estabeleceu uma metodologia baseada em práticas convencionais de projetos e apuração de benefícios, para ser adotada em toda a cadeia produtiva, de acordo com as oportunidades de melhorias que sejam identificadas em cada área. Para implantar o GIOp, a Petrobras teve que mapear, treinar e até realocar a força de trabalho, redesenhar processos e adotar soluções tecnológicas inovadoras e não prescritivas – a meta era colocar o Giop em operação em 2013, mas diante de outras prioridades, o prazo foi estendido para 2016.

O que os especialistas da Petrobras têm pela frente, agora, são projetos associados a metas específicas, relacionada ao aumento da produtividade de um processo crítico para a área onde estão sendo implantadas – como a redução de tempo de serviços de apoio logístico. Com o amadurecimento dos projetos, a companhia terá uma visão mais clara do conceito de gestão integrada dos processos – que eleve os índices de eficiência produtiva, reduza de custos operacionais e de investimento e aumente o fator de recuperação dos campos.

Na Statoil, o programa Integrated Operations vem sendo adotado há seis anos. “Hoje todas operações nos campos são baseadas em um modelo operacional comum e uma estreita colaboração diária entre o onshore e o offshore, onde a padronização, o compartilhamento das informações e a competência, transparência e confiança têm forte foco da liderança”, destaca o assessor sênior da Statoil para o programa Integrated Operations, Trond Lilleng.

Todas as 31 instalações de produção localizadas na plataforma continental da Noruega estão interligadas a centros de apoio em terra. São cinco diferentes centros especializados para apoio às operações marítimas, suporte à subsuperfície – perfuração e operação de poços – otimização da produção, serviço de dados em tempo real e monitoramento da condição, medição fiscal, sistemas de telecomunicações e sistemas de segurança e automação.

O Field of the Future foi oficialmente criado pela BP em 2005 – embora as primeiras iniciativas datem de cinco anos antes. A petroleira mantém atualmente 35 Advanced Collaborative Environments, que permitem monitorar todos os ativos de produção – mas já trabalha para centralizar o monitoramento da produção em dois centros, em Sunbury e em Houston / EUA.

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Matéria de Capa te “intangível” de toda essa história: as pessoas e os processos de trabalho. A falta de foco sobre essas áreas pouco tangíveis são a principal razão do potencial de operações remotas e operações integradas não serem atingidos. “Os verdadeiros desafios estão relacionados com a compreensão de todas as dependências entre homem, tecnologia e organização, ou seja, como facilitar a adoção das novas tecnologias na organização da operação”, explica Lilleng.

O aumento de 1,5 milhão de barris de óleo equivalente por ano após a adoção do programa Field of the Future no campo de Valhall, que a BP detém no Mar do Norte, sugere que os grandes resultados justificam Advanced Collaborative Environments, da BP, no Sunbury Business Park: programa criado em os desafios embutidos nesses progra2005 para monitoramento ativos de produção mas – e não apenas porque a mão-deobra é cada vez mais rara.

Isso não isenta a iniciativa de reEm comum, os programas da BP, Petrobras e Statoil ceber críticas – uma delas diz respeito aos riscos da tecnoloestão baseados em soluções tecnológicas ultrapoderosas gia de comunicação e informação. A outra está relacionada – para suportar o compartilhamento de toda informação à perda de familiaridade com a plataforma e seus processos necessária à tomada de decisão. Para se ter uma ideia, entre os profissionais alocados no continente. No segundo uma bomba elétrica submersível pode conter mais de 20 caso, as petroleiras incluíram a rotatividade na escala de dados importantes associados, sendo atualizados a cada trabalho dos técnicos embarcados e dos especialistas que minuto – e essa quantidade de dados necessita de maior trabalham em terra para evitar que percam a familiaridade capacidade de processamento e armazenamento e maior com os processos offshore. segurança.

Já para a questão da transferência de dados, não há A infraestrutura mínima necessária para o tráfego das como escapar de uma resposta diferente de investimeninformações entre a plataforma e o centro de apoio deve to na infraestrutura de comunicações. Para o especialista estar baseada na conectividade por cabos de fibra ótica – na da Statoil, as novas tecnologias de comunicação corretaavaliação de Roberts, as tecnologias de transmissão por samente utilizadas irão ajudar a desenvolver uma cultura télites ou micro-ondas não têm a mesma confiabilidade ou aberta e entendimento comum offshore e onshore, e a largura de banda necessária. Para compartilhar dados entre chamada “consciência situacional”. Usadas de forma ercentenas de especialistas localizados a milhares de quilômerada, podem resultar em videoconferências pobres e tirar tros de distância, a BP já instalou mais de 1.200 quilômetros as questões operacionais e de segurança do centro das de cabos de fibra óptica em todo o mundo. Há no entanto, atenções. “Isso significa que as tecnologias, como tal, um conjunto de sensores, instrumentos de transmissão e não são a resposta. O sucesso exige profissionalismo na processamento de dados e sistemas de automação e análises aplicação das tecnologias”. que precisam atuar em conjunto. “Para plataformas já em A Norwegian Oil Industry Association decidiu usar a operação, muitas vezes é necessário um grande esforço para ISO 15926 como ferramenta para a integração de tecnoloadaptar as tecnologias, como a instalação de sensores. Às gias que suportam soluções de acesso a dados – e várias vezes, em alguns locais nem é fisicamente possível adaptar das soluções utilizadas por Statoil e BP já seguem esse alguns itens”, conta Roberts. padrão.

Boa parte das soluções são inéditas. A BP confiou a Os principais desafios, explica o executivo da BP, esalguns dos principais parceiros tecnológicos a elaborativeram relacionados ao desenvolvimento de soluções pação de sistemas comuns e foi buscar em fornecedores dronizadas, que pudessem ser implementadas em escala. especializados o desenvolvimento de sistemas proprieÀ medida que aprende a melhor forma de agregar valor, o tários. objetivo dessa operação integrada passa a ser o aumento da Apesar de complexa, a tecnologia é a parte mais fácil segurança e a eficiência de toda a operação. de ser implementada. O maior desafio é lidar com a par22

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A Metso está além do que os olhos podem ver.

Olhando para uma válvula Metso, nós reconhecemos uma lendária confiabilidade e uma longa história de fornecimento de performance, através de importantes produtos como Neles®, Jamesbury® e Mapag®. Mas são os números que realmente completam a imagem. Em quase 90 anos, a Metso entregou milhões de válvulas de controle no planeta. A Metso também se tornou uma das líderes no fornecimento de posicionadores inteligentes, tudo suportado por um serviço de campo especializado, sendo mais de 55 centros de serviços de automação e mais de 30 centros de serviços de válvulas ao redor do mundo. Essa é a nossa visão: Manter os produtores de óleo e gás trabalhando com segurança, confiabilidade, protegendo os investimentos, as pessoas e o planeta.

Descubra mais em www.metso.com/oilandgas/flowcontrol /FMFT¥ t +BNFTCVSZ¥ t .BQBH¥

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Matéria de Capa de descoberta pelas novas tecnologias.

Nome Jon Kleppe Cargo Diretor do Center for Integrated Operations in the Petroleum Industry – IO Center

Análise

“A parte mais difícil é, provavelmente, a interação multidisciplinar entre especialistas e novas estruturas para a tomada de decisão”

A experiência prática com as plataformas e processos offshore é a principal barreira para que o controle seja colocado nas mãos de uma equipe localizada em terra. “A objeção é altamente relevante.

No entanto, o acesso e análise de dados em tempo real, combinada com formação adequada e experiência do pessoal localizado em terra, certamente vai superar essa objeção”, avalia o diretor do Center for Integrated Operations in the Petroleum Industry e chefe do Departamento de Petróleo da Norwegian University of Science and Technology - NTNU, Jon Kleppe.

Criado pelo Norwegian Research Council em 2006, o IO Center opera desde o primeiro dia de 2007 – hoje conta com oito petroleiras e seis companhias de serviço associadas, além da NTNU, do Stiftelsen for Industriell og Teknisk Forskning – Sintef e do Institute for Energy Technology. A Petrobras, por exemplo, tornou-se associada em 2009 – o que permitiu a colaboração com centros de pesquisas do Brasil. Atualmente 70 pesquisadores, professores e estudantes de doutorado estão diretamente ligados ao IO Center.

Pesquisas sobre a integração das operações são realizadas também na Universidade de Stanford, nos EUA, e no TU Delft, na Holanda. No entanto, eles se concentram em modelagem e otimização.

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O IO Center inclui a tecnologia, otimização e colaboração, baseando grande parte da pesquisa em estudos de caso e projetos pilotos. “Nossa pesquisa é classificada em seis programas, cada um com vários projetos, e abrangem modelagem subsuperfície e otimização, manutenção, planejamento integrado, meio ambiente e segurança e capacitação e trabalho em equipe”.

A experiência profissional de Kleppe está profundamente relacionada a história do petróleo na Noruega: ele acompanha a produção de petróleo na Noruega desde o primeiro óleo jorrar, em 1971, no campo de Ekofisk. Três anos depois, foi o primeiro norueguês enviado pelo Norwegian Research Council aos EUA, para estudar engenharia do petróleo. Desde então, se dedicou a pesquisa – na Noruega e Arábia Saudita – antes de se tornar professor da NTNU. Em que atividade há maiores ganhos com a integração das operações?

Atualmente, sem dúvida, na fase de produção, a fim de garantir a eficiência da recuperação de hidrocarbonetos, a redução de custo, segurança e meio ambiente. No entanto, há agora um movimento nas empresas de petróleo para incluir operações integradas na fase de exploração, e vemos um grande potencial para a melhoria das taxas

Quais tecnologias são obrigatórias para uma operação integrada?

Acesso rápido aos dados em tempo real, e ambientes de trabalho que facilitem a colaboração multidisciplinar em plataformas, entre as plataformas e centros de operação localizadas em terra, e dentro dos centros em terra.

Os equipamentos e tecnologias atualmente instalados nas plataformas são suficientes?

O segmento offshore norueguês possui, de modo geral, instalações tecnológicas suficientes nas plataformas e bons canais de comunicação – em fibra óptica – para as centros operacionais em terra. Mas há sempre a necessidade de uma melhor instrumentação no subsolo para a otimização da produção, e para garantir a segurança e o ambiente.

Qual é a infraestrutura necessária para enviar e receber, com segurança, os dados?

Centros de colaboração offshore e onshore são um pré-requisito, e de preferência que tenham comunicação de fibra óptica de alta velocidade entre eles.

A tecnologia é a parte mais fácil?

Talvez não seja fácil, e novos sensores e modelos de análise estão sendo continuamente desenvolvidos. Mas, provavelmente, a parte mais difícil é a interação multidisciplinar entre especialistas e novas estruturas para a tomada de decisão nas empresas.

A Norwegian Oil Industry Association decidiu adotar a ISO 15.926 como uma ferramenta para integração de dados. Esta norma é essencial para um projeto de operações integradas?

A integração eficaz dos dados é a chave para as operações integradas e, assim, a padronização é essencial Qual empresa está mais avançada no desenvolvimento desse tema?

Hoje todas as grandes empresas globais são ativas no desenvolvimento e implementação de operações Integradas.

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Simon Townsley / Agência Petrobras

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Aposta no pré-sal

Para dobrar de tamanho, Petrobras aposta nas reservas do pré-sal – em 2020, metade de seu petróleo será extraído dessa camada. Para atingir meta, companhia dedica um terço do orçamento aos projetos de exploração e produção nas áreas.

Flávio Bosco

FPSO Cidade de São Paulo: alocado no projeto piloto de Sapinhoá, plataforma está em fase de ramp up para atingir capacidade total de 120 mil barris por dia

P

ara abrir as apresentações do Plano de Negócios, a presidente da Petrobras, Maria das Graça Foster, escolheu uma foto tirada no polo naval de Rio Grande, que retrata a construção de três plataformas: P-55, P-58 e P62, para mostrar o avanço dos projetos. Nos próximos oito anos, 36 novas unidades de produção entram em operação.

23 já estão contratadas – as demais estão na fase de projeto ou licitação. Dependendo das características de cada campo, algumas possam ser afretadas – mas a maior parte delas deverá ser comprada.

Cada unidade de produção é considerada essencial não apenas para atingir a meta de elevar a extração para 4,2 milhões de barris até 2020, mas principalmente para não retroceder dos 2 milhões de barris atualmente produzidos por dia.

O maior dos riscos – os atrasos na operação das plataformas – ainda acontece, embora com intervalos bem menores. Com o FPSO Cidade de Itajaí, que pegou fogo durante teste de mar em Cingapura, foram quatro meses entre o planejado e a produção do primeiro óleo. O FPSO Cidade de Anchieta, que a Petrobras pretendia colocar em produção em agosto do ano passado, o primeiro óleo estava sendo extraído um mês depois. Se o andamento das obras permitir, a operação da plataforma é antecipada 26

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– como prevê no caso da P-58.

O declínio da curva de produção tem preocupado a companhia – entre o primeiro trimestre de 2012 e o primeiro trimestre de 2013 caiu 7,5%. O campo de Roncador, na Bacia de Campos, que produzia 350 mil barris por dia em 2010, produziu 258 mil barris por dia no início deste ano. A Petrobras convive ainda com as paradas para manutenção de plataformas, com forte impacto na produção – só nos três primeiros meses do ano, a manutenção em seis unidades reduziu a produção média diária em 23 mil barris.

Graça, e toda a companhia por ela comandada, tem fiscalizado bem de perto a evolução de todas as obras. “Acompanhamos diuturnamente, sejam as plataformas de produção, sejam as sondas, e sejam também os insumos, como árvore de natal molhada e linhas flexíveis. Há todo um conjunto de ações, de todas as áreas da empresa, para garantir que o que foi contratado seja entregue com a qualidade, prazo e dentro do custo previsto”, ressalta o diretor da Área de Exploração e Produção, José Miranda Formigli.

O aumento da produção está alicerçado nos campos do pré-sal – para os quais a Petrobras destinou a maior parcela do Plano de Negócios. Dos US$ 236,7 bilhões que pretende investir entre 2013 e 2017, US$ 52,2 tem como destino as

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Fonte: Petrobras

atividades de exploração e produção nos campos do présal e US$ 27,6 serão investidos na área da Cessão Onerosa – que envolve seis áreas, com volume total de 5 bilhões de barris, dadas pela União em troca de ações da Petrobras.

Entre janeiro de 2012 e fevereiro de 2013, a companhia declarou 15 descobertas no pré-sal. Hoje já extrai 311 mil barris em 17 poços do pré-sal – um número nada desprezível quando comparado com a evolução da produção em outras áreas offshore: enquanto o pré-sal levou sete anos desde a primeira descoberta para alcançar esse patamar, no Mar do Norte foram necessários nove anos, e no Golfo do México 17 anos. Três dos cinco poços mais produtivos do país estão localizados no campo de Lula, na Bacia de Santos, com produção superior a 23 mil barris por dia. A meta é elevar a produção para 1 milhão de barris por dia até 2017 – e 2 milhões de barris diários em 2020.

Segundo o “BP Outlook Energy 2030″, EUA, Canadá e Brasil serão os três países que mais contribuirão para o crescimento da produção de petróleo e biocombustíveis até 2030.

Este ano, além do projeto piloto de Sapinhoá, em operação desde janeiro, a Petrobras irá alocar mais uma unidade na área do pré-sal – o FPSO Cidade de Paraty, uma plataforma com capacidade para produzir 120 mil 28

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barris de óleo e comprimir 5 milhões de m³ de gás natural por dia.

No segundo semestre entram em operação outras quatro unidades em áreas do pós-sal: a P-61 e a P-63, no campo de Papa Terra, a P-55, no campo de Roncador, e a P-58, no Parque das Baleias. Somadas, as plataformas acrescentam 500 mil barris à capacidade diária de produção da Petrobras.

O campo de Roncador ainda terá uma nova plataforma – a P-62, de 180 mil barris – a partir de 2014. É justamente quando o ramp up dessas novas plataformas, somados aos novos FPSOs do pré-sal, começa a reverter o declínio. O primeiro sistema a entrar em operação será o FPSO Cidade de Ilhabela, no campo de Sapinhoá Norte. Na área de Iracema Sul, a Petrobras alocará o FPSO Cidade de Mangaratiba. No ano seguinte entra em operação o FPSO Cidade de Itaguaí – cada plataforma têm capacidade para produzir 150 mil barris por dia.

Mais do que o aumento da produção, a expectativa é consolidar o desenvolvimento da produção no pré-sal. “Em 2011, o pré-sal representava 5% da nossa produção, e em 2012, 7%. Quando olhamos 2017, quando somamos com cessão onerosa, vemos que representará 42%. E quando migramos para 2020, dão exatamente 50% de nossa produção”, destaca Formigli.

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Performance you trust.

SIMATIC PCS 7: o sistema de controle de processo referência em excelência operacional.

Automação de Processo

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Petrobras revê cronograma de FPSOs replicantes e afreta unidades para Lula Alto e Lula Central

Stéferson Faria / Petrobras

2016 marcará o início da produção dos FPSOs replicantes – como foram batizados as oito plataformas que serão instaladas nos campos de Lula e Iara – e de duas unidades da Cessão Onerosa. A P-66 terá como destino o campo de Lula Sul e a P-67 irá para o campo de Lula Norte – cada unidade tem capacidade de produzir 180 mil barris por dia.

Três outras unidades estão programadas para entrarem em operação em 2017 – nos campos de Lula extensão Sul (P-68), Lula Oeste (P-69) e Iara Horst (P-70). No ano seguinte estão programadas as plataformas de Iara NW (P71), NE de Tupi (P-72) e Entorno de Iara (P-73).

As plataformas estão sendo construídas em série no Estaleiro Rio Grande pela Engevix. Inicialmente a P-66 e a P-67 teriam como destino os projetos de Lula Alto e Lula Central – programados para o primeiro trimestre de 2016. Mas diante da ocupação do dique seco em Rio Grande, a Petrobras decidiu afretar junto ao consórcio Queiroz Galvão / SBM dois FPSOs para esses campos, e deslocar as duas plataformas para as áreas de Lula Sul e Lula Norte. “Considerando que simultaneamente a construção dos cascos temos também novas instalações sendo implementadas no próprio Estaleiro Rio Grande, valeria a pena aumentar a margem que temos do cronograma em relação à demanda dessas unidades em nossa curva de produção”, justifica Formigli.

Os FPSOs afretados têm capacidade de processamento de 150 mil barris de óleo e 6 milhões de m³ de gás natural por dia – cada plataforma será interligada a dez poços produtores e 8 injetores.

Carioca Ainda este ano a Petrobras deve fechar a contratação de uma plataforma do tipo FPSO, com capacidade de 100 mil barris por dia – que terá como destino o campo de Carioca, localizado no bloco BM-S-9, da Bacia de Santos. A companhia já vem negociando com os fornecedores a contratação da unidade – o plano inicial era instalar no campo um dos FPSOs replicantes, mas as características do reservatório fizeram a Petrobras e os sócios BG e Repsol Sinopec mudarem de ideia. Por conta da baixa razão gás-óleo, o gás produzido será reinjetado junto com o CO2.

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Casco da P-74, no estaleiro Inhaúma Cessão Onerosa Em 2016 também entram em produção as duas primeiras plataformas na área da Cessão Onerosa – a P-74, no campo de Franco 1 e a P-75, em Franco SW. As outras duas – P-76, de Franco Sul, e P-77, de Franco NW – estão programadas para 2017. Cada plataforma terá capacidade de produzir até 150 mil barris e comprimir 7 milhões m3 de gás por dia.

As obras de conversão da P-74 já foram iniciadas pelo EEP no Estaleiro Inhaúma, no Rio de Janeiro – a conversão das outras três unidades será dividida entre o estaleiro Cosco, na China, e o Inhaúma. A Petrobras também já fechou com o consórcio formado pela Setal e Toyo o contratos para construção de módulos da planta de produção e processamento de óleo e gás e integração da P-74 – que serão realizadas no EBR, no Rio Grande do Sul. O consórcio TechnipTechint fará os módulos e a integração da P-76 no Pontal do Paraná.

Este ano a área de Franco terá um teste de longa duração – a Petrobras negocia com a ANP a instalação do FPSO Dynamic Producer na área. A proposta era iniciar o TLD em abril, mas a Agência solicitou informações sobre as alterações feitas na plataforma após o acidente na coluna de drill-pipe riser, durante o TLD no campo de Carioca NE.

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FPSOs replicantes Bacia: Santos Plataformas: P-66, P-67, P-68, P-69, P-70, P-71, P-72 e P-73 Capacidade de produção: 180 mil barris / dia Conversão dos cascos: Engevix Módulos: Tomé Engenharia / Ferrostal, DM Engenharia / TKK e Iesa Integração: OSX / Mendes Junior, Jurong e Brasfels

Cessão onerosa Bacia: Santos Plataformas: P-74, P-75, P-76 e P-77 Capacidade de produção: 150 mil barris / dia Conversão dos cascos: Consórcio EEP Módulos / Integração: Setal e Toyo (P-74) Technip-Techint (P-76)

FPSO Cidade de Paraty fará projeto piloto de Lula NE A Petrobras prevê colocar em operação no final de maio o terceiro projeto piloto do pré-sal da Bacia de Santos. O FPSO Cidade de Paraty, afretada pelo consórcio Queiroz Galvão / SBM, será interligado a 14 poços no campo de Lula NE, no BM-S-11. A plataforma tem capacidade de produção de 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de m³ de gás por dia – o pico de produção deve ser atingido em fevereiro de 2015.

O FPSO foi convertido no estaleiro Keppel, em Cingapura, e integrado aos módulos no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis.

O projeto também prevê a construção de um duto de 20 km para escoar o gás até a Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba.

A produção de 96 mil barris por dia coloca o campo de Lula em sétimo lugar no ranking dos maiores campos produtores do país. O poço 7LL3DRJS, com uma média de 29,2 mil bpd em março, já é o maior produtor de petróleo,

segundo dados da Agência Nacional do Petróleo.

O plano de desenvolvimento do campo de Lula – antiga área de Tupi – prevê nove sistemas de produção. A área foi declarada comercial pela Petrobras em dezembro de 2010, com volume recuperável estimado em 6,8 bilhões de barris de óleo equivalente.

Divulgação SBM Offshore

Lula NE Concessionários: Petrobras (operadora – 65%), BG (25%) e Galp (10%) Lâmina dágua: 2.100 metros Bacia: Santos Plataforma: FPSO Cidade de Paraty Poços: 14 Capacidade de produção: 120 mil barris de petróleo por dia 5 milhões de m³ de gás natural por dia Início da operação: maio de 2013 Fornecedores: Queiroz Galvão / SBM (afretamento) Conversão: estaleiro Keppel Integração: estaleiro Brasfels

FPSO Cidade de Paraty: projeto piloto de Lula NE no 349

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Petrobras opta por completação seca em Papa Terra

Pércio Campos / Agência Petrobras

P-61: deck mating realizado em maio

A construção da P-61, uma plataforma do tipo tension-leg wellhead platform - TLWP entra agora na última fase – em maio, o estaleiro Brasfels, de Angra dos Reis / RJ, realizou o deck mating, o acoplamento do convés ao casco. A TLWP assemelha-se a uma plataforma semi-submersível, mas usa tendões verticais para a sua ancoragem, ao invés das linhas de ancoragem padrão. Por conta da viscosidade e do grau API do óleo do campo de Papa Terra, a Petrobras optou por essa alternativa, que permite que as árvores de natal sejam secas e instaladas no convés da TLWP, ao invés de submarinas, mas não deverá repetir a estratégia em outros campos em águas profundas.

A companhia adiou para o final de dezembro o primeiro óleo da unidade – até o ano passado, o cronograma previa a operação em outubro

de 2013 – que será interligada ao FPSO P-63, para onde o petróleo extraído será transferido em fluxo multifásico. “Estamos adiantando mais poços perfurados em seu template, de tal maneira que o seu ramp up seja mais rápido”, informa Formigli.

Já a P-63 entra em operação em julho – a plataforma do tipo FPSO foi convertida no estaleiro Cosco, na China, e está em fase final de integração no estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande / RS. A capacidade de processamento do sistema é de 140 mil barris de petróleo e 1 milhão de m³ de gás por dia 30 poços estarão conectados às duas plataformas – os poços de completação seca serão interligados à TLWP por risers rígidos, enquanto os demais serão conectados ao FPSO por risers flexíveis.

Papa-Terra Concessionários: Petrobras (operadora – 62,5%) e Chevron (37,5%) Lâmina d água: 1.200 metros Bacia: Campos Óleo: 14º - 17º API Poços: 30 Capacidade de produção: 140 mil barris de petróleo 1 milhão de m³ de gás natural por dia Início da operação: julho de 2013 Plataforma: TLWP P-61 Fornecedor: estaleiro Brasfels Plataforma: FPSO P-63 Fornecedor: BW / Quip

Parque das Baleias mais cedo O avanço da construção da plataforma P-58 é uma prova de que “o boi engorda sob o olhar do dono”. A plataforma é a primeira que a Petrobras conseguirá colocar em operação antes do prazo previsto. “Seu primeiro óleo estava para janeiro, e dentro da evolução do projeto, conseguimos antecipar o primeiro óleo para 30 de novembro”, disse o diretor Formigli.

Pelo acompanhamento da Petrobras, o avanço físico das obras no Estaleiro Rio Grande já passa dos 90% – quatro pontos acima do previsto. Este ano, as obras já enfrentaram dois contratempos: no início do ano, ventos de 105 km/h provocaram a colisão entre as plataformas P-58 e P-63; mais recentemente, fiscais do Ministério do Trabalho e Emprego pediram a interrupção dos trabalhos após identificarem a falta de elevadores de serviço para o transporte de pessoal.

A plataforma com capacidade de produção de 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás natural por dia será interligada a 24 poços – atualmente em perfuração, nos campos de Baleia Franca, Cachalote, Jubarte, Baleia Azul e Baleia Anã, na Bacia do Espírito Santo.

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Juliana Garcia / Agência Petrobras

P-58: obras no Estaleiro Rio Grande Parque das Baleias Concessionários: Petrobras (100%) Lâmina d’água: 1.399 metros Óleo: 34º API Bacia: Espírito Santo Plataforma: FPSO P-58 Poços: 24 poços Capacidade de produção: 180 mil barris de petróleo 6 milhões de m³/d de gás natural por dia Início da operação: novembro de 2013 Fornecedores: Casco: Keppel Módulos: UTC e EBE

Matéria de Capa

Novas plataformas dobram produção em Roncador O campo de Roncador, na Bacia de Campos, já rendeu para a Petrobras o Distinguished Achievement Award da Offshore Technology Conference. Mas também foi lá que a companhia perdeu a P-36. São apenas dois episódios do segundo maior campo produtor do país – mas que, para a Agência Nacional do Petróleo, poderia produzir ainda mais.

Em janeiro deste ano, a Petrobras extraiu 288 mil barris por dia no campo – em janeiro de 2011 a produção diária foi de 303 mil barris.

A ANP determinou que a Petrobras apresentasse estudos para instalar uma quinta plataforma na área, a perfuração de novos poços e a instalação de um manifold de gas lift na plataforma P-52, além de manter no campo o FPSO Brasil.

Mas para a Petrobras, a lista de 12 exigências da ANP para aprovação do novo plano de desenvolvimento da área contem itens que não são economicamente viáveis. “Várias das exigências já constavam nos programas da Petrobras. Quando enviamos um plano de desenvolvimento para a Agência, só colocamos os projetos que já foram formalmente aprovados, e os projetos que estão em estudo não formalizamos.

Para determinadas exigências que hoje não são economicamente viáveis, apresentamos contra argumentações”, disse o diretor de E&P da Petrobras, José Formigli.

Devido à extensão – 111 km² – e ao grande volume de

petróleo, a Petrobras dividiu o desenvolvimento do campo em quatro módulos. Dois já produzem, através das plataformas P-52 e P-54 – cada uma com capacidade para extrair 180 mil barris por dia – além do FPSO Brasil – uma unidade que tem capacidade para produzir 90 mil barris de óleo e 5 milhões de m³ de gás natural por dia. Pelo planejamento, esse FPSO seria desmobilizado e todos os poços interligados à P-52 – mas diante das exigências da ANP, já negocia com a SBM a extensão do contrato de afretamento.

Em setembro, a Petrobras coloca em operação a plataforma P-55 – uma semissubmersível com capacidade para 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás natural por dia. A unidade será interligada a 17 poços, com pico de produção previsto para abril de 2015.

Em março de 2014 entra em operação a P-62 – outro FPSO de 180 mil barris por dia. A ele serão conectados 12 poços produtores e cinco injetores. As obras de conversão e integração do casco estão concentradas pelo consórcio Camargo Corrêa / Iesa no Estaleiro Atlântico Sul. A fabricação dos módulos de desidratação de gás, remoção de CO2, injeção de água e remoção de sulfato e três módulos de processamento de óleo será feita pela UTC, e o pacote de módulos de compressão de gás armazenamento químico sob a responsabilidade da EBE.

Thais dos Reis Claro / Agência Petrobras

Roncador – módulo III Concessionários: Petrobras (100%) Lâmina d’água: 1.795 metros Bacia: Campos Óleo: 22º API Poços: 17 Capacidade de produção: 180 mil barris de petróleo 6 milhões de m³ de gás natural por dia Início da operação: setembro de 2013 Fornecedores: Casco: Estaleiro Atlântico Sul Construção e integração dos módulos: TOP 55 Integração: ERG1

P-55: início da produção agendado para setembro Gabriela Lobo / Petrobras

Roncador – módulo IV Concessionários: Petrobras (100%) Lâmina d’água: 1.545 metros Bacia: Campos Óleo: 18º API Poços: 17 Capacidade de produção: 180 mil barris de petróleo 6 milhões de m³ de gás natural por dia Início da operação: março de 2014 Fornecedores: Casco: Camargo Corrêa / Iesa Módulos: UTC e EBE Integração: Estaleiro Atlântico Sul

P-62, no Estaleiro Atlântico Sul no 349

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Matéria de Capa

Pré-sal além de Lula A Petrobras dá início à produção em Sapinhoá Norte também com uma plataforma afretada interligada a 8 poços produtores e 7 injetores. O FPSO Cidade de Ilhabela, com capacidade de 150 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás por dia, será afretado à Petrobras por 20 anos pelo consórcio formado por Queiroz Galvão e SBM. A plataforma está sendo convertida no estaleiro chinês CSSC, terá seu casco convertido no exterior e as obras de integração no Estaleiro Mauá / RJ. “Estamos fazendo no exterior apenas a parte de adaptação do gás, troca de algumas chapas para que ela venha para cá e tenhamos o conteúdo local contratual de 65% atingido”, explica Formigli.

Pelo cronograma, a plataforma deverá extrair o primeiro óleo em setembro do próximo ano.

A companhia produz na área através do FPSO Cidade de São Vicente – alocado como Sistema de Produção Antecipada desde fevereiro. A plataforma está interligada ao poço 3-BRSA-788-SPS e sua produção está limitada a 15 mil barris de óleo por dia, por conta do aproveitamento de gás.

Em Sapinhoá – antiga área de Guará, no bloco BM-S-9, da Bacia de Santos – a Petrobras já colocou em operação o FPSO Cidade de São Paulo este ano – a plataforma de 120

mil barris de petróleo e 5 milhões de m³ de gás por dia tem apenas um dos treze poços interligado, o que limita em 15 mil barris por dia a produção do campo. O pico de produção está previsto para maio de 2014.

O projeto prevê que o escoamento do gás produzido pelos FPSO Cidade de São Paulo e Cidade de Ilhabela seja feito através do gasoduto Lula-Mexilhão até a UTGCA, em Caraguatatuba / SP. Sapinhoá Norte Concessionários: Petrobras (operadora – 45%), BG (30%) e Repsol Sinopec (25%) Lâmina d água: 2.140 metros Bacia: Santos Plataforma: FPSO Cidade de Ilhabela Poços: 8 produtores e 7 injetores Capacidade de produção: 150 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás natural por dia Início da operação: setembro de 2014 Fornecedores: Queiroz Galvão / SBM (afretamento) Conversão: Estaleiro CSSC Integração: Estaleiro Mauá

Iracema terá dois FPSOs até 2015 Finalizadas as obras de conversão do FPSO Cidade de Mangaratiba no estaleiro chinês Cosco, a unidade será agora transportada até o Brasil, onde será integrado no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis /RJ. Os módulos da unidade são construídos no canteiro da Nuclep, no Rio de Janeiro. A plataforma com capacidade de produzir 150 mil barris de petróleo e 8 milhões de m³ de gás por dia foi afretada à Petrobras pelo consórcio Schain/Modec e será instalada no campo de Iracema Sul, área de Cernambi, no bloco BM-S11 da Bacia de Santos.

O primeiro óleo do FPSO está marcado para novembro de 2014 – o pico de produção será atingido em fevereiro de 2016. A plataforma será conectada a oito poços produtores e sete injetores.

Para 2015 a Petrobras pretende alocar o segundo FPSO na área norte do campo, com mesmo porte – o FPSO Cidade de Itaguaí, também afretado ao consórcio Schain/Modec, será interligado a oito poços produtores e oito injetores.

Por ter menor teor de CO2 associado ao óleo, a capacidade de processamento de gás é maior do que as outras unidades.

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Iracema Sul Concessionários: Petrobras (operadora – 65%), BG (25%) e Galp (10%) Lâmina d’água: 2.210 metros Bacia: Santos Plataforma: FPSO Cidade de Mangaratiba Poços: 8 produtores e 7 injetores Capacidade de produção: 150 mil barris de petróleo e 8 milhões de m³ de gás natural por dia Início da operação: novembro de 2014 Fornecedores: Schahin/Modec (afretamento) Conversão: Estaleiro Cosco Integração: Estaleiro Brasfels Iracema Norte Concessionários: Petrobras (operadora – 65%), BG (25%) e Galp (10%) Lâmina d’água: 2.234 metros Bacia: Santos Plataforma: FPSO Cidade de Itaguaí Poços: 8 produtores e 8 injetores Capacidade de produção: 150 mil barris de petróleo e 8 milhões de m³ de gás natural por dia Início da operação: 2013 Fornecedores: Schahin/Modec (afretamento) Conversão: Estaleiro Cosco Integração: Estaleiro Brasfels

Matéria de Capa

Queiroz Galvão irá instalar SPA em Atlanta O Plano de Desenvolvimento de Atlanta, na Bacia de Santos, aprovado no início do ano, terá um sistema de produção antecipada por três anos, com dois poços horizontais interligados a um FPSO. Entre as alternativas estudadas pela Queiroz Galvão Exploração e Produção com seus sócios OGX e Barra está o FPSO OSX-2 – que teria como destino o campo de Tubarão Tigre, sob concessão da OGX. O projeto básico e a perfuração do primeiro poço, ainda este ano, dirá a alternativa mais adequada.

