RESULTADOS DE TECNOLOGIA PETROBRAS 2010 · Laboratório de Engenharia Naval no IPT Corporativo. 12 Os recursos direcionados pela Petrobras às instituições nacionais de ciência

RESULTADOS DE TECNOLOGIA PETROBRAS 2010

Corporativo

RESU

LTAD

OS D

E TECNO

LOG

IA PETR

OB

RA

S 2010C

or

po

ra

tiv

o

Foto Aérea do Cenpes

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

T E C N O L O G I A

ÍNDICE1. INTRODUÇÃO: RESULTADOS TECNOLÓGICOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2. RECURSOS PARA A INOVAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2.1 INVESTIMENTOS EM P&D . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2 INFRAESTRUTURA EXPERIMENTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.3 ATUAÇÃO EM REDE: COOPERAÇÃO E INTEGRAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

3. EIXOS DIRECIONADORES DO DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4. DESTAQUES TECNOLÓGICOS DE 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

EXPANSÃO DOS LIMITES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

Exploração de novas fronteiras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

Maximização da recuperação de petró leo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

Desenvolv imento da produção,

das operações e da logíst ica do pré-sal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

Desenvolv imento de nova geração de s istemas

marí t imos e submarinos de produção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

Soluções logíst icas do gás natural em ambientes remotos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

Ot imização e conf iabi l idade operacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

F lex ib i l i zação do parque de ref ino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

AGREGAÇÃO DE VALOR E DIVERSIFICAÇÃO DOS PRODUTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

Gasquímica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

Inovação em combust íve is , lubr i f icantes e produtos especia is . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

Petroquímica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

B iocombust íve is . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

SUSTENTABILIDADE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Gerenciamento de água e ef luentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Ef ic iência Energét ica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

Gerenciamento de CO 2 e outras emissões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

REALIZAÇÕES DA ENGENHARIA BÁSICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

ATUAÇÃO EM REDES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 GLOSSÁRIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Corporativo

4

A Petrobras ocupa hoje lugar de destaque na

indústria internacional de petróleo. Para con-

quistar essa posição, ao longo de sua história

a empresa enfrentou e superou vários desa-

fios em todas as suas áreas de atuação. E

desde o princípio optou pela inovação e pelo

desenvolvimento tecnológico como fatores

fundamentais para a superação de obstácu-

los.

A aptidão para inovar é reconhecida interna-

cionalmente, não apenas entre os especialis-

tas do setor, mas diante da opinião pública.

Em 2010, duas fortes demonstrações desse

reconhecimento foram as posições conquis-

tadas pela companhia nos rankings de em-

presas mais inovadoras das revistas Fortune

(primeira no quesito Inovação do setor petró-

leo) e BusinessWeek (43ª mais inovadora do

mundo).

1 . INTRODUÇÃO

Grandes trajetórias se constroem com passos

consecutivos e consistentes. No momento em

que a companhia intensifica seus investimen-

tos e coloca, para si e para a indústria, metas

robustas, o Centro de Pesquisas e Desenvol-

vimento Leopoldo Américo Miguez de Mello

(Cenpes), integrado às áreas de negócios e

unidades de operação e também em coope-

ração com instituições brasileiras de ciência

e tecnologia, vem apresentando importantes

resultados que contribuirão para que estas

metas sejam atingidas. Neste caderno são

apresentados os principais resultados alcan-

çados em 2010.

