Desenvolvimento de Tecnologias

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Íntegra do Capítulo 3 do estudo: A Petrobrás e a exploração de Petróleo Offshore no Brasil: um approach evolucionário

Autores:

José Benedito Ortiz Neto – Economista pela Universidade Estadual de Londrina. Mestrando em Desenvolvimento Econômico no PPGDE da UFPR. Bolsista da CAPES. E-mail: neto@londrina.net.

Armando João Dalla Costa – Doutor em História Econômica pela Université de Paris III (Sorbonne Nouvelle). Professor no Departamento de Economia e no PPGDE; coordenador do NUPEM – Núcleo de Pesquisa em Economia Empresarial da UFPR. Homepage: http://www.empresas.ufpr.br. E-mail: ajdcosta@ufpr.br.

A indústria offshore mundial teve seu nascimento datado entre os anos 1930 e 1950 na Venezuela e Golfo do México, respectivamente. A partir de então, a exploração começou a se expandir para o Mar do Norte e formou o primeiro pull de empresas nesta segmentação, entre elas a Shell, Exxon, Texaco e AGIP (Furtado, 1996). No Brasil, já no final de 1950, devido às análises geográficas, havia o conhecimento de que o país possuía reservas de petróleo em profundidade marítima, ainda ser uma definição precisa dos locais. A confirmação ocorreu pela descoberta do primeiro poço offshore em 1968, no Campo de Guaricema (SE), e a primeira perfuração, também em 1968, na Bacia de Campos, no campo de Garoupa (RJ).

O ano seguinte, também foi marcado por mais descobertas, com o Campo de São Mateus (ES), e posteriormente no campo de Ubarana (ES), ambos na bacia de Potiguar. A partir destas primeiras descobertas, a Petrobras deu início a uma série de outras. Entretanto, tais descobrimentos não surtiram maior efeito, pelo fato das tecnologias existentes não serem condizentes com a realidade brasileira (História, 2005).

Para a exploração marinha, de maneira geral, pode-se sintetizar todo o processo em três conjuntos tecnológicos distintos, que por sua vez, são os objetos de pesquisa das companhias offshore: as plataformas, o sistema de perfuração e o mecanismo de transmissão do petróleo da profundeza para a plataforma.

A tecnologia de construção de plataformas, desenvolveu um trajetória que possibilitasse a sustentação fixa, a partir de estruturas que chegam até o subsolo marinho. Talvez o tipo mais comum dentre as plataformas com sustentação fixa, seja a Tension Leg Platform (TLP), pela idéia que uma perna possibilite um equilíbrio seguro. Diante de sua característica, a estrutura se torna ineficiente para profundidades maiores, o que demandará um mecanismo flutuante. Esta eficiência pode ser comprovada diante da Petrobrás e a exploração de Petróleo Offshore no Brasil:um approach evolucionário plataforma da Shell Oil, filial americana da Royal Dutch Shell, instalada em Bullwinkle no Golfo do México a uma profundidade de 411 metros, ser a plataforma fixa mais profunda do mundo. Sua instalação, ocorrida em 1988, mostrou-se uma proeza perante o conhecimento em engenharia da época (Furtado, 1996).

O equipamento que realiza a principal parte do processo de extração do petróleo, tem nome de “Árvore de Natal”. Com as descobertas de poços mais volumosos, bem como pelo uso de plataformas menores, do tipo embarcação, tornou-se necessário ter o menor peso possível sob a plataforma, com isto surgiu o sistema de produção antecipado, onde muitos equipamentos, outrora sob a plataforma passaram a posicionar-se dentro da água, este sistema é chamado no exterior de subsea. A árvore de natal é um destes equipamentos e passou a ser denominada de Árvore de Natal Molhada.

Como ressaltado anteriormente, a tecnologia de perfuração é outra problemática a ser resolvida para a viabilização na produção de petróleo em alto mar. Esta tecnologia divide-se em duas etapas: o sistema de procura do petróleo (sondas) e a perfuração propriamente dita. O desafio inicial consistiu na construção de sondas marítimas móveis, no intuito de permitir um maior potencial e menor custo de eficiência na detecção de poços de petróleo.

