Com produção recorde de 500 mil barris/dia de petróleo, já foram extraídas da Bacia de Santos 360 milhões de barris de óleo, desde 2008. A região deve responder por metade da produção da Petrobras a partir de 2018.Perspectivas tão alvissareiras contrastam com o noticiário negativo dos últimos meses. Nildo Carlos Oliveira
A empresa registra compreensível euforia dando conta de que, para alcançar patamar de produção semelhante, anteriormente, ela trabalhou 31 anos ininterruptamente, desde a sua fundação, em 1953, por Getúlio Vargas, até 1984. E há outro dado que ela considera expressivo. Em 1984, a estatal chegou àquele volume de produção, depois de operar 4 mil poços. Na camada pré-sal, o mesmo volume foi obtido operando apenas 25 poços. Com esse resultado, o pré-sal passaria a responder por 22% da produção da empresa.
Técnicos da estatal estão avaliando que a partir de 2018 aquelas reservas responderão por mais de 50% da produção. José Formigli, diretor de exploração e produção, revela, por exemplo, que a produção acumulada na região, de 2008 até hoje, chegou a 360 milhões de barris de óleo (petróleo e gás). A prática, segundo ele, mostrou que foi possível desmistificar algumas ideias correntes na época, quando dizia que as brocas utilizadas nos trabalhos de perfuração acabariam se derretendo na medida em que fossem intensificadas as operações na camada de sal. Nada disso aconteceu e os serviços diários estariam avançando sem sobressaltos.
A empresa informa que os poços instalados na região das reservas têm apresentado produtividade acima da média internacional. A média de produção, por poço em operação comercial, no polo da Bacia de Santos, tem sido da ordem de 25 mil barris de petróleo/dia, maior, segundo ela, do que a registrada no Mar do Norte, que é de 15 mil barris de petróleo/dia. E maior ainda do que no Golfo do México, onde a produção tem sido da ordem de 10 mil barris de petróleo por poço/dia.
Tecnologia estruturada
A Petrobras chegou às reservas sob a camada pré-sal com uma tecnologia cuidadosamente estruturada. O pré-sal é uma camada de rochas porosas localizadas entre 5 e 6 mil m abaixo do leito submarino e aproximadamente 400 km da costa. A temperatura local varia de 80ºC a 100ºC.
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Aliada à alta pressão, as rochas se alteram e adquirem propriedades elásticas, o que dificulta o trabalho de perfuração. Para que o sítio da perfuração não se feche e haja perda do poço, as equipes operadoras têm de revesti-lo rapidamente.
Para chegar àquelas camadas a estatal teve de planejar diversas etapas de trabalho, cada uma com características diferentes. O tubo que vai da plataforma até o fundo do mar, por exemplo, chamado de riser, teria de suportar ondas sísmicas, correntes marítimas e flutuação da base. “Mas chegamos lá”, diz um técnico, lembrando que outro problema com que as equipes se defrontaram foi a corrosão provocada pelo dióxido de enxofre, um dos maiores entraves para a exploração daqueles campos.
José Formigli assinalou, em um dos episódios das perfurações, que um poço de petróleo não é um furo vertical, mas um caminho projetado matematicamente para que seja possível a obtenção do melhor rendimento possível. “Uma de nossas maiores dificuldades, na camada pré-sal, é mudar a direção das brocas sem causar desmoronamento nas paredes do poço. Para atingi-lo, o tubo mais profundo tem 6 mil m até a superfície e um diâmetro da ordem de 10 cm e 20 cm.
A empresa informa que o volume de equipamentos e matéria-prima para extrair petróleo e gás do pré-sal é muito grande. Tanto assim que, entre 2014 e 2020, para a construção das plataformas de produção, sondas e barcos de apoio, será necessária a produção de 360 mil válvulas de uso geral; 60 mil t de flanges e conexões; 27 mil válvulas de controle; 1.700 trocadores de calor; 13.500 km de cabos de controle de instrumentação e telecomunicações; mais de 5 mil bombas centrífugas; mais de 440 “árvores de natal” molhadas; 4.