O sistema definitivo, com 12 poços horizontais, entrará em operação em 2018. A plataforma – um FPSO

com capacidade de produção de 100 mil barris por dia – será compartilhada com o campo de Oliva, também localizado no BS-4. As sócias aguardam agora a aprovação da ANP para o plano de desenvolvimento do campo de Oliva. O BS-4 contém óleo pesado – 14º API – o que levou a Queiroz Galvão optar por bombeio centrífugo submerso submarino.

A Queiroz Galvão tornou-se operadora do BM-S-4 após adquirir a participação de 30% da Shell, em outubro de 2011. No final do ano passado a OGX adquiriu a parcela de 40% que a Petrobras detinha na concessão.

Atlanta Concessionários: QGEP (operadora - 30), OGX (40%) e Barra Energia (30%) Lâmina d’água: 1.550 metros Bacia: Santos Óleo: 14º API Poços: 12 Capacidade de produção: 100 mil barris de petróleo por dia

Tubarão Martelo entra em produção no final deste ano Apenas após solucionar os problemas operacionais nos poços de Tubarão Azul a OGX decidirá a perfuração do quarto poço no campo localizado na Bacia de Campos. Em abril, com a instabilidade na geração elétrica do FPSO OSX-1 e problemas no bombeio centrífugo submerso, a produção no campo caiu para 1,8 mil barris diários – em fevereiro, a produção média registrada foi de 11,3 mil barris por dia e em março 8,3 mil barris por dia.

A OGX colocou o terceiro poço em produção no início deste ano – a previsão era iniciar a produção do quarto poço em operação também este ano. O FPSO OSX-1 tem capacidade de produzir 60 mil barris por dia.

Também este ano a OGX receberá dois novos FPSOs com capacidade de produção de 100 mil barris por dia – o OSX-2 e o OSX-3, atualmente em construção em Cingapura. A empresa ainda estuda alocar a OSX-2 para os campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia. Já o FPSO OSX-3 será alocado no campo de Tubarão Martelo – onde foram perfurados seis poços horizontais – e deve iniciar a produção no final deste ano. O campo está na área de concessão negociada com a Petronas – a OGX vendeu por US$ 850 milhões uma participação de 40% da concessão dos blocos BM-C-39 e BM-C-40.

Tubarão Azul Concessionários: OGX (100%) Lâmina d’água: 140 metros Bacia: Campos Plataforma: FPSO OSX-1 Poços: 3 Capacidade de produção: 60 mil barris de petróleo por dia Início da operação: 2012 Fornecedor: OSX / Sansumg / Keppel

Tubarão Martelo Concessionários: OGX (60%) e Petronas (40%) Lâmina d’água: 140 metros Bacia: Campos Plataforma: FPSO OSX-3 Óleo: 22º API Poços: 6 Capacidade de produção: 100 mil barris de petróleo por dia Início da operação: dezembro de 2013 Fornecedor: OSX / Modec

FPSO OSX-1: mais dois poços serão interligados à plataforma no 349

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Artigo Técnico

Uso de métodos combinados para otimização da produção de reservatórios de petróleo

Leonardo Correia de Oliveira, Silvana Maria Bastos Afonso e Bernardo Horowitz Departamento de Engenharia Civil, Universidade Federal de Pernambuco

Resumo A simulação de reservatório é usada extensivamente para identificar as oportunidades de aumento da produção de óleo nos reservatórios. O gerenciamento do campo pode ser conduzido automaticamente através do emprego das ferramentas de otimização onde as vazões dos poços produtores e injetores são determinadas atendendo as restrições impostas. Usualmente o período de concessão é subdividido em um número de ciclos de controle, cujas durações são pré-determinadas e as vazões são obtidas. Para a solução do problema proposto é utilizada uma estratégia híbrida, na qual é considerada a combinação de métodos de otimização locais e globais com o intuito de explorar as melhores características de cada metodologia em diferentes estágios do processo de forma eficaz.

Quando se considera o método híbrido, se deseja um equilíbrio entre um processo de busca global e as precisões e eficiência de um processo de busca local. É característico de um problema que envolve a simulação de reservatório de petróleo, o alto custo computacional devido à simulação numérica exigida. Como resposta a este inconveniente, a utilização de métodos aproximados objetivando a construção de metamodelos (modelos substitutos) é aqui empregada. Aqui será utilizada a técnica de ajuste de superfícies por krigagem. As simulações numéricas nos pontos amostrais necessárias para a construção do metamodelo são conduzidas pelo simulador comercial IMEX (Implicit-Explicit Black Oil Simulator).

1. Introdução A investigação de problemas de gerenciamento das vazões de produção e injeção em reservatórios de petróleo vem aumentando nos últimos anos devido principalmente aos processos na área dos campos inteligentes. A operação de campos inteligentes busca a integração de todas as áreas de desenvolvimento de um campo: poço, elevação, reservatório, automação, instalações submarinas e de superfície.

A otimização do desenvolvimento de um campo de petróleo depende não apenas das condições do reservatório, mas também da configuração de operação dos poços e dos equipamentos de superfície. Em alguns campos, a otimização da operação de produção pode ser o fator mais importante para o 36

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aumento da produção e a redução dos custos.

A otimização do planejamento e gerenciamento dos campos é uma área ativa e tem sido explorada por vários autores, com diversas abordagens sugeridas. Aronofsky e Lee [1] estabeleceram os primeiros princípios para esse tipo de problema.

Um dos métodos de recuperação secundária, no campo de petróleo, é a injeção de água. Isso se deve ao baixo custo associado ao uso da água, que é abundante, bem como à maior estabilidade do processo, se comparado com o uso de gás, por exemplo. A produção por injeção de água tem uma longa história de aplicação em vários campos do mundo. No Brasil, a injeção de água é o método mais utilizado como recuperação secundária, sendo aplicado nos maiores e principais campos das bacias brasileiras. Esse mecanismo de produção se aplica com dois propósitos: o deslocamento de óleo para os poços produtores e a manutenção da pressão do reservatório, que energiza o sistema.

No contexto de gerenciamento eficiente de reservatórios, a otimização da produção implica em maximizar ou minimizar uma determinada função objetivo, relacionada à produção de petróleo ou de água acumulada, ou ao valor presente líquido (VPL), durante um período de tempo especificado, encontrando um conjunto de variáveis de controle, como a razão de vazão nos poços ou a pressão no fundo do poço (PFP). Como a relação entre reservatórios dinâmicos e as variáveis de controle é, em geral, não linear, encontrar o conjunto ótimo com as variáveis de controle é uma tarefa bastante desafiadora.

Na formulação matemática considerada para os problemas que envolvem simulação de reservatórios, é comum encontrar funções que apresentam características multimodais.

Devido a tais características, se torna bastante indicado o uso de algoritmos evolucionários (Evolutionary Algorithms EA), que têm como principais qualidades, uma maior chance de identificação de ótimos globais e a determinação de soluções em problemas discretos [2-4]. Apesar das qualidades citadas dos EAs, algumas desvantagens torna restrito o uso dos mesmos, tal como a necessidade de várias avaliações de funções até chegar à convergência.

No intuito de resolver o problema, foi utilizada uma metodologia híbrida, que combina métodos globais e lo-

Artigo Técnico cais de otimização. Nesta, a otimização é realizada em duas etapas. Na primeira etapa, um algoritmo de busca global é responsável por identificar a região onde se encontra o provável ótimo global, fornecendo a solução encontrada como ponto de partida para um algoritmo de busca local.

Para realizar a busca global foi selecionado o algoritmo genético (Genetic Algorithm – GA) [3], e para realizar a busca local foi selecionado o algoritmo de programação sequencial quadrática (Sequential Quadratic Programming – SQP) [5]. É característico de um problema que envolve a simulação de reservatório de petróleo, o alto custo computacional devido à simulação numérica exigida. Estratégias de aproximação são aqui utilizadas para superar esse tipo de problema.

Dentre as técnicas de aproximação existentes, foi utilizada a técnica de krigagem [6-7]. Nesta, para a criação do modelo substituto, o primeiro passo é a geração de pontos de amostragem que efetivamente preencham o espaço de projeto do problema de otimização, porém, é interessante que a amostragem pertença de forma razoável à região viável do problema.

Os métodos para gerar amostras para modelos de ajuste são conhecidos coletivamente como plano de experimentos (Desing of Experiment - DoE) [7]. Verificouse [8] que, para o problema específico de gerenciamento de injeção de água, abordado neste trabalho, a técnica de Mozaico de Voronoi Latinizado (Latinized Centroidal Voronoi Tessellation – LCVT) supera os outros em geral [9]. Para garantir um percentual de pontos na região viável do domínio de projeto, uma técnica de viabilização através de uma parametrização foi utilizada [10].

O modelo substituto é aplicado de maneiras diferentes em cada etapa no processo de otimização realizado pela estratégia híbrida.

Na segunda etapa, o metamodelo é incorporado em um processo iterativo, que decompõe o problema original em vários subproblemas de otimização sequenciados, e cada subproblema é confinado em uma sub-região do espaço de projeto, denominada região de

confiança. Este processo é chamado de otimização sequencial aproximada (Sequential Approximation Optimization - SAO) [11, 12].

A estratégia híbrida apresentou resultados satisfatórios nos estudos até então realizados, com erros desprezíveis em relação aos resultados apresentados na literatura [13] e com uma economia considerável em relação ao tempo de resposta do problema.

2. Formulação do problema O problema da otimização dinâmica do esquema de produção dos campos, considerando o VPL como função objetivo e restrições nas vazões é aqui matematicamente formulado como:

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T ⎡ 1 ⎤ ⋅ Ft ( x p ,t , xΔt ,k , u) ⎥ Maximize: NPV = f ( x p ,t , xΔt ,k , u) = ∑ ⎢ t + (1 ) d t =0 ⎣ ⎦ subject to: ∑ x p ,t = 1 , t = 1...ncc p∈P

∑x p∈I

p ,t

∑x p∈P

p ,t

= 1 , t = 1...ncc ≤ ∑ x p ,t ≤ α ⋅ ∑ x p ,t , t = 1...nc p∈I

p∈P

Nas equações acima, d é a taxa de desconto aplicada ao capital, T é o tempo final (tempo de concessão para exploração) e Ft é o fluxo de caixa no tempo t. Os índices P e I se referem aos poços produtores e injetores, respectivamente, o vetor u representa parâmetros que não podem ser controlados como propriedades das rochas etc. [13]. A variável de projeto xp,t é a razão alocada no poço p no tempo t, dado por:

x p ,t =

q p ,t Q prod ,max

, p ∈ P ; x p ,t = α

q p ,t Q prod ,max

, p∈I

onde qp,t é a vazão do poço p no tempo t, Qprod,max é a vazão máxima permitida de fluído no poço produtor e α é a razão definida como apresentado a seguir. α=

Qinj ,max Q prod ,max

3. Aproximações Para a criação do modelo substituto via a técnica de krigagem, o primeiro passo é a geração de pontos de amostragem que efetivamente preencham o espaço de projeto do problema de otimização.

Uma vez gerada a amostra, expressões de predição são desenvolvidas para avaliar a função em pontos não avaliados do domínio. Essa função é baseada num modelo comum de krigagem que modela a função real [7]. A utilização do modelo substituto é feita de forma diferenciada no processo de otimização considerado neste trabalho. Como o processo de otimização é realizado em duas fases, a criação do modelo também segue o mesmo esquema. Na fase da busca global, o modelo substituto é criado para cobrir todo o domínio de projeto, fazendo com que qualquer ponto neste espaço possa ser predito. Já na fase de busca local, o modelo substituto é definido para predizer os pontos em uma sub-região do espaço de busca.

4. Métodos de otimização 4.1. Método de busca global O algoritmo genético (Genetic Algorithm – GA) [3] foi escolhido para realizar a etapa de busca global na nossa ferramenta.

O algoritmo básico do GA segue o esquema: 1. Criação de uma população inicial de indivíduos no espaço de projeto; 38

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2. Seleção dos genitores, baseada na aptidão dos indivíduos; 3. Reprodução: os indivíduos são cruzados gerando novos indivíduos que farão parte da nova geração, onde alguns indivíduos sofrem mutação de acordo com uma probabilidade de ocorrência relacionada ao problema estudado; 4. Checa-se a convergência. Caso ocorra convergência, o processo é interrompido, caso contrário, retorna a passo 2.

Como a maioria dos EAs, os GA`s são formulados para atuar na obtenção de solução de problemas irrestritos. Porém, como no problema a ser aqui resolvido restrições estão presentes, adaptações foram feitas para que o GA possa lidar com as mesmas. Outro problema relacionado à otimização com EAs é o custo computacional devido ao elevado número de avaliações de função a serem consideradas no processo.

Para lidar com o problema das restrições foram adotadas duas técnicas manipulação de restrições, uma delas se refere a um método de reparação de cromossomos, e a outra ao método de penalização adaptativa [10, 14].

Para lidar com o problema do elevado número de avaliações de função foi adotado um modelo substituto global adaptativo, que é melhorado ao longo do processo de busca global com as soluções encontradas pelo GA [10]. Para criação do modelo substituto nesta etapa, é definida uma amostra na qual um percentual da mesma é submetida à verificação de viabilidade em relação às restrições do problema, ou seja, as amostras criadas são testadas nas funções de restrição. Essa verificação é realizada para que haja uma garantia de que um percentual dos pontos pertença à região viável do problema.

Caso o número de amostras na região viável seja menor do que 60% da amostra total, alguns indivíduos são selecionados e viabilizados com o auxílio da reparação de cromossomos [10]. A justificativa para se considerar mais pontos viáveis na definição da função substituta se deve justamente ao fato de ter uma aproximação mais refinada na região onde o ponto ótimo está localizado, da mesma forma que é importante considerar pontos inviáveis, pois a com isso se tem a definição de zona de transição entre o domínio viável e inviável.

Após a criação do modelo substituto inicial, o GA é executado. Com a finalização do processo de busca, é verificada a consistência do ponto ótimo encontrado pelo GA. Caso o erro seja maior do que a tolerância previamente definida, o modelo é reajustado considerando o acréscimo de mais pontos. Os pontos considerados nessa atualização são: o ponto fornecido pelo GA como solução; e um novo ponto aleatório viabilizado.

Com o novo modelo criado, o GA é executado novamente. O ciclo de atualizações do modelo substituto é feito até que o “erro” entre o valor da solução no modelo substituto e na função real seja menor do que a tolerância, ou até se atingir

Artigo Técnico o limite de pontos adicionados para atualização do modelo, que é previamente definido.

4.1. Método de busca local Nesta etapa, se tem o interesse de atingir a convergência de forma rápida e precisa. Os algoritmos de programação não-linear baseados em gradientes apresentam tal característica. Um dos métodos mais promissores nessa categoria é o de programação quadrática sequencial (Sequential Quadratic Programming – SQP) [5], devido a isso, o SQP é o método aqui empregado na etapa de busca local.

Mesmo tendo uma convergência mais eficaz do que os algoritmos de busca global, esta etapa também é conduzida utilizando um metamodelo criado com a técnica de krigagem. Para o processo de busca local, a aproximação segue um esquema um pouco diferente do definido na primeira etapa da otimização. Esta estratégia de otimização é comumente referida na literatura como otimização sequencial aproximada (Sequential Approximation Optimization – SAO) [7,11,12]. A ideia central da metodologia consiste em decompor o problema inicial de otimização em uma sucessão de subproblemas menores, onde tais subproblemas são confinados em uma sub-região do espaço de projeto.

A cada nova iteração se conduz uma análise de consistência entre os dois modelos (real e aproximado), que indica a posição da nova região de confiança, bem como a necessidade de modificações na mesma (ampliação ou redução). Para atualizar o tamanho da região de confiança, é considerado o esquema descrito em [11, 15].

5. Resultados e discussões Objetivando validar a ferramenta desenvolvida foi estudado um problema, no qual o VPL é considerado como objetivo da otimização a ser maximizado. Este problema tem como base o problema que foi estudado por OLIVEIRA [13].

Os valores considerados como referência para comparação nos estudos realizados são os melhores resultados encontrados com o SAO, quando o mesmo foi considerado atuando isoladamente para a otimização do problema, onde foram adotados vários pontos iniciais.

O modelo criado para este reservatório é bastante complexo e é constituído a partir de técnicas de geoestatística e dados de afloramento. O modelo gerado reproduz um sistema deposicional turbidítico, típico de formações em águas profundas, que são características comumente encontradas nas bacias sedimentares da costa brasileira. O modelo numérico é constituído de uma malha de 43x55x6 blocos.

Na figura 1 pode ser vista a disposição dos poços no reservatório (poços injetores e produtores) já as características de permeabilidade da rocha reservatório podem ser vistas na figura 2, onde cada quadro representa o mapa de permeabilidade de uma das camadas do reservatório.

Figura 1 – Reservatório considerado para os estudos (mapa de permeabilidade)

(camada 1 - superfície)(camada 2)

(camada 3)

(camada 4)

(camada 6)

(camada 5)

Figura 2 – Mapa de permeabilidade das camadas do reservatório.

Como visto na figura 1, o modelo apresenta doze poços, dos quais sete são poços produtores e cinco são injetores (cujas posições não são modificadas). A vazão individual de cada um dos sete poços produtores não pode exceder o valor de 900 m³/dia, e o somatório das vazões dos mesmos não pode ultrapassar os 5000 m³/dia. Para os poços injetores, a máxima vazão individual é limitada ao valor de 1500 m³/dia, e o somatório das vazões dos mesmos não pode ultrapassar o valor de 5750 m³/dia. A tabela 1 apresenta as principais características do reservatório.

Tabela 1: Resumo das características do modelo estudado.

Malha de simulação 43 (4300 m) x 55 (5500 m) x 6 (var) Porosidade Variando entre 16% e 28% Figura 2 Permeabilidade vertical (kv) 30% de kv Permeabilidade vertical (kh) Compressibilidade da rocha a 1019 kgf/cm² 2 . 10-7 (kgf/cm²)-1 Contato entre fluidos Sem contatos WOC e GOC 101,97 kgf/cm² Pressão de saturação (Psat) 0,77 cp Viscosidade a Tres, Psat Razão gás-óleo de formação (RGOF) 78,1 m³/m³ std no 349

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Artigo Técnico Devido à complexidade deste caso, como já mencionado, apenas uma configuração foi considerada, a situação onde a operação era realizada em capacidade topada com um e seis ciclos de controle, associando respectivamente 10 e 60 variáveis de projeto. O período de concessão é de 24 anos, e as operações de alteração das razões de vazão nos poços é realizada nos pontos definidos ao longo desse período (os ciclos de controle são definidos igualmente espaçados ao longo do período de concessão). Os resultados para o caso estudado estão apresentados nas tabelas a seguir.

Tabela 2: Resultado encontrado considerando 1 ciclo de controle VPL (106 U.M.) Avaliações de função Referência 313,34900 485 Híbrido 313,30180 382 Tabela 3: Resultado encontrado considerando 6 ciclos de controle VPL (106 U.M.) Avaliações de função Referência 319,32300 2892 Híbrido 317,70220 2210

Nas tabelas anteriores, a coluna com o número de avaliações de função está associada às chamadas do simulador de reservatórios que foram exigidas no processo de otimização.

As simulações foram realizadas na fase de geração dos pontos amostrais que serviriam para criar os modelos substitutos e na fase de avaliação de consistência dos mesmos, tanto nas atualizações do modelo substituto para o processo de busca global quanto na fase de busca local para as iterações do SAO. Pelos resultados apresentados se percebe que a metodologia híbrida apresentou um resultado satisfatório uma vez que o erro máximo em relação ao valor de referência [13] foi menor do que 1%, e destacando-se que as soluções foram obtidas como menos avaliações de funções.

6. Conclusões Com os resultados apresentados no tópico anterior, se percebe que a metodologia híbrida é de importante consideração uma vez que apresenta resultados com erros pequenos em relação à referência. Porém, deve ser ressaltado que os resultados utilizados como referência são frutos de vários testes realizados com diferentes pontos de partida para o SAO, e consequentemente, um elevado número de simulações considerando o modelo de alta fidelidade.

Para ter uma ideia dos custos com a otimização realizada apenas com o SAO, para o caso apresentado na tabela 2, com apenas um ciclo de controle em todo o processo exploratório do reservatório, foram considerados dez diferentes pontos de partida. Foram necessárias 20 iterações, em média, onde cada iteração fez uso de 21 avaliações de função, o que resultou em aproximadamente 4200 avaliações de função.

Em problemas com restrições o GA apresenta dificuldades caso haja muitos indivíduos inviáveis na população inicial.

Faz-se necessário portanto técnicas de reparação de cromossomos de modo a garantir um mínimo de 60% de indivíduos viáveis na população inicial.

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7.Agradecimentos Os autores agradecem ao apoio financeiro para a pesquisa dado pelo PRH-26, da ANP (Agência Nacional do Petróleo), CNPq (Conselho Nacional de Pesquisa), FACEPE, Petrobras, Foundation CMG, e UFPE.

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703–736.

Artigo Técnico

Os recursos não convencionais e a nova geopolítica do O&G

(Shale gás – uma perspectiva para o futuro) Marcelo Simas Economista - Petrobras Resumo Dois recursos não convencionais darão o tom do mercado global de óleo e gás nos próximos anos: o Pré-sal no Brasil e o Shale gas nos EUA. Embora a produção de hidrocarbonetos em reservatórios carbonáticos seja extremamente comum ao redor do mundo, os reservatórios do intervalo Pré-sal são caracterizados como “não convencionais”, devido sua natureza (carbonatos de origem microbial), a falta de um entendimento sobre o modelo deposicional e distribuição de fácies sedimentares (variações texturais e/ou composicionais) com diferentes características que influenciam em parâmetros como a porosidade e permeabilidade. Neste cenário, que papel o Brasil terá neste novo cenário nos próximos anos? E quanto às recentes descobertas do Shale gas e do Shale oil nos EUA que tem provocado uma verdadeira revolução na geopolítica do O&G, até recentemente subestimada mesmo pelas próprias autoridades americanas? As consequências deste novo cenário ainda não estão claras no horizonte, mas nos permitem vislumbrar alguns importantes desdobramentos.

O que é o Pré-sal e o Shale gas?

Recursos não convencionais são aqueles cuja tecnologia ainda não está totalmente desenvolvida para sua explotação.

No caso do Pré-sal, que foi mapeado desde o final da década de 90, seus reservatórios são em sua maior parte constituídos por carbonatos de origem microbial (embora exista a ocorrência de outros tipos, a exemplo de travertinos, oólitos e etc.) saturados por óleo leve, presentes principalmente nas bacias de Santos e Campos. Os custos inerentes ao seu desenvolvimento ainda são extremamente elevados principalmente por dificuldades técnicas. Hoje, estima-se que seu break even point seja entre US$ 40 a 45/bbl. Dentre os principais problemas envolvidos na atividade, podemos destacar as operações de perfuração (deformações e aprisionamento de colunas devida a movimentação das camadas de sal) e recuperação (sistema de elevação eficiente para grandes profundidades), além da falta de um modelo deposicional que permita modelagens de reservatório e simulações de fluxo mais confiáveis para a predição da produção, como ocorre nos reservatórios turbidíticos do intervalo Pós-sal.

Thiago Carelli Professor auxiliar do Dept. de Geologia da UFRJ No entanto, a taxa de sucesso exploratório dos novos poços do Pré-sal é superior à média mundial da indústria (segundo a Petrobras, 82% contra 35%). Além disso, há promissoras reservas que podem quase dobrar o atual volume do país de 16 para 31 bilhões bbl até 2020, segundo projeções conservadoras recentemente divulgadas no Plano de Negócios e Gestão da Petrobras 2013-2017 e pela própria ANP. O shale gas é o gás natural aprisionado dentro de rochas argilosas (folhelhos), de baixa permeabilidade. O fator de recuperação destes reservatórios é de 20 a 30% do total, contra cerca de 80% no caso do gás convencional, mas as estimativas de seus volumes nos EUA atualmente são maiores do que as do gás convencional. Segundo dados da U.S. Energy Information Administration (E.I.A, 2009) sua reserva é estimada em mais de 1,774 trilhão de pés cúbicos de gás tecnicamente recuperáveis, incluindo 211 trilhões de pés cúbicos de reservas provadas, o que com a tecnologia de recuperação atual, supriria sua demanda pelos próximos 116 anos.

Esta expansão do setor deve-se a junção de três fatores que possibilitaram uma exploração economicamente viável nos últimos anos, são eles: 1) avanços na perfuração horizontal, 2) melhoria nas técnicas de fraturamento hidráulico e 3) o rápido incremento nos preços do gás natural nos últimos anos como resultados das pressões de oferta e demanda. Isto explica seu crescimento exponencial, uma vez que ele já correspondia a 35% da produção doméstica em 2012, contra apenas 1% em 2000, segundo dados da Energy Information Administration dos EUA (EIA/US DoE). Obviamente como não existe “almoço grátis”, há sérias questões ambientais e regulatórias que podem pôr em risco estas descobertas, como a contaminação dos aquíferos e a elevada utilização de água no processo.

Quanto ao Shale oil, é o óleo que se forma numa rocha com características geológicas semelhantes as do Shale gas e por isso atua como um selo, possibilitando seu aprisionamento nos reservatórios. Utilizam-se as mesmas tecnologias descritas e, como muitas das rochas não são folhelhos, é mais comumente conhecido como Tight oil. Devido às similaridades geológicas e tecnológicas, sua produção foi intensificada em função dos avanços na produção de gás não convencional, principalmente pelas Companhias Independentes dos EUA e no 349

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Artigo Técnico depois pelas Majors (Exxon, Shell, etc.), por meio de parcerias. Além disso, possui grau API elevado, superior a 40, o que significa óleo leve de alta qualidade, substituindo os importados e contribuindo para a redução do déficit na balança comercial americana.

Mas o que é o shale gas em termos geológicos?

A produção de gás natural oriunda de “folhelhos”, mais conhecidos como shale gas é uma das tendências que mais se expandiu na exploração e produção de hidrocarbonetos nos últimos anos, principalmente em países onde a ocorrência de sistemas petrolíferos convencionais é baixa.

Um bom exemplo é os Estados Unidos que apresenta uma ampla distribuição dessas rochas em suas principais bacias sedimentares (Paleozóicas e Mesozóicas), e têm apostado no desenvolvimento de campos de gás não convencionais (shale gas).

Segundo Bustin (2006) a definição que melhor descreve um reservatório de folhelho ou shale gas é: “Uma rocha de granulometria fina e organicamente rica”. Pois o termo “folhelho” (shale) não faz referência a uma granulometria específica ou composição, sendo utilizado indiscriminadamente para qualquer rocha físsil predominantemente argilosa. Por este motivo, enfatiza-se a utilização de termos como rocha microclástica, para rochas terrígenas compostas predominantemente por partículas de granulometria fina (< 0,062 mm), ou ainda siltitos (0,062 mm – 0,004 mm) e argilitos (< 0,004 mm), que são termos petrográficos.

Num sistema petrolífero dito “convencional” o hidrocarboneto (óleo e/ou gás) é gerado numa rocha sedimentar de granulometria fina e rica em matéria orgânica (rocha geradora) pelo incremento da pressão e temperatura (maturação) e ascende através de um conduto (falha) até a rocha reservatório (porosa e permeável), onde é aprisionado por uma rocha selante (impermeável) e uma feição estrutural, chamada de trapa ou armadilha. A existência de um shale gas representa a quebra deste ciclo, na qual o hidrocarboneto é gerado e acumulado na própria rocha (rocha geradora).

Rochas argilosas têm por característica apresentar baixos valores de porosidade e permeabilidade, devido principalmente a forma e arranjo de suas partículas sedimentares. Seu espaço poroso tende a ser até 1000 vezes menor quando comparadas a arenitos e carbonatos (reservatórios convencionais).

A produção neste tipo de rocha só é viável devido à natureza do hidrocarboneto gasoso, que possui moléculas relativamente pequenas e uma razão de mobilidade extremamente alta em relação a água e óleo.

Essas rochas podem apresentar-se homogêneas ou heterogêneas. Mesmo em rochas ditas homogêneas, é comum ocorrer variações em escalas milimétricas e micrométricas, principalmente na organização das partículas sedimentares.

Já em rochas heterogêneas as variações ocorrem frequentemente sob a forma de camadas ou lâminas com diferentes espessuras, texturas, litologias (arenitos, siltitos argilitos) e composição (silicática ou carbonática), intercaladas aos fo42

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lhelhos orgânicos, cada qual apresentando diferentes valores de porosidade e permeabilidade. A ocorrência destas camadas implica em múltiplos mecanismos de estocagem ou rotas de migração do gás livre para os poços produtores.

O que torna um play de shale gas economicamente viável?

Para que uma rocha argilosa venha a constituir-se em shale gas é necessário observar alguns parâmetros relacionados à maturidade da matéria orgânica, tipo de gás gerado no reservatório (termogênico ou biogênico), conteúdo orgânico total (TOC) contido no pacote sedimentar, a permeabilidade do reservatório e o volume de gás in place.

O gás oriundo de folhelhos pode ser termogênico ou biogênico, podendo ocorrer como hidrocarbonetos adsorvidos, gás livre preenchendo poros e fraturas, e ainda como gás dissolvido em querogênio e betume presente na rocha. O gás termogênico é gerado a partir do craqueamento do querogênio e secundariamente do craqueamento do óleo (quando presente), sujeitos a relativo aumento de pressão e temperatura. O gás biogênico por sua vez, tem sua origem relacionada à atividade microbial em áreas onde ocorre recarga de água doce.

A maturidade da matéria orgânica é frequentemente expressa em valores de refletância da vitrinita (%Ro), onde valores acima de 1,0% - 1,1% indicam que a matéria orgânica é suficiente matura, ou seja, atingiu a temperatura necessária para geração de gás (janela de geração).

O conteúdo orgânico total é um atributo fundamental para um shale gas, pois representa a quantidade de matéria orgânica presente na rocha. Junto com a espessura do pacote sedimentar e maturidade da matéria orgânica são os parâmetros chave que auxiliam na determinação da viabilidade econômica de um play, já que respondem na maioria dos casos pelo volume de gás gerado.

Os principais fatores que determinarão o volume de gás contido e recuperável da rocha são a porosidade (primária e secundária) e a permeabilidade, sendo ambas função da a litologia (tamanho das partículas sedimentares) e da microtrama das rochas (organização espacial das partículas) (ver figuras 1 e 2).

Figura 1 – Fotomicrografia de lâminas petrográficas representando a microtrama de rochas argilosas. A) Argilito com microtrama orientada.

As setas amarelas indicam micas (moscovitas) orientadas paralelamente ao acamamento. B) Siltito argiloso com microtrama caótica. As setas amarelas indicam micas (muscovitas) e argilas em diferentes posições em relação ao acamamento, muitas vezes cavalgando (recobrindo) o sedimento tamanho silte, indicado pelas setas azuis.

Artigo Técnico Rochas argilosas com altas percentagens (> 20%) de sedimentos tamanho silte e/ou areia muito fina, com uma microtrama caótica (partículas sem orientação preferencial) tendem a apresentar maiores valores de porosidade (primária) e permeabilidade, quando comparadas àquelas que apresentam baixas percentagens (< 20%) de sedimentos tamanho silte e/ou areia muito fina e uma microtrama orientada; uma vez que a aleatoriedade das partículas permite a preservação e interconexão de gargantas de poros de diâmetro relativamente grandes (Almon & Dawson, 2007; Carelli & Borghi, 2011). A porosidade secundária (fraturas) está na maioria dos casos está relacionada a esforços tectônicos ou faturamento hidráulico.

Figura 2 – Fotomicrografia obtidas através do microscópio eletrônico de varredura. Devido ao pequeno tamanho de suas partículas, faz-se necessária a utilização de técnicas de microscopia avançadas para determinação dos componentes individuais e dos poros da rocha (escala micrométrica). A) Argilito com microtrama orientada. As setas amarelas indicam partículas tamanho argila orientadas paralelamente. B) Siltito argiloso com microtrama caótica. As setas amarelas indicam partículas de argilas em diferentes posições em relação ao acamamento o que permite a interconexão dos poros (porosidade efetiva). As setas azuis e vermelhas indicam grão tamanho silte e poros respectivamente.

Quais os principais problemas decorrentes da exploração do shale gas?

Devemos ter em mente que toda atividade gera algum tipo de impacto sobre o meio ambiente. A explotação de gás de folhelhos envolve frequentemente perfurações horizontais e o fraturamento hidráulico, onde um fluido é introduzido com uma pressão acima da pressão de fratura da rocha. O processo geralmente envolve o bombeamento de uma mistura de água e areia sob alta pressão que cria ou alarga fraturas existentes que permite o fluxo de gás para o poço. Esta mistura de areia e água pode conter aditivos químicos que acabam por contaminar zonas de água subterrâneas que abastecem regiões inteiras, tornando-as impróprias para o consumo.

Nos EUA, existem casos documentados de contaminação de águas subterrâneas por metano. Este metano é oriundo de reservatórios fraturados hidraulicamente, nos quais o sistema de fraturas se propagou até camadas superiores porosas e permeáveis. Todos estes problemas, levaram o governo dos EUA a estabelecer normas e uma regulamentação rígida, para a atividade, além de uma fiscalização efetiva. Por este motivo, apesar de todo potencial exploratório e dos benefícios que este novo mercado apresenta no cenário nacional, pre-

cisamos nos perguntar se estamos preparados para lidar com os possíveis malefícios, que acompanham de perto este mercado em desenvolvimento? São inúmeras questões a serem respondidas, questões estas que sob hipótese alguma pode ser ignorada pelas agências ambientais, reguladoras e pelo maior interessado, o povo brasileiro.

O panorama exploratório do shale gas no Brasil.

O cenário onshore brasileiro é extremamente otimista e a exemplo do americano, também apresenta extensas ocorrências de rochas argilosas ricas em matéria orgânica e distribuídas em bacias interiores que cobrem uma extensa área territorial, principalmente àquelas de idade devoniana.

De acordo com a comissão internacional de estratigrafia, o Sistema Devoniano refere-se a todo intervalo de rochas formadas entre 416 Ma e 359.2 Ma, compreendendo três épocas e sete idades. É reconhecido em bacias sedimentares do mundo todo por espessos pacotes de folhelhos negros (organicamente ricos), os quais são responsáveis pela geração de 8% das reservas mundiais de petróleo (Klemme e Ulmishek, 1991).

Depois de cinco anos sem leilões de blocos exploratórios no Brasil, estão previstos para este ano três deles sendo dois referentes ao modelo de concessão – a 11ª Rodada em maio e a 12ª em dezembro e a 1ª Rodada do modelo de partilha referente ao pré-sal em novembro. Segundo a ANP, a 12ª Rodada oferecerá blocos onshore, blocos estes, que abrangem bacias com excelente potencial exploratório para shale gas.