As primeiras sondas foram instaladas sobre barcaças no Golfo do México no final dos anos 1930. Já na década de 1940, para uma customização e otimização maior, a trajetória tecnológica orientou-se para o desenvolvimento de sondas não mais instaladas, e sim adaptadas para esta função móvel. Assim sendo, estas se tornaram verdadeiras embarcações, que foram chamadas de “barco sonda” (sistema utilizado atualmente). Nos anos 1950, além dos barcos, foram realizadas sondas semi-submersíveis, que se instalavam nas plataformas. A década posterior, as trajetórias marcantes foram em relação à tecnologia de perfuração, que já no início conseguiu escavar grandes profundidades (Furtado, 1996).

Várias outras tecnologias complementares foram desenvolvidas paralelamente para possibilitar a produção offshore: as mais importantes eram as de colocação de dutos de escoamento da produção e de sísmica em meio marítimo. Esse conjunto de tecnologias permitiu a expansão contínua da produção offshore, inclusive para o Mar do Norte que, a partir da década de 1970, passou a rivalizar com o Golfo do México em ordem de importância para o volume de investimentos. Todavia, no início da década de 1980 ficou cada vez mais claro que embora existisse tecnologia sísmica e de perfuração para atuar em águas profundas, o mesmo não ocorria com a de produção. O sistema tecnológico de produção, apoiado em plataformas fixas, constituído no Golfo do México deveria ser radicalmente reformulado para alcançar profundidades maiores.

Para que o Brasil pudesse entrar nesta segmentação da indústria do petróleo, por ter uma profundidade média de seus poços superior aos 1.000 metros, a necessidade de desenvolver novas tecnologias era a única opção. Depois de tomada a decisão, a Petrobras iniciou uma trajetória tecnológica original, através da proposta do sistema de produção flutuante. Diante da ausência do conhecimento científico necessário para tal empreitada, o país teve de suprir tal espaço na experiência internacional, onde mesmo que de maneira ainda embrionária, já existia um know how em tecnologia offshore.

Como se observa, antes de tornar-se uma produtora de tecnologia offshore, a companhia teve de utilizar tecnologia importada, que era adaptada às condições locais de produção, através de um processo de inovações incrementais. Assim, antes de iniciar os vultosos programas em desenvolvimento tecnológico, mostrou-se condizente com o princípio de primeiro buscar o conhecimento através da aquisição externa com aperfeiçoamentos.

Deste esforço a empresa conseguiu obter seu primeiro hardware, uma sonda submersível. Depois disto, a firma propiciou uma aliança com os estaleiros navais nacionais, para conseguir, já em meados dos anos 1980, o primeiro hardware genuinamente brasileiro em tecnologia offshore ,que foi a reconversão das sondas, para pequenas plataformas de produção. Tais atitudes mostraram, que já no início, a empresa optou por parcerias em suas atividades de P&D. Estratégia esta que a Petrobras saberá explorar em seus seqüentes programas de pesquisa.

 A evolução dos programas de pesquisa em tecnologia offshore no Brasil pós 1986

Para melhor desenvolver as tecnologias de exploração de petróleo em grandes profundidades, e poder livrar-se da “limitação” externa, a Petrobras criou um programa de investimento em P&D, isolado das demais atividades do grupo. Este programa ficou conhecido como PROCAP – Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas – que devido à perspectiva da empresa em relação aos prováveis resultados positivos derivados da exploração das grandes jazidas de petróleo em profundidades marinhas, levou a companhia a investir 1% do seu faturamento em P&D, tornando-se um dos maiores programas tecnológicos da história do país (Bruni, 2002). Este dispêndio tem sido compensador para a Petrobras, pois segundo Carlos Tadeu da Costa Fraga, gerente-executivo do Cenpes, o retorno do investimento foi de US$ 4,3 para cada dólar gasto no início do Procap, e que em 2004, o retorno já havia aumentado para US$ 8,2 (desafio, 2005).

Grande parte destes recursos são investidos no Cenpes – Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo A. Miguez de Mello, da Petrobras – criado dez anos após a fundação da Petrobras 1953), atualmente em funcionamento na Universidade Federal do Rio de Janeiro, na Ilha do Fundão. O primeiro grande feito do Cenpes ocorreu em 1968, quando a partir de suas pesquisas, encontraram a primeira bacia petrolífera no mar brasileiro, no Campo de Guaricema (SE) (Centro, 2005). Entretanto, a empresa condizente com os preceitos positivos da pesquisa em grupo, envolverá o Procap numa rede de pesquisa com concorrentes, fornecedores e instituições de pesquisa. A primeira, e talvez principal, aliada é o Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia da UFRJ, o Coppe, onde já atingiram o marco de 1.000 projetos concluídos em parceria com a Petrobras, e que originou, em 1994, o Grupo Interdisciplinar em Tecnologia Submarina, atuando nos mais diversos programas: robótica, soldagem, hidro-acústica, etc. (Pesquisa, 2005).