rESULtaDoS tECNoLÓGiCoS: BASES PARA A CONSTRUÇÃO DO FUTURO DA PETROBRAS

Corporativo

5

Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobras - Cenpes

2. RECURSOS PARA A INOVAÇÃOInvestir em inovação tecnológica é uma deci-

são estratégica que ajuda a construir a base

para o desenvolvimento sustentável e contí-

nuo. Na Petrobras, o valor da inovação é re-

conhecido desde o início da história da com-

panhia. Já em 1963, quando foi oficializada

a decisão de criar um centro de pesquisas

cativo – o Cenpes – a companhia demons-

trava a convicção de que a pesquisa e o de-

senvolvimento tecnológico são fundamentais

para o seu crescimento e para atingir metas

importantes para a empresa e para o país. De

lá para cá, os investimentos em P&D foram

crescentes e ultrapassaram as fronteiras da

Petrobras. Esses investimentos ajudaram a

construir uma abrangente rede de desenvol-

vimento tecnológico, um dos pilares sobre os

quais se ergueram robustos resultados con-

quistados pela Petrobras até aqui. Hoje, essa

rede de inovação vem crescendo e envolven-

do novos atores – universidades brasileiras,

instituições de pesquisa de vários países,

pesquisadores experientes, novos talentos,

grandes fornecedores e pequenas empresas

focadas em inovação – lançando bases para

a construção de um futuro com resultados

ainda mais promissores.

Para que a inovação se traduza em resultados

robustos para o negócio, é necessário contar

com recursos financeiros de porte adequa-

do aos desafios que se impõem e também

com laboratórios e infraestrutura experimen-

tal de ponta. É necessário, ainda, contar com

pessoas de excelente qualificação, ligadas a

instituições competentes, que trabalhem de

forma integrada e em cooperação.

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

6

Na última década, acompanhando o crescimento da companhia e de seus investimentos, os valo-

res destinados a pesquisa e desenvolvimento na Petrobras tornaram-se mais volumosos ano a ano,

com um salto expressivo a partir de 2006, como demonstra o gráfico a seguir.

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

200

400

600

800

1000Média 2008 - 10

Média 2001 - 03

US$ 864 mi

US$ 160 mi

Milhões de US$

6X

Evolução dos investimentos em p&D

No tocante aos recursos financeiros, a Petrobras tem figurado sistematicamente, nos últimos anos, entre os cinco maiores investidores de pesquisa e desenvolvimento na área de energia no mundo, investindo em torno de 1% do faturamento em P&D. Em 2010, ocupou o quarto lu-gar, como demonstra o gráfico abaixo:

Fonte: Evaluate Energy

2.1 INVESTIMENTOS EM P&D

Corporativo

% d

a R

ecei

ta

US$

MM

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 06 07 08 09 10 06 07 08 09 10 06 07 08 09 10 06 07 08 09 10 06 07 08 09 10 06 07 08 09 10 06 07 08 09 10 06 07 08 09 10 06 07 08 09 10 06 07 08 09 10ENI ConocoPhillips StatoilExxonMobil Petrobras Total BP ChevronPetrochina Shell

0,1%

0,2%

0,3%

0,4%

0,5%

0,6%

0,7%

0,8%

0,9%

1%

0,0%

Percentual da Receita Faturamento Líquido

Comparação entre dispêndios em p&D de grandes empresas de energia

7

plano de Negócios 2011-2015

Recortando o período entre

2008 e 2010, observa-se um

investimento total de US$ 2,6

bilhões (R$ 4,8 bilhões) em

pesquisa e desenvolvimen-

to. Os gráficos desta página

demonstram o perfil desses

investimentos por área de

pesquisa e demonstram que,

além de acompanhar a evo-

lução dos investimentos da

Petrobras, os recursos dedi-

cados a P&D também man-

têm coerência com o perfil de

investimentos por segmento

de negócio da Petrobras, in-

dicado no Plano de Negócios

2010-2014.

