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Pré-Sal

Novo patamar

26/08/2014 | 10h26

 

Estudo da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) indica que nos próximos 10 anos serão aplicados mais de R$ 30 bilhões em investimentos obrigatórios em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P,D&I) nas áreas de petróleo e gás. O objetivo de muitas dessas pesquisas é de superar os desafios tecnológicos do pré-sal, cujos reservatórios estão a até 7 mil metros da lâmina d'água sob camadas ainda não conhecidas de rochas e sal, altíssima pressão e temperaturas muito baixas ou muito elevadas.
O ambiente é inóspito e diferente dos campos já conhecidos, com gases altamente corrosivos e nocivos, como o H2S (gás sulfídrico) e o CO2, o que requer o desenvolvimento de novos materiais. Há ainda os desafios logístico e energético, em função das longas distâncias da costa, podendo chegar a até 300 km. Outras demandas visam a aumentar o fator de recuperação dos campos e também levar para o fundo do mar parte do processamento que hoje é feito nas plataformas de petróleo, por meio da construção das subsea factories. A meta é que o processamento submarino substitua o FSPO (Floating Production, Storage and Offloading) com segurança e eficiência.
Alguns desses temas são estudados na maior parte dos 12 centros de pesquisa e desenvolvimento do Parque Tecnológico da UFRJ que abriga as empresas como a Schlumberger, Baker Hughes, FMC Technologies, Halliburton, Tenaris Confab, BG, EMC, Siemens, Georadar, GE, Vallourec e BR Distribuidora. A FMC é uma das empresas que aposta no subsea e desenvolveu para a Petrobras o Separador Submarino Água/Óleo (SSAO), que, segundo a empresa, é o maior sistema de processamento submarino do mundo. Trata-se do primeiro projeto do Centro de Tecnologia FMC, para o Campo de Marlim, na Bacia de Campos. O equipamento separa - ainda no fundo do oceano - a areia, água, óleo e gás, substituindo o processo que hoje é feito na superfície nos FSPOs.
Segundo Paulo Couto, vice-presidente de tecnologia da FMC, a empresa está concentrada, atualmente, em reinventar a forma como o subsea é desenvolvido. Um dos objetivos das pesquisas é aumentar o fator de recuperação dos poços. "Estamos empenhados em desenvolver sistemas de bombeio, separadores água/óleo/gás e robótica para prover sistemas com grau de automação maior do que se têm hoje", explica Couto.
A BG conduz com o Senai Cimatec, no modelo tripartite da Empresa Brasileira de Pesquisa e Inovação Industrial (Embrapii), o projeto Surdo, que conta, ainda, com parceria com a norueguesa Petroleum Geo-Services (PGS). Segundo a empresa, o Surdo é um equipamento que poderá revolucionar a aquisição e processamento de dados sísmicos, o que resultaria em uma melhoria significativa no imageamento da subsuperfície submarina. Os objetivos são a redução dos riscos exploratórios e uma melhor caracterização de reservatórios em produção
Segundo Giancarlo Ciola, gerente de inovação do BG Group no Brasil, o Surdo gera ondas acústicas no ambiente marinho de maneira inovadora, aumentando a frequência da banda e melhorando a forma como se adquirem, processam e interpretam os dados sísmicos. O projeto é parte integrante de três iniciativas nessa linha, que incluem, ainda, o processamento em supercomputador - para desenvolver um algoritmo de inversão de onda completa para processar dados sísmicos em 3D e 4D - e o desenvolvimento de sensores.
Após três anos desenvolvendo novas tecnologias, a GE Oil & Gas lançou tubos flexíveis específicos para exploração no pré-sal da Bacia de Santos (SP). O produto apresenta avanços no material para lidar com correntes, temperaturas, pressões extremas e ambiente mais ácido, e, mesmo assim, é capaz de garantir o transporte seguro e confiável de petróleo e gás. A GE está criando um laboratório de petróleo e gás dedicado ao desenvolvimento de soluções para a camada do pré-sal no centro de pesquisas global da empresa, no Parque Tecnológico da UFRJ.
Outra inovação é o software SeaLytics BOP Advisor, que monitora a operação do blowout preventer (BOP) por meio da transmissão de informações sobre o desempenho do equipamento. Segundo Antonio Primo é diretor da GE Oil & Gas, o objetivo é melhorar a gestão da máquina, evitar paradas não programadas e agilizar a manutenção de paradas programadas. A empresa também desenvolveu uma nova geração de BOP, que atingirá 20 mil libras força por polegada quadrada (20 ksi) - medida de pressão utilizada pela indústria que equivale a aproximadamente 8 mil metros em profundidade.
Entre as inovações da Coppe está o duto sanduíche, que gerou uma patente e é formado por uma camada de aço, outra de cimento com fibra polimétrica e uma segunda de aço. De acordo com Segen Stefen, coordenador do laboratório de tecnologia submarina da COPPE/UFRJ, o produto tem grande resistência à pressão e isolamento térmico para resistir às temperaturas excessivas.

O pré-sal poderá posicionar o Brasil como um dos maiores exportadores de petróleo do mundo, com um excedente que pode superar 1,5 milhão de barris por dia, em um momento em que a demanda pelo insumo não será mais liderada pelos EUA, mas pela Ásia.

Essa nova fronteira de exploração também vai mudar o ranking das áreas produtoras de óleo no país, reduzindo a participação da Bacia de Campos e do Rio de Janeiro.