Outro grande aliado da Petrobras na pesquisa em tecnologia offshore é o Centro de Estudos em Petróleo (Cepetro), da Faculdade de Engenharia Mecânica da Unicamp, criado em 1987 com o apoio da Petrobras. O Centro além de ser parceiro em pesquisa, contribui de forma significante na formação de mão-de-obra qualificada (Cepetro, 2005). São várias as outras instituições, como a Poli-USP e Instituto de Pesquisas Tecnológicas de São Paulo, que irão se mostrar fundamentais para a manutenção do Procap durante os anos. Foi através desta conjunção de instituições, que a pesquisa e os resultados da Petrobras avançaram na tecnologia offshore. Sendo que a evolução foi formada pelo desenvolvimento de rotinas e de maneira gradual, conforme as seções posteriores demonstram.

O início da exploração no segmento Offshore entre 1986-1991

Esse programa foi executado durante 6 anos e empreendeu 109 projetos, visando melhorar a competência técnica da empresa na produção de petróleo e gás natural em águas com profundidade de até 1000 metros (Bruni, 2002). Durante os seis anos do programa, 80% dos projetos, foram voltados para extensão da tecnologia já existente e 20% para inovação tecnológica (Pesquisa, 2005).

Inovações do Procap 1 A consagração do primeiro Procap foi a instalação do sistema de produção flutuante e antecipada na bacia de Marlim, em 1.027 metros de lâmina d’água, no qual o desempenho da plataforma flutuante, iria coroar o futuro deste sistema, por ser acompanhado, além da viabilidade técnica, de uma maior rentabilidade econômica do que os outros modelos. Em síntese, este novo modelo, apresentou uma série de vantagens sobre os demais, como: um menor tempo de instalação; a possibilidade de servirem como unidades provisórias de produção, pois por não ter estrutura fixa, a plataforma poderá ser removida para novos espaços. O sistema de produção de Marlim I, que envolveu a construção de uma nova plataforma, teve um custo total de US$ 1,331 bilhão para uma produção de 100.000 bpd4 de petróleo. Já o sistema TLP de Auger, teve um custo bastante próximo: US$ 1,2 bilhão, mas para uma produção bastante inferior: 46.000 bpd de petróleo.

As grandes companhias operadoras têm reconhecido que os sistemas de produção flutuante (SPF) apresentam melhores custos e mais opções para o desenvolvimento de campos produtores em águas profundas (Furtado, 1996).

Com seu conhecimento consolidado, a empresa redirecionou seus objetivos, ao pensar que as inovações deveriam deixar de serem incrementais para serem absolutas. Tal decisão foi tomada porque a tecnologia disponível já não era mais condizente com as profundidades que a estatal brasileira almejava explorar.

Procap 2000: Aprendizado e desenvolvimento da pesquisa interna na Petrobras entre 1993 – 1999

O sucesso do Procap encorajou a empresa a criar em 1993 o PROCAP-2000, estendendo a pesquisa para a exploração nos 2.000 metros de profundidade. Este programa desenvolveu 20 projetos, com orçamento de cerca de US$ 750 milhões. Além da expansão dos limites da exploração, o programa visava também, a redução de custos de produção. Para isso 80% dos projetos foram voltados para inovações e 20% para extensão, exatamente o contrário da fase anterior (Furtado e Freitas, 2004).

Um grande desafio que ocorreu durante este programa, foi a descoberta de mais uma jazida em 1996, que se tornaria uma das maiores preciosidades da Petrobras, por tratar-se de um campo gigante de Petróleo (132 Km2), o campo de Roncador, na Bacia de Campos (RJ), a 1.853 metros de profundidade, com lâmina d’água entre 1.500 e 2.000 metros, reservas de 3,3 bilhões de boe6, espessura de reservatório de até 200 metros e óleo entre 180 e 311 API7, considerado leve. Além das reservas, muita da tecnologia desenvolvida para este campo foi utilizada em outros campos, como declarou José Fomigli, gerente da Plataforma Marlim: “Roncador representou um degrau fundamental para o desenvolvimento de outras unidades” (Petrobras, 2005).