Nas bacias paleozoicas brasileiras, destacam-se as formações Ponta Grossa (bacia do Paraná), Jandiatuba (bacia do Solimões), Barreirinha (bacia do Amazonas) e Pimenteiras (bacia do Parnaíba), que apresentam folhelhos altamente orgânicos, com potencial para virem a constituir-se em reservatórios não convencionais (shale gas). Além de bacias de diferentes idades como a do São Francisco, Parecis e Recôncavo e São Francisco que foram incluídas como potenciais áreas exploratórias para gás não convencional pela ANP (figura 3).

Figura 3 – Localização das bacias sedimentares com perspectivas exploratórias de gás natural no Brasil para 2013 (Perspectivas para o gás natural - ANP).

A importância das fontes de O&G para o Brasil e os EUA No caso brasileiro, desde 2006 o país vem consolidando sua posição como exportador de óleo e terá posição relevante

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Artigo Técnico como grande player nos próximos anos. A previsão é de que até 2020 o Brasil produza em torno de 50% de seu óleo proveniente do Pré-sal.

De acordo com o EIA, o óleo e o gás natural representavam em 2011 respectivamente 36% e 26% da matriz energética americana, ou seja, 62% do total. As projeções para 2040 indicam que as duas fontes responderão ainda por cerca de 60% do total – Figura 4. No entanto, sua dependência em relação às importações será significativamente diminuída. No caso do óleo, após ter atingido seu ápice em 2005, com 60% de importações líquidas (consumo – oferta), seis anos depois este valor despencou para 45% e as projeções apontam para 37% a partir de 2035 – Figura 5. Quanto ao gás, em 2011 a produção doméstica (incluindo shale gas) já era responsável por 95% do total consumido, o que permitiu não só reduzir as crescentes importações de Gás Natural Liquefeito (GNL), bem como, reverter esta posição e prever que os EUA serão exportadores líquidos daquela matéria prima já em 2016, contribuindo sobremaneira para a segurança energética do país.

indissociável da política de defesa nacional, outro aspecto a se considerar é a redução destes gastos conforme previsto no Programa de Governo do 2º Mandato de Barack Obama, iniciado em janeiro passado. Atualmente os EUA são responsáveis sozinhos por praticamente metade do orçamento militar gasto por todos os países do mundo. A previsão de saída das tropas americanas do Afeganistão ainda neste ano e a redução cada vez maior no Iraque aliviará o déficit fiscal americano – um dos déficits crônicos da economia desde a década de 60 juntamente com o déficit em conta corrente (comercial e serviços). Segundo T. Boone Pickens, grande investidor americano que elaborou um plano para reduzir a dependência energética do país, o barril de óleo custa mais do que o dobro para os EUA (mais de US$ 200/bbl), se considerados os gastos com bases militares e frotas navais espalhadas por todo planeta para permitir a livre circulação do comércio de O&G em zonas de conflitos ou para segurança em relação a países não alinhados, como alguns no Golfo Pérsico, por exemplo, por onde passam volumes significativos de O&G.

Perspectivas futuras

Figura 4 – U.S. primary energy consumption by fuel, 1980 – 2040 (quadrillion Btu per year).

A tendência do Brasil com o Pré-sal é de até 2020, estar entre os maiores fornecedores mundiais de óleo ao lado do Iraque - por meio da retomada de sua produção -, os EUA com o Tight Oil, o Canadá com as areias betuminosas e o Casaquistão. Com uma previsão de exportação de cerca de 1,5 a 2 MM bpd, segundo a ANP, o Brasil consolidará sua posição de grande player mundial reduzindo sua dependência e passando definitivamente de importador de óleo e derivados a grande exportador, pelo menos de óleo. No entanto, com a saída dos EUA do mercado consumidor, o mercado para as exportações de óleo do Brasil e mesmo da Rússia tenderão a ficar diminuídos restando a China e a Índia como potenciais compradores, já que eles serão as grandes locomotivas do crescimento nos próximos anos.

Impactos ainda mais profundos serão sentidos com a presença dos EUA, uma vez que assistiremos a uma grande mu-

Figura 5 – U.S. liquid fuels supply, 1970 – 2040 (million barrels per day).

Uma vez que no cenário americano a política energética é 44

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Figura 6 – U.S. Total energy production and consumption, 1980 – 2040 (quadrillion Btu)

Artigo Técnico dança no paradigma do mercado de O&G: o maior consumidor mundial, cuja produção estava em declínio desde meados da década de 80 e aumentando explosivamente sua dependência energética – Figura 5 - reverterá esta tendência e passará a um nível confortável de segurança energética, incluindo todas as fontes – Figura 6 - chegando a importações líquidas em torno de 10% do consumo total em 2035 e em queda (EIA).

Segundo recente estudo da International Energy Agengy – IEA (World Energy Outlook 2012), os EUA se tornarão o maior produtor de petróleo, ultrapassando a Arábia Saudita em meados de 2020, graças ao Shale Gas e Tight Oil. Com a política de diversificação dos fornecedores e o aumento da produção doméstica, em 10 anos os EUA não precisarão importar óleo do Oriente Médio.

Em 2011, os EUA importaram cerca de 11,3 MM bpd de óleo e derivados despendendo algo como US$ 450 bilhões, o equivalente a seu déficit em conta corrente de US$ 466 bilhões (World Economic Outlook/FMI Out/2012). O aumento da produção doméstica de óleo, bem como, sua posição de exportador de gás, permitirá ao país fazer um grande ajuste em seus déficits tanto fiscal, quanto em conta corrente, por meio da redução de sua dependência energética e dos gastos militares, podendo assim retomar sua hegemonia, muito abalada com a crise econômica que vem se arrastando desde 2007. Além disso, a consequência do aumento da oferta sobre os preços do gás no mercado doméstico já se faz sentir com sua queda em mais de 50% desde 2005 na média. No mer-

cado internacional o impacto será forte sobre o preço do gás russo no fornecimento para Europa e sobre a viabilidade de projetos de GNL em vários países, inclusive o Brasil. Voltaremos assim a uma ordem mundial unipolar como no período pós-queda do Muro de Berlim? Só o futuro dirá!

Bibliografia: Annual Energy Outlook 2013 Early Release Overview da EIA/DoE in: http://www.eia.gov/forecasts/aeo/er/pdf/0383er(2013).pdf BP Statistical Review of World Energy 2012 in: www.bp.com/statisticalreview EIA.2009. U.S. Crude Oil, Natural Gas, and Natural Gas Liquids Reserves Annual Report. http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/. Abril 2013.

BUSTIN, M. R. (2006): Geology report: where are the high-potential regions expected to be in Canada and the U.S.? Capturing opportunities in Canadian shale gas. The Canadian Institute’s 2nd Annual Shale Gas Conference, Calgary, January 31-February, 1, 2006.

KLEMME, H. D. and ULMISHEK, G. F., 1991. Effective petroleum source rocks of the world: stratigraphic distribution and controlling dispositional factors. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull., 75: 1809-1851 ALMON, W. R. & DAWSON, W. C. Seal Character and Variability Within Deep-Marine Depositional System: Seal Quantification and Prediction. In: AAPG ANNUAL MEETING, 2004, abril, Dallas. Resumos Eletrônicos..., Tulsa: AAPG/Datapages, Inc. Disponível em : <http://www.searchanddiscovery.net/documents/2004/dawson02/index. htm>. Acesso em: 05. Abril de 2013.

CARELLI, T.G & BORGHI, L. (2012). Caracterização de Microfácies Sedimentares em Folhelhos da Formação Ponta Grossa (Devoniano) na Borda Leste da Bacia do Paraná. Anuário do Instituto de Geociências – UFRJ, Vol. 34 - 2 / 2011 p.84-104.

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Artigo Técnico

Análise de compatibilidade de elastômeros e desempenho do BCP aplicado a campos maduros

Cindi A. Santos, Luiz Carlos L. Santos Departamento de Ciência e Tecnologia dos Materiais, Universidade Federal da Bahia

Lindemberg de Jesus N. Duarte Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte Resumo Um dos equipamentos de maior importância no bombeio de cavidades progressivas (BCP) é a bomba de subsuperfície, a qual é composta por um rotor e um estator revestido internamente por um elastômero. Os fluidos e os sólidos manejados pela bomba de fundo, bem como as altas temperaturas provocam desgastes prematuros nos elastômeros, os principais são: inchamento, contração, abrandamento, endurecimento e a descompressão explosiva. Neste sentido, o objetivo principal deste trabalho é apresentar o estudo realizado em poços de petróleo de um campo maduro que tiveram a escolha do elastômero baseada em testes de compatibilidade realizados por uma empresa petrolífera. Foram analisados os problemas que ocorreram nos poços, verificando também se a escolha do elastômero influenciou na falha do sistema. Para tanto, foram utilizados os relatórios de intervenções, os testes de eficiência e os relatórios de análise de falha. Ao término do estudo, foi possível diagnosticar as causas, consequências e soluções inerentes aos problemas ocorridos em diversos poços de petróleo de um campo que se encontra em fase avançada de recuperação, apresentando BSW de até 95%. Finalmente, foi possível concluir que mudanças simples no processo da análise de compatibilidade ajudariam a aumentar o nível de confiabilidade dos testes, principalmente os problemas decorridos com a operação do BCP em ambientes hostis.

1. Introdução O sistema de bombeio por cavidade progressiva (BCP) é um método de elevação artificial que apresenta elevada eficiência energética se comparado a outros sistemas de elevação.

O BCP tem sido empregado para bombear poços rasos e de menor produtividade, graças às vantagens financeiras e à rapidez de implantação. Este método também é indicado para poços problemáticos, como por exemplo, os que produzem altas concentrações de areia e fluidos com elevada viscosidade e baixo grau API (Thomas, 2001; Carvalho, 2003). Isto se deve a possibilidade de variar tanto a sua geometria quanto os equipamentos e acessórios, permitindo, assim, o trabalho em ambientes hostis. Em função desta flexibilidade, a eficácia 46

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deste sistema depende da escolha adequada dos equipamentos, bem como da maneira que será feita a instalação (Janh, Cook e Graham, 2003).

A bomba de subsuperfície utilizada no BCP é composta por um rotor metálico, acoplado à coluna de hastes, e por um estator (revestido internamente com elastômero), localizado na extremidade da coluna de produção. O elastômero tem a finalidade de gerar pressão na bomba através dos selos formados entre as cavidades. Estes selos são originados devido à interferência (folga) entre o rotor e o estator/elastômero, e dificultam que o fluido retorne as cavidades anteriores (escorregamento). Para que o elastômero tenha um bom desempenho no sistema BCP é necessário que algumas características sejam avaliadas antes da sua escolha, são elas, tensão, alongamento, dureza, resiliência, permeabilidade e adesão.

O elastômero possui propriedades naturais destacadas em aplicações de BCP, tais como: elasticidade, presença de componentes plastificantes, aceleradores, protetores e resistência à fadiga. Além disso, deve apresentar características como flexibilidade, resistência à abrasão e alto coeficiente de expansão térmica, que são importantes para o sucesso de sua aplicação no BCP. Segundo Callister (2002), umas das propriedades mais importantes dos elastômeros é sua elasticidade, que se assemelha à borracha natural. Na verdade, eles possuem a habilidade de sofrerem altos índices de deformação, e em seguida retornarem elasticamente, tais como molas, às suas formas originais (Woods, 1987). No entanto, o polímero é susceptível à degradação, inchamento e perda de propriedades mecânicas quando exposto a ambientes agressivos (gás, aromáticos, alta temperatura, areia, etc.) (Mano, 1991). A presença de água quente (superior a 85°C) danifica os agentes existentes na união. Outro fator que compromete a integralidade do elastômero é presença de gás, podendo provocar uma reação chamada de descompressão explosiva.

A existência destas condições pode debilitar a união entre as moléculas do elastômero, originando falha prematura.

Os desgastes mais comuns observados nos elastômeros são inchamento, contração, abrandamento, endurecimento e a des-

Artigo Técnico compressão explosiva. O inchamento pode ser fruto de reações químicas dentro da bomba e ocorre como resultado da absorção dos fluidos produzidos por difusão dentro do elastômero. O inchamento químico pode provocar um excessivo ajuste entre o rotor e o estator, propiciando falhas prematuras no sistema devido à histerese. No inchamento provocado por expansão térmica, o calor pode afetar a aderência entre o elastômero e o tubo estator, causando o desprendimento da borracha. As altas temperaturas podem ser resultados da operação da bomba a seco ou com muito gás. Nestes casos, o polímero fica com aspecto duro e com muitas fendas. Além do inchamento, o ataque químico até mesmo por inibidores de corrosão ou aromáticos pode gerar modificações na forma do elastômero. A borracha fica mais macia e com bolhas, ou seja, fica com um aspecto de abrandamento.

Na vulcanização, o elastômero endurece devido à ação de agentes como enxofre, gerando mais pressão e mais calor dentro da bomba. O endurecimento provoca a deterioração das propriedades do material (Callister, 2002). Por outro lado, a operação com fluidos abrasivos ou partículas sólidas provoca trincas e desgastes nas superfícies do elastômero e do rotor. Todas estas falhas podem ser minimizadas ou até mesmo evitadas escolhendo-se os elastômeros e acessórios certos para cada caso.

2. Metodologia Inicialmente, vale ressaltar que os dados dos poços e campos estudados neste trabalho foram substituídos por identificações genéricas e siglas. Os testes com os elastômeros foram realizados em alguns poços produtores de petróleo do campo

A. Este campo se encontra em fase avançada de recuperação, apresentando BSW de até 95% e óleo com grau API de 34.

Por outro lado, alguns poços deste campo se destacam pela produção de óleos parafínicos, areia, gás, H2S e CO2.

Desta forma, a análise dos problemas ocorridos nestes poços será fundamentada nos testes e relatórios através dos seguintes aspectos: análise de compatibilidade, relatório de intervenção, relatório de bomba recuperada e relatório de análise de falhas. O relatório de intervenção relata os acontecimentos na sonda durante a intervenção ou em visitas de rotina ao poço. Já a avaliação do relatório da bomba recuperada consta da medição dos torques e vazões para cada variação de pressão. No caso do relatório de análise de falhas, este nos permite uma análise mais detalhada do rotor e do estator. A verificação das condições reais do elastômero ocorre através de um corte longitudinal e transversal do estator, permitindo, assim, diagnosticar as causas e consequências dos danos observados no elastômero. Antes da escolha da bomba aplicada nos poços do Campo A, realizou-se uma análise de compatibilidade com as amostras de óleo destes poços com os elastômeros disponíveis para o BCP. Estes testes foram realizados conforme as normas ASTM D-2240, D-412 e D-471.

O objetivo da análise de compatibilidade é caracterizar os níveis de agressividades do óleo do poço aos elastômeros usados na fabricação da bomba de cavidade progressiva. A análise determina o material mais adequado para cada aplicação.

Os resultados são obtidos através de medições percentuais de variação do volume, dureza, tensão de ruptura e alongamen-

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Artigo Técnico to. Em virtude da larga experiência com estas borrachas, as empresas que realizam os ensaios de análise de compatibilidade adotam como critério de seleção a menor variação das propriedades analisadas.

Com o intuito de avaliar o desempenho dos testes, foram selecionados sete poços do Campo A: A1, A2, A3, A4, A5, A6 e A7. Embora todos os poços selecionados tenham sido analisados, este trabalho dará maior ênfase às análises realizadas nos poços A2 e A4.

que o melhor elastômero para poço A2 fosse o hidrogenado, o laudo do relatório de análise de falha mostrou que HNBR não teve um bom comportamento durante a operação, pois o elastômero estava completamente destruído devido à alta temperatura de operação (figura 3). Foi verificado também que o poço A2 tinha uma elevada razão gás-óleo (RGO), que provavelmente diminuiu ainda mais a capacidade de dissipar calor, aumentando, assim, a temperatura dentro da bomba e afetando a integridade do elastômero.

3. Resultados e discussões A análise de compatibilidade feita com o óleo do poço A2 recomendou o uso do elastômero HNBR (Nitrila Hidrogenada) devido ao alto nível de agressividade que o óleo apresentou em todos os elastômeros ao qual foi exposto. Na primeira instalação, a bomba encontrava-se a 678 m de profundidade com o elastômero HNBR. Segundo o relatório de intervenção, o poço operou durante 30 dias parando devido ao rompimento da haste de bombeio (figura 1) e da deposição severa de sólidos (figura 2).

Figura 3. Elastômero danificado da primeira instalação do poço A2

Figura 1. Haste da primeira instalação do poço A2 fraturada logo acima do rotor

Na segunda instalação do poço A2, a profundidade da bomba foi mantida, porém o elastômero foi substituído pelo NBR-Hi (Nitrila com altíssimo teor de acrilonitrila), pois esta borracha apresenta um bom desempenho em operações com elevada quantidade de gás. No entanto, sabia-se que essa solução não era a mais apropriada devido à presença de areia, tendo em vista que o NBR-Hi não tem boa resistência a sólidos. O artifício utilizado para diminuir este problema baseouse na instalação de um rotor tipo paleta (paddle). Mesmo adotando esse procedimento, o poço produziu durante poucas horas. O motivo da segunda intervenção foi a severa presença de sólidos. Na retirada da coluna, contatou-se que o rotor estava preso no estator devido à deposição de sólidos finos no interior da bomba (figura 4).

Figura 2. Deposição de areia no nipple de extensão superior da primeira instalação do poço A2

Durante a retirada do rotor foram expelidos pedaços de elastômero juntamente com uma graxa pastosa, o que impossibilitou a realização do teste de eficiência com a bomba recuperada. De acordo com o relatório de análise de falha, a análise visual do estator cortado mostrou as seguintes anomalias: elastômero com superfície danificada, estator com delaminação, rompimento dos lóbulos do elastômero na região de descarga do estator, queima do elastômero devido ao calor gerado pelo atrito. Com relação à agressividade do fluido, mesmo que o teste de compatibilidade tenha indicado 48

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Figura 4. Lama com sólidos finos no estator da segunda instalação do poço A2

Artigo Técnico O teste de eficiência realizado na bomba do poço A2 mostrou que a bomba recuperada estava com uma eficiência alta, como mostra a figura 5. Neste gráfico, observa-se que na pressão de 120 kgf/cm2 a curva da vazão com óleo a 250 rpm é superior a curva da vazão original com óleo sob as mesmas condições. O aumento desta eficiência pode ser justificado pelo aumento da interferência entre o rotor e o estator. A presença de fluido agressivo provavelmente originou um inchamento no elastômero e, consequentemente, maior ajuste.

Inicialmente, a análise de compatibilidade tinha mostrado que o fluido do poço A4 era pouco agressivo. No entanto, os resultados de campo mostraram alta agressividade do fluido, provavelmente associada à água produzida pelo poço. O resultado do teste de compatibilidade realizado pelo laboratório não poderia prever a ação da água durante a operação do poço, uma vez que não é usada na análise. Um artifício que poderia minimizar os problemas causados por operações em ambientes agressivos seria a utilização de inibidores de corrosão, desde que sejam compatíveis com o elastômero.

A bomba recuperada do poço A4 avaliada no teste de eficiência apresentou um aumento na eficiência, como mostra a figura 7. Analisando a curva da vazão de óleo @ 250 rpm e a Vazão original de óleo a 250 rpm na pressão de 120 kgf/cm2, pode-se verificar que houve um aumento na eficiência. Observou-se ainda que na pressão de 120 kgf/cm2 o torque da bomba recuperada aumentou. Estes resultados indicam que a bomba teve um aumento considerável da eficiência, provavelmente em virtude do aumento da interferência.

Figura 5. Teste de eficiência da bomba recuperada da segunda instalação do poço A2

A análise de compatibilidade realizada para o poço A4 mostrou que o elastômero NBR-VH (Nitrila com alto teor de acrilonitrila) apresentou o melhor desempenho. No entanto, analisando o histórico do poço, o setor de operação optou por usar uma bomba com elastômero NBR-H assentada a 639,94 m de profundidade. O sistema operou por 286 dias parando devido à ocorrência de um furo na tubulação, como mostra a figura 6.

Figura 6. Tubulação da primeira instalação do poço A4 furada

Figura 7. Eficiência da bomba recuperada da primeira instalação do poço A4

O relatório de análise de falhas também mostrou que a bomba do poço A4 apresentava excessiva interferência. Pelo histórico do poço, pode-se descartar a produção de areia como causa da interferência. No entanto, sabe-se que o poço A4 tem um elevado corte de água e o elastômero usado não apresenta um desempenho satisfatório em poços com água e sob altas temperaturas. Com isso, pode-se afirmar que a incompatibilidade entre o fluido produzido e o elastômero foi responsável pelo seu inchamento, aumentando a eficiência e o torque da bomba.

Na segunda instalação do poço A4 foi utilizada uma bomba com elastômero NBR-VH a uma profundidade de 640,76 m. Após 127 dias em operação, o sistema parou em virtude da ruptura da haste oca e do aprisionamento do rotor. Fotos da intervenção mostraram que havia um desgaste severo no rotor (figura 8). A haste quebrada e o rotor preso podem ser consequência do inchamento no elastômero. Este inchamento também foi responsável pelo aumento do torque nas hastes, levando a quebra na parte crítica do conjunto. De acordo com o relatório de intervenção, não havia deposição de sólidos no poço A4. Diante deste fato, o elastômero NBR-Hi poderia fornecer bons resultados, devido sua excelente resistência à água em temperatura elevada, ao CO2 e a aromáticos. no 349

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Artigo Técnico produção. Na verdade, o desempenho do sistema BCP pode ser acentuado através do uso de acessórios capazes de diminuir a interferência causada pela a areia, do cálculo da velocidade de assentamento e carreamento de partículas sólidas, do tratamento anticorrosivo, do desenvolvimento de técnicas para impedir a reação entre o elastômero e fluido produzido, etc.

4. Conclusão

Figura 8. Rotor da segunda instalação do poço A4 apresentando desgaste severo

A partir de uma análise global, foi possível constatar que nos poços A1, A3, A6 e A7 as falhas foram ocasionadas principalmente em virtude das condições hostis e da elevada produção de areia. Na verdade, a participação de sólidos na produção pode provocar o aumento da carga sobre a bomba.

Com isso, torna-se necessário que a potência e o torque aumentem para manter a produção. Diante disto, a torção nas hastes subirá progressivamente até provocar seu rompimento, como aconteceu na primeira instalação do poço A3. Além da produção de areia, a sua presença nos equipamentos de fundo do poço também prejudica sua operação, pois neste caso é necessário o aumento do torque para vencer o peso da areia decantada e girar o rotor. Sabe-se ainda que a produção de areia diminui a eficiência da bomba, uma vez que ela impede a perfeita selagem entre o rotor e o estator, facilitando o escorregamento.

Finalmente, deve-se registrar que a análise de compatibilidade realizada para o poço A5 recomendou o uso de elastômeros NBR-VH. No entanto, na primeira instalação foi usada a nitrila hidrogenada a 611 m de profundidade com ótimos resultados. O poço operou muito tempo sem intervenções, parando sua operação devido ao desgaste natural dos equipamentos de fundo.

Mudanças simples no processo da análise de compatibilidade ajudariam a aumentar o nível de confiabilidade dos testes, principalmente os problemas decorridos com a água produzida e a elevada temperatura dentro da bomba durante a operação. A primeira proposta refere-se à utilização da água produzida no próprio teste de compatibilidade. Neste caso, sugere-se usar a água e o óleo com as mesmas proporções em que são produzidos pelo poço. De forma semelhante, os problemas que acontecem nos poços em função da elevada temperatura de operação também podem ser minimizados ainda durante a análise de compatibilidade. Para tanto, propõe-se que o teste seja realizado com temperaturas elevadas, semelhantes às de operação. As soluções propostas acima são exemplos simples de melhorias que podem ser aplicadas à análise de compatibilidade, sendo que estas mudanças irão depender das características dos fluidos e da 50

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Com os resultados apresentados, foi possível diagnosticar as causas, consequências e soluções inerentes aos problemas ocorridos em diversos poços de petróleo de um campo que se encontra em fase avançada de recuperação. As principais falhas encontradas no conjunto BCP são decorrentes da produção de areia, da expansão térmica e do inchamento químico. Em alguns dos poços avaliados, a análise de compatibilidade mostrou-se pouco eficiente, pois a mesma indicava erroneamente o caráter agressivo do fluido, uma vez que não levava em consideração a composição global do fluido produzido. Nas situações em que a agressividade estava associada ao óleo, a análise conseguiu detectar o problema. Por outro lado, nos casos em que a agressividade estava associada à água produzida ou a alta temperatura, o teste de compatibilidade não conseguiu prever o surgimento da falha. Desta forma, foi possível constatar diversas anomalias no conjunto rotor/estator, dentre elas: elastômero com superfície danificada, estator com delaminação, rompimento dos lóbulos do elastômero na região de descarga do estator, queima do elastômero devido ao calor gerado pelo atrito. Neste sentido, uma nova abordagem de análise de compatibilidade foi proposta visando selecionar adequadamente os elastômeros em função das condições reais de operação de cada poço de petróleo, ou seja, levando em consideração à presença de gás, os efeitos térmicos, a produção de sólidos e água.

5. Agradecimentos Os autores agradecem à Universidade Federal da Bahia e a empresa que permitiu a realização deste trabalho.

6. Referências CALLISTER JR, W. D. Ciência e Engenharia de Materiais: Uma Introdução. Rio de Janeiro: Livros Técnicos e Científicos, Editora S.A., 2002.

CARVALHO, P. C. G., Bombeio de Cavidades Progressivas.

Petrobras, UN-BA, 2003.

JANH, F.; COOK, M.; GRAHAM, M. Hidrocarbon Exploration and Production. Amsterdam: Elsevier, 2003.

KERMIT, E. B., The Technology of Artificial Lift Methods.

Vol. 4. PennWell Books, Oklahoma, USA, 1977.

MANO E.B., Polímeros como Materiais de Engenharia. Edgard Blücher, 1991.

THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo.

Rio de Janeiro: Petrobras, Interciência, 2a Edição, 2001.

WOODS G., Polyurethane Book, Polyurethanes. John Willey&Sons, 1987.

Artigo Técnico

Gerenciamento da rotina adicionando valor em campos marginais

Silas Oliveira Gerente de Produção - Petroreconcavo S.A

Resumo Uma visão bem comunicada, papel intrínseco do líder, leva organizações a alcançar excelentes resultados. Leonardo Sweet em um dos seus livros revela uma frase muito interessante: “Não são as pessoas que estão certas que mudam o mundo, e sim as que conseguem comunicar aos outros aquilo que definem como certo”. Nesse caso o líder é responsável em comunicar de forma clara a visão da empresa e integrar a equipe no sentido da maior produtividade. Nesse contexto faz-se necessário um gerenciamento da rotina de forma organizada e disciplinada. Em especial na gestão de campos maduros onde as variáveis operacionais devem ter muita fidelidade nos seus valores, os quais impactam diretamente o tempo médio entre falhas de poços de óleo e gás, influenciando diretamente nos custos operacionais e otimização da produção. A aplicação dessa metodologia está diretamente relacionada à integração de times multidisciplinares nas análises de falhas, redirecionamento e cumprimento de procedimentos e rotinas operacionais. Nessa linha de pensamento todos os níveis precisam ter metas bem descritas, desafiadoras e acompanhadas.

1. Introdução O gerenciamento da rotina da produção em campos maduros tem correlação intrínseca com os resultados empresariais adicionando valor ao negócio e gerando riquezas para os acionistas e os seus colaboradores, assim como as comunidades que estão em volta das empresas. O levantamento de dados históricos sobre falhas de poços, medição de testes de Sonologs, indicadores de otimização de poços, cotas de injeção de água, metas de produção de óleo e gás e custos associados. Esses indicadores serão a base para o acompanhamento e gerenciamento da rotina de campos maduros. Nesse contexto, faz-se necessário um acompanhamento operacional que direcione as equipes a analisarem e cumprimento de indicadores e análises consistentes de falhas dos poços. Com base nisso deve-se direcionar essa gestão em três aspectos fundamentais: - O gerenciamento da rotina gera disciplina operacional na qual direciona os planos de ação. Esses planos bem acompanhados serão a base para resultados sustentáveis;

- Indicadores sem consistência e sem metodologia de medição e acompanhamento geram baixa produtividade e baixa eficácia na obtenção de resultados; - Competitividade empresarial é outro fator importante a ser analisado e que impulsiona esse trabalho.

Esse trabalho baseia-se na análise de históricos de poços de uma empresa do Recôncavo baiano com o foco principal em aumento do tempo médio entre falhas dos mesmos, o que gera como consequência uma produção mais estável e redução de custos com intervenção de sonda. A metodologia aplicada a esse trabalho será a utilização de dados históricos reais de produção e a mudança de cenário com a aplicação do gerenciamento da rotina no qual tem sustentado e melhorado a produção diária de óleo e gás. Esse trabalho correlaciona os resultados do presente e compara com os dados históricos gerando aprendizado e conhecimento para a organização. A proposição é gerar valor ao negócio com um gerenciamento da rotina disciplinado e que coloque as pessoas no centro da estratégia da empresa. O gerenciamento adequado das variáveis operacionais, tais como: sonolog, teste de produção, rotina de passagem de pig, otimização de poços, acompanhamento diário das cotas de injeção, análise de falha com equipe multidisciplinar, análise das proteções de motores dos métodos de elevação, instalação de inversores de frequência, elaboração e atendimento de procedimentos operacionais, etc., tem elevado o patamar de estabilidade na produção, redução de custos em torno de 20% nos trabalhos de Well Service no ano de 2011 no qual proporcionou executar intervenções em poços de menores produções que estavam na carteira de backlog.

Como exemplo pode-se citar que o tempo médio entre falhas em relação a 2010 aumentou em 35% e onde o número de intervenções comparadas nesse mesmo período teve uma redução 30%. A base desse trabalho está no desenho do processo de MTBF (Tempo Médio Entre Falhas) o que originou todos os procedimentos e ações associados. O passo seguinte foi executar todos os planos de ação identificados nesse processo o qual foi direcionado para a base operacional. Os operadores participaram de forma decisiva nesse processo, pois entenderam a importância da fidelidade e confiabilidade dos dados de poços, tais como: pressão de cabeça do poço, medição de no 349

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Artigo Técnico corrente, disciplina na passagem de pig, sonolog, etc. Outro fator que está sendo fundamental é a maior interação com os engenheiros de reservatório que tem ajudado a produção no direcionamento de cotas de injeção e principalmente compartilhando a experiência nos projetos de Work Over e Well Service. Abaixo segue figura I real do perfil do número de intervenções por falha nos poços do ano de 2010 versus 2011:

no início da análise, no qual foi fundamental para começar o processo de análise de falhas e ordenação das atividades a serem executadas, sendo elaborado um cronograma de ações e acompanhamento.

Figura II – Mapeamento do Processo Figura I – Gráfico de Falhas de Poços 2010 x 2011

Esta melhoria possibilitou o investimento de 8% do orçamento de Well Service para intervenções em poços de menor produtividade o que aumentou a estabilidade da produção. É importante salientar que esse trabalho não tem um ponto final, pois a busca na melhoria da performance de produção dos poços será sempre constante e estará diretamente ligada aos custos associados e atratividade econômica de se intervir ou não no poço. Os próximos passos desse projeto estão na direção de melhorar os planos implantados e dar um “zoom” nos poços críticos que falharam acima da média no ano de 2011 e que corresponderam em torno de 20% dos custos de Well Service. Um ponto a ser analisado é o acompanhamento em campo através de auditorias do cumprimento da execução dos procedimentos operacionais que foram direcionados para esse projeto com o objetivo da verificação se os mesmos necessitam de mudanças e ajustes. Outro ponto que deve ser salientado tem sido a disciplina no cumprimento dos procedimentos. Porém existem pontos que necessitam de melhoria, tais como: maior qualidade das análises de falhas e principalmente difusão do conhecimento em todos os níveis para se gerar valor e continuidade.

2. Mapeamento do processo A premissa básica para a análise de dados de qualquer processo se dá no mapeamento do mesmo através do levantamento de dados necessários para se realizar um bom trabalho de pesquisa e avaliação das falhas. Nesse contexto foi necessário construir um time multidisciplinar no sentido de entender quais seriam as entradas mais relevantes a serem trabalhadas e analisadas. Nesse contexto procurou-se realizar uma síntese que pudesse reduzir as incertezas na tomada de decisão. Com um cenário com tantas variáveis desordenadas fez-se necessário um mapeamento do processo de tempo médio entre falhas, que foi a motivação desse trabalho, pois interfere nos custos, na produção da área e do gerenciamento da rotina. Abaixo segue figura II o mapeamento realizado 52

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Cada processo supracitado no mapeamento foi estratificado e elaborado um cronograma de ações que foi realizado por equipe multidisciplinar (manutenção, operação e sonda).

Isso possibilitou à divisão do Problema Maior em vários Problemas Menores os quais foram avaliadas as lacunas em cada etapa e estabelecido planos e metas.

2.1 Variáveis de processo O processo de melhoria contínua do gerenciamento da rotina em campos maduros baseia-se na confiabilidade das variáveis de processo. Essas variáveis são fundamentais para o acompanhamento do poço e, por conseguinte, aumento no tempo médio entre falhas dos mesmos. Em Janeiro de 2011 foi desenvolvido na companhia um processo de acompanhamento das variáveis críticas para análise de poços, o que possibilitou uma geração de dados, os quais foram fundamentais para as análises de falhas e avaliação da causa raiz do problema. Essas variáveis são medidas pelos operadores de campo e todos os dias lançadas no sistema de análise criado pela empresa, ao qual se avaliam as condições operacionais dos poços. Dessas análises saem ações que possibilitam que o poço tenha estabilização de produção e consequentemente não falhe de forma prematura. As variáveis (proativas) supracitadas são: • Pressão de Cabeça do Poço; • Pressão Anular; • Corrente do Motor de Superfície; • Submergência; • Dinamômetro.

Existem outras variáveis que são extremamente importantes (chamadas de reativas), porém as mesmas são avaliadas após a falha, tais como: • Análise química de sólidos depositados nos canhoneados ou bombas de subsuperfície; • Inspeção das colunas e hastes de produção; • Análise de corrosão e abrasão das bombas de bombeio mecânico.

Artigo Técnico Tanto as variáveis proativas quanto as reativas são importantes no processo de análise caso o poço venha a falhar. As variáveis proativas têm a função básica de aumentar o tempo médio entre falhas, o que geraria maior produção e consequentemente maior receita para a empresa. Já as variáveis reativas ajudam o processo de melhoria dos acompanhamentos dos poços, como por exemplo: aplicação de produtos químicos após análise do material do poço.

Todo sistema de análise das variáveis de processo se deu ao separar o Problema Maior (MTBF baixo) nos Problemas Menores supracitados na figura I. Essa estratificação possibilitou um envolvimento operacional muito alto no gerenciamento da rotina do dia-a-dia, pois a maior parte das ações e acompanhamentos passou a ser responsabilidade do operador de produção e essa ação fez toda diferença na melhoria dos resultados. A figura III exemplifica a distribuição do processo para a base operacional.