Investimentos por segmento (em bilhões de US$)

Corporativo

70,6 (31%)

13,2 (6%)3,8 (2%)

3,1 (1%) 4,1 (2%)

2,4 (1%)

Exploração e Produção

RTC

G&E

Petroquímica

Distribuição

Biocombustíveis

Corporativo

127,5 (57%)

Dispêndios em p&D por segmentos

de negócioÁrea (2008 - 2010)

11%

22%

4%

5%

1%

46%11%

US$ 2,6 bilhões

Gás & Energia

Biocombustíveis

Outras atividades de P&D

ProduçãoExploração

MeioAmbiente

Downstream

Estes recursos englobam tanto os valores aplicados internamente, como as parcerias com

universidades brasileiras, fornecedores e instituições internacionais, conforme demonstra o

gráfico a seguir:

8

Pesquisadores trabalhando em um laboratório de universidade construído com recursos da Petrobras

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

perfil de distribuição dos investimentos em p&D (2008 – 2010)

Parceria com empresas nacionais19%

Parceria com universidades e instituições de pesquisa nacionais29%

Parceria com empresas, universidades e instituições de pesquisa no exterior8%

Projetos exclusivamente internos 44%

9Vista aérea noturna da Ampliação do Cenpes

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

Além dos recursos financeiros, é fundamen-

tal contar com infraestrutura experimental

de ponta que possibilite o pleno desenvol-

vimento das atividades de P&D. Em 2010,

um importante marco para a Petrobras foi a

inauguração da Expansão do Centro de Pes-

quisas Leopoldo Américo Miguez de Mello

(Cenpes), que foi duplicado e passou a ocu-

par uma área de cerca de 300 mil metros

2.2 INFRAESTRUTURA EXPERIMENTAL

10

quadrados, o que faz dele um dos maiores

complexos de pesquisa aplicada do mun-

do. Com esse complexo de pesquisa, aliado

às plantas de testes de porte semi-industrial

integradas a algumas unidades industriais

da Petrobras (ver figura a seguir), as insta-

lações de P&D da Petrobras estão entre as

mais completas da indústria internacional

de energia.

Guamaré (RN)Biocombustíveis

Fortaleza (CE)

Conversão de Biomassa e Gás Natural

Garantia de Escoamento e ProcessamentoAracaju (SE)

Tecnologias de CO2

Miranga (BA)

Tecnologia de PoçoTaquipe (BA)

CenpesRio de Janeiro (RJ)

Refino

São Mateus do Sul

Corporativo

11

Esta capacidade experimental é ampliada

quando se considera o trabalho em coopera-

ção. A empresa investe consideravelmente na

infraestrutura experimental das instituições de

ciência e tecnologia parceiras no Brasil. A Pe-

trobras tem se aliado a universidades e insti-

tutos de pesquisa brasileiros para construir no

Brasil uma capacidade experimental de qua-

lidade e porte compatíveis com as melhores

referências internacionais. Considerando que

não se faz pesquisa sem uma infraestrutura

laboratorial de qualidade, e que a legislação

vigente no Brasil no setor de petróleo e gás

tem mecanismos de fomento muito atraentes

para a inovação, a Petrobras tem investido

alto na academia brasileira. Nos últimos cinco

anos, a média de investimentos foi de cerca

de R$ 460 milhões por ano.

Tanque de Provas Numérico (TPN) na USP

Arq

uivo

Cen

pes

Laboratório de Engenharia Naval no IPT

Corporativo

12

Os recursos direcionados pela Petrobras às

instituições nacionais de ciência e tecnologia

seguem diretrizes da ANP. Em 2006, a agên-

cia regulamentou a cláusula dos contratos de

concessão que determina que 1% da receita

bruta dos campos petrolíferos sujeitos à par-

ticipação especial (grande produção ou lu-

cratividade) deve ser destinado a pesquisa e

desenvolvimento, sendo pelo menos metade

desse valor em instituições externas creden-

ciadas pela ANP.

