Petrobras testa novas tecnologias no pré-sal

Petróleo: Composição de rochas, risco de congelamento e novos materiais são alguns dos desafios da estatal

A Petrobras está aproveitando os dois testes de longa duração na área do pré-sal - um em Tupi, na Bacia de Santos, e outro no campo de Jubarte, na Bacia de Campos, litoral sul do Espírito Santo - para buscar soluções e inovações tecnológicas que permitam melhorar a eficiência nesse novo ambiente exploratório. O trabalho considera o fato de os reservatórios do pré-sal serem formados por um tipo de rocha, os carbonatos, diferente da tradicionalmente encontrada na Bacia de Campos, os chamados arenitos (uma espécie de areia de praia).

"Hoje o grande trabalho que envolve o movimento tecnológico é caracterizar as rochas, suas propriedades físicas, mecânicas, químicas e térmicas", disse Solange Guedes, gerente-executiva de engenharia de produção da área de exploração e produção da Petrobras. Ela afirmou que nos dois testes de longa duração (TLDs) do pré-sal estão sendo confirmadas as expectativas iniciais. "O que posso dizer é que, até agora, o projeto manteve as premissas originais.".

Segundo ela, um dos desafios do teste no poço pioneiro 1-ESS-103A, no campo de Jubarte, no sul do Espírito Santo, tem sido garantir o escoamento da produção no fundo do mar. Para facilitar esse escoamento, a indústria petrolífera utiliza fluidos químicos que são injetados nos poços e misturam-se às correntes de petróleo e gás. Ao longo da história da Bacia de Campos, a Petrobras acumulou grande experiência nessa área. Mas no pré-sal, a empresa não tinha um modelo de como os fluidos iriam funcionar.

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

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

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

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

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

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

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

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

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