• Performance das Bombas; • Aumento de Falha após Work Over; • Aumento de Falha por Completação Well Service; • Equipamentos (haste, ancôra de gás, ancôra de torque, tubos, bombas, etc.); • Performance de poços com Aditivos Químicos; • Acompanhamento dos Serviços de Sonda; • Avaliação de Rotinas Operacionais; • Analise de falhas por período do ano – Inverno; • E etc.

3. Fatores que garantem resultados Vicente Falconi em seu livro O Verdadeiro Poder (2004) cita que existem três fatores fundamentais para obtenção de resultados: Liderança, Conhecimento Técnico e Método. O desenvolvimento dessas três frentes é um trabalho contínuo.

Desses três tópicos inicialmente será abordado a importância da liderança e logo após a influência do Conhecimento Técnico em todo processo de Gerenciamento da Rotina.

3.1 Liderança

Figura III – Distribuição de Trabalhos

Após essa avaliação multidisciplinar pode-se realizar uma distribuição para base operacional e engenharia de produção, onde todos entenderam a possibilidade de melhoria nesse processo que estava desequilibrando o gerenciamento da rotina e consequentemente gerando muita entropia nos custos operacionais, perdas de produção e acima de tudo na estratégia de crescimento da empresa. Abaixo seguem alguns exemplos de ações que foram geradas em 03 de junho de 2011 o qual foi um marco de disciplina operacional e mudança de cultura em relação aos problemas operacionais enfrentados. A baixa performance no MTBF estava se mostrando uma grande oportunidade de mudança e a equipe operacional entendeu rapidamente que era o momento de uma grande transformação no processo de trabalho e o que levou a mudanças e elaboração de procedimentos operacionais, qualidade de coleta de dados, comprometimento com os resultados, desenhos de fluxos de trabalhos, alocação de recursos financeiros e humanos, treinamentos e etc.

• Ajuste de Térmicos de Motores que estavam superdimensionados; • Equipamentos Sobre e Sub Dimensionados;

Liderança é o fator mais importante numa organização.

Sem a mesma tudo fica parado ou em desordem. Se não existir uma liderança eficaz o processo de conhecimento técnico e método fica sem apoio e logo perde o sentido dentro da companhia.

No mesmo livro supracitado no parágrafo anterior existe uma definição de liderança muito interessante: Liderar é bater metas consistentemente, com o time e fazendo bem o certo.

Isso quer dizer que as metas são batidas através das pessoas e o líder deve investir uma boa parte do seu tempo no desenvolvimento de sua equipe. A identificação e retenção dos talentos da organização é ponto vital não apenas para garantir a excelência operacional refletida no desempenho das rotinas operacionais, mas também para evitar a perda do investimento realizado na sua capacitação e desenvolvimento.

As pessoas motivadas movimentam a organização na direção da excelência e a estratégia para promover e manter níveis elevados de Motivação de pessoas contém alguns elementos fundamentais: - Capacitação de Líderes para comunicar clara e francamente sobre suas expectativas com relação a cada indivíduo liderado, para dar e ouvir opiniões e feedbacks com naturalidade, para expressar reconhecimentos e elogios, para dar exemplos de disciplina, honestidade e respeito pelas pessoas, em todos os níveis, sendo reconhecido por todos como um indivíduo confiável; - Clima organizacional que favoreça a liberdade de opinião e que incentive as pessoas a contribuírem com sugestões de melhoria; - Integração e Sinergia dentro das equipes; - Mecanismos de reconhecimento que incentivem as pessoas a executarem tarefas adicionais àquelas constantes em sua descrição de programa e superando os limites de suas obri-

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gações formais; Práticas e critérios que assegurem equidade e justiça no tratamento de pessoas; Disponibilidade de meios para as pessoas realizarem as atividades e materializarem suas ideias de modo mais fácil, rápido, seguro, econômico e tecnologicamente atualizado; Clareza do horizonte profissional de cada indivíduo; Divulgação ampla e ostensiva das conquistas coletivas e contribuições individuais das pessoas para a obtenção dos resultados esperados na organização; Sistema de remuneração e reconhecimento do trabalho justo e compatível com a entrega de cada integrante.

Equipes motivadas são imbatíveis, sempre encontrarão saídas possíveis para alcançar os objetivos e metas e farão a diferença na hora do ciclo de baixa. Essas pessoas não verão os problemas como dificuldades, e sim, como oportunidades.

O líder deve direcionar a sua equipe a um alto grau de motivação e como consequência os resultados serão alcançados e sustentados.

3.2 Conhecimento técnico Conhecimento técnico está relacionado com o processo no qual o indivíduo trabalha. A busca de um conhecimento técnico deve ser a base da melhoria contínua de todos os processos. Uma das formas de adquirir esse conhecimento é o envolvimento do corpo técnico nas análises de falhas dos equipamentos. Outra forma muito eficaz é a relação prática x teórica que no final se materializa em procedimentos operacionais que são seguidos e acompanhados. Neste aspecto o projeto de gerenciamento da rotina implantado na organização tem alcançado muitos avanços, pois a base operacional se envolveu de forma bastante ativa na elaboração dos procedimentos. Houve uma curva de aprendizado muito alta e os operadores puderam perceber a importância de um processo organizado e produtivo. A segunda parte desse sistema está em andamento e será contínuo no que diz respeito aos treinamentos sobre os procedimentos. Foi implementada uma metodologia de treinamento diário com o grupo sobre os procedimentos onde todos os dias cada operador treina a equipe do dia em procedimentos divulgados na semana anterior. Existe um avanço muito significativo nas melhorias dos procedimentos e já tem uma grande contribuição para as próximas revisões dos mesmos. Essa metodologia tem transformado o dia-a-dia operacional agregando muito valor ao negócio, pois um campo maduro bem operado, com pessoas motivadas e procedimentos seguidos tem uma tendência a ter resultados sustentados. Nesse contexto foram elaborados os Manuais de Operação das Estações e Manuais de Operação dos Campos (exigência do Regulamento Técnico do Sistema de Gestão de Integridade divulgado em 2010 pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis). Esse tem sido um marco importante de aprendizado técnico, pois toda área operacional da empresa tem tido alto 54

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envolvimento. Outro ponto significativo de retenção de conhecimento está associado as análises de falhas com equipes multidisciplinares, tais como: operação, manutenção, engenharia e sonda. Estas equipes sempre têm componentes da base operacional, fortalecendo ainda mais o processo de aprendizado.

3.2.1 Elaboração de Procedimentos Operacionais A elaboração e treinamento de procedimentos operacionais têm sido um marco importante na geração de valor para companhia, pois o aprendizado organizacional que é pautado na busca e alcance de um novo patamar de conhecimento para a organização por meio da percepção, reflexão, avaliação e compartilhamento de experiências tem melhorado de forma significativa e os resultados começam a aparecer em toda cadeia produtiva. Nesse contexto procurou-se aumentar o envolvimento dos operadores de produção na elaboração dos procedimentos. Isso proporcionou um senso de responsabilidade muito grande na equipe, pois todos começavam a pensar com um time que tem o mesmo objetivo, ou seja, alcançar resultados sustentáveis e duradouros.

Esses procedimentos foram elaborados e revisados pela supervisão e engenharia de produção sendo lançados no software de controle dos mesmos para homologação. Após essa etapa o mesmo foi separado por criticidade e anexado no Manual de Operação das áreas, exigência do Regulamento Técnico do Sistema de Gestão de Integridade divulgado em 2010 pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis.

4. Gerenciamento da rotina Todos os dias as variáveis de processo são acompanhadas e analisadas. Essa simples atividade realizada com disciplina tem gerado muito conhecimento organizacional e acima de tudo gerado uma “liga” muito forte nos processos produtivos da companhia, pois os resultados de produção, custos, segurança e saúde das pessoas e meio ambiente e acima de tudo o aspecto relacionado à estima do grupo têm sido crescente.

Como resultado disso a área operacional obteve uma excelente pontuação na pesquisa de clima em 2011 onde foram refletidos vários aspectos já supracitados neste trabalho.

Pontos de destaque extraídos da pesquisa de clima: • Liderança reconhecida pela equipe; • A equipe vê possibilidades de crescimento de carreira na empresa; • Considera que a equipe vem melhorando tecnicamente; • Acompanhamento individual da equipe apontado como Benchmark da organização.

Toda a estrutura do gerenciamento da rotina foi pensada com uma abrangência desde o treinamento funcional até os aspectos relevantes de segurança, saúde e meio ambiente.

Nesse contexto foram levantados os principais acompanhamentos a serem analisados, e com os mesmos, a geração de planos de ação específicos para as lacunas encontradas.

Artigo Técnico Esses acompanhamentos têm trazido conhecimento para organização através de controles mais transparentes e de conhecimento operacional mais amplo. Isso significa dizer que a base operacional terá mais condições de contribuir com o processo discutindo e propondo ideias com um nível de entendimento muito melhor.

Este tipo de gerenciamento tem agregado muito valor ao processo de produção de óleo e gás da companhia, pois tem transformado os fluxos de trabalhos que antes estavam desorganizados e sem muita eficácia, o que geravam várias falhas que ficavam ocultas ao sistema devido ao não tratamento das mesmas, o que geravam maiores perdas e maiores custos operacionais.

Nesse contexto, o gerenciamento ordenado da rotina trouxe maior estabilização da produção possibilitando realizar trabalhos planejados e não mais uma rotina de “bombeiro”, onde a prioridade era apagar os incêndios que a cada dia aumentavam mais. Com isso o conhecimento operacional tácito tem aumentado de forma significativa e as pessoas da operação têm tido um envolvimento acima da média em relação aos acompanhamentos realizados. Isso tem possibilitado uma discussão mais madura do fluxo de trabalho.

Abaixo segue a figura V que ilustra uma das formas de mudança visual do processo, através da gestão a vista, onde se podem analisar as variáveis principais de acompanhamento dos poços de forma prática de dinâmica:

Figura V – Variáveis de Processo

5. Considerações finais Esse trabalho tem ainda muitos resultados a serem alcançados. Nesse momento o time operacional está implantando um processo de mapeamento de entradas e saídas que impactam todo o sistema produtivo. A meta de tempo médio entre falhas no ano de 2012 está bastante desafiadora e até o mês de abril conseguiu-se cumprir a mesma. Um ponto importante a ser desenvolvido nesse ano é a mudança de escala dos operadores para que as atividades tenham mais qualidade. Isso possibilitará um acompanhamento mais eficaz do processo e o reflexo será direto no ganho de produtividade, redução de custos e no MTBF. É importante salientar que todo processo de mudança tem um tempo de maturação e que com certeza muitas melhorias serão desenvolvidas, pois o PDCA tem como premissa básica e está fundamentada na sua sigla: P- Plan “Planejar” (Estabelecer as metas); D- Do “Executar” (Executar o que foi estabelecido); C- Check “Verificar” (Verificar o que foi executado); A- Action “Atuar” (Em função dos resultados).

Nesse contexto o trabalho de mapeamento do processo foi fundamental para o entendimento do sistema e acima de tudo para definir as lacunas existentes em todo fluxo de trabalho. A partir dessa importante análise foram disparados vários trabalhos em pequenos grupos, dos quais foram gerados planos de ação focados para cada processo mapeado.

Esse sistema de trabalho está longe de ser finalizado, pois existem ainda muitas mudanças a serem desenvolvidas e com certeza muitas melhorias a serem implementadas. O certo é que os resultados alcançados são bons e têm um potencial muito alto de serem excelentes. Nesse aspecto é que as equipes estão trabalhando no sentido de aumentar a produtividade das atividades de forma eficaz sempre deixando de bem claro que as pessoas são o centro da estratégia do negócio e é através delas que as transformações virão e trarão resultados sustentáveis a organização.

6. Referências bibliográficas Paper apresentado na Rio Oil & Gas Expo e Conference 2012; FALCONI, Vicente, Gerenciamento da Rotina do Trabalho do Dia-a-Dia, 8ª Edição, 2004.

FALCONI, Vicente, O Verdadeiro Poder, 1ª Edição, 2009.

ANP – AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS. Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Integridade e Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás (RTSGI), ano de 2010 Cap. 17.

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Artigo Técnico

Condicionamento técnico em poços do pré-sal: uma análise técnica das atividades do prospecto de carioca, bloco BM-S-09

A. Nascimento MSc, Engenharia de Petróleo

L. A. H. Nogueira PhD, Engenharia Mecânica - Universidade Federal de Itajubá J. L. Gonçalves MSc, Engenharia de Materiais - Universidade Federal de Itajubá P. D. Antunes MSc, Engenharia de Materiais - Universidade Federal de Itajubá Resumo A indústria de petróleo e gás vem se aprimorando cada vez mais em exploração de áreas cada vez mais profundas e complexas como também na presença de camadas de sal.

Alguns anos atrás, muito foi dito no campo da exploração sobre as complexidades relacionadas com as atividades do pré-sal. Considerando o cenário para 2030, espera-se um aumento na demanda mundial de petróleo de 34 MMbbd, e um aumento na produção de petróleo no Brasil, de cerca de 4 MMbbd, o que representa aproximadamente 11% do aumento da demanda mundial de petróleo. Grande parte deste aumento da produção nacional pode e deverá estar relacionado com a incorporação das novas reservas, especialmente para aquelas da Bacia de Santos. Focando também para as particularidades e os desafios de exploração através de sal, a pesquisa foi desenvolvida contextualizando o poço exploratório 1-SPS-50, prospecto de Carioca. Situado a 270 km ao sul do Rio de Janeiro, faz parte do bloco BM-S-9, operado pela Petrobras em consórcio com a BG e Repsol YPF, a partilha de 45%, 30% e 25%, respectivamente. Com a data de spud em abril de 2007, o TD de 5.716m MD foi alcançado em setembro de 2007, compreendendo 164 dias de atividades e 105 dias de tempo de operação de perfuração, fluindo 440 m3/dia em média de 27,5 ° API de óleo a 57,55 MPa. Sendo a curva de aprendizagem algo muito enfatizado nesta etapada, a pesquisa foi desenvolvida destacando e revisando algumas operações a serem desenvolvidas nas mesmas condições. No que diz respeito a litologia apresentada, as camadas de evaporitos foram analisados indicado que para o interval de 2.907m a 5.202m esteve composta por 68% de 56

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halita, 26% de anidrita, 2% de carnalita e 3% de taquidrita.

Para o programa de revestimento, devido à elevada capacidade de movimento das formações de sal, conhecidos como creeping, um revestimento mais resistente poderia ter sido utilizado como V110, em vez de P110 e Q125, ajudando a evitar de maneira mais consistente um colapso futuro. Foi verificado também a possibilidade de se ter uma abrangência de teste de produção mais espessa, de 109 m e não somente de 76m. Essas sugestões e observações foram baseadas em literaturas e publicações de atividades em ambientes similares. Assim, foi possível caracterizar as atividades de exploração na área do pré-sal, destacando seus méritos e a existência de eventual possibilidade de redução de custos.

Realmente importante, tais estudos podem garantir uma inclinação mais agressiva para a curva de aprendizagem, ajudando na eficiência e precisão para as futuras atividades a serem desenvolvidas no mesmo Bloco ou em localidades adjacentes.

1. Um estudo de caso no prospecto de Carioca Esta pesquisa visou algumas questões técnicas das atividades exploratórias do pré-sal no Brasil, utilizando como estudo de caso o poço 1-SPS-50, situado na descoberta de Carioca. Considerando os dados disponíveis, com as análises feitas do poço, através dos relatórios fornecidos e interpretados pelo autor, realizada com a comparação destes relatórios com outras atividades executadas em ambientes semelhantes, chegou-se ao resultado apresentado na Tabela 2.1, a qual sumariza uma descrição dos fundamentos das sugestões apresentadas, e que é tratada mais adiante detalhadamente.

Artigo Técnico Tabela 2.1. Resumo de sugestões para atividades do poço 1-SPS-50.

Tópico Litologia

Meio

Análise

Relatório

Proposta

Amostra de Espessura Fm. 2.877,00 m a 2.907,00 m a calha Ariri 5.207,00 m 5202,00 m

Possibilidade Base seção Base seção de alterar intermediária intermediária seções 2.905,00 m 2.967,00 m Relatório de Perfuração perfuração Motor RSS Técnica de Mesa rotativa (eficiência perfuração 20% maior) Revestimento

Relatório de perfuração

Dutos P110 e Q125 alternativos

Completação

Relatório e curva RT

Múltiplas Completação 5.226,00 m a zonas de limitada 5.302,00 m 5.226,00 m a 5.335,00 m

V150

2.1 Informações gerais A descoberta de Carioca situa-se 270 km ao sul da cidade do Rio de Janeiro, na bacia de Santos. O bloco é operado pela Petrobras em parceria com a BG e Repsol YPF, que detém 45%, 30% e 25%, respectivamente, desse empreendimento.

O poço exploratório e descobridor 1-SPS-50 foi finalizado no ano de 2007, fluindo óleo leve (27,5 o API) a uma vazão média de 440 m3/dia e a uma pressão de fundo de poço de 57,55 MPa (BDEP, 2007; FORMIGLI, 2007). A Tabela 2.2 apresenta informações deste poço exploratório, observando que a empresa responsável e a ANP adotam nomenclaturas próprias e diferentes para identificação do poço (Tabela 2.2).

Adiante, na Figura 2.1, observa-se sua localização.

Tabela 2.2 - Informações gerais do bloco exploratório.

Dados gerais da exploração Nome

Designação

Bloco

BM-S-09

Consórcio

Petrobras, BG e Repsol YPF

Número de contrato

48610.003884/2000

Número de registro de poço para ANP

86316022285

Nome do poço para ANP

1-BRSA-491-SPS

Nome do poço para operadora

1-SPS-50

Início do poço

04/04/2007

Conclusão do poço

09/15/2007

Profundidade (m)

5.716,00

Unidade estratigráfica

Fm. Guaratiba

Sonda

NS-21

Operadora da Sonda

Brasdrill

Coluna de água (m)

2.135,00 m

Profundidade final (m)

5.716,00 m

Tempo de atividade/perfuração (dias) Fonte: BDEP, 2007.

164/ 105

Fonte: BDEP, 2007.

Figura 2.1 - Mapa de localização do campo de Carioca.

1.2.Dados do poço 1-SPS-50 1.2.1. Análise geológica As características principais deste poço são as de possuir um reservatório carbonático e uma camada de sal heterogênea, denominadas de Fm. Guaratiba e Fm. Ariri, respectivamente. Este tipo de reservatório possui características que dificultam previsões, se comparada com os arenitos, devido a não heterogeneidade da distribuição de permeabilidade e porosidade, podendo assim proporcionar dificuldades tanto na estimativa do potencial da reserva como no desenvolvimento da produção.

Na Tabela 2.2, pode-se verificar que as unidades estratigráficas previstas (Figura 2.2) foram encontradas a profundidades um pouco diferentes. O objetivo é a correlação e convergência da identidade local, direcionando o projeto e mitigando erros, surpresas, etc. Primeiramente, as previsões são feitas através de imagens sísmicas e relatórios de atividades exploratórias próximas à região em exploração, e, durante a atividade de perfuração, com a utilização de equipamentos específicos de perfilagem, estas previsões podem ser confirmadas ou alteradas.

Tabela 2.2 – Profundidade estratigráfica prevista x medida.

Análise Estratigráfica Profundidade (m) Unidades Previsão Medida Fm. Marambaia 2.158,00 2.153,00 Fm. Itajaí-Açu 2.713,00 2.732,00 Fm. Itajaí-Açu / Mb. Ilha Bela 2.751,00 Fm. Itajaí-Açu 2.767,00 Fm. Ariri (sal) 2.870,00 2.877,00 Fm. Guaratiba (pré-sal) 5.268,00 5.207,00 Fonte: BDEP, 2007.

Na Figura 2.2 é mostrada a litologia prevista para toda profundidade do poço, iniciando com a formação Fm Marambaia. Próximo no 349

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Artigo Técnico dos 2.751 m verifica-se a formação geológica Fm. Itajai-Acu/ Mb. Ilha Bela, provinda de turbiditos, reservatório de excelente qualidade. As rochas de turbiditos são compostas por sedimentos heterogêneos, mas com distribuição homogênea entre diferentes camadas que as compõem, possuindo partículas de mesma dimensão, garantindo uma porosidade considerável para cada camada (SACHSENHOFER, 2009). Este tipo de rocha reservatório está presente em várias regiões da bacia de Santos, recebendo bastante destaque.

A partir dos 2.877 m, verifica-se a estrutura geológica Fm. Ariri, a qual é composta de evaporitos. Também conhecidos como camadas de sal, apresenta certa heterogeneidade, sendo composta pelos seguintes sais: anidrita (CaSO4), taquidrita (CaCl2.2MgCl2.12H2O), carnalita (KCl.MgCl2.6H2O) e halita (NaCl) (BORGES, 2009). A seção representada por Fm. Guaratiba inicia nos 5.207 m, compreendendo o reservatório em si (BDEP, 2007). Com a descrição dos intervalos geológicos, é possível deduzir muitas características. Como característica conhecida, existe uma grande probabilidade de se confirmar acumulações de hidrocarboneto em rochas reservatório do tipo carbonática, quando sobrepostas por rochas salinas. Sendo este o cenário apresentado, a probabilidade de se ter acumulações na Fm. Guaratiba existia, sendo confirmada através da perfuração deste em poço em análise (1-SPS-50) e com as respectivas atividades de perfilagem.

O potencial bem como a qualidade do hidrocarboneto acumulado é então determiando através do processo de avaliação.

Nas Figuras 2.3 e 2.4 seguintes, foi feito um estudo do perfil geológico, levando-se em consideração dados bibliográficos, limite de resposta como também listagem de amostras laterais que foram disponibilizadas. Com tudo, amostra de fluido por profundidade específica, bem como curva de resistividade e raios gama permitiram concluir especificidade das formações bem como local de acumulação de hidrocarboneto.

Figura 2.2 - Perfil geológico previsto Fonte: BDEP, 2007.

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Figura 2.2 - Perfil geológico previsto.

Fonte: BDEP, 2007.

Figura 2.3 - Análise de perfil inicial de GR, SP e RT.

Fonte: BDEP, 2007.

Figura 2.4 - Análise de perfil final de GR, SP e RT.

Artigo Técnico Interpretações podem ser ainda mais detalhadas com os histogramas apresentados nas Figuras 2.5 e 2.6. O histograma do SP mostra na maioria dos casos registrados, valores entre 870 mV e -750 mV, com 18% de ocorrência com -845 mV, mostrando ser uma formação com alta taxa de calcário. Por outro lado, do histograma GR, pode ser verificado variações de 5 GAPI a 50 GAPI, com 18% de ocorrência de 10 GAPI, o que se relaciona com arenito ou calcário, também verificado na análise de SP. Well Name: 1-BRSA-491-SPS Depth: 16879 to18782 by 0.50 meters Constraints: None Total values: 3807 Withinrange: 3807 Geom. mean: -803.21 Standarddeviation: 42.115

Skewness: 0.9074 Variance: 1773.6 Kurtosis: 0.6636 Min. of data: -870.81

Well Name: 1-BRSA-491-SPS UWI: 86316022285 Depth: 16879 to18782 by 0.50 meters Constraints: None 3807 out of 3807 points plotted.

16879

-80 0

Arith. mean: -804.36 Median: -811.13 Mode: -843.000 Max. of data: -659.69 100

16879

0

Fonte: NASCIMENTO, 2009.

Figura 2.3 - Histograma e frequência cumulativa de SP.

Well Name: 1-BRSA-491-SPS Depth: 16879 to18782 by 0.50 meters Constraints: None Total values: 3807 Withinrange: 3807 Geom. mean: 23.77 Standarddeviation: 22.391

Skewness: 1.511 Variance: 501.35 Kurtosis: 2.032 Min. of data: 5.507

Fonte: NASCIMENTO, 2009.

Figura 2.5 - GR x SP em relação à profundidade. Círculos em vermelho destacam calcários e arenitos.

2. Observações e sugestões Neste item são descritas algumas observações e sugestões e possíveis alternativas aos procedimentos adotados para o desenvolvimento da atividade do poço 1-SPS-50, baseado em análises críticas desenvolvidas ao longo do estudo.

Arith. mean: 30.21 Median: 23.2 Mode: 10.000 Max. of data: 132.11 100

0

Fonte: NASCIMENTO, 2009.

Figura 2.4 - Histograma e frequência cumulativa de GR.

Através da relação de respostas entre GR e SP destacada na Figura 2.5, verifica-se, aproximadamente na profundidade de 5.400 m e 5.500 m, uma densidade grande de pontos na mesma região, indicando também calcário e arenito, equiparando-se com interpretações realizadas anteriormente.

1.1. Geologia Como mostrado na Figura 2.2, foi feita uma previsão da litologia a ser encontrada durante a perfuração.

A Tabela 5.4 mostrou as pequenas alterações referentes à previsão e à profundidade real medida. Conforme relatado anteriormente, é comum a dificuldade em se caracterizar de maneira bem detalhada regiões próximas e abaixo de camadas de sal, sendo também um dos motivos para esta pequena diferença. Para a seção do sal, a sugestão se resume em verificar com mais cuidado os gráficos e relatórios do poço, de forma que atividades futuras possam utilizar como base um perfil litológico mais detalhado e preciso. As análises feitas definem a seção litológica do reservatório conforme mostrado nas Figuras 2.3 e 2.4. Na Figura 3.1 é apresentada uma nova versão da seção do sal (Fm. Ariri), com base no relatório de teste de testemunho, em substituição a previsão realizada anteriormente (Figura 2.2). Para a nova versão, a seção Fm. Ariri se inicia nos 2.907 m e é finalizada em 5.202 m, sendo praticamente composta por 68% de halita, 26% de anidrita, 2% de carnalita e 3% taquidrita.

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Artigo Técnico Tabela 3.2 - Distribuição de diâmetro de poço e revestimento, bem como de peso de lama de perfuração utilizada em cada seção.

Diâmetro (polegadas) Lama de perfuração Intervalo Poço Revestimento Peso (ppg) Peso (kg/m3) Condutor 36 Superfície 26 Intermediário 17 1/2 Produtor 12 1/4 Fonte: BDEP, 2007.

30 20 13 5/8 9 5/8

8,8 11,0 11,0 10,5

1.054,5 1.318,1 1.318,1 1.198,3

1.3. Completação É comum e necessária a execução de atividades que promovem uma via entre a rocha reservatório e o interior do duto de revestimento, possibilitando o escoamento dos fluidos, neste caso o óleo, até a superfície (canhoneio). Na Tabela 3.3 é mostrado o intervalo que foi canhoneado, cuja espessura é de 76 m. O poço está revestido até a profundidade de 5.416 m, estando então em poço aberto de 5.416 m a 5.718 m (302 m de espessura).

Fonte: NASCIMENTO, 2010 Figura 3.1 - Nova versão da seção Fm. Ariria.

A caracterização desta formação é importante para o desenvolvimento do programa e perfuração. Como características próprias, a carnalita e a taquidrita apresentam uma taxa de fluência superior à halita, a qual por sua vez, é superior a da anidrita, quase que totalmente estável (BORGES, 2009).

Quanto maior a pressão e a temperatura do ambiente, maior é a tendência de movimentação destes sais, podendo acarretar em fechamento do poço recém perfurado. Estudos realizados marcam uma taxa de fluência para halita de 0.05 in/h (AMARAL et. al., 1999), e pesquisas mais recentes mostram que a fluência da taquidrita pode chegar a ser 107 vezes a da halita e 2,7 vezes a da carnalita, dependendo, porém, das características locais (FALCÃO et. al., 2006). Assim, a região da seção do sal considerada crítica é aquela onde se tem carnalita e taquidrita, presentes no intervalo de 3.654 m e 4.995 m.

1.2. Perfuração Conforme estudos realizados por Falcão et. al. (2006) em regiões semelhantes à bacia de Santos, a perfuração até 60 m dentro do sal não ocasiona problema. O fato de se limitar a perfuração da seção salina até uma profundidade mínima próxima à sua base, visando à alteração do peso da lama de perfuração, talvez não acarrete problemas.

Tabela 3.1 - Intervalos e tipos de lama proposta para a atividade de perfuração.

Revestimento (m) Perfuração Intervalo Topo Base Base (m) Tipo lama Condutor 2.150,00 2.250,00 2.250,00 Convencional Convencional e Superfície 2.150,00 2.967,00 2.967,00 Saturada Intermediário 2.150,00 5.195,00 5.195,00 Sintética Produtor 2.150,00 5.640,00 5.710,00 Sintética Fonte: BDEP, 2007; modificado por NASCIMENTO, 2010.

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Tabela 3.3 - Destaque do intervalo do poço canhoneado.

11 - Intervalo em Poço Aberto (PA) ou Canhoneado (C) PA / C DE ATÉ PA / C DE ATÉ C 5.226,00 5.302,00 13 – Observações Poço abandonado por estratégia da Petrobras.

Foram efetuados todos os isolamentos entre reservatórios, conforme portaria da ANP 176/1999.

Foi instalada capa de abandono, possibilitando eventual reentrada no poço.

Fonte: BDEP, 2007.

Pôde ser verificado, para toda seção, as litologias previstas e as encontradas, através de interpretações realizadas neste trabalho e através de interpretações já registradas no relatório de atividades do poço 1-SPS-50. Fato relevante neste contexto é o intervalo canhoneado a fim de se realizar o teste de formação (Tabela 5.15). Quando se analisa de modo mais detido os dados fornecidos, pode-se verificar um salto nas medições realizadas para se obter o tipo de fluido presente naquele intervalo da formação, da profundidade de 5.295 m para 5.562 m, onde se registrou óleo e água respectivamente. Verifica-se também, juntamente com as análises das Figuras 2.3 e 2.4, que o intervalo canhoneado de 5.226 m a 5.302 m, a fim de se realizar o teste de formação (TRF01), poderia ter sido maior.

Interpretações da curva de RT mostram presença de óleo de 5.226 m a 5.335 m, além de outras zonas com presença de óleo e água simultaneamente. Aqui entra uma questão importante. A partir da profundidade 5.315 m, tem-se a presença de arenito juntamente com calcário, o que poderia ser um motivo para não ter sido canhoneado um intervalo maior, até os 5.335 m, como sugerido, uma vez que a produção de areia é um problema. Por outro lado, as interpretações mostram que a quantidade de arenito é pouca, não havendo motivos para não averiguar como seria o comportamento da seção por inteira. Permitindo a produção das zonas mais profundas, seria possível estudar o comportamento do reservatório com mais detalhe, considerando para tanto as características do fluido,

Artigo Técnico da pressão, da iteração produção-erosão de rocha, e assim por diante, para todos os intervalos onde foi relatada a presença de óleo. Na Tabela 3.4 podem ser verificadas resumidamente as zonas onde existe presença de óleo.

Tabela 3.4 - Intervalos da formação com presença de óleo.

Topo do intervalo Base do intervalo Fluido (m) (m) 5.205,00 5.215,00 Óleo e água 5.226,00 5.335,00 Óleo 5.640,00 5.660,00 Óleo 5.675,00 5.710,00 Óleo e água Fonte: BDEP, 2007.

2. Considerações finais Durante a pesquisa foram analisados dados que possibilitaram contextualizar o cenário do pré-sal no âmbito nacional e internacional. Verificou-se que para 2030, poderá haver um aumento na demanda mundial de petróleo em cerca de 34 Mbpd e que a produção do Brasil deve aumentar em aproximadamente 4 Mbpd em relação a 2010. Constatou-se que este aumento da produção de petróleo no Brasil pode estar vinculado também à incorporação das reservas do pré-sal, haja vista seu potencial.

O aumento da produção neste período mencionado poderá representar 11% do aumento da demanda mundial.

Através de comparações, verificou-se que algumas das técnicas empregadas no Golfo do México poderiam ter sido utilizadas durante a perfuração do poço 1-SPS-50. Constatou-se que a técnica de se perfurar uma porção da camada de sal com lama à base de água saturada com sal, e o restante da seção intermediária do sal com lama à base de óleo sintético, é vantajoso. Constatou-se também que a utilização de brocas PDC e motores RSS aumentam o desempenho destas atividades. Com cálculos aproximados e considerando o aumento da eficiência da perfuração se utilizado motor RSS em lugar de mesa rotativa, verificou-se a possibilidade de uma economia de sete dias de serviço, o que poderia representar US$ 3,8 milhões. Verificou-se que alguns dutos de revestimento poderiam ter sido utilizados com uma margem de segurança maior, utilizando dutos classe V150, na seção do sal. Verificou-se, ainda, que a atividade de completação poderia ter sido realizada compreendendo um intervalo maior dos carbonatos, de 5.226 m a 5.335 m. Como poço pioneiro, é interessante a caracterização do reservatório e de seus fluidos, sendo assim, as zonas múltiplas (5.205 m a 5.215 m, 5.640 m a 5.660 m e 5.675 m a 5.710 m) também poderiam ter sido canhoneadas, pois apresentam hidrocarboneto.

Vale ressaltar as dificuldades em se analisar os equipamentos que vêm sendo utilizados hoje em dia nas atividades de exploração do pré-sal. Em vários artigos publicados, o foco ainda é a produção do petróleo do pré-sal e não as técnicas utilizadas para explorar, comprovar e delimitar as regiões das reservas. São poucas as publicações que relatam as técnicas utilizadas nas atividades de perfuração do pré-sal. Outra dificuldade encontrada na realização desta pesquisa foi devido ao fornecimento de dados por parte da ANP, com a limitação em quantidade de informação por poço. Como aspecto interessante, este trabalho permitiu verificar a importância em se reavaliar projetos de poços já finalizados. Com o exemplo da atividade de perfuração e completação

do poço em questão (1-SPS-50), depois de finalizado, com uma base de dados atualizada, os novos parâmetros mostram que, se anteriormente disponíveis,poderiam influenciar em um planejamento e programa de perfuração um pouco diferente.