Para aplicar esses recursos de forma a gerar

resultados diretos para a empresa e a indús-

tria, a Petrobras desenvolveu uma estratégia

de investimento na qual foram identificados 50

temas estratégicos na área de petróleo e gás;

para cada tema selecionou colaboradores, or-

ganizados em redes. Hoje, já são cerca de 130

instituições nacionais de P&D trabalhando em

parceria. Nos três primeiros anos, o aporte de

verbas em instituições parceiras destinou-se

a construir infraestrutura adequada ao porte e

à dimensão dos desafios da empresa. Tais in-

vestimentos foram fundamentais para dotar o

parque tecnológico nacional de infraestrutura

com padrão internacional de excelência, de

forma a atender às crescentes necessidades

de P&D da Petrobras e da cadeia produtiva do

setor. A área laboratorial construída por meio

dessa estratégia nas universidades brasileiras

já é cerca de quatro vezes a área original do

Cenpes.

2.3 ATUAÇÃO EM REDE: COOPERAÇÃO E INTEGRAÇÃO

Com a capacidade física instalada, hoje este

perfil de investimento é outro: muitos laborató-

rios foram inaugurados e agora conseguimos

aportar, proporcionalmente, mais recursos em

projetos de pesquisa.

Investimento Realizado

Tempo

7%

93%

48%

52%

Projetos de P&D eServiços Tecnológicos

Infraestrutura Física e Humana

2006 2007 2008 20102009

Estratégia petrobras

Outro destaque nos investimentos realizados

em parceria com instituições nacionais de

P&D é a qualificação de recursos humanos.

Com o salto nos investimentos da Petrobras

em P&D, internos e externos, observa-se a

consolidação de uma rede de pesquisado-

res de alta qualificação. A Petrobras investe

continuamente na qualificação de seu corpo

técnico. Somente atuando no Cenpes, hoje

existem cerca de 1.300 empregados dedica-

dos à pesquisa e desenvolvimento, incluindo

cerca de 800 pesquisadores com alto nível

de qualificação. E mais relevante ainda é no-

tar que, segundo um levantamento feito pelo

Ipea, para cada pesquisador da Petrobras,

Corporativo

13

pelo menos 18 pesquisadores em instituições

nacionais trabalharam, entre 2008 e 2010, em

projetos em parceria com a companhia. Isso

significa que cerca de 15 mil pesquisadores

brasileiros, incluindo professores e alunos de

pós-doutorado, doutorado, mestrado e gra-

duação, têm oportunidades inéditas de fazer

pesquisa com recursos e infraestrutura de

nível internacional, na área de energia. Com

esse trabalho integrado, a Petrobras avança

com maior celeridade nos seus objetivos e,

paralelamente, a ciência e a tecnologia na-

cional dão um significativo salto qualitativo

e quantitativo.

Algumas grandes empresas já anunciaram a

instalação de centros de tecnologia no Brasil.

Somente no campus da UFRJ, sete empresas

estão implantando seus centros de pesquisa.

A Schlumberger, uma das maiores fornece-

doras de serviços em exploração e produção

do mundo, inaugurou em 2010 seu centro de

tecnologia em geoengenharia. Também es-

tão em processo de instalação os centros de

tecnologia da Baker Hughes e da Halliburton,

que atuam no mesmo segmento da Schlumber-

ger; da FMC Technologies, uma das maiores

fabricantes de equipamentos submarinos para

produção de petróleo no mundo; da brasileira

Usiminas, com foco em pesquisas de materiais

para o pré-sal; da TenarisConfab, uma das prin-

cipais empresas na produção e fornecimento

de tubos de aço soldados para indústria petro-

lífera; e da General Electric, grande fornecedor

de compressores, turbinas e sistemas subma-

rinos, e que também atua na área de energias

renováveis.