A descoberta chegou quando a empresa não possuía equipamentos suficientes para a produção. Mas com o objetivo de garantir o controle sob a reserva, uma vez que o mercado já mostrava fortes tendências para a abertura, o que ocorreu em 1997, a direção da Petrobras, então, por não possuir tempo hábil para construir uma nova plataforma, teve de optar pela readaptação de uma plataforma já existente, a Plataforma 36 (P-36), que operava no campo de Marlim (comprovando o ganho no potencial de exploração do SPF frente ao TLP). Campo este que possui uma profundidade menor (1.360 metros), qualidade diferente do mineral (mais pesado) e quantidade inferior, o que criou a necessidade de readaptar todo o sistema, como o mecanismo de injeção de água dentro do reservatório. O sucesso no empreendimento, trouxe para a empresa nacional, o título de referência e liderança tecnológica para o mundo do petróleo offshore, confirmado em 2005, com o recebimento no mês de março, do “Distinguished Achievement Award – OTC’2001” (Pesquisa, 2005).

A descoberta do campo de Roncador, na bacia de Campos (RJ), e outras que aconteceram, levou o “petróleo marinho” a representar no ano de 2000, 75% das reservas de petróleo e gás no Brasil. Estes produtos continuaram sendo explorados unicamente pela Petrobras, que obteve um aumento proporcional na produção. Em 1987, apenas 1,7% da produção era marinha, já em 2000, o porcentual passou para 55% (Bruni, 2002).

A busca pela viabilidade econômica na produção em profundidades cada vez maiores, tornou-se um desafio para a Petrobras, que sofreu uma reestruturação de mercado em 1997, com a criação da Agência Nacional de Petróleo – ANP – e respectiva abertura do mercado às firmas estrangeiras.

Inovações do Procap 2 – Inovações para explorar o petróleo de Roncador

Como estratégia para reconhecimento rápido e seguro do campo, a Petrobras utilizou um sistema antecipado de produção com o navio Seillean, um FPSO-DP8, alugado da Reding&Bates que, através de adaptações para o novo poço, tornou-se o primeiro navio de posicionamento dinâmico do mundo a operar nessas profundidades, utilizando um conjunto de propulsores que mantém seu posicionamento a partir da orientação dada por sensores instalados no fundo do mar e pelo sistema de GPS9. A utilização do navio foi temporária até a adaptação da plataforma P-36. Em relação aos propulsores, a tecnologia empregada foi considerada como o limite tecnológico do período. Para o funcionamento destes propulsores, foi utilizada uma tecnologia submarina inédita, com destaque para um sistema subsea composto por um drillpipe riser10 e uma árvore de natal molhada – TLD 2000. O drillpipe riser é um sistema novo de riser de composição que pode ser montado de forma mais ágil e segura, além de usar um tipo de rosca que permite descer a profundidades cada vez maiores. O riser fica instalado em cima da árvore de natal recolhendo a sua produção.

Para a chegada da plataforma 36, foram desenvolvidas novas tecnologias em parceria com outras instituições, entre elas uma nova árvore de natal molhada horizontal, a ANMH-250011. Um dos destaques da nova árvore é a desconexão rápida, que torna o projeto mais seguro, uma vez que todo o sistema antecipado está baseado no posicionamento dinâmico. Ela é horizontal pois a perfuração agora poderá ser não apenas na vertical, o que amplia a dinâmica da perfuração. Outra inovação foi no sistema de ancoragem da plataforma, nome dado ao conjunto: árvore de natal, drillpiper e riser. Isto porque o conjunto determina o local onde a plataforma se encontra. A inovação foi especificamente no riser, que passou a ser constituído de poliéster. O projeto deste novo material, foi desenvolvido no Laboratório da Petrobrás (Cenpes) e executado pelas empresas Quintas e Quintas, de Portugal, e pela Cordoaria São Leopoldo, do Rio Grande do Sul. Este sistema de ancoragem foi inventado para o campo de Marlim e é um tipo de ancoragem mais eficiente e com menor custo.

A vantagem do poliéster é o fato de ser mais leve e mais resistente à tração, o que demandará menos energia no transporte do óleo, que perde menos vazão, aumentando assim a produção e a receita do campo. Além disso, o custo de instalação é reduzido em quase 20% (Petrobras, 2005). Um destaque importante no projeto Roncador foi o sistema de geração elétrica da P-36 e da P-47, ambas próximas, gerada por turbinas a diesel instaladas na P-36, a energia é transmitida para a P-47 através de cabos instalados no fundo do mar, podendo ser usado em até 2.000 metros de profundidade. A distância entre as duas unidades é de cerca de mil metros. Além das inovações para a exploração do campo de Roncador, foram desenvolvidas outras tecnologias durante o Procap 2000.