490 km de linhas flexíveis; 2.170 filtros; 490 compressores centrífugos; 513 guinchos e 1.350.000 t de aço estrutural.
Plataformas e sondas em construção
Atualmente estão em construção no País dez plataformas de produção próprias que serão destinadas aos campos do pré-sal. São oito FPSO (Unidades Flutuantes de Produção, Armazenamento e Transferência de petróleo) Replicantes e quatro FPSO cessão onerosa. No caso dos replicantes, os cascos estão sendo construídos no Estaleiro Rio Grande (RS), e os módulos serão fornecidos pelos canteiros Tomé-Ferrostaal (AL), DM/TKK Engenharia (SC) e IESA (RS), bem como pelos estaleiros BrasFELS (RJ), OSX-UCN (RJ) e Jurong Aracruz (ES), estes três responsáveis também pela integração das unidades. Para os FPSO cessão onerosa, a conversão dos cascos ocorre no Estaleiro Inhaúma (RJ), e a construção dos módulos e integração das unidades serão realizadas pelos estaleiros EBR – Estaleiros do Brasil (RS), Honório Bicalho (RS) e Unidade Techint Offshore (PR). As unidades serão entregues entre 2016 e 2018, com conteúdo local entre 65% e 70%.
Também para operação em campos do pré-sal deverão ser entregues, ainda este ano (2014), as unidades afretadas FPSO Cidade de Ilhabela e FPSO Cidade de Mangaratiba, pelos estaleiros Brasa (RJ) e BrasFELS (RJ), respectivamente. Ambas as unidades tiveram o casco convertido no exterior. Contudo, as atividades de construção de módulos e integração ocorrem no Brasil. O conteúdo local contratado para unidades é de 65%.
A Petrobras deverá receber 28 unidades entre 2015 e 2020, todas construídas no País, pelos seguintes estaleiros: BrasFELS (RJ), Jurong Aracruz (ES), Estaleiro Enseada do Paraguaçu (BA), Estaleiro Rio Grande (RS) e Estaleiro Atlântico Sul (PE). O conteúdo local das unidade será de 55% a 65%.
Obras e investimentos da empresa
Renata Baruzzi, gerente executiva de engenharia da Petrobras, informa que o Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2013-2017 prevê obras em todos os segmentos de atuação da companhia e de suas subsidiárias. Dentre as principais atualmente em curso no Brasil se incluem plataformas do tipo FPSO já mencionadas, além de 28 sondas de perfuração para o pré-sal. Ela destaca também a construção da Refinaria Abreu e Lima, em Ipojuca (PE); o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí (RJ); os navios do Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro – Promef, sendo quatro Panamax, oito Gaseiros, 10 Suezmax e 20 Comboios – e as unidades de fertilizantes nitrogenados III em Três Lagoas (MS) e as unidades de processamento de gás natural de Cabiúnas, em Macaé (RJ).
“Paralelamente às obras citadas”, diz a gerente, “posso informar que atualmente a carteira de projetos do Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2013-2017 totaliza investimentos de US$ 236,7 bilhões, entre projetos em implantação e em avaliação”.
Para ela, os investimentos e obras da empresa continuam a provocar impacto muito positivo no País. Ela assinala: “A Petrobras investe em pesquisa e desenvolvimento para aumento de conteúdo local, da qualidade e da produtividade e também em inovação tecnológica, segurança e gestão de seus empreendimentos. Assim, estamos fortalecendo a engenharia nacional, possibilitando a consolidação de uma política de conteúdo local em bases competitivas e sustentáveis”.
Renata Baruzzi diz que a primeira fase da Refinaria Abreu e Lima pode entrar em operação em novembro deste ano. Ela acredita que a unidade deverá processar 230 mil barris diários de petróleo tão logo a segunda fase, que pode ser entregue em maio de 2015, entre em operação.