A Cameron, empresa norte-americana fornece-

dora de equipamentos e sistemas para escoa-

mento de petróleo e gás, já anunciou a insta-

lação de um centro de tecnologia no campus

da Unicamp. A IBM também inaugurou recen-

temente o Centro de Soluções para Recursos

Naturais no Rio de Janeiro. Outras companhias

estão em negociação com instituições nacio-

nais de C&T e com a Petrobras para identifi-

car possibilidades de cooperação, incluindo

a construção de infraestrutura experimental no

Brasil. Também estão surgindo pequenas em-

presas de base tecnológica, que começam a

atuar no mercado fornecendo soluções especí-

ficas, fechando o ciclo da inovação.

integração com fornecedores

A integração entre a Petrobras e as universi-

dades se estende também para os fornece-

dores. Diante do crescimento da indústria na-

cional de petróleo e gás, o Brasil tem atraído

interesses de grandes fornecedores de bens

e serviços com atuação internacional. E a

Petrobras tem trabalhado para efetivar parcerias

de longo prazo com alguns deles, com ênfase na

cooperação tecnológica e incentivando o esta-

belecimento, no Brasil, de centros de tecnolo-

gia destas companhias.

Corporativo

14

O trabalho desta grande rede formada pela

Petrobras, fornecedores e instituições cien-

tíficas segue diretrizes comuns, alinhadas

com os objetivos de negócios traçados pela

companhia. Três eixos direcionadores orien-

tam as pesquisas realizadas dentro desta

estratégia (figura abaixo). Distribuídos por

estes eixos estão os principais focos de

desenvolvimento tecnológico da companhia,

voltados para a busca por soluções deman-

dadas por todas as áreas de atuação da

Petrobras. São eles:

3. EIXOS DIRECIONADORES DO DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO

a expansão dos negócios atuais da compa-

nhia por meio de: descoberta de novas frontei-

ras exploratórias; melhoria da recuperação final

de petróleo e gás; otimização das soluções para

perfuração, produção e logística para os reser-

vatórios do pré-sal; desenvolvimento de sistemas

de produção e equipamentos submarinos novos

ou melhorados para águas profundas e ultrapro-

fundas; entendimento e desenvolvimento de re-

servatórios complexos, incluindo rochas do pré-

-sal; desenvolvimento de novas alternativas para

transporte de gás natural offshore; otimização e

melhoria da confiabilidade das instalações in-

dustriais; e desenvolvimento e implantação de

Exploração de novas fronteiras

Desenvolvimento de nova geração

de sistemas marítimos e submarinos de produção

Maximização da recuperação

de petróleo

Expansão dos limitesExpansão dos limites

Inovação emcombustíveis, lubrificantes e

produtos especiais

Energia de outras fontes renováveis

GasquímicaPetroquímica Biocombustíveis

Desenvolvimento da produção,

das operaçõese da logística

do pré-sal

Corporativo

Agregação de valor e Diversificação dos produtos

Agregação de valor e Diversificação dos produtos

15

Otimização e confiabilidade operacionais

Flexibilização do parque de

refino

Gerenciamento de água e efluentes

Eficiênciaenergética

Soluções logísticas do gás natural

em ambientes remotos

Caracterização da rocha e dos

fluidos do pré-sal e de outros

reservatórios complexos

Corporativo

tecnologias em refinarias visando melhorar a

flexibilidade para produção de destilados mé-

dios, querosene ou gasolina, de acordo com

mudanças na demanda de mercado;

o fornecimento de um mix de produtos de

alto valor agregado e compatíveis com as

demandas de energia no futuro através de:

desenvolvimento de novos combustíveis, lubri-

ficantes e formulações especiais de produtos;

desenvolvimento de novas tecnologias para

as atividades de petroquímica e gasquímica;

adaptação dos processos de refino para uti-

lizar óleos vegetais como matéria-prima; de-

senvolvimento da segunda geração dos pro-

cessos de produção de biocombustível, que

usa biomassa residual como matéria-prima; e

pesquisa e desenvolvimento de tecnologias

de energia renovável;

a garantia de que as atividades da petrobras

sejam ambientalmente sustentáveis. Os ob-

jetivos para o negócio são: reduzir o consumo

de água e o descarte de efluentes; reduzir as

emissões de poluentes atmosféricos, CO2 e ou-

tros gases de efeito estufa; e aumentar a efici-

ência energética dos processos e produtos da

companhia.