Assim, uma proposta para um trabalho futuro seria a aferição da metodologia de curva de aprendizagem baseada no reestudo de poços do pré-sal já finalizados e a comparação de como poderiam ser desenvolvidos se parâmetros antes desconhecidos tivessem sido previamente disponibilizados. Devese, porém, utilizar bibliografias atualizadas e informações de poços de regiões semelhantes. Acreditase que isto seja viável, haja vista o possível aumento do número de publicações sobre a exploração no présal, e a alteração no regulamento da base de dados da ANP, permitindo fornecer às universidades uma quantidade maior de dados. A utilização de softwares específicos para este setor, algo não utilizado nesta pesquisa, pode auxiliar em trabalhos futuros, pois além de permitir a realização de comparações, fazem aproximações através de algoritmos específicos ou através de uma base de dados atualizada. no 349

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Artigo Técnico

Aplicação de soluções poliméricas no deslocamento de óleos pesados

Oldrich Joel Romero Universidade Federal do Espírito Santo, SPE/UFES, GPETRO/CNPq Evandro Chuquer Universidade Federal do Espírito Santo

Resumo A modelagem e simulação de reservatórios de petróleo é muito utilizado para compreender e prover meios de aumentar a produção de petróleo. Esta situação é ainda mais importante quando se trata da produção de óleos pesados e extrapesados, condições em que os métodos convencionais não são mais eficientes devido à razão de mobilidades altamente desfavorável. Dentro da grande variedade de métodos de recuperação, conhecidos na literatura como Enhanced Oil Recovery – EOR, a injeção de soluções poliméricas aquosas – SPA, obtidas misturando-se pequenas concentrações de polímeros de elevado peso molecular com água, torna-se eficiente no controle da mobilidade do fluido deslocante. Neste trabalho é apresentado a modelagem computacional da injeção de soluções poliméricas com o software Utchem. É utilizado uma geometria de reservatório conhecido com 1/4 de five-spot. O modelo é heterogêneo, com porosidade e permeabilidade variáveis nas três direções, com dois poços verticais, um injetor e um produtor, completados ao longo de toda a espessura do reservatório. Água e SPA são injetadas em bateladas. Comparações na antecipação da produção e no fator de recuperação serão realizadas entre os dois casos. A região norte do Espírito Santo se destaca pela produção de óleos pesados, portanto a inserção regional desta pesquisa é evidente. Com este trabalho pretende-se contribuir com desenvolvimento de competências na área de recuperação de petróleo no estado.

1. Introdução Vários produtos utilizados têm em sua composição alguma forma dos hidrocarbonetos o que torna um componente fundamental para o desenvolvimento da economia mundial.

Até o momento não há uma alternativa versátil ao petróleo, portanto, sua exploração e utilização de forma consciente está profundamente ligada a quanto tempo vamos dispor deste precioso recurso (Ritcher, 2012; Deffeyes, 2001).

No processo de produção devido à descompressão dos fluidos, resistências associadas às forças viscosas e capila62

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res, a energia inicial do reservatório é total ou parcialmente dissipada. Essa dissipação se reflete principalmente no decréscimo da pressão do reservatório e consequente redução da produtividade (Lake, 1989). No caso de reservatórios de óleos pesados, em que a viscosidade do óleo é elevada, esta depleção é ainda mais acentuada e sua explotação se torna um grande desafio tecnológico e econômico. Assim, com o avanço da vida produtiva de um campo de petróleo esse mecanismo de produção primária torna-se ineficiente, deixando para trás grandes quantidades de hidrocarbonetos. Com a necessidade de aumentar a produção, ou mesmo para sua manutenção em níveis econômicos, utiliza-se os métodos convencionais de recuperação, com os quais é possível alcançar um fator de recuperação médio de aproximadamente 30%. Uma característica do processo é que o fluido injetado tem menor viscosidade e por tanto maior mobilidade do que o óleo, movimentando-se mais facilmente no meio poroso e criando caminhos preferenciais em direção ao poço produtor, deixando grandes volumes de óleo retidos nos poros da rocha.

Com tensões interfaciais elevadas, a capacidade do fluido injetado de deslocar o óleo dos poros é prejudicada. Com isso elevadas saturações residuais de óleo nas regiões já contatadas pelo fluido deslocante são observadas. Visando aumentar a quantidade de óleo a ser retirado do reservatório, lança-se mão dos métodos especiais de recuperação. Diversos são as opões que podem ser utilizados, cada uma com fenômenos próprios. Pela limitação de espaço não serão abordados neste artigo, mas sugerimos a consulta de Alvarado e Manrique (2010), Cossé (1993), Cosentino (2001), Donaldson et al.

(1985), Green e Willhite (1998) e Lake (1989).

Um dos métodos utilizados para controlar a mobilidade do fluido deslocante é a injeção de soluções poliméricas. Estas soluções se comportam como fluidos não-Newtonianos, com características de salinidade, tempo de exposição ou contato com o reservatório, dentre outros, que aumentam ainda mais a complexidade da previsão e da simulação de reservatórios.

O método tem potencial para recuperar uma fração do óleo

Artigo Técnico restante da recuperação convencional, mas o processo precisa ser projetado adequadamente para ser rentável, o que requer uma implementação cuidadosa (Han et al., 2007) e deve seguir um roteiro para sua aplicação: seleção do reservatório no qual o método será aplicado, análise da água de injeção, escolha do polímero, testes em laboratório, simulação de reservatório, definição do volume do banco a ser injetado, dentre outros (Du e Guan, 2004; Kaminsky et al., 2007). A utilização de soluções poliméricas tem se intensificado nos últimos anos e se tornado um assunto de grande relevância dentro do cenário nacional e internacional. No Brasil, por exemplo, a Petrobras implementou nas últimas duas décadas três projetos-piloto de injeção de soluções poliméricas na região nordeste do Brasil.

O objetivo das iniciativas foi obter conhecimento prático do processo de injeção dessas soluções para uma possível aplicação futura em outros reservatórios (Melo et al., 2002 e Melo et al., 2005).

Um parâmetro fundamental em deslocamento de fluidos é a razão de mobilidades MD/d, que é a relação entre as mobilidades dos fluidos deslocante λD e deslocado λd, respectivamente. Neste caso o fluido deslocado é o óleo, portanto “d = o”. Como a mobilidade é o quociente entre a permeabilidade efetiva ao fluido k e a viscosidade do fluido μ, tem-se qua a razão de mobilidades em relação ao óleo é

M D /o

λ (k / μ ) = D = D D λo ( k o / μo )

(1)

como fluido deslocante D será utilizada água w ou solução polimérica aquosa – SPA, o impacto na estabilidade da frente de deslocamento é observada na fig. (1), onde a digitação viscosa na interface água/óleo tende a diminuir com a SPA. Isto ocorre devido à redução da razão de mobilidades, promovida pelo aumento da viscosidade SPA, uma vez que MSPA/o ≤ 1 é considerada favorável.

a 1/4 de five-spot com 500 metros de comprimento, 500 metros de largura e 20 metros de espessura, composto por um poço produtor e um poço injetor, ambos verticais segundo detalhado na representação bidimensional da Fig. (2). Essa geometria foi escolhida para facilitar a implementação do modelo, a compreensão do processo de deslocamento do óleo e a interpretação dos resultados. Neste reservatório não é considerada a presença de aquífero nem de capa de gás, os fluidos contidos no espaço poroso são considerados incompressíveis.

A estrutura de parte de um anticlinal foi proposta porque são mais propícias para as acumulações de hidrocarbonetos.

Figura 2. Representação no plano x-z do reservatório de petróleo no qual se desenvolve o processo de deslocamento de óleo pela solução polimérica (SPA)

As propriedades dos fluidos contidos na rocha-reservatório, assim como as características da formação portadora são listadas na tabela (1). A permeabilidade é variável nas três direções, de 1.588 mD a 3.227 mD em x e y, e de 1.191 a 2.743 mD em z. A porosidade do reservatório varia com a profundidade e a posição horizontal entre os limites de 18% a 20%.

Tabela 1. Propriedades do sistema rocha-fluido do reservatório.

Figura 1. Comparação da frente de avanço água/óleo e SPA/óleo.

Neste trabalho será efetuada a simulação numérica da injeção de SPA e comparadas com o desempenho da injeção de água. O simulador de reservatórios utilizado é o software Utchem – University of Texas Chemical Compositional Simulator.

2. Metodologia 2.1 Definição do problema O modelo é formado por um reservatório heterogêneo com porosidade e permeabilidades verticais e horizontais variáveis. A geometria foi definida como sendo correspondente

Parâmetro Temperatura do reservatório, °C Densidade do óleo, g/cm³ Densidade da água, g/cm³ Viscosidade do óleo, cP Viscosidade da água, cP Saturação inicial de água, % Saturação residual de óleo, % Pressão de fundo do poço produtor, psi Pressão de fundo do poço injetor, psi Densidade da rocha reservatório, g/cm³

Valor 50 0,952 1,007 106 0,5 15 25 3.770 5.000 2,65

2.2. Formulação matemática 2.2.1. Solução polimérica aquosa – SPA Polímeros são macromoléculas formadas pela repetição de moléculas menores chamadas monômeros, que se repetem resultando em cadeias de elevado peso molecular. Os polímeros mais frequentemente utilizados são os biopolímeros pono 349

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Artigo Técnico lissacarídeos e as poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas.

Devido a seu elevado peso molecular mesmo concentrações baixas de polímero, de 250 ppm a 1.500 ppm, misturadas com água resultam em uma solução polimérica com viscosidade elevada, que promovem uma diminuição da razão de mobilidade resultando em um incremento da recuperação do óleo pela melhora da eficiência de varrido, tanto areal como vertical. A redução da razão de mobilidade diminui o desenvolvimento do fenômeno de digitação viscosa. A principal desvantagem da utilização de polímeros é a sua degradação química, bacteriana, por cisalhamento, pela salinidade e pela dureza da água.

Viscosidade da SPA É necessário o cálculo de uma taxa de cisalhamento média para estimar a viscosidade média da solução no interior do reservatório. Essa taxa de cisalhamento média é , considerando que a velocidade média da frente de avanço Δv é de 3,5x10-6 m/s e que a distância média entre os grãos da rocha Δy é de 10 μm, temos que a taxa de cisalhamento média no reservatório é de . A viscosidade da solução para taxa de cisalhamento zero é representada pelo modelo de FloryHuggins (UTCHEM, 2000) em função da viscosidade da água μw, da concentração do polímero na água C41, das constantes Ap1, Ap2 e Ap3, e da salinidade efetiva do polímero como sendo . Já o comportamento da viscosidade da solução polimérica aquosa é descrito pelo modelo de Meter (UTCHEM, 2000) como sendo

(2) com a notação da literatura, onde Pα é um coeficiente emTabela 2. Parâmetros de entrada utilizados no Utchem Parâmetro

Descrição Constante

Valor 73

Constante

1.006

Constante

10.809,31

Taxa de cisalhamento na 10 qual a viscosidade é a média de e μw, s-1 Coeficiente empírico 1,8429 Concentração do polímero na água, wt%

0,05

Viscosidade da água, cP 1

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Salinidade efetiva do polímero, eq/ft³

0,01

0,1

1,0

Viscosidade da solução polimérica a taxa de cisalhamento zero, cP

1,075

1,75

8,75

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é a taxa de cisalhamento na qual a viscosidade é pírico e a média entre e μw. A viscosidade da solução μSPA é obtida utilizando como parâmetros de entrada os dados da tabela (2). Estes valores são característicos de projetos de injeção desta natureza, o gráfico é apresentado em Chuquer (2012).

Para baixa salinidade efetiva, a viscosidade da solução varia muito pouco em relação à taxa de cisalhamento, porém para uma salinidade maior, a viscosidade aumenta, decaindo exponencialmente com o aumento da taxa de cisalhamento. Para taxa de cisalhamento média no espaço poroso do reservatório de 0,35 s-1 pode-se obter a viscosidade média da solução polimérica para cada salinidade efetiva, portanto tem-se = 1,07 cP com = 0,01 eq/ft³; = 1,74 cP com = 0,1 eq/ft³ e = 8,47 cP com = 1,0 eq/ft³.

Neste trabalho, a taxa de cisalhamento considerada é a média dos poros do reservatório, a salinidade efetiva é de = 1,0 eq/ft³ e a concentração de polímero na solução é de 500 ppm (0,5 kg/m³). Com isso, a viscosidade da solução polimérica injetada é = 8,47 cP. As características utilizadas correspondem ao polímero poliacrilamida que não afeta a permeabilidade efetiva da SPA.

Razão de mobilidades Segundo recomendado por Rosa et al. (2006) para o cálculo da razão de mobilidades M foi considerado a mobilidade da água na saturação residual de óleo e a mobilidade do óleo na saturação irredutível de água. A razão de mobilidades para o projeto de injeção de água (w), e com a injeção da SPA deslocando o óleo (o), com os valores da tabela (2), são

e . Em ambas situ-

ações M possui valores maiores do que 1, ou seja, é desfavorável. Porém a utilização da SPA permite um melhor controle da mobilidade do fluido deslocante, resultando em M menos desfavorável uma vez que seu valor é ainda maior do que 1, não entanto muito menor em relação à utilização da água. No processo o resultado é um aumento no fator de recuperação do óleo e um retardo do instante breakthrough.

Volume poroso inacessível. Quando as longas moléculas dos polímeros escoam pelo interior do meio poroso, alguns espaços porosos contendo óleo podem ficar sem ser contatados uma vez que soluções poliméricas não ocupam todo o volume poroso. É o que se chama de “volume poroso inacessível” (IPV), fenômeno descrito por Dawson e Lautz (1972). Este IPV é ocupado por água que não contém moléculas de polímero, mas que está em equilíbrio com a SPA o qual permite mudanças rápidas na concentração de polímero a ser propagado através do meio poroso. Na frente do banco de polímero o efeito do IPV opõe ao efeito da adsorção. Os autores supracitados mostram que o IPV é cerca de 30% do volume poroso das amostras de rochas utilizadas, com isso a porosidade com o efeito do polímero φp é menor do que porosidade de referên-

Artigo Técnico cia do reservatório φ. Esta redução da porosidade por conta do polímero é (Dantas et al., 2009).

contorno tem-se a aplicação de um diferencial de pressão de 1.243 bar entre os poços injetor e produtor.

Adsorção

2.3 Abordagem numérica

Os polímeros mais utilizados nos processos de recuperação especial fazem parte de duas famílias as poliacrilamidas e os polissacarídeos. As poliacrilamidas possuem baixa redução de permeabilidade são relativamente baratas e resistentes às bactérias. Os polissacarídeos são obtidos por processo de fermentação bacteriana, isto faz com que sejam mais sensíveis à ação de bactérias, porém, sua vantagem é a insensibilidade à salinidade e dureza da água. A adsorção do polímero na superfície da matriz rochosa influencia sua concentração na solução, sua eficiência no processo é prejudicada resultando em tamponamento dos poros de modo indesejado. Vários parâmetros podem influir na adsorção de polímeros em superfícies, uma ampla discussão é encontrada em Chuquer (2012). Neste trabalho não é considerada adsorção pela rocha.

O domínio contínuo que contem o volume do reservatório de petróleo é dividido em vários pequenos elementos nos quais o conjunto de equações deve ser resolvido. Estes elementos formam o que é conhecido como malha computacional. O nível de refinamento da malha escolhida para discretizar o reservatório é um parâmetro computacional que pode interferir nos resultados. Partindo do principio que, enquanto mais refinada a malha, melhor a qualidade da solução obtida, é obvio que a tendência seria utilizar um número muito grande de elementos. Utilização de uma malha grosseira resulta em uma solução de qualidade duvidosa. Nestes extremos, encontrar um ponto de equilíbrio é fundamental de tal forma a atender simultaneamente um tempo de simulação adequado com qualidade mínima da solução.

Portanto, a definição do número de elementos a ser utilizado deve ser obtido após testes de independência da malha.

O grau de refinamento da malha é aumentado gradativamente e o parâmetro utilizado para efeitos de comparação de desempenho é o fator de recuperação de óleo, verificando quando este parâmetro torna-se menos dependente do grau de refinamento. Neste contexto, quatro malhas foram testadas e os resultados destas comparações são apresentadas na fig. (3).

Com a malha areal 5x5 o fator de recuperação obtido foi de 37,5%; com a malha 10x10, 40,5 %; com a malha 26x26x8, 42,3% e finalmente com a malha mais fina de 50x50 o fator de recuperação foi de 43,3 %. Nos quatro casos foram utilizados 8 elementos na vertical.

A malha com refinamento intermediário de 26x26x8 elementos foi escolhida para a realização deste trabalho. Ressaltando que o tempo computacional necessário para a malha fina de 50x50x8 é mais de cinco vezes maior do que para a malha 26x26x8.

2.2.2. Equações de transporte Obviando a derivação detalhada, para a solução polimérica aquosa (SPA), considerada como sendo um componente do modelo multicomponente, a equação governante é (10) onde = concentração de polímero na solução, kg/m³; = taxa de adsorção de polímero, constante, kg/kg; = densidade da rocha, constante, kg/m³; = taxa de fluxo de água por unidade de volume de rocha pelo poço, m³/m³; = concentração de polímero na água produzida ou injetada, kg/m³; = viscosidade efetiva da solução polimérica; = saturação da fase aquosa; = porcentagem de volume poroso inacessível; saturação da solução polimérica. Para simulação de reservatórios com injeção de SPA, o efeito da adsorção do polímero é representado pelo fator de redução de permeabilidade Rk,j (para a fase j, fase óleo ou fase aquosa), definido como , onde e são a permeabilidade para a fase j sem e com adsorção de polímero respectivamente.

Para a fase óleo a equação de fluxo é (13)

e para a fase água

(14)

Como o processo numérico de obtenção da solução do sistema de equações consiste em uma sequência de cálculos no tempo a partir de um instante inicial, as propriedades do reservatório devem ser conhecidas nesse instante inicial. Assim, o reservatório encontra-se totalmente saturado com 20% de água e 80 % de óleo ocupando todos os espaços vazios do sistema. A pressão inicial é de 4.000 bar. Como condições de

Figura 3. Análise do fator de recuperação do óleo para o teste de independência da malha

O simulador de reservatórios utilizado neste trabalho é o software não comercial Utchem – “University of Texas Chemical Compositional Simulator”, amplamente utilizado em análises que envolvem simulações na escala fina (Gharbi et al., 1997; Chang et al., 1999), para detalhes consultar Chuquer (2012). no 349

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Artigo Técnico 3. Resultados e discussões A análise dos resultados das simulações foi baseada no fator de recuperação de óleo do modelo de reservatório. Dois casos foram simulados: o primeiro foi apenas a injeção de água durante toda a vida produtiva do campo, 7.300 dias (20 anos), os resultados são mostrados na fig. (4). Podemos observar que após 20 anos de produção o fator de recuperação de óleo mediante a injeção de água foi de 44 %.

informações obtidas na literatura que indicam que o método é apropriado para reservatórios estratificados com variações moderadas de permeabilidade.

O melhor desempenho com a injeção da solução polimérica é devido a uma melhor distribuição do fluido injetado ao longo do reservatório, fazendo com que grande parte do óleo, não contatado quando realizada a injeção de água, seja deslocado e produzido, aumentando a eficiência de varrido.

Agradecimentos Agradecemos ao “Center for Petroleum & Geosystems Engineering – CPGE” da Universidade de Texas pela permissão para utilizar a licença do software Utchem; ao Programa Pibic UFES 2011/2012 pela bolsa de Iniciação Científica; ao CNPq pela concessão da bolsa de pesquisa PQ2 e à FAPES pelo financiamento concedido via edital CNPq/FAPES 02/2011.

Referências bibliográficas

Figura 4. Fator de recuperação de óleo para o caso de injeção de polímeros.

No segundo caso injetou-se água nos primeiros 4.380 dias (12 anos), em seguida iniciou-se a injeção de solução polimérica durante os próximos 2.920 dias (8 anos), totalizando os 20 anos de produção do reservatório. A decisão de injetar a solução polimérica a partir de 8 anos foi baseada na literatura e em algumas simulações que comprovaram o melhor fator de recuperação. Cabe ressaltar que a injeção de água não continua durante o período de injeção da solução polimérica, isto é, durante o período de 4.380 a 7.300 dias. A representação na fig. (4) da curva do fator de recuperação de óleo para a injeção de água serve apenas para comparação dos resultados e melhor visualização. O fator de recuperação de óleo com a injeção da solução polimérica é de 54%, e embora a concentração do polímero na solução seja bastante reduzida, 500 ppm ou 0,05 % em peso, promoveu um aumento de 10 % no fator de recuperação de óleo em relação a um projeto de injeção convencional.

Em termos de ganhos financeiros para a empresa este acréscimo é significativo, ainda mais quando hoje o preço do barril de petróleo tipo Brent é cotado na bolsa de Londres em valores próximos a US$ 100.

4. Considerações finais A adição de polímeros à solução aquosa resulta em um aumento da viscosidade da mistura polimérica a ser injetada, facilitando a obtenção de razões de mobilidades favoráveis.

A redução de mobilidade do fluido deslocante resulta em uma maior recuperação do óleo residual no reservatório, após o método convencional, permitindo por consequência um maior retorno econômico.

Observou-se que o método é eficiente para reservatórios heterogêneos com óleos de elevada viscosidade, confirmando as 66

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Bacias maduras e áreas inativas com acumulações marginais: panorama e Variáveis Críticas do Cenário Brasileiro

Phellipe de Cerqueira Oliveira Engenheiro de Petróleo, Universidade Federal da Bahia – PPGCM

Fabrício de Queiroz Venâncio Químico, Grupo CNPq “Produção de Petróleo e Gás em Campos Marginais” – PPGCM Paulo Alexandre Souza da Silva Doutor em Engenharia – Pós-Doutorando em Geologia e Geofísica da UFBA – PPGCM Doneivan Fernandes Ferreira PhD em Geociências e Economia do Petróleo, Professor e Pesquisador do curso de Pós Graduação em Geologia e Geofísica da UFBA – PPGCM Resumo O Brasil vive um momento positivo de crescente expectativa. Não somente pela descoberta do chamado Pré-Sal brasileiro, novo Marco Regulatório com estabelecimento do modelo de Partilha de Produção e nova distribuição dos royalties, pontos de pauta que ocuparam sozinhos a agenda do Executivo nos últimos anos, mas também pela retomada de novas licitações de áreas para a realização de atividades de Exploração & Produção depois de quase cinco anos. Para os pequenos e médios produtores de petróleo e gás natural, a perspectiva positiva reside na realização anual de licitações de blocos em bacias maduras e áreas inativas com acumulações marginais, localizada em regiões com infraestrutura instalada, densamente exploradas e parcialmente explotadas. Para esses operadores, que lutam todos os dias contra a curva de declínio da produção, a sobrevivência do negócio passa obrigatoriamente pela aquisição de novas áreas, objetivando a manutenção da produção em escala sustentável. Contudo, a consolidação da produção em bacias maduras ainda enfrentará outros desafios nos próximos anos, como o surgimento de um mercado de serviços que atenda às necessidades de pequenos operadores, garantia de comercialização da produção, mão de obra especializada, acesso a crédito e garantias financeiras, adequação regulatória, dentre outras medidas específicas. Somente com a adoção de medidas específicas de fomento às atividades de E&P pelo governo brasileiro, além de agenda regulatória de 1 Resolução CNPE Nº 2, de 18 de Dezembro de 2012.

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curto e médio prazo definida pelo órgão regulador, com base no resultado da análise dos impactos dessas atividades no mercado, será possível atender aos interesses do Brasil, com intuito de prover um melhor aproveitamento dos recursos energéticos e incentivos às empresas nacionais de pequeno e médio porte operadoras e fornecedoras de bens e serviços.

1. Introdução Os debates do novo marco regulatório e da distribuição dos royalties concentravam toda a atenção do Executivo, praticamente paralisando os esforços exploratórios no país durante os últimos cinco anos, acarretando redução do potencial produtivo do Brasil a curto e médio prazo. Enquanto isso, o País aguardava a retomada de licitações de E&P para mais de 90% das áreas localizadas em bacias sedimentares brasileiras, dentre elas, aquelas em bacias maduras terrestres.

Entretanto, o atual cenário da indústria do Setor de petróleo e gás natural em bacias sedimentares maduras é de grandes expectativas. Com o estabelecimento do novo marco regulatório relativo ao regime de partilha de produção e indicativo do avanço para o final da discussão sobre a divisão royalties, ao menos por parte do Governo, algumas decisões foram sendo encaminhadas pelo Poder Executivo, iniciadas em 2012, como (I) o cancelamento definitivo da oitava rodada de licitações1, que estava suspensa desde 2006; (II) anún-

Artigo Técnico cio da 11ª rodada de licitações de blocos exploratórios de Petróleo e Gás2 e (III) estabelecimento de Política Nacional e medidas específicas visando ao aumento da participação de empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção, com autorização para que a ANP realize, anualmente, licitações de blocos em bacias maduras e de áreas inativas com acumulações marginais3.

O cumprimento legal do Poder Executivo ao Art. 65º, da Lei 12.351/2010, está em sintonia com objetivos relacionados à (I) estratégia nacional de melhor aproveitamento dos recursos energéticos do País e (II) de incentivo às pequenas e médias empresas, o que gera uma expectativa positiva dentro do Setor para pequenos e médios produtores. Enquanto para o Ministério de Minas e Energia está atribuída a função de instituir Comissão com finalidade de acompanhar as ações relativas à política para aumento da participação das empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, a ANP realizará as licitações e estabelecerá os critérios para a definição das empresas de pequeno e médio porte a serem beneficiadas por essa política.

As novas oportunidades para o cenário brasileiro não descartam, por hora, velhos problemas, como a não garantia de comercialização da produção, ausência de incentivos fiscais e de modelo regulatório específico às pequenas operadoras, redefinição do que vem a ser uma empresa de pequeno e de médio porte de petróleo, etc.

Nessa esteira, o art. 170, da Constituição Federal, garante o “tratamento favorecido para as empresas de pequeno porte constituídas sob as leis brasileiras e que tenham sua sede e administração no País”, o que se espera poder estar mais profundamente traduzido nos próximos eventos licitatórios, independentemente da forma de acesso às autorizações para realizar as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural.

De fato, ainda não se pode ainda falar de um mercado independente de pequenos e médios produtores no Brasil, já que o número de empresas e a contribuição para produção nacional (por volta de 0,1%) são irrisórios (ABPIP, 2010). Apesar das dificuldades, estas operadoras já causam um impacto positivo nas economias dos municípios onde estão instaladas, sendo este um dos principais argumentos que justificam a consolidação do nicho de pequenas e médias operadoras (FERREIRA, 2011), construindo verdadeiros arranjos produtivos com participação de fornecedores locais.

Em resumo, este trabalho apresenta o novo panorama brasileiro da exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas terrestres de bacias maduras e de acumulações marginais, com ênfase na inserção de pequenas e médias empresas nacionais para operação de blocos e campos e também para o fornecimento de bens e serviços, além de descrever o cenário de desafios desses agentes.

2 Resolução CNPE Nº 3, de 18 de Dezembro de 2012.

3 Resolução CNPE Nº 1, de 07 de Fevereiro de 2013 * Referente a valores após a efetiva assinatura dos contratos de concessão

2. Panorama nacional do mercado Nos últimos anos, várias Resoluções do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), publicadas pela Presidência da República, trataram da promoção da participação de pequenas e médias empresas na continuidade das atividades em bacias maduras terrestres, buscando fortalecer o relevante papel socioeconômico regional desse Segmento na indústria petrolífera e de melhor aproveitar os recursos energéticos do país.

As áreas inativas contendo acumulações marginais se apresentaram interessantes para os pequenos produtores, uma vez que, em tese, os riscos seriam minimizados através da presença de descobertas de acumulações já realizadas a priori e a disponibilização dos dados técnicos de produção referentes às áreas ofertadas, para tão somente Reabilitar Jazidas.

Com este raciocínio, em 2005, a ANP realizou a Primeira Rodada de Licitação de blocos em bacias maduras e áreas inativas contendo acumulações marginais, com oferta de 17 áreas com pequenas acumulações, a chamada Rodadinha, e participação de 91 empresas habilitadas. A segunda rodada ocorreu em junho de 2006, com seleção de 14 áreas com acumulações marginais, sendo habilitadas 55 empresas. A Tabela 1 apresenta um sumário destes dois “leilões”.

Tabela 1. Resumo de áreas referente às duas rodadas específicas para áreas inativas com acumulações marginais.

1 AM

2 AM

2005

2006

Bacias Sedimentares Abrangidas

4

3

Número de Acumulações Marginais Ofertadas Número de Acumulações Marginais Arrematadas Número de Acumulações Marginais Concedidas* AM Concedidas/AM Licitadas

17

14

16

11

14

7

82,4%

50,0%

Rodadinhas de Licitações de Áreas com Acumulações Marginais

Fonte: Sítio de rodadas da ANP, 2013 (http://www.brasil-rounds.gov.br)

A contribuição dos pequenos e médios produtores pode ser conectada ao desenvolvimento de uma cadeia produtiva formada por pequenos empreendedores, interesse e formação de recursos humanos nas localidades, manutenção da infraestrutura da região, a formalização de atividades econômicas locais, etc (RODRIGUES, 2007). Esses impactos são ampliados em função da localização da maioria destes campos, presentes em áreas isoladas e de baixo IDH (FERREIRA, 2009). Acrescenta-se que a sobrevivência de pequenas e médias operadoras está diretamente relacionada à aquisição de novas áreas produtivas, o que permitirá o aumento do fator de recuperação dessas jazidas.

2.1. As próximas licitações de áreas para E&P de petróleo e gás A ANP realizará a 11ª Rodada de licitação de Petróleo e Gás, que terá um total de 155,8 mil km² distribuídos em duzentos e oitenta e nove blocos, considerando o interesse do Governo Federal em realizar rodadas de licitações para a concessão de blocos em áreas fora do Pré-Sal, em bacias de no 349

Petro & Química

69

Artigo Técnico

3. Desafios na consolidação da produção de p&g em bacias maduras e acumulações marginais O atual cenário de preços do petróleo concorre para que se torne viável a operação em áreas com pequenas acumulações.

A ausência de uma política efetiva de governo e um sistema tributário, que diferencie os regimes fiscais dos grandes e pequenos campos, sobretudo que forneça soluções para atenuar os efeitos de um mercado com os vícios do monopólio, influenciam na consolidação de um Segmento de pequenos e médios produtores. Apesar da realização das Rodadas de Licitações de

Petróleo (bbl/dia)

blocos exploratórios em áreas terrestres de bacias maduras e das chamadas Rodadinhas, não é incorreto falar em “necessidade de consolidação”. As Figuras 1, 2 e 3 apresentam a produção média de petróleo, gás natural e água, no período de 1999 à 2013, nas cinco bacias brasileiras consideradas maduras: Alagoas, Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe.

90000 85000 80000 75000 70000 65000 60000 55000 50000 45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000

Alagoas Espírito Santo Potiguar Recôncavo Sergipe

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

Ano

Figura 1. Produção de petróleo (bbl/dia) nas bacias de Alagoas, Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe de 1999 até Março de 2013 (Fonte: ANP/2013)

Verifica-se queda da produção de petróleo na Bacia de Alagoas de aproximadamente 22%, de 27% da Bacia Potiguar e 8% na Bacia do Recôncavo, no período, enquanto que as Bacias do Espírito Santo e Sergipe tiveram aumento da produção de petróleo de 44% e 27%, respectivamente. No total, houve uma queda de 15% na produção de petróleo nas Bacias Maduras terrestres nos últimos 15 anos.

Alagoas EspSanto Potiguar Recôncavo Sergipe

6000 5000

Gás (M m 3/dia)

novas fronteiras exploratórias e em bacias maduras, com exclusão das áreas dos blocos com potencial para produção de recursos não convencionais a partir das rochas geradoras.

O evento objetiva a promoção do conhecimento das bacias sedimentares, desenvolvimento da pequena indústria petrolífera e fixação de empresas nacionais e estrangeiras no país, dando continuidade à demanda por bens e serviços locais, à geração de empregos e à distribuição de renda. Agendada para ocorrer nos dias 14 e 15 de maio deste ano de 2013, a 11ª Rodada de blocos de Petróleo e Gás atraiu interesse de um total de 71 empresas de 18 países diferentes. Deste total, 64 foram consideradas habilitadas pela ANP4, número recorde que supera o de 61 empresas habilitadas na 9ª rodada5. Esta licitação tem previsão de ofertar blocos localizados em 11 Bacias Sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano. Dos 289 blocos, 123 estão situados em terra.

De acordo com a legislação nacional vigente, as empresas interessadas em operar nessas áreas devem obter qualificação técnica, financeira e jurídica, nos termos dos editais das licitações conduzidas pela ANP, atendendo a requisitos cada vez mais afeitos a garantia da segurança e preservação ambiental nas operações. Assim, os contratos de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, firmados entre a União e empresas vencedoras nas rodadas de licitações, incluem a cláusula de conteúdo local6 - atividades de fornecimento de bens e serviços nacionais, que são fiscalizadas nas fases de exploração e produção pelo órgão regulador. O sistema de certificação de conteúdo local compreende um conjunto de quatro resoluções7 da ANP, o qual está sendo reformulado pela Agência e faz parte de sua Agenda Regulatória de 2013-2014. É o reinício da exploração terrestre no Brasil, sendo de grande importância inclusive para a Petrobras oxigenar sua carteira de grandes projetos em E&P. Para 2014, atendendo à determinação do Governo Federal de promoção anual de blocos em áreas maduras e de acumulações marginais, espera-se o retorno também das rodadinhas.

4000 3000 2000 1000 0

1998

2000

2002

2004

2006 2008

2010

2012

2014

Ano

Figura 2. Produção de gás (Mm3/dia) nas bacias de Alagoas, Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe de 1999 até Março de 2013 (Fonte: ANP/2013)

4 Retirado de <http://www.anp.gov.br/?id=2707>, em 21 de Abril de 2013 5 Assessoria de Imprensa da ANP, visto em 21 de Abril de 2013 6 O conteúdo local é a porcentagem de materiais, equipamentos, sistemas e serviços produzidos em território nacional em relação ao total de compras feitas por uma empresa concessionária em exploração e produção.

7 nº 36, Regulamento de Certificação de Conteúdo Local;nº 37, Regulamento de Credenciamento de Entidade para Certificação de Conteúdo Local; nº 38, Regulamento de Auditorias de Certificadoras e nº 39, Regulamento do Relatório de Investimentos Locais.

70

Petro & Química

no 349

Agua (bbl/dia)

Artigo Técnico

900000 800000 700000 600000 500000 400000 300000 200000 100000

Alagoas E sp.S anto Potiguar R econcavo S ergipe

40000 30000 20000 10000 0 1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

Ano

Figura 3. Produção de água (bbl/dia) nas bacias de Alagoas, Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe de 1999 até Março de 2013 (Fonte: ANP/2013)

Observa-se a tendência à manutenção dos baixos volumes produzidos de gás natural nas Bacias Maduras terrestres. Entretanto, a produção média de água aumentou drasticamente no período, passando de cerca de 550 mil b/d para mais de 1, 63 milhões de b/d de água produzida. Para todas as bacias é crescente o aumento do volume de água produzida, com realce para as Bacias Potiguar, Recôncavo e Sergipe. Ou seja, o que ocorreu nos últimos anos, de modo geral, foi um aumento de 200% do volume de água produzida para que se mantivesse a produção de petróleo e gás natural com declínio de 15% no período.

A Tabela 2 apresenta a produção de Fevereiro de 2013 (terra e mar), referente às cinco bacias supracitadas.