Abreu e Lima deverá ser a unidade operacional da Petrobras com maior taxa de conversão de petróleo em diesel: o equivalente a 70% da produção da unidade. Serão produzidos ali, diariamente, cerca de 26 milhões de litros de combustível com baixo teor de enxofre (até 10 partes por milhão), o diesel S-10, compatível com os padrões internacionais.
A refinaria produzirá também outros derivados, como nafta petroquímica, coque de petróleo e gás liquefeito de petróleo (GLP).
As unidades de abatimento de emissões atmosféricas gerarão ainda, como subproduto, o ácido sulfúrico.
Unidade offshore inicia obras da P-76
A Unidade Offshore da Techint (UOT), localizada no Pontal do Paraná (PR), prepara-se para realizar as obras do projeto P-76, que será desenvolvido para o cliente Petrobras Netherlands BV. O trabalho será conduzido pelo Consórcio TTP-76 (formado por Techint e Technip) e consiste na construção e integração de módulos para um navio do tipo FPSO. O escopo do trabalho engloba transporte, operação assistida e a certificação do FPSO.
Os trabalhos de engenharia e suprimentos já estão em andamento, enquanto a fabricação, montagem e posterior integração dos módulos, acontecerão na UOT, com início previsto para o segundo semestre de 2014. O navio será fornecido pela petrolífera e o número de funcionários no pico poderá chegar a 2.500.
Inaugurada em julho de 2012, a UOT destina-se à construção e montagem de equipamentos, módulos e jaquetas para a exploração de petróleo. A área tem no total 200 mil m², sendo 185 mil m² de área operacional e 15 mil m² de área administrativa. A unidade possui, ainda, um cais de 300 m, com calado de 9 m de profundidade. A UOT possui capacidade de processamento de aço de 7 mil t/ano.
Impressoras CAD
A Epson apresentou três novos modelos da sua linha de impressoras CAD, para escritórios de engenharia, arquitetura, empresas dos ramos de construção e imobiliário. Os produtos T3070, T5070 e T7070 fazem parte da linha SureColor Série T e são dedicadas a impressão de alto desempenho de mapas, documentos, projetos e imagens.
Equipados com cabeças de impressão fixas e mais resistentes, os novos modelos dispensam trocas constantes e reduzem os custos de manutenção e tempo de ociosidade das impressoras, prometendo uma economia de até 59% no custo de novas cabeças de impressão. A Epson afirma ter o menor custo de impressão por página do mercado, proporcionando economia de 30% no custo de tinta por litro empregado.
Guindaste flutuante auxilia estaleiro
O maior guindaste flutuante da América Latina chegou ao Brasil no final de julho. Pertencente ao Estaleiro Jurong Aracruz (EJA), o equipamento chegou ao País por uma embarcação do tipo semissubmersível. A descarga da embarcação foi realizada na Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro (RJ), devido ao porte do navio e ao tipo de operação.
Com dimensões de 140 m de altura, 110 m de comprimento e 46 m de largura, o guindaste flutuante impressiona tanto pelo tamanho quanto pela capacidade de içamento, de 3.600 t, distribuída em quatro ganchos de 900 t cada.
Além disso, possui sistema de posicionamento dotado de quatro thrusters azimutais de 710 kW cada.
Construído no Japão em 2014, o equipamento de última geração possui bandeira e tripulação brasileiras.
O guindaste flutuante será utilizado pelo estaleiro Jurong Aracruz na construção de navios-sonda para o pré-sal do Brasil e integração de módulos de plataformas do tipo FPSO. O EJA, que se encontra em fase de execução, possui contrato com Sete Brasil para construção de sete navios-sonda para serem afretados pela Petrobras e operados pelas empresas norueguesas Seadrill e Odjefel
l.Equipado com tecnologia de ponta, o guindaste flutuante também prestará serviço para outras empresas, através da Jurong do Brasil, em atendimento às demandas do mercado brasileiro nas áreas de construção civil, portuária, estaleiros, metal-mecânica, entre outras.
Fonte: Revista O Empreiteiro