SustentabilidadeSustentabilidade

Gerenciamento de CO2 e outras

emissões

16Corporativo

A seguir, são elencados os principais destaques tecnológicos da Petrobras no ano de 2010, or-

ganizados por eixo, foco tecnológico e seus desdobramentos previstos para o futuro. Também

são apresentados os principais resultados da área de Engenharia Básica, além dos destaques

nas pesquisas e projetos realizados em cooperação com universidades por meio das Redes

Temáticas.

4. DESTAQUES TECNOLÓGICOS DE 2010

EXpaNSÃo DoS LiMitES

EXpLoraÇÃo DE NovaS FroNtEiraS

identificada a origem e as principais variá-

veis geológicas que controlam a distribui-

ção e abundância de Co2 em reservatórios

O CO2 pode ser abundante em alguns re-

servatórios das bacias sedimentares bra-

sileiras. O diagnóstico seguro da origem

deste gás somente pode ser feito com a

ajuda dos isótopos de gases nobres a ele

associados. Para obter uma identificação

confiável desta origem, o Cenpes e o IFP,

em projeto conjunto, estão caracterizando

geoquimicamente os gases naturais das

bacias sedimentares brasileiras, incluindo

os gases nobres que ocorrem em baixas

concentrações. Para algumas bacias es-

tudadas, os resultados obtidos indicaram

que o CO2 nela encontrado está associa-

do a processos magmáticos que ocorrem

a grandes profundidades. Estes dados

ajudarão a compor modelos preditivos da

presença de CO2 e a melhorar o entendi-

mento da geoquímica de gases das ba-

cias estudadas, contribuindo assim para

o planejamento mais adequado da explo-

ração e produção das reservas petrolíferas

no Brasil.

Análise da modelagem estrutural dos carbonatos albianos do Alto de Aracaju

Arq

uivo

Cen

pes

17 Corporativo

realizada a caracterização sedimentológi-

ca e diagenética do campo de Marlim Leste

- Bacia de Campos

Visando a otimizar a produção do Campo de

Marlim Leste (área de Jabuti) da Bacia de

Campos, foram efetuadas análises sedimen-

tológicas e petrográficas de sete poços, tendo

como produto final a determinação da evolu-

ção dos processos físico-químicos aos quais

a rocha foi submetida durante sua formação

(evolução diagenética). O objetivo é aprimorar

o conhecimento do reservatório nas diferentes

zonas de produção, subsidiando sua mode-

lagem. Os principais parceiros envolvidos fo-

ram a UO-Rio e o E&P-ENGP. O próximo passo

é a utilização desta base de dados para os

demais poços do campo, bem como a inte-

gração com reservatórios similares de idade

albiana.

Desenvolvida modelagem estrutural 3D e

preditiva de zonas fraturadas nos carbona-

tos albianos rasos do alto de aracaju

Tal modelagem teve como objetivo aferir, com

geologia estrutural, previsões de zonas fratu-

radas em rochas carbonáticas análogas às do

pré-sal, aflorantes na Bacia de Sergipe. Estas

previsões subsidiarão o planejamento, loca-

ção e perfuração de poços direcionais na Uni-

dade Operacional de Sergipe e Alagoas (UO-

-SEAL), aumentando o fator de recuperação e

diminuindo o risco exploratório.