Tabela 2. Produção de petróleo e gás natural nas bacias do Recôncavo, Potiguar, Sergipe-Alagoas e do Espírito Santo (Terra e Mar) Bacia

Produção (boe/d)

% do total

Recôncavo

62.387,00

2,5

Potiguar

72.128,00

2,9

Sergipe-Alagoas

71.764,00

2,9

Espírito Santo

79.370,00

3,2

Total

285.649,00

11,4

Produção Total de Hidrocarbonetos no Brasil em Fevereiro/2013

lução CNPE Nº 1/2013, mas ainda sem efetividade para manutenção das ofertas); (II) Ausência de elaboração de regramentos específicos; (III) Ausência de dados/informações sobre as áreas com acumulações marginais (muito desses dados ainda se encontram com o antigo operador); IV) Dificuldade para elaboração de EVTE (Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica) por falta de dados/informações; (V) Preço de acesso aos dados/informações técnicas (a ANP/SDT/BDEP interferiu nesses aspectos ao propiciar o plano ANP04 para acesso aos dados das empresas de médio e pequeno porte); (VI) A ausência de definição de modelo adequado de garantia financeira para atividades e para abandono/desativação; (VII) Licenciamento ambiental, que ainda em descompasso com as responsabilidades do pequeno produtor, deixa o órgão ambiental temeroso da capacidade do mesmo em responder às emergências ambientais; VIII) Ausência de garantia de comercialização da produção; (IX) Entraves estaduais para a produção de gás natural e X) Elevada carga tributária interestadual, sendo que alguns estados já resolveram essa questão; b) Aspectos Contratuais: I) ausência de modelos de editais e contratos específicos para acumulações marginais, o que se espera que comece a ser resolvido em 2013 devido a nova regulamentação, com leilões anuais; (II) modelos de garantia financeira inadequados para pequenos produtores; (III) cláusulas inflexíveis sobre certificação de conteúdo local (cartilha) e pagamento de royalties (impedimento legal); (IV) prazos insuficientes para realização das atividades e (V) dificuldade para atendimento da medição fiscal de petróleo estabilizado quando da produção de elevados volumes de água produzida; e c) Aspectos Produtivos: (I) estrutura de mercado, com produção com vícios de monopólio; (II) ausência de mercado de serviços para atender pequeno produtor, principalmente quando acesso a janelas de sondas; (III) dificuldades na separação primária; (IV) dificuldade para comercializar a produção; (V) dificuldade na obtenção de linha de crédito/ financiamento de projetos; e (VI) escassez de mão de obra especializada.

3.1. Algumas variáveis operacionais 2.498.719,00 boe/d

Fonte: ANP, Fevereiro de 2013

No Seminário “Regulação e Políticas Públicas para a Produção Onshore de Petróleo e Gás”, promovido pela FIEB/ UFBA, a ANP apontou três aspectos que são considerados críticos para os pequenos produtores, em adição a necessidade de definição do que vem a ser empresa de pequeno e médio porte na indústria de petróleo, ademais da necessidade de previsibilidade da Agenda Regulatória, como resultado da Análise de Impactos com a sociedade. a) Aspectos Regulatórios: (I) Ausência de política nacional, inclusive quanto à seleção e ao acesso às novas áreas com acumulações marginais (situação revertida com a reso-

O êxito no desenvolvimento de campos com pequenas acumulações está associado com o acesso a tecnologias de recuperação avançada (isso inclui resultado de P&D e inovação tecnológica). Os principais desafios operacionais associados aos campos terrestres e daqueles com acumulações marginais são: (I) abastecimento de energia, já que muitas instalações inativas marginais se encontram em áreas isoladas; (II) instalações obsoletas, estrutura parada ou operando há anos; (III) custos com equipamentos de superfície e subsuperfície, com destaque para o uso de sonda; (III) produção de areia, característico em campos maduros e (IV) o gerenciamento dos crescentes volumes de água produzida.

Dentre esses, as atividades com maior custo operacional são

no 349

Petro & Química

71

Artigo Técnico as (I) intervenção com sonda, (II) manutenção do sistema de produção, relacionada com a conservação da estação de recebimento e dos sistemas de elevação; (III) transporte e estocagem de fluídos (óleo, gás e água produzida) e (IV) o gerenciamento de água produzida. Algumas dessas variáveis são descritas por SOUZA, 2002.

No cenário atual a comercialização do óleo ainda não é uma tarefa fácil para os pequenos e médios operadores. A principal compradora, a PETROBRAS, muitas vezes deixa de negociar o óleo com a justificativa da especificação. Em contrapartida abre-se o mercado para mini-refinarias como UNIVEN e Dax Oil, com interesse no óleo produzido por este nicho. Para que haja consolidação do mercado independente é fundamental também maximizar a aquisição de dados geofísicos das bacias sedimentares brasileiras. A aquisição de dados é transformada em informação e, no negócio de petróleo, informação reduz risco e aumenta atratividade.

A Figura 4 apresenta um resumo das principais variáveis apresentadas, relacionadas com o modelo de viabilização do nicho de mercado de pequenas e médias empresas produtoras de petróleo e gás.

nacional e medidas para aumentar a participação de empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural.

De fato, o Brasil tem oportunidade de aumentar o fator de recuperação das suas jazidas localizadas em áreas terrestres de bacias consideradas maduras, com a introdução no mercado de empresas com menor custo operacional, quando comparada às grandes empresas como a Petrobras, o que torna, na maioria dos casos, viável a operação de áreas para exploração e a produção de pequenas acumulações, independentemente da forma de contratação. Para esse objetivo ser alcançado, a grande empresa operadora estatal tem papel preponderante para cumprir, principalmente quanto à manutenção de investimentos nos projetos de desenvolvimento dos grandes campos das bacias maduras brasileiras, garantindo mercado de fornecedores de bens e serviços locais, além de garantir a comercialização inicial da produção de operadores de pequeno e médio porte.

Finalmente, existe a expectativa que a implementação da política nacional, principalmente pela ANP, Órgãos Ambientais, Entidades Financiadoras e a estatal Petrobras, com o monitoramento do CNPE, presidido pelo Ministério de Minas e Energia, possa remover as barreiras comerciais, de escala e regulatórias que impendem o desenvolvimento da produção de operadoras nacionais independentes e de arranjos produtivos locais.

Referências

Figura 4. Variáveis críticas para a viabilidade da consolidação do pequeno e médio operador de campos maduros e marginais (OLIVEIRA, 2012)

Considerações finais Com o objetivo de estimular o melhor aproveitamento dos recursos energéticos do país e impactar positivamente em regiões produtoras de petróleo, o Brasil tem a previsão de retomada das rodadas de licitações de E&P, enquanto o Governo sinaliza com a realização anual de leilões ofertando blocos em bacias maduras terrestres e áreas inativas com acumulações marginais, com base no recente estabelecimento de política 72

Petro & Química

no 349

Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás - ABPIP. Políticas e Estratégias para o desenvolvimento da produção independente de petróleo e gás.

Novembro, 2010.

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FERREIRA, D.F.; MOURA, P.C.S.S.; ARAUJO, P.S.; VIEIRA, V.M. Impactos Socioeconômicos da Produção de Petróleo e Gás Natural em Campos Marginais. Revista Petro & Química, Petróleo, Gás & Química, v. 304, p. 56-66, 2011.

FERREIRA, Doneivan F. Produção de petróleo e gás em campos marginais: um nascente mercado no Brasil.

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RODRIGUES, Felipe. R. Desenvolvimento das Companhias de Petróleo Independentes no Brasil: Obstáculos e Oportunidades. 2007. Trabalho de Técnicas de Pesquisa em Economia- Instituto de Economia, Universidade Federaldo Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2007.

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Artigo Técnico

Estabilidade de poços de petróleo inclinados e profundos Fátima Rúbia de Matos Dias Nogueira, Priimenko Viatcheslav Ivanovich Universidade Estadual do Norte Fluminense

Resumo Instabilidades da parede do poço podem causar consideráveis problemas nas operações de perfuração e completação, gerando tempos não produtivos e altos custos de mitigação.

Com base em equações da literatura, os autores do presente trabalho, apresentam um programa de computador para calcular a janela operacional de estabilidade dos valores de massa específica do fluido de perfuração, de modo a garantir a estabilidade do poço para a profundidade de interesse. A janela operacional do peso da lama consiste em se fixar um peso de lama inferior, para prevenir o colapso do poço ou a invasão do poço por fluidos da formação, e um peso de lama superior, para prevenir o fraturamento da parede do poço.

Neste trabalho foram utilizadas as equações desenvolvidas por Bradley para o cálculo do campo de tensões ao redor de um poço inclinado, sendo a contribuição dos autores a codificação destas equações em um programa de computador e a análise de alguns casos bases. Deste modo, o modelo pode ser aplicado na prática para o projeto do poço. As equações de Bradley foram desenvolvidas a partir das equações de equilíbrio e de compatibilidade e da lei de Hooke para um fluido de perfuração não-penetrante. Para a análise da falha na parede do poço foi adotado o critério de Mohr-Coulomb, escrito em função das componentes principais do tensor de tensões. Outros critérios de falha podem ser facilmente implementados no programa, pois todos estes podem ser escritos em função das tensões principais. Dentre os fatores que afetam a estabilidade do poço, foram estudados os efeitos da lâmina d´água, da resistência compressiva da rocha, da inclinação e orientação da trajetória do poço (azimute) e da anisotropia do estado de tensões original. Variando estes fatores foram gerados os valores das janelas operacionais do peso da lama de perfuração para cada cenário.

Introdução A perfuração de um poço de petróleo em trechos altamente inclinados pode implicar em significativos problemas de estabilidade para a parede de um poço. Problemas de estabilidade podem ocorrer tanto em poços verticais quanto em

Wellington Campos Petroleo Brasileiro S.A.

poços inclinados. O problema, no entanto, é geralmente mais frequente em poços inclinados, pois o tensor de tensões é menos favorável, variando ao longo da circunferência do poço.

Por outro lado, outros fatores também são determinantes. As características físico-químicas da rocha sendo perfurada, por exemplo, é um fator importante. (Aadnoy et al., 1987). Visto isto, é desejável ter disponível uma ferramenta de análise de estabilidade de poço durante o estágio de planejamento da perfuração e da construção do poço, de modo a agilizar os cálculos e uniformizar o tratamento.

Quando um poço é perfurado, as tensões in situ são significativamente modificadas perto da parede do poço. Isso leva ao aumento da tensão, ou concentração de tensões, ao redor do poço. A concentração de tensões pode levar ao colapso e desmoronamento ou à fratura da rocha, a depender do nível destas tensões, das direções das tensões principais máxima e mínima e da resistência da rocha. Rochas de uma dada profundidade da crosta terrestre são expostas a esforços compressivos de larga magnitude, tanto vertical quanto horizontalmente, assim como a uma pressão de poros, que pode ser normal ou anormal. O estado de tensão in situ, normalmente principais, são orientadas com a superfície da terra, isto é, uma tensão in situ principal é na direção vertical e as outras duas são no plano horizontal, (Fjaer et. al., 2002).

O cálculo das tensões é baseado no modelo linear elástico. É assumido que a fratura ocorre quando o limite elástico da rocha é alcançado. No caso elástico, a concentração de tensão alcançará seu máximo na parede do poço, (Fjaer et. al., 2002). Como a fratura na maioria das vezes ocorre primeiro na parede do poço, então, a solução das tensões na parede do poço é necessária.

Dentre os fatores que afetam a estabilidade dos poços, são considerados nesse estudo alguns dos mais importantes, a saber, o peso do fluido de perfuração, a lâmina d’água, a resistência da rocha, a inclinação e a orientação da trajetória do poço e a anisotropia de tensão horizontais e de resistência.

Materiais e métodos As equações de Bradley (1979) foram usadas para o desenvolvimento do programa de computador. Considerando no 349

Petro & Química

73

Artigo Técnico que o eixo do poço possa ter qualquer inclinação, é utilizada uma transformação de eixos coordenados. Esta transformação é descrita matematicamente pelos cossenos diretores, onde são obtidas as tensões de formação σ H , σ h e σ υ :

(1)

onde σ x , σ y , σ z são as tensões normais na formação virgem, τ x , y ,τ yz ,τ zx são as tensões cisalhantes na formação virgem, σ H é a tensão in situ horizontal maior, σ h é a tenσ são in situ horizontal menor e v é a tensão vertical; De acordo com Bradley (1979), uma solução geral em coordenadas cilíndricas de tensão ao redor do poço é dada por:

(2)

onde σ r é a tensão radial ao redor do poço, σ θ é a tensão tangencial ao redor do poço, σ z é a tensão axial ao redor do poço, τ rθ ,τ θ z ,τ rz são as tensões cisalhantes ao redor do poço, R é o raio do poço, r é a distância da parede poço, pw é a pressão hidrostática, θ é a posição ao redor da circunferência do poço, υ é o módulo de Poisson.

A solução apresentada nas Equações (2) foi desenvolvida com base na teoria da elasticidade linear e leva em consideração as tensões in situ e a pressão dentro do poço. Esta solução depende do ângulo θ, indicando que a tensão varia com a posição ao redor da circunferência do poço em poços inclinados. Nas equações de tensão ao redor do poço é assumido que o fluido de perfuração é um fluido não penetrante.

As seguintes hipóteses foram adotadas para a equação (2): o material rochoso é contínuo, elástico linear, homogêneo e isotrópico; a seção transversal do poço é circular; uma das tensões principais na crosta terrestre atua na direção vertical.

Substituindo r=R nas Equações (2), obtêm-se as tensões na parede do poço.

Para o cálculo das tensões em um poço vertical (i=0o) em uma formação com tensão horizontal anisotrópica σ H > σ h , sendo i=0o, a=0o, a direção θ =0o é paralela a σ H , para esta situação, de acordo com as Equações (2), as tensões na pare74

Petro & Química

no 349

de do poço (r=R) tornam-se: (3)

Neste caso σ r , σ θ e σ z são as tensões principais e podem ser usadas diretamente no critério de falha.

Considerando outra situação onde a tensão horizontal é isotrópica σ H = σ h , mas o poço é horizontal (i=90o), de acordo com as Equações (2), as tensões na parede do poço tornam-se:

σ r = pw σ θ = σ h + σ v − 2 cos 2θ (σ v − σ h ) − pw σ z = σ h −2v cos 2θ (σ v − σ h ) τ rθ = τ θ z = τ rz = 0

(4)

Neste caso σ r , σ θ e σ z são as tensões principais e também podem ser usadas diretamente no critério de falha.

Neste presente trabalho foi analisado o caso de um poço inclinado, onde a janela operacional da densidade da lama foi obtida utilizando o critério de falha de Mohr Coulomb.

A seguinte sequência foi adotada: (i) cálculo das tensões na formação virgem; (ii) cálculo das tensões na parede do poço; (iii) cálculo das tensões principais de cada intervalo do ângulo θ , 0< θ <180o.

A janela operacional do peso da lama se situa entre o menor peso de lama capaz de prevenir o colapso do poço e o máximo peso da lama capaz de prevenir o faturamento da parede do poço. Quando estes limites são conhecidos o poço e o programa de lama podem ser projetados. A análise do valor permitido para o peso da lama associado com a análise de estabilidade do poço possui uma contribuição muito importante para o design do poço.

O critério de Mohr-Coulomb é o critério de ruptura por cisalhamento devido à esforços de compressão mais utilizado na indústria do Petróleo, (Fjaer et. al., 2002).

Mohr assumiu que a falha cisalhante é uma variação da de tensão σ 1 em função da tensão confinante σ 3 .

(5) onde σ é a tensão efetiva normal do plano, τ é a tensão cisalhante ao longo do plano.

A equação da reta que define o critério de falha de MohrCoulomb em termos das tensões normal e cisalhante é dada por: '

(6) onde

So é o fator de coesão do material, ϕ é o ângulo

Artigo Técnico de atrito interno, τ é a tensão cisalhante e σ é a tensão efetiva.

O ângulo de atrito interno ϕ é relacionado com o coeficiente de fricção μ por: (7) '

O critério de falha de Mohr-Coulomb em termos das tensões normal e cisalhante associadas ao coeficiente de fricção interna é dado pela equação 8.

(8) onde So é o fator de coesão do material, μ é o coeficien' te e fricção interno, τ é a tensão cisalhante e σ é a tensão efetiva.

O critério de falha de Mohr-Coulomb em termos das tensões principais é dado por:

d`água e da resistência compressiva da rocha.

O estudo foi dividido em dois casos, caso 1 que foi assumido que as tensões horizontais in situ são isotrópicas, K=1e no caso 2 horizontais onde as tensões in situ são anisotrópicas K=1,2 . Em ambos os casos foi avaliado o comportamento da variação da densidade com a com a inclinação, variando a lâmina d’água e a resistência compressiva.

Gradiente LDA de pressão σv Caso (ft) de poros (psi) (psi/ft) 1

4.922

1

8.203

σH (psi)

σh K φ ν (psi) (σH/σh) (graus)

6.483 5.053 5.053

1

6.492 5.627 5.627

1

4.577 5.339 30o

0,465

Pp (psi)

0,2

2

4.922

6.483 6.064 5.053

1,2

4.577

2

8.203

6.491 6.753 5.627

1,2

5.339

(9) ´

Resultado e discussões A análise dos resultados obtidos neste trabalho foi feita para tensões horizontais in situ isotrópicas e tensões horizontais in situ anisotrópicas. A relação entre as tensões horizontais in situ máxima e mínima foi definida como K. A lâmina d`água (LDA) variou entre 1.500m e 2.500m.

Foi considerado o fator de Biot α = 1 e o coeficiente de Poisson υ = 0, 2 e a variação da resistência compressiva da rocha oscilou entre 8.000 psi e 16.000 psi.

Foi analisada a estabilidade em dois pontos da circunferência do poço, θ = 0º e θ = 90º. Também foi analisada a estabilidade para o azimute do poço coincidente com a direção da tensão in situ horizontal maior, a=0º, e para o azimute do poço coincidente com a direção da tensão horizontal menor, a=90º.

Para ambas as análises deste parâmetros, θ e a, foram investigados os comportamentos com o aumento da lâmina

Tabela 1 – Propriedades das rochas dos casos estudados

Caso 1, K=1, Tensões in situ isotrópicas.

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão 25 Massa específica da lama, ppg

´

20 F ratura teta = 0

15

C olaps o teta= 0 F ratura teta= 90

10

C olaps o teta= 90 5 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Inc linaç ão, graus

Figura 1 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=1.500m, tensões in situ horizontais isotrópicas, a=0o, Co=8.000psi.

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão 25

Massa específica da lama, ppg

onde σ 1 , σ 3 são as tensões principais efetivas, C0 é a resistência compressiva da rocha, β é o ângulo de fratura.

Para a elaboração do modelo numérico foram adotados os seguintes parâmetros como dados de entrada: propriedades da rocha (resistência, Módulo de Poisson e ângulo de atrito), tensões in-situ (tensões vertical e horizontal) e dados do poço (LDA, azimute). Com os dados de entrada foram obtidos os seguintes efeitos: as tensões na formação virgem, as tensões na parede do poço, as tensões principais. Os dados das tensões foram inseridos no critério de falha de Morh-Coulomb e foram obtidos os seguintes dados de saída: a densidade mínima da lama de perfuração capaz de prevenir o colapso do poço ou o kick e a densidade máxima da lama de perfuração capaz de prevenir a fratura do poço.

20 F ratura teta = 0

15

C olaps o teta= 0 F ratura teta= 90

10

C olaps o teta= 90 5 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Inc linaç ão, graus

Figura 2 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=1.500m, tensões in situ horizontais isotrópicas, a=0o, Co=16.000 psi.

no 349

Petro & Química

75

Artigo Técnico

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão 16

25

12 F ratura teta = 0

10

C olaps o teta= 0

8

F ratura teta= 90

6

C olaps o teta= 90

4 2 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Massa específica da lama, ppg

Massa específica da lama, ppg

14

20 F ratura teta = 0

15

C olaps o teta= 0 F ratura teta= 90

10

C olaps o teta= 90

5 0

100

0

10

20

30

Inc linaç ão, graus

Figura 3 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=2.500m, tensões in situ horizontais isotrópicas, a=0o, Co=8.000psi.

50

60

70

80

90

100

Figura 7 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=1.500m, tensões in situ horizontais anisotrópicas, a=0o, Co=16.000psi.

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão

20 18 16 14 12

25

F ratura teta = 0 C olaps o teta= 0

10 8 6 4 2 0

F ratura teta= 90 C olaps o teta= 90

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Massa específica da lama, ppg

Massa específica da lama, ppg

40

Inc linaç ão, graus

100

20 F ratura teta = 0

15

C olaps o teta= 0 F ratura teta= 90

10

C olaps o teta= 90 5 0 0

10

20

30

Inc linaç ão, graus

40

50

60

70

80

90

100

Inc linaç ão, graus

Figura 4 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=2.500m, tensões in situ horizontais isotrópicas, a=0o, Co=16.000psi.

Figura 8 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=1.500m, tensões in situ horizontais anisotrópicas, a=90o, Co=16.000psi.

Caso 2. K=1,2, tensões in situ anisotrópicas.

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão

20

20 F ratura teta = 0

15

C olaps o teta= 0 F ratura teta= 90

10

C olaps o teta= 90 5

Massa específica da lama, ppg

Massa específica da lama, ppg

25 15 F ratura teta = 0 C olaps o teta= 0

10

F ratura teta= 90 C olaps o teta= 90

5

0 0

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Inc linaç ão, graus

100

Inc linaç ão, graus

Figura 5 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=1.500m, tensões in situ horizontais anisotrópicas, a=0o, Co=8.000psi.

Figura 9 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=2.500m, tensões in situ horizontais anisotrópicas, a=0o, Co=8.000psi.

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão

20

20 F ratura teta = 0

15

C olaps o teta= 0 F ratura teta= 90

10

C olaps o teta= 90

5

Massa específica da lama, ppg

Massa específica da lama, ppg

25 15 F ratura teta = 0 C olaps o teta= 0

10

F ratura teta= 90 C olaps o teta= 90

5

0 0

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Inc linaç ão, graus

Inc linaç ão, graus

Figura 6 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=1.500m, tensões in situ horizontais anisotrópicas, a=90o, Co=8.000psi.

Petro & Química 76 no 349

Figura 10 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=2.500m, tensões in situ horizontais anisotrópicas, a=90o, Co=8.000psi.

Artigo Técnico M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão

Massa específica da lama, ppg

20

15 F ratura teta = 0 C olaps o teta= 0

10

F ratura teta= 90 C olaps o teta= 90

5

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Inc linaç ão, graus

Figura 11 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=2.500m, tensões horizontais in situ anisotrópicas, a=0o, Co=16.000psi.

M a ssa e sp e cífica x In clin a çã o

Massa específica da lama, ppg

20 15 F ra tu ra te ta =0 C o la p so te ta =0

10

F ra tu ra te ta =9 0 C o la p so te ta =9 0

5

da tensão in situ horizontal maior, a=0o, possui sua janela de estabilidade reduzida com o aumento da lâmina d´água.

Este comportamento foi observado tanto na posição θ=0o quanto em θ=90o. Comparando os resultados obtidos na análise para a posição θ=0o e θ=90o, o poço inclinado perfurado na direção da tensão in situ horizontal maior, a=0o, torna-se mais estável quando perfurado na posição θ=90o.

• Na análise do caso das tensão in situ horizontal anisotrópica, foi observado que um poço inclinado perfurado na direção da tensão in situ horizontal menor, a=90o, possui sua janela de estabilidade reduzida com o aumento da lâmina d´água. Este comportamento foi observado tanto para a posição θ=0o quanto para θ=90o. Comparando os resultados obtidos na análise para as posições θ=0o e θ=90o, o poço inclinado perfurado na direção da tensão in situ horizontal menor, a=90o, torna-se mais estável na posição θ=0o.

• Em ambas as análises dos casos de tensão in situ anisotrópica, o poço torna-se mais instável com o aumento da lâmina d´água e com o aumento da inclinação.

• Este trabalho representa um desenvolvimento importante para a análise da estabilidade de poços de petróleo, podendo ser utilizado em diversos cenários de poços.

Referências bibiográficas

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90 100

In clin a çã o , g ra u s

Figura 12 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=2.500m, tensões in situ horizontais anisotrópicas, a=90o, Co=16.000psi.

Conclusões Foi desenvolvido um programa de computador, com base em equações da literatura, para a solução numérica de um modelo matemático. O Programa de computador permite a análise da estabilidade de poços de petróleo profundos e inclinados, tornando possível fazer a simulação de diversos cenários de poços e determinar os parâmetros limites de massa específica do fluido de perfuração.

Conclusões dos resultados obtidos: • Em todas as análises realizadas a estabilidade aumentou com o aumento da resistência compressiva da rocha. Isso já era esperado, pois, com o aumento da resistência compressiva a rocha se torna mais resistente à falha por cisalhamento.

• Na análise do caso da tensão in situ horizontal isotrópica, foi observado que o poço torna-se mais instável com o aumento da lâmina d´água e com o aumento da inclinação.

• Na análise do caso da tensão in situ horizontal isotrópica, a janela de estabilidade diminuiu com o aumento da inclinação na posição θ=0o e aumentou com o aumento da inclinação na posição θ=90o. Foi possível concluir que para este caso a estabilidade é maior na posição θ=90o.

• Na análise do caso da tensão in situ horizontal anisotrópica, foi observado que um poço inclinado perfurado na direção

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no 349

Petro & Química

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Artigo Técnico

Otimização da produção em campo de petróleo pelo estudo do problema de localização de poços e unidades de produção

Santana, Roberta G. S. Student, Petroleum Engineering - Universidade Federal do Rio de Janeiro

Abstract O presente projeto apresenta um processo de determinação da melhor localização de poços e unidades produtoras em um campo de petróleo a fim de melhor a performance do reservatório, o volume de oleo recuperado e reduzir o comprimento toal de tubulações usadas, reduzindo o custo e maximixando a rentabilidade. O processo apresentado usa diversas análises estatísticas sob os valores resultantes de simulações de reservatórios em softwares comerciais, sob determinadas considerações e parâmetros. Análise de sensibilidade e a metodologia de superícies de resposta são também aplicadas para a melhor compreensão de como cada poço influencia na produção total e como a localização da plataforma e/ou manifold pode ser alterada para a otimização da produção. O método é demonstrado sendo aplicado em um campo de escala real, com dados sintéticos e objetiva ser mais uma maneira de guiar a tomada de decisões sobre um projeto de desenvolvimento de um campo produtor.

Nesse projeto, entende-se a necessidade da análise rápida e eficiente das características inerentes ao campo produtor e a indicação de solução ao problema da alocação da estrutura produtora. O método simplifica a busca por respostas relevantes, usando simulação e ferramentas de análise estatística, norteando a busca pela melhor estratégia de desenvolvimento.

2. Objetivo Esse trabalho objetiva a criação do cenário ótimo de alocação dos poços produtores e unidade de produção em dado modelo de reservatório, a partir de simulações, análises estatísticas e de superfícies de resposta, usando dados de produção e parâmetros relevantes. A demanda computacional para a criação desses cenários foca a simplicidade na utilização de softwares comerciais, mas que oferecem conclusões coerentes. O objetivo final do presente trabalho é o uso de dados de reservatório até a plataforma de produção para a estimativa do local ótimo para a estrutura de produção de petróleo.

1. Introdução

3. Metodologia

A simulação de reservatórios está sempre relacionada às etapas de desenvolvimento e gerenciamento de um campo, pela necessidade de previsão do comportamento daquele campo produtor, seja por necessidades econômicas ou de segurança. Durante o desenvolvimento do campo, o modelo de simulação do reservatório é usado como uma ferramenta de decisão para selecionar o melhor projeto de desenvolvimento e, também, prever a produção de óleo, gás e água do campo.

A localização dos poços produtores e injetores, e de plataformas de produção deve ser decidida de maneira a otimizar a produção de hidrocarbonetos, fazendo com que o volume de petróleo produzido seja o mais próximo do máximo. O investimento em campos produtores dá-se pelo balanço entre recursos despendidos e retorno financeiro. Sendo assim, o custo com as instalações necessárias para manter uma produção satisfatória de um campo pode não trazer lucros suficientes e não aquele campo economicamente atrativo e viável.

O projeto estuda os aspectos técnicos e teóricos relacionados ao problema proposto. Ainda, trabalha sua revisão bibliográfica sobre estudos realizados sobre o tema e do uso das ferramentas computacionais. A aplicação de análises estatística, bem como a simulação de reservatórios, utiliza ferramentas computacionais comerciais, mas, para a conclusão e obtenção de resultados e conclusões, são estabelecidas considerações iniciais para a simplificação do problema. Como simplificações, foram considerados apenas poços produtores, escoamento bifásico (óleo-água), solo marinho plano e conexão perpendicular entre manifold e unidade de produção.

Para que o objetivo final seja atingido, esse trabalho é divido em duas etapas: do reservatório até a árvore de natal molhada, e da ANM até a plataforma. Dessa maneira, a simulação de reservatórios obtém valores que alimentam a segunda metade e, assim, se complementam para a obtenção dos resultados e conclusões do projeto.

78

Petro & Química

no 349

Artigo Técnico 4. Ferramentas utilizadas Esse projeto baseia-se na integração de ferramentas de análise estatística para a solução do problema. As seguintes são utilizadas: a) Análise de Experimentos de Plackett-Burman; b)Metodologia de Superfície de resposta; c) Análise de Sensibilidade, e; d)Minitab®.

A distribuição inicial dos poços em solo marinho obedece um critério geométrico. O plano de localização do campo foi dividido em áreas iguais e cada poço foi localizado no centro geométrico de cada área delimitada.

5. Descrição do problema Um problema exemplo é desenvolvido tendo como base um cenário com um campo de petróleo sintético. O objetivo é localizar uma plataforma de produção flutuante interligada a poços satélites. São consideradas características do sistema marítimo de produção, reservatório, geometria de poços e propriedade de fluidos.

Para a resolução do problema, são feitas as seguintes considerações: • Escoamento bifásico (óleo e água); • Conexão perpendicular entre manifold e unidade de produção; • Escoamento Constante, com balanço de materiais exato entre injeção de água e produção e perda carga apenas friccional e gravitacional; • Solo marinho plano; • Lâmina d’água de 1000m.

As considerações aqui determinadas reduziram as variáveis e interferências durante o uso das ferramentas estatísticas e de otimização, focando o presente projeto da aplicação e desenvolvimento da metodologia.

O reservatório e os fluidos residentes possuem as seguintes características: Óleo Leve (doleo= 42.28 lbm/ ft³; API 77) Fluidos do Reservatório

Gás (d20,20=0,0971) Água (dágua= 62.43 lbm/ft³)

Razão Gás-Óleo inicial

136,7 sm3/m3

Compressibilidade da água

0.000002 1/psi

Fator Volume de Formação inicial da água

1,013

Profundidade do Contato gás-óleo

-7000 m

Profundidade do Contato óleo-água

- 8200 m

Pressão de referência do reservatório

3118.0008 psi

Viscosidade da água

0.4 cP

Fator Volume de Formação do óleo @ Psat

1.72

Viscosidade do oleo

0.135

Porosidade media

20%

Variação de 1 md – 800 md Permeabilidades Tabela 1 - Características médias do reservatório

Figura 1 - Localização dos poços Os 32 poços produtores verticais localizados tiveram as seguintes coordenadas: X(ft)

Y(ft)

X(ft)

Y(ft)

PROD1

550625 6807625

PROD17

550625

6802125

PROD2

551875 6807625

PROD18

551875

6802125

PROD3

553125 6807625

PROD19

553125

6802125

PROD4

554375 6807625

PROD20

554375

6802125

PROD5

555625 6807625

PROD21

555625

6802125

PROD6

556875 6807625

PROD22

556875

6802125

PROD7

558125 6807625

PROD23

558125

6802125

PROD8

559375 6807625

PROD24

559375

6802125

PROD9

550625 6804875

PROD25

550625

6799375

PROD10 551875 6804875

PROD26

551875

6799375

PROD11 553125 6804875

PROD27

553125

6799375

PROD12 554375 6804875

PROD28

554375

6799375

PROD13 555625 6804875

PROD29

555625

6799375

PROD14 556875 6804875

PROD30

556875

6799375

PROD15 558125 6804875

PROD31

558125

6799375

PROD16 559375 6804875

PROD32

559375

6799375

O modelo foi observado durante os seus 8 primeiros anos de vida produtiva (primeira fase), antes de haver queda na vazão de produção e de haver produção de gás, já que não estamos considerando nenhum método de elevação secundário.

A produção de cada poço foi controlada por 2000 STB/d e por 90% de BSW. Existe um aquífero que manterá a pressão do reservatório constante e será determinante para o mecanismo primário de produção.

São utilizadas no software Pipesim a correlação de Beggs e Brill para o cálculo de gradiente de pressão no fluxo multifásico. Esta correlação foi escolhida devido a aplicabilidade a fluxos verticais, inclinados e horizontais.

6. Modelagem do problema O problema descrito assume o seguinte algoritmo para a solução:

no 349

Petro & Química

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Artigo Técnico

Poço 17 0 1 Poço 18 0 0 Poço 19 1 0 Poço 20 1 1 Poço 21 1 1 Poço 22 0 1 Poço 23 1 0 Poço 24 1 1 Poço 25 1 1 Poço 26 1 1 Poço 27 1 1 Poço 28 0 1 Poço 29 0 0 Poço 30 0 0 Poço 31 1 0 Poço 32 1 1 Tabela 2 – Planejamento dos Poções

0 1 1 0 1 1 0 1 0 1 0 1 0 0 1 1

0 1 0 0 1 1 1 0 1 1 1 1 1 0 0 0

Na tabela acima, 0 indica que o poço não faz parte do cenário, enquanto 1 indica sua inserção no cenário criado.

Figura 2 – Esquema de trabalho

6.2. Otimização da localização dos poços

6.1. Planejamento dos poços O processo de localização dos poços, como ditto anteriormente, iniciou com a divisão do plano superior do reservatório em 32 áreas iguais. 32 poços foram localizados nos centros geométricos de cada uma dessas áreas e assumiram as coordenadas já mostradas. Considerando todas as combinações que poderiam ser criadas com esses poços, seria o número de cenários criados e, consequentemente, o número total de simulações necessárias para analizar a influência de cada poço no resultado final de volume de óleo produzido após 8 anos de vida produtiva. Pelo número de cenários possíveis, a análise de experimentos de Plackett-Burman foi aplicada para que o número de simulações necessárias fosse reduzido. A aplicação foi feita com o auxílio do Minitab, onde 35 cenários foram criados:

Poço 1 Poço 2 Poço 3 Poço 4 Poço 5 Poço 6 Poço 7 Poço 8 Poço 9 Poço 10 Poço 11 Poço 12 Poço 13 Poço 14 Poço 15 Poço 16

80

Simulação 1 0 0 1 0 0 1 1 0 1 0 1 0 0 0 0 1

Petro & Química

Simulação Simulação Simulação 2 n-1 n 1 0 0 0 1 1 0 1 0 1 0 0 0 0 1 0 1 0 1 0 0 1 1 1 0 0 1 1 0 0 0 0 1 1 1 0 0 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 1

no 349

Para a modelagem e simulação dos cenários, Petrel® e Eclipse® foram os softwares utilizados. Depois das 35 simulações, o volume total de óleo produzido por cada cenário foi o dado de saída do simulador e o dado de entrada para o Minitab, para que uma análise de sensibilidade pudesse ser feita. A idéia era entender como cada poço influenciava a produção total final. Então, a seguinte equação foi considerada:

Equação 1 – Equação para otimização

Onde i é o indicador do poço, c é o coeficiente de produção, que mostra a influência do poço na produção total, b é o valor binário, j é o indicador da simulação, Q é a produção total de óleo para cada simulação e C a Constantee da equação. Usando a análise de otimização, o Minitab forneceu como resultado o cenário composto pelos poços 3, 4, 5, 6, 10, 11, 13, 14, 15, 19, 20, 21, 22, 23, 26, 28, 29 e 30. O processo analisou a influência de cada poço no volume de oleo produzido após 8 anos de vida produtiva e retornou valores de coeficientes que expressam a importância de cada um em um cenário em que os 32 poços estivessem produzindo simultaneamente.