Estas tecnologias, foram desenvolvidas conforme a necessidade atual da Petrobras. Mas além disto, a empresa, antecipando as necessidades futuras, e para aproveitar o conhecimento disponível do momento, desenvolveu tecnologias para poços ainda não descobertos, que demandariam por tecnologia de profundidade ainda maior. Nesta concepção foi realizado o poço de longo alcance, que permite a drenagem de várias locações do reservatório a partir de uma mesma origem. A nova tecnologia mostrou-se necessária alguns anos depois, no início de 2005, com a perfuração de um poço em Marlim Sul, em lâmina d’água de 1.500 metros e com 4,4 mil metros de afastamento horizontal. Neste caso, se fosse apenas um ponto de origem, o volume de produção seria muito inferior. Quando os limites de 2.000 metros foram alcançados, a direção da Petrobras, ampliou as metas, criando um novo Procap.

Procap 3000: Estágio atual e perspectivas de pesquisa da Petrobras entre 2000-2006

O Procap 3000 terá a duração de seis anos e orçamento inicial de US$ 128 milhões em P&D, no qual estão sendo mobilizados 350 funcionários. A previsão é que sejam executados 19 projetos. As metas do programa são: viabilizar a produção de Marlim Leste e Albacora Leste, na bacia de Campos (RJ), e das próximas fases de Roncador e Marlim Sul; possibilitar a produção a três mil metros de profundidade; reduzir os investimentos no desenvolvimento da produção em lâmina d’água superior a mil metros e contribuir para a redução dos custos de extração dos campos em produção (Petrobras, 2005).

Inovações no Procap 3

• os risers para três mil metros. Entre as alternativas estudadas está o uso do riser híbrido, utilizando metal e materiais compostos como a fibra de carbono ou outros compostos plásticos.

• A equipe do Procap 3000 estuda também o desenvolvimento de uma nova árvore de natal totalmente elétrica, que não utilizaria os atuais atuadores hidráulicos. Segundo Marcus Coelho, um dos responsáveis pelo Procap, destacou que “a tecnologia de perfuração a esta profundidade já existe. Em dezembro de 1999, perfuramos um poço exploratório a 2977 metros. O Procap 3000 está voltado para o desenvolvimento da produção” (Petrobras, 2005).

• O Cenpes, junto com o IPT – Instituto de Pesquisas Tecnológicas de São Paulo – desenvolveu um programa laboratorial que serve para simular as deformações das rochas ao longo do tempo, muito comum nas rochas de sal, e que podem levar a destruição completa de todo o sistema de prospecção do petróleo. Tal aparato permitirá a exploração de um poço recém descoberto, na Bacia de Santos (SP), que tem início nos 2.000 metros, mas que tem uma grande camada de sal, até chegar ao fundo do poço, em 6.407 metros (Exploração, 2005). Além disto, o aparato representa uma nova era na exploração offshore, pois estas deformações têm sido um dos principais entraves para a prospecção de petróleo em muitas regiões do planeta.

• O Cenpes, conjuntamente com a SGI, empresa americana de supercomputadores, numa empreitada semelhante a inovação acima, estão desenvolvendo uma sísmica 4D, que permite a visualização das imagens em 3 dimensões, mais a quarta, que é o tempo. Assim, será possível determinar o ponto exato, bem como o fluxo do petróleo, em qualquer profundidade, que ampliará as reservas do Brasil e do mundo (desafio, 2005).

No intuito de minimizar perdas, que podem chegar à viabilização da exploração de poços de petróleo, a Petrobras criou o Programa de Recuperação Avançada de Petróleo – PROVAP-, que tem como objetivo: viabilizar a produção de campos considerados subcomerciais por limitações tecnológicas; Produzir técnicas e padrões de gerenciamento de reservatórios que permitam elevar, com vantagem econômica, o fator de recuperação de campos de petróleo; Contribuir para a revitalização de campos maduros, sem negligenciar a preservação do meio ambiente (PROVAP, 2005).

(Veja o Estudo completo em http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0034-71402007000100006)

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