Além disso, deverá promover debates sobre o destino dessa produção e ampliar a presença da China no mercado de energia do Brasil.

Há 20 anos, mais de 85% da produção de petróleo no Brasil vinham de poços na Bacia de Campos. Em junho, eram 75%, enquanto a Bacia de Santos já respondia hoje por 15%. São Paulo responde por 8% da oferta de óleo e 14% do gás doméstico.

Em relação à produção por operador, 90% do petróleo vêm de poços da Petrobras, enquanto Shell e Statoil respondem, respectivamente, por 3,9% e 3,3%, segundo dados de junho da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Com a exploração gradual do pré-sal, a Bacia de Santos e o Estado de São Paulo devem aumentar sua presença na exploração e produção, enquanto operadoras como a Shell, a francesa Total e as estatais chinesas CNPC e CNOOC, que venceram com a Petrobras a licitação do megacampo de Libra no ano passado, devem reforçar sua presença em território brasileiro.

Segundo José de Sá, sócio da Bain & Co, os resultados da campanha exploratória serão acompanhados de perto pelas empresas em todo o mundo, para avaliar os custos e os prazos do projeto. Nos últimos anos, muitos têm sofrido com atrasos e alta de preços, o que tem prejudicado o balanço de algumas petroleiras.

Para a Petrobras, o desafio não é pequeno. A empresa prevê chegar ao início da próxima década com uma produção de quatro milhões de barris por dia, o dobro do que extrai hoje. Ou seja, a estatal, que levou 60 anos para chegar à marca de dois milhões de barris por dia, pretende dobrar esse patamar em apenas sete anos.

O pré-sal, que responde por 22% do total da produção atual da empresa, responderá em 2018 por 52% do total. Serão 19 novas unidades de produção instaladas na Bacia de Santos até o fim daquele ano.

Com esses projetos, a expectativa é de que a produção de petróleo exclusivamente nas áreas do pré-sal, em 2017, ultrapasse a barreira de um milhão de barris por dia. Entre 2014 e 2018, a estatal prevê investir US$ 220 bilhões, o maior programa de investimento de uma petroleira no mundo.

Em 13 de julho, a produção da camada pré-sal das bacias de Santos e Campos atingiu a marca de 546 mil barris diários, um novo recorde.

A produtividade média por poço em operação comercial no polo da Bacia de Santos tem sido de 25 mil barris de petróleo por dia, maior que a registrad

a no Mar do Norte (15 mil barris de petróleo por poço/dia) e no Golfo do México (10 mil barris de petróleo por poço/dia). "Nossas reservas têm o diferencial de estar próximas ao maior mercado consumidor de energia do país, o que resulta em alta competitividade. Em quatro anos, com base em 2010, nossa produção no pré-sal cresceu dez vezes", diz a presidente da estatal, Maria Graça Foster.

Publicado recentemente, relatório da BP aponta que a participação do Brasil no mercado mundial irá crescer até 2035.

O pré-sal se converterá em uma das principais províncias petrolíferas do planeta, o que fará o Brasil se tornar um exportador de energia e o maior produtor do setor na América do Sul.

Mais da metade do crescimento da produção de petróleo do mundo até 2035 virá de fontes fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), com o aumento da produção de óleo de xisto dos EUA, areias petrolíferas canadenses e águas profundas do Brasil.

A revolução do gás de xisto nos EUA e a urbanização chinesa alteraram a dinâmica da demanda global do mercado de energia. Hoje o país asiático, que produz cerca de quatro milhões de barris por dia, importa outros seis milhões de barris diários e processa dez milhões de barris diários, é o principal comprador de petróleo no mundo.

O apetite chinês deve continuar em alta ao longo das próximas duas décadas. A taxa de motorização na maior economia emergente é de 50 veículos por 1000 habitantes, um terço da apurada na Coreia do Sul. Outros fatores impulsionarão a demanda chinesa.

"A matriz energética chinesa é baseada em carvão, transportado por ferrovias, que usam muito diesel; o minério segue em navios, que consomem muito combustível, e o país ainda tem demanda grande de petroquímicos, por conta da construção civil e bens de consumo", diz Alexandre Szklo, professor de planejamento energético da Coppe da UFRJ. Simulações da instituição estimam que o excedente de exportação do Brasil pode ficar entre 1,5 milhão de barris por dia a dois milhões de barris por dia na próxima década, sendo a Ásia o principal mercado comprador.

Simulações realizadas pela instituição ainda apontam que o barril de petróleo do pré-sal tem de estar acima de US$ 80 para permitir a remuneração no parque refinador chinês. "Pode cair abaixo desse preço, mas não é o cenário mais provável, teria de haver uma ampla rearticulação do Iraque, que produzia cinco milhões de barris por dia na década de 1970 e hoje produz pouco menos de dois milhões", destaca.

A participação chinesa no setor de petróleo nacional vem crescendo, segundo estudo dos professores Edmar de Almeida e Helder Consoli, do Instituto de Energia da UFRJ. Em 2010, a China superou os EUA, tornando-se o maior comprador. Enquanto em 2003, o valor das exportações de petróleo do Brasil para a China eram 0,5% do total, em 2013 os embarques saltaram para 8,7%. Apesar disso, o Brasil representa apenas 2% do petróleo importado pelos chineses.

Ou seja, ainda há muito espaço para crescer.

 



Fonte: Valor Econômico
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