Como pode ser visto abaixo, alguns poços tiveram coeficientes negativos, o que mostra uma contribuição negativa na produção total, que ajuda a reduzir o volume total de óleo produzido. Então, o valor binário atribuido a esses poços foi 0. Os que tiveram coeficientes positivos, mostrando uma contribuição para o aumento do volume total produzido, receberam 1.

Artigo Técnico

Otimização - Constante: 71410922 Coeficiente Binário Poço 1 Poço 2

-12424396 -9560336

0 0

Binário

Poço 17

Coeficiente -550883

Poço 18

-168047

0 1

0

Poço 3

2019315

1

Poço 19

5780375

Poço 4

4019408

1

Poço 20

3346541

1

Poço 5

2330933

1

Poço 21

3618528

1

Poço 22

2402839

1 1

Poço 6

727657

1

Poço 7

-9447354

0

Poço 23

1356706

Poço 8

-4874003

0

Poço 24

-2557932

0

Poço 9

0

Poço 25

-1031992

0

Poço 10

-4724219 2888248

1

Poço 26

222699

1

Figura 4 – Localização ótima dos poços

Poço 11

1829088

1

Poço 27

-288770

0

6.3. Representação do solo marinho usando isovolumétricas

Poço 12

-1015185

0

Poço 28

1487206

1

Poço 13

3516621

1

Poço 29

954855

1

Poço 14

6450624

1

Poço 30

2860415

1

Poço 15

3290166

Poço 31

-1610810

0

Poço 32

-3071352

0

1 -783014 Poço 16 0 Tabela 3 – Coeficientes gerados

Para certificar que o cenário formado pelos poços após as analises estatísticas era mais eficiente que os anteriores, foi simulado e comparado com o volume acumulado de oleo produzidos pelos outros 35 anteriormente criados pela análise de experimentos de Plackett-Burman.

A ideia principal da representação do solo marinho com isovolumétricas foi considerar que cada poço cria um padrão de fluxo único. Como mostrado na figura 5, círculos concêntricos podem ser desenhados a partir da cabeça do poço e cada ponto na mesma circunferência tem o mesmo valor de vazão de óleo. Nesse projeto, a vazão de oleo sera considerada como uma variável da porcentagem de água no fluxo de oleo e da distância da cabeça do poço. Todos os outros fatores relacionados (rugosidade da tubulação, trocas térmicas…) estarão inseridos na Constante de equação. Assim, uma equação pode ser determinada para descrever o comportamente da vazão de oleo com o BSW e a distância.

A otimização da localização do manifold e da plataforma de produção, para escoamento dos poços, ocorre a partir do estudo da vazão total de óleo fluindo em cada ponto do solo marinho. Esses valores serão resultados da soma das equações descritivas de cada poço. Figura 5 exemplifica esse método: o fluxo total 1 será resultado da soma do fluxo das curvas C1/3 e C2/7 e o fluxo total 2 será resultado da soma das curvas C1/7 and C2/7. Para esse projeto, a representação do solo marinho com isovolumétricas considerará a produção de 16 poço, cada um com características específicas a serem dados de entrada na simulação de fluxo e próximas análises estatísticas.

Figura 3 – Volumes acunulados por simulação

Assim, a configuração final de poços ficou como: Figura 5 – Exemplo de padrão de isovolumétricas

no 349

Petro & Química

81

Artigo Técnico 6.4 Simulação de Fluxo (Pipesim) Para que fosse criado um banco de dados de comportamento de cada poço, o simulador de fluxo Pipesim foi usado para a obtenção de valores de vazão ao longo da tubulação no solo marinho, para diferente valores de BSW. Dados de profundidade de cada poço, índice de produtividade e BSW foram os dados alimentados no software para a obtenção dos resultados necessários.

Para os poços, foram considerados os seguintes valores de índice de produtividade (m³/d / kgf/cm²): POÇO 3

IP=8

POÇO 4

IP=60

POÇO 5

IP=80

POÇO 6

IP=25

POÇO 10

IP=60

POÇO 11

IP=100

POÇO 13

IP=260

POÇO 14

IP=80

POÇO 15

IP=20

POÇO 19

IP=140

POÇO 20

IP=150

POÇO 21

IP=160

POÇO 22

IP=80

POÇO 23

IP=20

POÇO 26

IP=16

POÇO 28

IP=18

POÇO 29

IP=20

2372.3

15

2500

2323

20

333

2207.8

20

666

2173

20

999

2139.9

20

1333

2108.3

20

1666

2078.4

20

2000

2049.9

20

2500

2009.6

30

333

1428.5

30

666

1410.3

30

999

1392.8

30

1333

1376.1

30

1666

1360.1

30

2000

1344.7

Cabe ressaltar que esse valores obtidos em Pipesim não consideram o controle da produção. A obtenção desse valores objetivou entender como a vazão de óleo na plataforma se comporta com a alteração do BSW. Essa decisão foi tomada com base na análize dos valores de BSW ao longo dos 8 anos de vida produtiva.

A equação, ao tomar valores de BSW, poderá mostrar o valor da vazão de fluido pela linha de produção.

6.5. Metodologia da Superfície de Resposta

Os valores de IP foram retirados dos dados de saída da simulação em Eclipse e os valores de vazão de pela tubulação em solo marinho, por BSW, foram dados de saída da simulação em Pipesim. Segue exemplo dos valores para o poço 4: POÇO 4

IP=60

BSW(%)

Distancia (m)

Vazão (m³/d)

0

333

3566.4

0

666

3498.8

0

999

3435.1

0

1333

3375.1

0

1666

3318.7

0

2000

3265.2

0

2500

3190.4

15

333

2566.9

15

666

2523.7

15

999

2482.8

15

1333

2443.9

15

1666

2407.2

Petro & Química

2000

30 2500 1322.8 Tabela 5 – Exemplo de valores captados do Pipesim

POÇO 30 IP=25 Tabela 4 – Índices de Produtividade

82

15

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As equações que descrevem o padrão de fluxo ao longo da linha em solo marinho, mostram a capacidade de fluxo em cada ponto do plano coberto por essa equação. Assim, é necessário entender como as variáveis distância e BSW (consideradas para a descrição do fluxo) interagem. Os gráficos de interação mostrados pelo Minitab são sugeriram o uso de superfície de resposta de segunda ordem que segue a seguinte equação:

Equação 2 – Equação geral de uma superfície de resposta de segunda ordem

Com os valores de BSW, vazão de fluidos e distâncias, as equações de supercífie de resposta para cada poço puderam ser geradas:

Equação 3 – Equação a ser formada para definir superfície de resposta referente a cada poço

Onde C é a Constante, d é a distância da cabeça de poço, BSW é o teor de água no fluxo, e ci são os coeficientes. Os resul-

Artigo Técnico tados da geração das superficies de resposta pelo Minitab® são os coeficientes que estão na tabela 6. Note que os coeficientes de d*d e d*BSW são tão pequenos que não serão considerados.

Poço 3

Poço 19

Poço 4

Poço 20

Poço 5

Poço 21

Poço 6

Poço 22

Poço 10

Poço 23

Poço 11

Poço 26

Poço 13

Poço 28

Poço 14

Poço 29

6.6. Cálculo das vazões de óleo ao longo do tempo correspondentes às possíveis posições da plataforma Com os coeficientes acima, cada poço descreve uma curva de vazão ao longo do solo marinho. Em cada instante, essas curvas são alteradas a partir da mudança no teor de água no fluxo e, assim, alterando a vazão de fluido pela linha de escoamento. Como torna-se muito difícil equacionar a alteração do valor de BSW com o tempo, para obter-se uma representação gráfica da distribuição da vazão de fluido pelo solo marinho, com o auxílio de uma rotina no Octave, fazse o somatório de valores discretos de vazão, variando-se a distância e o teor de água. A representação relativa pode ser observada na figura 6.

Figura 6 – Superfície de resposta total do sistema de poços

A planificação do gráfico mostra a região que tem a maior produção de óleo. A região vermelho mais intenso será a escolhida para o posicionamento do manifold e, consequentemente, na unidade flutuante de produção.

Figura 7 – Superfície de resposta total do sistema de poços planificada

6.7. Cálculo do valor presente líquido associado a cada posição da plataforma Poço 15

Poço 30

Tabela 6 – Coeficientes para as superfícies de resposta Considere WC como water cut, ou seja, BSW.

Para uma análise econômica coerente, foi considerado que o investimento inicia-se 5 anos antes da exploração efetiva, pela aquisição de dados sísmicos. Foram levantados valores de equipamentos e pessoal para as atividades de planejamento e operação relativas aos estudos do campo, perfuração, completação e produção. Ainda foram considerados os custos fiscais impostos pelo governo brano 349

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Artigo Técnico sileiro e valores médios do custo do barril e petróleo no mercado internacional. Assim, a análise foi produzida e o projeto apresenta um VPL de U$ 10.080.707.802.52 e TIR de 34% a.a., sendo altamente rentável.

7. Conclusões e discussões Muitas opções de escolha para a determinação do projeto de exploração de um campo foram expostas ao longo desse trabalho e a combinação destas promove alterações da curva de produção de um campo. A curva que mostra o comportamento da produção de fluidos ao longo do tempo é resultado da análise gráfica da equação 3, com os dados da tabela 6, mostradas anteriormente. Focando na análise da produção de óleo, é possível identificar que o volume produzido dependerá da permeabilidade relativa, variação de pressão e saturação de óleo no meio poroso ao longo do tempo. Dessa maneira, pode-se observar como variáveis matemáticas e de projeto são relevantes para o comportamento do fluxo de fluidos e para o volume de óleo e gás produzidos: - tipos de poços; - tipos de completação; - qualidade do upscaling; - permeabilidade relativa; - variação de pressão; - saturação de óleo.

Aqui, foram utilizados, para efeito de simplificação, apenas poços verticais e a produção foi feita a poço aberto. A definição da trajetória do poço e do método de completação estão diretamente relacionados à curva de produção de um campo. Quanto maior a trajetória, maior a perda de carga e, assim, maior a necessidade do projeto e aplicação de métodos de elevação artificial, que não são tratados nesse trabalho. A completação a poço aberto simplifica o projeto, porém não é usual. A aplicação de métodos de contenção de areia, apesar de proteger os equipamentos de poço, alteram a distribuição de permeabilidade ao redor da zona produtora, podem prejudicar a produção de óleo e gás, favorecendo a formaçao de cones de água. Como mencionado, o método de upscaling é necessário na modelagem de reservatórios, a fim de tornar o volume de dados geológicos compatíveis com a capacidade computacional de processamento de um modelador e simulador de reservatórios. Se o valor médio adotado pelo upscaling for incoerente com a realidade, a análise do reservatório e do fluxo de fluido por ele será ineficiente. Os teste de formação, perfis e análises da produção formam o bloco de informações que definirão as premissas de comportamento do reservatório e que regirá a tomada de decisões para desenvolvimento do campos. Essas são as principais variáveis de projeto que tornam a tomada de decisões complexa e cada vez mais com as novas fronteiras exploratórias a serem enfrentadas.

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O projeto descrito objetivou mostrar uma metodologia de obtenção de uma solução rápida e confiável que guie o processo de definição de um plano de desenvolvimento para um campo produtor de petróleo e gás. Foram utilizadas diversas ferramentas matemáticas e estatísticas de simples aplicação, mas que, em conjunto, puderam modelar uma solução para o problema de localização de poços e facilidades. Para que o trabalho fosse desenvolvido, algumas premissas foram estabelecidas. Assim, simplificações foram inseridas ao projeto, reduzindo a dificultade de trabalho com as variáveis, porém, não prejudicando a efeciência da metodologia, já que o incremento de complexidade apenas aumenta o volume de dados, equações e tempo de simulação necessários.

Os resultados obtidos mostram que a integração das ferramentas disponíveis é possível e que permite conclusões rápidas e mudanças no projeto com simples alterações no modelo de simulação inicial. Em termo de eficiência econômica, a escolha do ponto de coordenadas (169500, 2070000) em ft, para o posicionamento do manifold e referência para a posição da FPSO como unidade de produção flutuante, permitiu o rendimento do projeto, por redução no custo de tubulação para escoamento e simultânea otimização do volume de fluidos produzidos.

8. Referências Bibliográficas: 1. ROSA, Adalberto José; Carvalho, Renato de Souza; Xavier, José Augusto Daniel. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Rio de Janeiro: Editora Interciência, 2006.

2. HANSELMAN, Duane C. (Author), Littlefield, Bruca L., Mastering Matlab 7.2; 3. Petrel Introduction Course.

4. SCHUMACHER, Maria do Carmo Machado Fernandes. O uso das opções reais na avaliação econômica de projetos do setor mineral /Maria do Carmo Machado Fernandes Schumacher. Rio de Janeiro: UFRJ, 2002.

5. BEGGS, Production Optimization Using Nodal Analysis.

6. WILLIAMS B.K., Archer R.A., Management of Uncertainty in Reservoir Simulation Models: Software Tools and Engineering Workflow.

7. FRIEDMANN, F. and A. Chawathe,: “Uncertainty Assessment of Reservoir Performance Using Experimental Designs,” paper CIM 2001-170 presented at the 2001 Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Canada, 29 September–2 October.

8. DAMSLETH, E., A. Hage, and R. Volden,: “Maximum Information at Minimum Cost: A North Sea Field Development Study with Experimental Design,” JPT (December 1992), 1350–1360.

9. PLACKETT, R. L., Burman, J. P. “The Design of Optimum Multifactorial Experiments”, Biometrika, Vol.33, pp. 305-325, 1943.

11ª Rodada: arrecadação recorde

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Investimentos

ExxonMobil planeja investimento de US$ 190 bilhões em 5 anos

Subsea

Mokveld fornece válvulas para projeto no Mar do Norte

Divulgação

A ExxonMobil prevê investimentos de US$ 190 bilhões até 2017, para acompanhar o crescimento da demanda por energia. A previsão é que a produção aumente 4% por ano durante o período entre 2013 e 2017 – com a operação de 28 novos projetos.

Farm out

OGX vende 40% do campo de Tubarão Martelo à Petronas A OGX confirmou a venda à Petronas de uma participação de 40% nas concessões dos blocos BM-C-39 e BM-C-40, que contém o Campo de Tubarão Martelo e as acumulações Peró e Ingá, localizados na Bacia de Campos. Além da fatia nos blocos, a Petronas ficou com uma opção para adquirir 5% do capital total da OGX em poder do empresário Eike Batista, a um preço de R$ 6,30 por ação.

O negócio foi fechado por US$ 850 milhões. A OGX continuará como operadora dos blocos.

Farm in

HRT compra 60% do campo de Polvo A HRT Participações em Petróleo fechou acordo com a BP para adquirir 60% no campo de Polvo, na Bacia de Campos, por US$ 135 milhões. A BP produz aproximadamente 13 mil barris de petróleo por dia no campo.

Maré negra

ANP libera produção no campo de Frade A Chevron retomou a produção no campo de Frade, na Bacia de Campos. A Agência Nacional do Petróleo autorizou a empresa a produzir inicialmente em 20 mil barris/dia, e a perfurar poços rasos, mas não fazer injeção ou perfurar poços profundos. A Chevron foi obrigada a interromper a produção após duas exsudações registradas no campo, em novembro de 2011 e março de 2012. Antes da primeira exsudação, a produção média era de 60 mil barris diários.

ICMS

RJ passa a tributar importação de bens As importações de equipamentos para a exploração de petróleo e gás natural passarão a ser tributadas no Rio de Janeiro. O governo cancelou a isenção de ICMS e passará a cobrar o imposto com alíquota de 1,5%. A mudança está na Resolução Sefaz nº 631, e vale até 31 de dezembro de 2016.

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Válvula e atuador subsea

A Statoil irá utilizar válvulas subsea de controle antisurge fabricadas pela Mokveld no projeto de compressão de gás do campo de Asgard, no Mar do Norte. Com a instalação do sistema de compressão de gás submarino, desenvolvido pela Aker Solutions, a Statoil pretende aumentar as taxas de recuperação e vida útil do campo. Em parceria com Oceaneering, FMC e Aker Solutions, a Mokveld validou as válvulas de controle axial de 8”/ API 5.000.

Engenharia

Forship cria unidade para consultoria O Grupo Forship anunciou a criação da Unidade de Negócios de Consultoria, que vai abrigar todos os serviços prestados nessa área. No ano passado, pouco mais de 10% do resultado da empresa – cuja receita bruta foi de R$ 60 milhões – foi relativo a serviços de consultoria técnica. O escopo de serviços da unidade abrange desde consultoria para implantação de metodologia e ferramentas de gestão de comissionamento, estudos de viabilidade, acompanhamento de empreendimentos e análises de risco para respaldar decisões de agentes financiadores, passando por Owner’s Engineering, até o suporte regulatório, para que as empresas possam se instalar e operar no país atendendo todos os requisitos locais.

Evento

OTC 2013 bate recorde de público

Naval

Agência Petrobras

A OTC 2013, realizada em Houston, nos EUA, registrou recorde de público. 2.728 expositoras, de 40 países, foram vistas por 104,8 mil visitantes. O Pavilhão Brasileiro, montado pelo IBP e pela Onip pelo 14º ano consecutivo, reuniu 47 empresas e entidades.

A presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster, disse, no painel “Perspectivas no Mercado Global de Energia”, que a com- Solange: avanços tecnológicos no pré-sal panhia vai dobrar de tamanho até 2020, quando a produção chegará a 5,7 milhões de barris de óleo equivalente – atualmente a produção da Petrobras é de 2,2 milhões de barris de óleo equivalentes.

Durante o evento “Wise: Mulheres da Indústria Dividindo Experiências”, Graça Foster disse que as mulheres podem chegar ao topo. Para isso, o crescimento deve aliar o ganho de experiências à maturidade pessoal e profissional. “A presença das mulheres nas empresas torna o debate mais rico e melhora o processo de tomada de decisão. Quando o preconceito é permitido nas companhias, pode haver erros nas decisões administrativas e isso leva à perda de competitividade”.

A gerente executiva de Engenharia de Produção da Área de Exploração e Produção, Solange da Silva Guedes, enfatizou a importância da parceria da empresa com universidades e fornecedores no painel “Global Deepwater Technology Development”. Entre os destaques tecnológicos no pré-sal, Solange 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.

O gerente executivo do pré-sal da Área de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga, destacou os resultados do pré-sal durante o painel “Megaprojetos: Explorando as Oportunidades e Desafios”.

Segundo o executivo, a estratégia adotada para o pré-sal é uma extensão da adotada para o desenvolvimento dos campos de águas profundas da Bacia de Campos a partir dos anos 80.

Wilson Sons inaugura segundo estaleiro

Divulgação

Dique seco: realização de reparos nas embarcações

O Guarujá II, segunda unidade da Wilson Sons Estaleiros, dobra a capacidade de produção da companhia, que fabrica rebocadores e embarcações de apoio offshore. Resultado de um investimento de US$ 60 milhões, o novo estaleiro localizado no Guarujá / SP contar com uma capacidade de produção para 5.500 toneladas/ano. Isso significa que o espaço comportará a construção de aproximadamente quatro navios de apoio offshore e até seis rebocadores por ano.

ERP

IFS foca a sua atuação para atender às novas demandas do setor A IFS ampliou sua atuação local através do fortalecimento da sua unidade no Rio de Janeiro e das iniciativas da região Nordeste, onde estão as atividades relacionadas a petróleo. A empresa prevê investimentos para a contratação de novos recursos, a criação de parcerias e o desenvolvimento de um produto verticalizado para atender as demandas da área. A IFS possui um Centro de Excelência de Óleo e Gás na sua unidade da Noruega, que passa a transferir as melhores práticas de atuação para a operação do Rio de Janeiro, que replicará também para o Nordeste.

Gerenciamento de poços

Expro quer crescer 15% em 2013 A Expro fechou contrato com a Queiroz Galvão, em parceria com a Baker Hughes, no valor de R$ 20 milhões. A empresa fornecerá serviços de sistemas de segurança submarinos, aquisição de dados, amostragem de fluidos e análises, intervenções com cabo e teste de formação com coluna.

Este ano, a empresa tem planos de crescer 15% no Brasil. no 349

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Risers

Engenharia 2

Wood Group Kenny fará análise de engenharia para Saipem O Wood Group Kenny assinou um contrato com a Saipem para a análise de engenharia e projeto de configuração do sistema de risers lazy-wave de aço - SLWR, para o campo de Sapinhoá Norte, na Bacia de Santos. O escopo do projeto inclui análise de resposta extrema, análise da fadiga de onda, vibrações induzidas por vórtex e análises de interferência. As tarefas devem ser realizadas em duas etapas: primeiramente na forma de um projeto de engenharia frontend do tipo fast-track e, em seguida, por meio de uma verificação detalhada do projeto.

Chemtech e OTZ Engenharia farão detalhamento de módulos para FPSOs A Chemtech, em parceria com a OTZ Engenharia, foi escolhida pelo consórcio formado pelas empresas DM Construtora de Obras/TKK Engenharia para realizar o projeto de detalhamento de três módulos – dois de geração de energia e um de tratamento de gás – para seis FPSOs contratados pela Petrobras para a camada pré-sal.

Gasoduto

Engenharia 1

Radix fecha novo negócio com a Repar A Radix fechou seu segundo contrato com a Refinaria Presidente Getúlio Vargas – Repar. Durante um ano a empresa será responsável pelo planejamento e acompanhamento de toda a carteira de projetos que são executados na refinaria. O contrato é de R$ 1,5 milhão e inova em seu modelo – que será prestado remotamente e por produtos entregues.

Para atender aos estados do Sul do país e o Sul de São Paulo, a empresa abriu filial em Curitiba / PR. A previsão de faturamento para 2013 no Sul é de R$ 5 milhões. Até o final do ano a Radix abrirá filial no estado de São Paulo e no Nordeste – a empresa já conta, além da sede no Rio de Janeiro, com escritório em Belo Horizonte / MG.

Tuper assina contrato com a SCGgás para fornecer tubos A Tuper será a fornecedora dos tubos de aço que serão utilizados na rede de distribuição de gás natural da terceira fase do projeto Serra Catarinense. O contrato prevê o fornecimento de 2.000 toneladas de tubos de aço API 5L revestidos, de 12 polegadas por 6,35mm de espessura, que representam aproximadamente 40 km de gasodutos. A partir do lançamento da ordem de serviço, os construtores terão dois anos para concluir a instalação do gasoduto.

Plano de Negócios

Sem novos projetos, Petrobras prevê investir US$ 236 bi até 2017 A Petrobras pretende investir entre 2013 e 2017 US$ 236,7 bilhões. O novo Plano de Negócios, no entanto, não traz nenhum projeto novo – mantendo-se praticamente estável em relação ao planejado para o período 2012-2016. Do total, US$ 207,1 bilhões se referem a projetos já em fase de implantação. O restante engloba os projetos que ainda não tiveram viabilidade econômica confirmada.

Apenas em 2013 serão aplicados R$ 97,7 bilhões – um incremento de 9,8%, descontada variação cambial e IGP-M, em relação ao investido em 2012.

O Plano foi montado em uma base que considera o preço do barril a US$ 100, com a taxa de câmbio variando entre R$ 2,00 e R$ 1,85 por dólar durante os cinco anos.

Os projetos da área de Exploração e Produção receberão 71% dos investimentos – US$ 147,5 bilhões, sendo US$ 24,3 bilhões programados para a exploração e US$ 106,9 bilhões para projetos de desenvolvimento da produção. A meta é elevar a extração de óleo no Brasil para 2,75 milhões de barris até 2017 extraindo, volume que aumenta para 4,2 milhões, em 2020. A Área de Abastecimento receberá 27% do total – 88

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US$ 64,8 bilhões. A área de Gás & Energia responderá por 4% dos investimentos – US$ 9,9 bilhões.

A Petrobras prevê obter US$ 9,9 bilhões com a venda de ativos.

Extremamente satisfeitos

Disputa por blocos e arrecadação recorde confirmam atratividade das bacias brasileiras O resultado final da 11ª Rodada de Licitações de áreas para exploração de petróleo e gás mostrou que as oil companies ainda consideram o Brasil muito atrativo. Dos 289 blocos ofertados, 142 foram arrematados – gerando uma arrecadação recorde de R$ 2,8 bilhões. O recorde anterior, de R$ 2,1 bilhões, fora registrado em 2007, na 9ª Rodada. Para explorar as novas áreas as empresas vão investir R$ 6,9 bilhões. Foi também batido o recorde de bônus por um só bloco: o consórcio formado pela Total, Petrobras e BP ofertou R$ 345,9 milhões pelo FZA-M-57, na Foz do Amazonas. “Isso é grandioso”, avaliou a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard.

Para o governo, ter ficado quase cinco anos sem oferta de novas áreas não foi um erro – e esse intervalo valorizou as áreas oferecidas. “Assumindo que tivéssemos feito a 11ª Rodada em 2009, mantendo a sequência de uma por ano, não havia a menor expectativa de que qualquer produção pudesse entrar antes Sheila Gomes, da Petra: 28 blocos arrematados de 2016 ou 2017. A única coisa que poderia ter mudado seria Para adquirir os 13 blocos, a OGX acabou desembolsando ter volumes adicionais para exportação em 2017 ou 2018 – o R$ 376 milhões – com ágio de 13.505% em um deles. A emque, em princípio, não é um prejuízo para o país”, justifica o presa fez parcerias com a Total, Queiroz Galvão secretário de petróleo do Ministério de Minas e Exxon Mobil. e Energia, Marco Antonio Martins Almeida.

Magda Chambriard avalia que o apetite deDas 30 empresas que arremataram blomonstrado pela Bacia do Parnaíba abre boas cos, 18 são estrangeiras – de 11 países – que perspectivas para a 12ª Rodada – agendada para foram atraídas principalmente pelos blocos novembro deste ano, a Rodada trará áreas com da margem equatorial. As áreas terrestres, potencial para produção de gás. promissoras em gás, foram disputadas pelas A Petrobras teve uma participação relativaempresas nacionais – com destaque para a mente modesta: em consórcio ou sozinha levou Petra, que levou 28 blocos, a OGX, que ar34 blocos nas bacias de Parnaíba, Espírito Santo, rematou 13 dos 32 blocos em que mostrou Barreirinhas e da Foz do Amazonas, a um custo interesse, e a novata Ouro Preto, que sozinha de R$ 537,9 milhões. Só que desta vez abriu mão arrematou dois blocos na Bacia de Parnaíba da condição de operadora na maioria deles. O mie um na Bacia de Barreirinhas. A empresa nistro de Minas e Energia, Edison Lobão – que adotou uma estratégia de se concentrar na assistiu primeiros lances da Rodada – afirmou que exploração de gás, em blocos terrestres, e de petróleo, no mar, e pagou, pelos três blocos Nelson Silva: parceria com Petrobras o governo não trabalha com a hipótese de mudar a condição de operadora única da Petrobras no regiR$ 14,8 milhões. “O governo está incentime de partilha de produção das áreas do pré-sal. A vando a produção de gás. E essa Bacia do primeira rodada nesse regime está agendada para Parnaíba já é uma produtora de gás, então outubro – quando a ANP oferta a área de Libra. estamos procurando nos alinhar com a políBG e Total venceram a disputa em dez blocos tica do governo”, disse o diretor de E&P da cada. “Saímos daqui muito satisfeitos em renovar Ouro Preto, Sérgio Possato. a parceria com a Petrobras e com a Galp, que já A Petra, que já explora gás natural nas tem muito sucesso no BM-S-11”, disse o presibacias do Parnaíba, do Amazonas e do São dente da BG no Brasil, Nelson Silva. Na Bacia Francisco, pagou cerca de R$ 109 milhões de Barreirinhas, a BG arrematou, sozinha, seis por 24 blocos nas Bacias do Tucano Sul e blocos, além de outros quatro em consórcio com do Parnaíba, além de quatro em parceria na a Petrobras e a Petrogal. A empresa gastou R$ Bacia de Pernambuco-Paraíba. A Queiroz 415,5 milhões em bônus e prevê investir mais Galvão desembolsou R$ 94 milhões em oito US$ 500 milhões na perfuração de sete poços. blocos nas bacias de Foz do Amazonas, CeO segundo maior investimento estrangeiro ará, Espírito Santo e Pernambuco-Paraíba. Denis Besset: maior ágio da Rodada no 349

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foi feito pela Total: R$ 371,9 milhões. O diretor executivo da empresa, Denis Palluat de Besset, explicou que a Bacia da Foz do Amazonas – onde está localizado o bloco mais valorizado da Rodada – tornou-se atrativa diante das descobertas anunciadas em áreas similares da Costa Oeste da África e Guiana Francesa. 14 Sergio Possato: interesse em gás dos 97 blocos ofertados na Bacia foram arrematados.

O presidente da Statoil no Brasil, Thore Kristiansen, disse que a empresa desembolsou R$ 195 milhões por seis blocos na Bacia do Espírito Santo porque pretende continuar crescendo no país. “O cenário do petróleo no Brasil é estável há alguns anos, o que nos dá tranquilidade para continuar Thore Kristiansen: cenário estável produzindo no País”.

O bônus ofertado pelas empresas ficou 797% acima do mínimo exigido pela ANP. Em relação ao programa exploratório mínimo, o ágio foi de 628%.

Os índices de conteúdo local ficaram abaixo da média das rodadas anteriores: 62,3% na fase de exploração e de 76% na fase de desenvolvimento da produção.

Manifestantes da CUT, da Federação Única dos Petroleiros, da União Nacional dos Estudantes e do PSTU se reuniram em frente ao hotel onde ocorreu a 11ª Rodada para protestar contra a concessão das áreas

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Destaques da 11ª Rodada de Licitações Blocos exploratórios 289 blocos oferecidos

49% 142 blocos arrematados

Empresa Petrobras BG OGX Total BP Statoil Petra Queiroz Galvão Exxonmobil Pacific Premier Ecopetrol Petrogal Gran Tierra Chevron BHP CEPSA Brasoil Manati Ouro Preto Nova Petróleo Geopark Sabre Chariot Cowan UTC Imetame Alvopetro Irati Niko Resources

Blocos Arrematados 34 10 13 10 8 6 28 8 2 3 3 3 9 3 1 2 2 4 3 5 7 3 4 6 3 7 3 2 2

Total de Bônus Ofertado R$ 537.913.428,00 R$ 415.500.000,00 R$ 376.010.743,00 R$ 371.932.453,00 R$ 261.263.096,00 R$ 195.020.507,00 R$ 111.519.473,30 R$ 94.906.652,40 R$ 63.871.113,00 R$ 58.491.370,90 R$ 49.044.726,50 R$ 44.558.050,00 R$ 37.851.000,00 R$ 33.330.000,00 R$ 31.358.050,00 R$ 30.150.000,00 R$ 30.100.000,00 R$ 19.322.409,00 R$ 14.807.597,00 R$ 11.647.000,00 R$ 10.200.000,00 R$ 6.800.000,00 R$ 4.256.572,00 R$ 3.760.000,00 R$ 2.750.000,00 R$ 2.740.999,97 R$ 1.088.296,32 R$ 500.000,00 R$ 212.112,90

Notícias da Petrobras

Tecnologia

Petrobras começa a testar padrão Foundation for ROM

Plano estratégico

Petrobras vai incluir gás não convencional em revisão de planejamento A Petrobras deve apresentar em julho seu Plano Estratégico 2030, com as diretrizes de investimentos da companhia para as próximas décadas. Segundo a presidente da empresa, Maria das Graças Foster, o interesse no gás onshore estará contemplado na carteira de projetos. O plano estratégico deverá ser anunciado pela Petrobras até julho.

Financiamento

Petrobras capta US$ 11 bi para saldar dívidas e investir

Equipamentos instalados na planta piloto do Cenpes

A Petrobras deu início aos testes com o padrão Foundation for Remote Operations Management - ROM. A Fieldbus Foundation fechou a parceria com a petroleira para validar o padrão, projetado para fornecer uma infraestrutura integrada para o gerenciamento de ativos em aplicações remotas.

A companhia instalou os instrumentos de medição – seis medidores de temperatura, dois medidores de pressão, duas válvulas on/off com indicador de posição e um display – na planta piloto PC-3, em seu centro de pesquisas. As informações seguem, via sinal de rádio, para outra área do cento de pesquisas, onde serão trabalhadas.

“Vislumbramos como sendo uma tecnologia muito interessante para aplicações na Petrobras e em outras companhias que requerem a integração de informações oriundas de áreas remotas”, avalia o gerente de automação do Centro de Pesquisas da Petrobras, Alexandre Müller.

Além da Petrobras, a Foundation Fieldbus já fechou acordo com a Reliance, Shell e Saudi Aramco.

O padrão Foundation for ROM fornece interface para as tecnologias sem fio usa linguagem EDDL e blocos de função para garantir a interoperabilidade dos equipamentos e sistemas. Com o desenvolvimento do conceito Association Block, os módulos de equipamentos são descritos em transducers. “O que temos com o ROM é a garantia de acesso completo a todas as funcionalidades dos equipamentos”, explica o diretor de Desenvolvimento da Smar, Libânio de Souza.

A Petrobras vai utilizar uma fatia de US$ 6 bilhões – do total de US$ 11 bilhões captados – em seu plano de investimentos.

Os US$ 5 bilhões restantes serão utilizados para saldar dívidas.

A captação é a maior já realizada em um mercado emergentes.

Os recursos foram levantados em seis diferentes tipos de bônus em dólar, com vencimentos que variam entre três e 30 anos.

Promef

Transpetro retoma contratos de 12 navios com Estaleiro Atlântico Sul

Agência Petrobras

Zumbi dos Palmares: segundo petroleiro entregue pelo Estaleiro Atlântico

A Transpetro assinou os aditivos para a retomada dos Contratos de Compra e Venda de 12 navios encomendados ao Estaleiro Atlântico Sul, que integram o Programa de Modernização e Expansão da Frota – Promef. Os contatos estavam suspensos desde maio de 2012, quando a coreana Samsung deixou de ser parceira tecnológica do estaleiro. Agora o Estaleiro Atlântico Sul terá assistência técnica da japonesa IHI Marine United.

A retomada dos contratos aconteceu dois dias após a cerimônia que marcou a primeira viagem do navio Zumbi dos Palmares, segundo petroleiro construído pelo Estaleiro.

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Petro & Química

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Notícias da Petrobras

Equipamentos

Compressores da Man Diesel & Turbo irão equipar FPSOs

Divulgação

Vedação

EagleBurgmann fornece selos para bombas do Osvat A subsidiária brasileira da EagleBurgmann está fornecendo selos mecânicos que usam tecnologia DiamondFace para as estações de bombeamento do oleoduto Osvat, nas estações de São Sebastião, Rio Pardo e Guararema / SP. Cada unidade de bombeamento deste oleoduto possui quatro bombas que já estão preparadas para receber fluidos com alta viscosidade.

A empresa também forneceu selos mecânicos e planos de selagem para os FPSOs replicantes que irão produzir petróleo e gás na área do pré-sal da Bacia de Santos.

Compressor produzido pela Man: reijeção de gás nos poços

A Petrobras encomendou à Man Diesel & Turbo seis compressores parafuso que serão instalados em módulos de compressão de gás em plataformas. A Iesa Óleo e Gás S/A, que montará os módulos, tem ainda uma opção para adquirir outras duas unidades. Cada sistema comprime o gás extraído em duas fases, usando uma combinação de dois tipos de compressor parafuso - dos tipos Skuel e CP. Na aplicação, os turbo-compressores levam o gás a uma pressão de descarga superior a 500 bar, para ser reinjetado no poço.

Prorefam

Petrobras contrata 23 navios de apoio A Petrobras aprovou a contratação de 23 embarcações de apoio – que fazem parte da quarta rodada do Plano de Renovação de Embarcações de Apoio Marítimo - Prorefam. A Galáxia Marítima, do Amazonas, arrematou quatro navios do tipo PSV 4500 e quatro do tipo OSRV 750. Starnav, de Santa Catarina, irá fornecer quatro PSV; Astromarítima, do Rio de Janeiro e Oceanpact, do Rio Grande do Sul, arremataram quatro OSRV cada uma; e a Geonavegação, do Rio de Janeiro, irá fornecer dois OSRV e um PSV. As embarcações cumprirão requisitos de conteúdo local de 60% e serão construídas no Brasil. Em julho, a Petrobras irá ao mercado para contratar outras 24 embarcações de apoio marítimo.

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Royalties

Petrobras terá que refazer cálculo para Albacora A Agência Nacional do Petróleo determinou que a Petrobras refaça os cálculos de produção de gás natural das plataformas P-25 e P-31, localizadas no Campo de Albacora, na Bacia de Campos. A ANP entendeu que a Petrobras calculou a medição de forma irregular, antes da separação, reduzindo pagamento de royalties e participações especiais de janeiro de 2003 a agosto de 2009. A Petrobras enviou recurso à ANP.

Subsea 1

Aker assina contrato de longo prazo com Petrobras A Aker Solutions fechou um contrato de aproximadamente U$ 800 milhões para fornecer equipamentos submarinos para a Petrobras até 2018. O contrato abrange 60 conjuntos de árvores de natal submarinas verticais, sistemas de controle submarinos, ferramentas e peças de reposição, que serão instalados nos campos do pré-sal.

Subsea 2

FMC Technologies fornece manifolds para pré-sal A FMC Technologies fechou contrato de US$ 130 milhões com a Petrobras para o fornecimento do primeiro sistema subsea de manifolds para o pré-sal. O acordo inicial prevê três manifolds, ferramentas, peças de reposição e sistemas de integração com os controles subsea. A entrega dos equipamentos está prevista para 2015. Toda a sua construção será feita no Brasil.

Refino

Petrobras atinge novo recorde de processamento A Petrobras atingiu novo recorde diário de processamento de petróleo nas suas refinarias. A carga refinada em 30 de março foi de 2,137 milhões de barris – no dia 3 de março, a companhia havia atingido a marca de 2,125 milhões de barris de petróleo processados.

Notícias da Petrobras

Termelétricas

Resultado financeiro

A Alstom Power renovou por sete anos um contrato de manutenção para prestar assistência técnica para 11 turbinas a gás, quatro turbinas a vapor e 14 geradores instalados nas usinas termelétricas de ciclo combinado Termorio, Piratininga e Termobahia. O contrato, no valor aproximado de € 90 milhões, compreende serviços de assistência técnica e peças para manutenção.

O ritmo de paradas programadas para manutenção de plataformas afetou o resultado financeiro da Petrobras no primeiro trimestre do ano. A produção foi 5% menor do que a registrada no primeiro trimestre de 2012. No período, foram extraídos em média 1.910 mil barris de óleo por dia. Somente as paradas programadas representaram 23 mil barris por dia a menos. O declínio natural dos campos contribuiu para a queda de 11 mil barris por dia. Além disso, a companhia finalizou a extração através dos sistemas de produção antecipada em Baúna e Jubarte. O diretor de Exploração e Produção, José Formigli, disse que o número de paradas programadas se manterá no mesmo patamar pelo segundo trimestre, mas diminuirá a partir do próximo semestre.

Como resultado da queda na produção e do aumento das necessidades de refino, a Petrobras reduziu as exportações de petróleo para 215 mil barris por dia. Com o aumento nas importações de petróleo, a companhia registrou um déficit de 269 mil barris diários.

A Petrobras registrou lucro líquido de R$ 7,69 bilhões no primeiro trimestre de 2013 – uma queda de 17% quando comparado com o mesmo período de 2012, quando registrou lucro líquido de R$ 9,21 bilhões.

Um dos destaques do balanço da Petrobras do primeiro trimestre foi a evolução dos índices de eficiência operacional – que chegaram a 75,7% na Unidade de Operações da Bacia de Campos - UO-BC. Sem o Programa de Eficiência Operacional - Proef, o indicador estaria em 69,8%. Os ganhos na Unidade de Operações Rio – UO-Rio foram de 20 mil barris por dia, com eficiência média de 91%.

Alstom renova contrato de manutenção

Segurança

Sulzer Pumps fornecerá sistemas de combate a incêndio para FPSOs A Sulzer Pumps irá fornecer 12 sistemas de combate a incêndio que serão instalados em quatro FPSOs – construídos pelo Estaleiro Enseada do Paraguaçu, as plataformas serão alocadas na área da Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos. Cada FPSO terá três sistemas de combate a incêndio com acionamento dieselhidráulico, contendo bombas centrífugas, motor a diesel, unidade hidráulica, sistema de detecção de incêndio e gás, container e acessórios.

Prodesin

Petrobras vende participação de 20% em seis blocos do Golfo do México

Paradas de manutenção reduzem produção no primeiro trimestre

Resultados financeiros (1º tri - 2013)

A Petrobras assinou um Contrato de Compra e Venda para alienação da sua participação de 20% nos blocos exploratórios KC 49, 50, 92, 93, 94 e 138 no Golfo do México. Estes blocos compõem o ativo denominado Gila e têm como operadora BP. Esta operação faz parte do programa de desinvestimento da Petrobras - Prodesin. A compania receberá US$ 110 milhões, além da participação em um bloco exploratório, adjacente ao campo de Tiber, no qual já está presente. A conclusão do negócio ainda depende de aprovação do Bureau of Ocean Energy Management - órgão regulador nos EUA.

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Pesquisa

IEN desenvolve tecnologia de radiotraçadores O Instituto de Engenharia Nuclear está desenvolvendo a tecnologia de radiotraçadores aplicados à indústria de petróleo e gás natural. Uma grande vantagem dessa tecnologia é a possibilidade de serem efetuadas intervenções sem influenciar na operação normal da instalação. Pela introdução de uma pequena quantidade de material marcada com um isótopo radioativo, tanto componentes isolados como todo o conjunto de uma unidade industrial podem ser avaliados e as possíveis falhas operacionais localizadas. A alta sensibilidade de detecção dos sistemas empregados permite o uso de concentrações baixas do radiotraçador, de modo a não representar risco radiológico para a saúde dos trabalhadores e também não causar danos ou contaminação radiológica/química ao equipamento e ao ambiente. Financiada pela Finep, a pesquisa é coordenada pelo físico Luís Brandão, está na fase de desenvolvimento de metodologias para estudo de processos industriais na área de petróleo e gás natural – a aferição e calibração de medidores de vazão para derivados do petróleo, o estudo de tempos de residência em unidades de processamento químico de petróleo, a localização de pontos de obstrução em unidades de transporte de petróleo e derivados e a avaliação de unidades de tratamento de efluentes em instalações petroquímicas.

Pegada de carbono

Braskem emite menos CO2 que indústrias americanas e europeias Primeira empresa do setor químico a tornar pública a Pegada de Carbono de seus produtos, a Braskem conseguiu reduzir sua emissão de gases de efeito estufa em 12,8% entre 2008 e 2012.

Esse avanço fez com que os números de Pegada de Carbono apresentados pela empresa fossem melhores que os produtos equivalentes produzidos na Europa e EUA. A cada tonelada de PP, a Braskem emite 1,33 toneladas de CO2 – nos EUA, a média é de 1,34 t CO2/t e na Europa 1,97 t CO2/t. No caso do PEAD, a Braskem emite 1,42 toneladas de CO2 para cada tonelada, enquanto as americanas emitem 1,48 t CO2/t e as europeias 1,93 t CO2/t.

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Petro & Química

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Biopolímeros 1

Produção deve crescer 240% até 2020 A capacidade de produção de biopolímeros deve crescer de 3,5 milhões de toneladas em 2011 para quase 12 milhões de toneladas em 2020, segundo um estudo realizando pela agência alemã Nova-Institut. Isso representará aproximadamente 3% da produção global de polímeros, estimada em cerca de 400 milhões de toneladas em 2020. Os maiores investimentos estão previstos para a Ásia e América do Sul, devido ao melhor acesso à matéria-prima e um cenário político favorável.

Biopolímeros 2

Braskem vai produzir PEBD renovável A Braskem decidiu usar o eteno obtido a partir da cana-de-açúcar para produzir polietileno de baixa densidade. A produção anual será de aproximadamente 30 mil toneladas e o produto estará disponível para o mercado a partir de janeiro de 2014. Para viabilizar a produção da nova linha, foram realizados investimentos para a interligação das fábricas e alguns equipamentos. A produção terá duas opções de tecnologia para possibilitar a produção de um portfólio de resinas com diferentes características e que permita atender uma maior variedade de aplicações. A Braskem já produz o polietileno de alta densidade - PEAD e baixa densidade linear - PEBDL em escala industrial desde setembro de 2010.

SSMA

Braskem reduz taxa de acidentes Em dez anos a Braskem reduziu em 90% a taxa de acidentes. No ano passado, 11 unidades industriais não registraram acidentes com ou sem afastamento na planta de polietileno em Camaçari / BA, a empresa atingiu a marca histórica de mais de 10 anos sem acidentes. No pólo do ABC, em São Paulo, a unidade de Insumos Básicos e Petroquímicos reduziu em 69% o número de acidentes e as plantas de Polipropileno e Polietileno reduziram em 100% entre 2010 e 2012. Os treinamentos de segurança e aplicações das “Regras de Ouro”, que contemplam nove itens com objetivo de reforçar a segurança e o valor das pessoas dentro da companhia, foram responsáveis por significativa redução na taxa de acidentes.

Capacitação 1

Petrobras assina convênio com Senai para desenvolvimento de simuladores

Agência Petrobras

No Núcleo de Treinamento Offshore, no Rio de Janeiro, já estão instalados três simuladores

A Petrobras e o Senai assinaram convênio para o desenvolvimento de simuladores e ambientes virtuais. Serão produzidos 14 novos simuladores de operações a serem utilizados para capacitação de profissionais da indústria de óleo e gás nos próximos cinco anos. O investimento de R$ 83,6 milhões é proveniente da aplicação de recursos associados aos investimentos obrigatórios em Pesquisa e Desenvolvimento e em treinamento num montante de 1% do faturamento dos campos que pagam participação especial.

Capacitação 2

Braskem exporta programa de capacitação para o México A Braskem está levando para o México o programa de capacitação dos integrantes que atuarão na planta da Braskem Idesa. Até o início das operações, em 2015, deverão ser formados cerca de 400 operadores. Para a capacitação, a Braskem leva a base da metodologia de formação por competências já aplicada no Brasil em parceria com o Senai, e para fomento do treinamento na região, atuará também com a Universidad Tecnológica Del Sureste de Veracruz. O Senai será responsável pela elaboração do material didático e pela coordenação técnico-pedagógica.

A primeira turma já contará com 140 alunos, que serão treinados por cinco meses. O programa de Formação de Operadores já conta com um investimento anual de R$ 1,2 milhão no Brasil – para formar operadores para as 29 plantas da empresa.

Tecnologia

Shell investirá em empresas inovadoras A Shell Technology Ventures, braço de empreendimentos corporativos da Shell, irá buscar fora da empresa projetos inovadores voltados ao setor de petróleo e gás. Até o final da década, a empresa vai investir em empresas de tecnologia, tecnologias de spin-out e fundos externos de venture capital.

As principais áreas de interesse são a produção e conversão de gás natural, mapeamento geofísico, produção e conversão químicas, novos materiais, aumento da recuperação de óleo e tratamento de água. Também poderão ser contemplados tecnologia da informação, perfuração e completação de poços, sensoriamento submerso; produção em ambientes desafiantes; eficiência operacional e tecnologias para as energias do futuro. A Shell proporcionará acesso à sua estrutura global de pesquisa, testes de campo e servirá como “cliente desencadeador” dessas novas tecnologias.

Fornecedores

Ecolab conclui aquisição da Champion A Ecolab concluiu a aquisição da Champion Technologies e de sua empresa coligada Corsicana Technologies. O total da transação, incluindo a dívida assumida, foi de aproximadamente US$ 2.3 bilhões. Especializada em produtos e serviços de energia para o segmento de óleo e gás, a Champion Technologies faturou aproximadamente US$ 1,3 bilhões em 2012. Com a aquisição da Champion Technologies, a unidade de negócios de Serviços de Energia passa a se chamar Nalco Champion. No Brasil, a unidade de negócios passa a incorporar 70 novos funcionários e uma unidade de produção em Macaé / RJ.

Certificação

Esab atualiza certificados A Esab confirmou em janeiro de 2013 a atualização dos certificados ISO 9001, ISO14001 e OHSAS 18001. As certificações são relativas a todo o Grupo, abrangendo todos os funcionários, unidades e atividades no mundo todo, como por exemplo, administração, desenvolvimento, projetos, compras, estoque, produção, vendas e serviços de produtos para soldagem e corte. A ESAB foi a primeira fornecedora de produtos para soldagem a ter uma unidade de produção com certificação ISO14001, em 1999, e a estendeu a todo o Grupo em 2006. A empresa decidiu incluir também a Saúde e a Segurança no sistema de gestão, e em 2008, o certificado foi estendido para cobrir também o OHSAS 18001.

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Reúso

Saneamento

A Viapol foi responsável pelo fornecimento de 3.074 Kg de Vitpoli ECO Verde – que tem a função de proteger a estrutura de concreto das substâncias agressivas contidas no esgoto e dos produtos químicos utilizados para a sanitização da água – para a Estação Produtora de Água Industrial do Projeto Aquapolo.

Inaugurado em novembro de 2012, o Aquapolo é fruto da parceria entre a Foz do Brasil e a Sabesp, e tem capacidade para produzir até 1.000 litros por segundo de água de reúso para fins industriais a partir do esgoto tratado.

Os diretores do Sindicato Nacional das Indústrias de Equipamentos para Saneamento Básico e Ambiental sugeriram que o Plano Nacional de Saneamento Básico adote uma clausula que priorize o conteúdo local nos moldes do que já é adotado pelo BNDES. Pesquisa realizada entre os associados do Sindesam aponta redução média de 20% no número de empregados nas empresas do setor, provocada pela importação de equipamentos. “Se tudo permanecer como está, este ano haverá uma nova redução de 20%”, ressalta o presidente do Sindesam, Valdir Folgosi. O Plansab vem sendo discutido desde 2007, no âmbito do Ministério das Cidades.

Viapol fornece solução para Projeto Aquapolo

Sindesam sugere política de conteúdo local ao Plansab

Edifícios sustentáveis

Bosch e Henkel se unem à Bayer em programa O Programa EcoCommercial Building, iniciativa liderada pela Bayer MaterialScience, ganhou a parceria da Bosch e a Henkel. A Bosch contribuirá com soluções de Energia e Tecnologias da Construção – como painéis fotovoltaicos para a geração solar de energia elétrica limpa, aquecimento de água solar e sistemas de segurança para controle de acesso e detecção de incêndio. Já a Henkel fornecerá produtos que contribuem para diversas aplicações na indústria da construção civil.

Projeto Aquapolo: proteção para estrutura de concreto

Água 1 Emissões

Enfil atua no revamp dos sistemas antipoluição A Enfil está atuando na atualização e modernização de equipamentos de proteção ambiental instalados nas décadas de 1980 a 2000. “A necessidade de atualização é decorrente do tempo de uso com o desgaste dos materiais, mesmo havendo adequada manutenção, e a maior parte do nosso parque da indústria de base tem 20 ou mais anos”, destaca o diretor da empresa, Franco Tarabini Jr. Para ampliar sua atuação na área a Enfil desenvolveu e absorveu novas tecnologias e sistemas que permitem otimizar o processo de revamp ou upgrade nos sistemas de retenção de particulados e gases. Entre eles o software CFD Computational Fluid Dynamics, que possibilita dimensionar os sistemas e reformá-los para obter maior eficácia. A empresa também assinou acordo com a Hitachi do Japão para uso da tecnologia MEEP, que obtém uma eficiência superior, e é especialmente utilizada naquele país, e em outros, em usinas de energia a carvão e em unidades de sinterização.

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Petro & Química

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Petrobras economiza mais de 23 bilhões de litros de água em 2012 Em 2012, o volume de água reusada pela Petrobras superou 23 bilhões de litros, quantidade suficiente para suprir 11% das atividades. O volume é quase 7% superior em relação ao ano anterior, quando foram reutilizados 21,5 bilhões de litros. A conclusão de novos projetos de reúso em refinarias permitirá à Petrobras alcançar, em 2015, uma economia superior a 35 bilhões de litros de água por ano.

A Regap foi a primeira refinaria a reutilizar o efluente em seu sistema de resfriamento, empregando o processo de dessalinização por eletrodiálise reversa - EDR. Com essa tecnologia, a unidade economizou, em 2012, 420 milhões de litros de água. No ano passado, a Revap também passou a contar com uma nova estação de tratamento de despejos industriais, com capacidade para tratar até 300 mil litros por hora de efluentes, o que pode levar a uma economia de até 2,6 bilhões de litros de água por ano. A unidade implantou um projeto pioneiro no uso da tecnologia de biorreatores a membranas - MBR para tratamento biológico de efluentes oleosos de refinarias. A Repar também inaugurou, em dezembro de 2012, uma nova estação de tratamento de despejos industriais com a tecnologia de MBR, que permitirá o reúso de 200 mil litros por hora de efluentes.

Água 2

Estudantes de SC e SP vencem Prêmio Enfil Mauro Valério da Silva, do Ipen/USP, na categoria Dissertação de Mestrado e Lucila Adriani Coral, da Universidade Federal de Santa Catarina na categoria Dissertação de Doutorado, venceram a edição 2012-2013 do Prêmio Enfil “Inovação em Tecnologias Ambientais”.

Entre os dez trabalhos encaminhados pelo curador do prêmio – Profº Ivanildo Hespanhol – Mauro buscou incorporar os lodos provenientes das estações de tratamento de água e das cinzas resultantes da queima de carvão em uma massa utilizada na fabricação de tijolos ecológicos, e Lucila abordou a aplicação do ozônio como etapa de pré-tratamento para evitar a presença de cianotoxinas e reduzir o número de células ao final do tratamento de águas superficiais oriundas de ambientes eutrofizados e com presença de cianobactérias.

Bioquimica

Finep aprova projetos não reembolsáveis do Paiss A Financiadora de Estudos e Projetos - Finep aprovou seis subvenções econômicas e um projeto cooperativo do Plano Conjunto de Apoio à Inovação Tecnológica Industrial dos Setores Sucroenergético e Sucroquímico - Paiss. Foram beneficiadas cinco empresas – VTT Brasil, Dow, Braskem, Methanum e Baraúna/USP – com um total de R$ 39,4 milhões para projetos voltados para tecnologias para produção do etanol 2G e novos produtos a partir da cana-de-açúcar.

Pesquisa

Evento

A Coppe/UFRJ terá o maior centro hiperbárico do Brasil voltado para testes em escala real de equipamentos e estruturas de grande porte usadas na exploração e produção de petróleo e gás em águas profundas e ultraprofundas. Fruto de uma parceria entre a Coppe e a Petrobras, o centro terá aproximadamente 850 m² de área construída e contará com duas câmaras hiperbáricas capazes de simular ambientes marinhos de até 13 mil metros de profundidade.

Na instalação, serão testados equipamentos como válvulas submarinas, ferramentas de instalação de equipamentos e módulos de controle submarinos. Além disso, poderão ser desenvolvidas novas técnicas de manutenção e inspeção submarina, conexões especiais e outros equipamentos da área de processamento submarino. O centro hiperbárico tem inauguração prevista para 2016.

O cientista chefe mundial da Shell, Gerald Schotman destacou a importância do gás natural para o futuro, e sua crescente parcela na produção da companhia, durante o 2º Encontro de Inovação da empresa, realizado no Rio de Janeiro. “Inovação está relacionada à forma com que pensamos e criamos novas parcerias. Na Shell, nós buscamos inovar até mesmo na forma de inovar”, disse Schotman, no painel “Papel da inovação e tecnologia para garantir um futuro de energia sustentável”.

O Encontro de Inovação reuniu especialistas da própria companhia e do mercado para discutir os desafios e inovações tecnológicas para atender à futura demanda global de energia.

Coppe e Petrobras implantarão centro hiperbárico

Shell reúne especialistas em Encontro de Inovação

Produtos & Serviços

Água

Análise de risco

O Serviço de Deionização Integral da Veolia Water possibilita o fornecimento de água de qualidade constante em qualquer capacidade e sem a necessidade da implantação de equipamentos próprios. Os cilindros de tratamento são fornecidos pela Veolia Water em regime de locação e o acompanhamento da operação inclui reposição periódica das resinas. O serviço também atua em setores específicos que pedem soluções especiais. A Veolia Water conta com uma central própria de regeneração de resinas, especialmente projetada e construída para dar segurança e qualidade ao serviço.

O software Safeti Offshore, que avalia potenciais perigos e riscos associados, carrega a experiência da DNV em análise quantitativa de risco no mar - QRA em seu aplicativo e reconhece que instalações offshore envolvem processos complexos com desafios específicos. A análise envolve desde folhas de cálculo - com a validação inerente e problemas de rastreabilidade - por meio de dinâmica de fluidos computacionais detalhados e simulações. A metodologia foi desenvolvida para atender os requisitos das normas internacionais, como ISO 17776 e Norsok Z-013. Todos os cenários de acidentes de hidrocarbonetos são considerados, incluindo incêndio, explosão, tóxicos e fumaça. Além disso, a análise detalhada é fornecida para modelar potenciais efeitos em dominó na função de segurança.

Literatura

Tubos Traceados Os Tubos Traceados com Isolamento Swagelok são projetados para manter a temperatura do fluído, através de uma resistência elétrica ou de uma linha de vapor. Permitem o controle da viscosidade do fluído, o que facilita o escoamento e pode ser aplicado em atmosferas explosivas. Podem ser utilizados para conectar linhas de processo a analisadores, para proteção contra congelamento, linhas de retorno de condensado, linhas de transferência de amostras em plantas químicas ou refinarias, linhas de instrumentação de ar ou gás, e linhas de analisadores. Estão disponíveis nas dimensões de 1/8’’ até 3/4” de diâmetro externo, com 1 ou 2 tubos de processo, podendo ser confeccionados em aço inoxidável 316, 316L, latão e PFA.

Válvulas O Manual de Filtração, de autoria de Marcos Gomes de Oliveira, preenche a lacuna na bibliografia nacional sobre filtração industrial. Cada sistema é tratado em capítulos específicos visando possibilitar ao leitor agregar conhecimentos em áreas distintas, abordados em uma sequência lógica e detalhada de cada sistema com suas configurações e características técnicas funcionais. Para maior amplitude global, dois capítulos são dedicados a gestão aos fundamentos e conceitos da filtração que são temas comuns aos demais capítulos, além das normas nacionais e internacionais que estão detalhadas em cada capítulo. Aborda ainda a redução de custos, atendimento a legislações ambientais, qualidade de vida, aumento da produtividade, proteção de equipamentos e saúde ocupacional.

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Petro & Química

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Uma iniciativa corporativa da Metso está ampliando o número de válvulas certificadas para os mais rigorosos padrões de emissões ambientais. Válvulas Neles e Jamesbury foram certificadas para atender às exigências ISO15848-1, e outras normas de regiões específicas como TA-Luft (Alemanha) e EPA 40 partes CFR 60/63 (EUA). As válvulas com ISO 15848-1 cumprem as normas de emissões mais rigorosas e é um requisito obrigatório da maioria dos projetos nas indústrias de petróleo e gás em todo o mundo.Os produtos Metso que atendem a ISO 15848-1 estão preparados para classe mais alta de temperatura (400 º C com grafite); classe baixa de vazamento (B); Classe A (foles de estanqueidade) da série criogênica com grafite. As válvula Metso minimizam as emissões fugitivas, mesmo em altas temperaturas de operação, atendendo às demandas de plantas de processamento de hidrocarbonetos.

Produtos & Serviços

Isolamento

Secagem

A Morgan Thermal Ceramics anuncia sua nova Manta FireMaster Marine Plus, um isolamento contra incêndio leve que oferece economia de até 30% comparada com a manta padrão FireMaster e os produtos de isolamento contra incêndio de fibra mineral tradicional.

Projetada para atender às normas mais rígidas de desempenho numa variedade de estruturas de convés e antepara de alumínio, aço e compostos, a Manta FireMaster Marine Plus oferece proteção contra incêndio de celulose e hidrocarbonetos. Sistemas certificados incluem anteparas e convés de aço e alumínio Classe A, construções de embarcações de alta velocidade construídas a partir de placas de alumínio de 2 mm e anteparas e convés de painel sanduíche composto classificado como 30 e 60 minutos.

Com a implantação do novo departamento Vomm Service, todas as vantagens do circuito fechado estão disponíveis para prestação de serviço. O circuito fechado Vomm foi desenvolvido para superar uma das maiores dificuldades da secagem térmica de lodos gerados em ETE ou em processos industriais: as emissões geradas. A solução consiste em fazer voltar na própria unidade modulada de secagem toda e qualquer emissão de ar, condensando os vapores liberados no lodo seco junto com alguns sólidos solúveis e retirando do circuito os incondensáveis. Desta forma, se alcançou o objetivo de emissão zero, sem falar dos líquidos condensados que normalmente são recuperados na lagoa da ETE. Para condensação dos vapores, também foi desenvolvido um turbo condensador de excelente troca térmica e mínima área ocupada, que tem grandes vantagens porque evita a sujeira dos cilindros e dos pratos existentes nos sistemas tradicionais de condensação (self cleaning).

Bomba dosadora

Trocadores de calor

A Milton Roy, representada no Brasil pela Vibropac, traz novas bombas dosadoras eletromagnéticas Excel AD8 e AD9. A série AD9, graças a suas numerosas funções de programação, atende a tratamento de água quente sanitária, tratamento de água de resfriamento, tratamento de água municipal e tratamento de lamas, e outros setores como enchimento, processos de dosagem contínua e processos automatizados. A taxa de administração calculada é exibida em l / h ou GPH, e compatível com a maioria dos produtos químicos utilizados. Pode ser adaptada para o processo e seu controle pode ser manual, por pulso, por sinal 4-20 mA, através de temporizador sequencial, por batelada, divisão de pulso/multiplicação, saída de 24 VDC ou controle on/off remoto.

A American Society of Mechanical Engineers - ASME certificou o sistema de qualidade da Tranter Latin America – o certificado garante que os trocadores de calor produzidos e aqueles que passam pelos serviços da Tranter estão em conformidade com as normas para caldeiras e vasos de pressão. Os selos “U” e “R” permitem a Tranter construir trocadores de calor ASME e repará-los segundo as mesmas normas, em suas instalações. O certificado tem validade de três anos, com uma revisão anual não anunciada para inspecionar que as diretrizes estão sendo cumpridas.

Software A Aspen Technology adquiriu os softwares Pipeline Scheduling System - PSS e Dock Scheduling System - DSS, da Refining Advantage, e mantém no mercado tanto o PSS – uma ferramenta de programação de dutos que permite que refinarias e terminais com dutos otimizem as programações para dutos e melhorem a lucratividade e a segurança – quanto o DSS – usado para programar docas, poupando custos de compensação pela demora de um navio no porto em função de atrasos em carga ou descarga.

Eles se integram aos produtos de Cadeia de Abastecimento de Petróleo da AspenTech, que inclui o Aspen PIMS e o Aspen Petroleum Scheduler, que possibilita a elaboração rápida, precisa e colaborativa de agendas de refinaria.

Telemetria A Telit Wireless Solutions e a Powelectrics Ltda anunciaram a colaboração para o mercado de aplicações sem fio de telemetria com o lançamento do Metron2 – um aparelho de telemetria multi-função conectado por rede celular capaz de medir remotamente o nível de tanques contendo líquidos e gases. O monitor do aparelho permite que a unidade seja usada também como um medidor e por um sistema de testes. Um painel opcional de contador de pulsos permite fazer leituras de medidores externos.

A instalação do Metron2 é fácil e rápida graças a uma extensa rede conectada com o módulo celular GE864QUAD V2 e a bateria interna do aparelho. Uma interface intuitiva de usuário apressa processos de instalação e testes. O Metron2 pode ser alimentado de diferentes fontes de energia, incluindo bateria ou fonte externa 6-24Vdc.

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Petro & Química

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Produtos & Serviços

Válvulas

Softwares

A Pentair Valves & Controls lançou uma nova linha de válvulas borboletas Keystone CompoSeal na faixa de tamanho de DN 40 – 300 (de 1,5 a 12 polegadas). A combinação do projeto inovador e materiais compostos modernos permite a utilização nas mais variadas aplicações. A empresa definiu o padrão para a tecnologia de válvula de materiais compostos com o lançamento dessa válvula como uma alternativa às soluções de borboleta com sede resiliente e corpo em ferro fundido, sem comprometer o desempenho.

A baixa condutividade térmica do material composto elimina a necessidade de isolamento. A integridade máxima da vedação praticamente elimina o risco de vazamento para o ambiente, tornando as operações mais seguras e limpas.

A combinação de materiais compostos projetados para alto desempenho e sedes em EPDM, NBR e fluorelastômero (FKM-B) oferece um benefício extra ao melhorar bastante a resistência química. As válvulas foram projetadas com materiais que garantem alto desempenho enquanto enquadram-se rigorosamente nas estruturas regulatórias e padrões de projeto industrial atuais como o ISO, EN, API e PED. As válvulas de materiais compostos Keystone são certificadas para padrões rigorosos de água potável e alimentação como KIWA, ACS, WRAS, Belgaqua, NSF61, FDA, além de vários padrões industriais importantes, incluindo a certificação de classe de embarcação DNV.

Refrigeração A Johnson Controls apresenta o novo chiller parafuso com variador de frequência York YVAA, disponível em uma gama de capacidade de 150 a 500 toneladas de refrigeração. O chiller apresenta baixo consumo de energia: em projetos de substituição, o desempenho energético do YVAA pode exceder em 50% em relação aos chillers antigos, enquanto que em novos projetos sua performance excede em até 25% quando comparado aos chillers concorrentes. O YVAA apresenta consumo flexível de energia, podendo ser configurado para oferecer um coeficiente de performance de até 3,4 e valores em cargas parciais de até 5,8. O YVAA utiliza o refrigerante HFC-134a, que não possui data para término de produção e comercialização e conta com potencial zero de agressão à camada de ozônio.

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Petro & Química

no 349

A IHS anunciou o lançamento do IHS Comply Plus 3.2, e IHS Intelligent Authoring 4.3.1, versões atualizadas do software da empresa para produtos avançados, gerenciamento de produtos químicos e folha de gestão de dados de segurança. Os novos softwares permitirão reagir mais facilmente às rápidas mudanças nas regras de manejo de produto, e também vão ajudar a estabelecer as bases para a Gestão da Sustentabilidade Empresarial abrangente.

A versão atualizada do IHS Intelligent Authoring 4.3.1 fornece conjuntos de ferramentas automatizadas para permitir melhorias de processo e garantir o cumprimento dos requisitos da OSHA HCS e outras normas globais, incluindo: implementação nos EUA do Sistema Globalmente Harmonizado de acordo com o OSHA Hazard Communication Standard 2012; GHS Revisão 4 que implementa o novo padrão de rotulagem química do Brasil; ferramentas automatizadas para identificar substâncias críticas como chumbo em misturas, com base na metodologia Dangerous Preparation Directive, que permite desenvolver cenários e fichas de dados de segurança para as misturas sob registo, avaliação, autorização e restrição de substâncias químicas – Reach.

A versão atualizada do IHS Comply 3.2 oferece melhorias para garantir a conformidade com as principais normas de manejo de produtos e impulsionar melhorias de processos, incluindo: novas classificações de risco de apoio OSHA HCS 2012, que permite aos usuários identificar produtos não abrangidos pela classificação GHS; notificação de itens de classificação de perigo incompletos e classificações atribuídas pelo usuário.

Absorventes A Produced Water Absorbents – PWA e a Enviro –Tech vão trabalhar juntas em soluções a área de petróleo e gás.

Seu primeiro projeto conjunto, no Golfo do México, vai oferecer o Osorb, que remove até 99% de hidrocarbonetos e produtos químicos da água de campos petrolíferos. O material possui uma elevada afinidade para os compostos orgânicos e repele a água. A sua capacidade de regeneração não só reduz os custos de substituição, mas também diminuir a quantidade de resíduos a serem transportados e descartados.

Rio Pipeline

2013

Conference & Exposition

September, 24-26

Rio Pipeline Conference & Exposition 2013 24 a 26 de setembro de 2013 • Rio de Janeiro

Clube de Ideias

02/13

Maximizando a produtividade e eficiência logística

Patrocínio Diamante

Apoio Institucional

Participação

Promoção e Realização

REGIONAL ASSOCIATION OF OIL, GAS AND BIOFUELS SECTOR COMPANIES IN LATIN AMERICA AND THE CARIBEEAN

INSCRIÇÕES ABERTAS!

www.riopipeline.com.br