18Corporativo

Desenvolvido modelo deposicional para o

pré-sal da Bacia de Santos

Foram realizadas análises sedimentológicas

e petrográficas em reservatórios de idade

aptiana, presentes no Andar Alagoas da Bacia

de Santos. Identificou-se as principais litofá-

cies desses reservatórios estromatolíticos, sua

organização em ciclos deposicionais, além

da determinação de feições importantes na

predição das condições do ambiente deposi-

cional e sua aplicação na predição da quali-

dade do reservatório. Os principais parceiros

envolvidos foram o E&P-EXP e o E&P-ENGP. A

pesquisa prosseguirá com o refinamento dos

intervalos estudados e a correlação com os

demais poços e campos da área, para elabo-

ração de um modelo deposicional regional.

realizada identificação e caracterização

de eventos diagenéticos em carbonatos do

pré-sal

Estudos recentes estão conduzindo a estima-

tivas mais precisas da composição mineraló-

gica das rochas carbonáticas do pré-sal. Por

meio de perfis litogeoquímicos corridos nos

poços, os elementos químicos presentes na

rocha foram estimados com novas metodolo-

gias analíticas desenvolvidas no Cenpes. Es-

sas estimativas são importantes para a com-

preensão dos modelos geológicos das rochas

do pré-sal, que têm impacto direto na efici-

ência dos métodos de recuperação a serem

empregados e na produtividade dos poços.

Foi verificada uma correlação entre intervalos

com maior desgaste de brocas e a presença

de sílica diagenética, altamente abrasiva.

iniciado o projeto de monitoramento por

Sísmica 4D permanente de Jubarte

Foi instalada a primeira sala de sísmica 4D

da Petrobras, na P-57, no campo de Jubarte,

como parte do primeiro sistema de monito-

ramento sísmico permanente (SMSP) offsho-

re da Petrobras, desenvolvido pela empresa

Petroleum Geo-Services em parceria com o

Cenpes e o E&P-ENGP. O sistema é compos-

to por uma rede de cabos de fibra ótica e sen-

sores sísmicos multicomponentes instalados

no fundo oceânico, interligados à plataforma

P-57 e à sala de sísmica 4D, e permitirá me-

lhoras significativas no gerenciamento do re-

servatório. O monitoramento de fluidos e de

MaXiMiZaÇÃo Da rECUpEraÇÃo DE pEtrÓLEo

variações de pressão dentro do reservatório

ganhará eficiência, através da redução do

tempo do ciclo de aquisição, processamento

e interpretação da sísmica 4D. É a primeira

sala de sísmica 4D no mundo em águas pro-

fundas. A instalação do sistema está prevista

para o final de 2011 e a consolidação da pri-

meira aquisição de dados com o sistema está

prevista para janeiro de 2012.

Ao lado detalhe do sensor da Sísmica 4D no leito marinho e abaixo navio P-57

que recebeu a sala de sísmica 4D

Arq

uivo

Cen

pes

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

19 Corporativo

20Corporativo

Concluída a instalação e primeira aquisição

com o sistema Seismovie em Miranga

O projeto piloto com tecnologia Seismovie,

proprietária da CGGVeritas, foi implementado

no campo de Miranga, na Bacia do Recôn-

cavo (Bahia). Esta é uma técnica não-con-

vencional, empregada para áreas terrestres,

que utiliza fontes sísmicas vibracionais de

emissão contínua para identificar mudanças

no reservatório ao longo de sua produção.

O sistema é permanente, com receptores e

fontes enterrados em subsuperfície e permi-

te, assim, minimizar os impactos da variabili-

dade da superfície e otimizar a detecção de

sutis efeitos relacionados aos processos de

produção e de injeção (de CO2, no caso de

Miranga) em prazo bem mais curto do que o

viabilizado pela sísmica 4D convencional.

realizada correção do perfil de injetivida-

de em 60% dos poços que receberam tra-

tamento MEor (Microbial Enhanced Oil Recovery) em Carmópolis

Perfil de injetividade é a distribuição da in-

jeção de água nas diversas zonas de um

campo. Com investimento de R$ 5 milhões,

o projeto teve como objetivo garantir a distri-

buição uniforme da água injetada nas zonas

do campo de Carmópolis, através da aplica-

ção de métodos microbiológicos com vanta-

gens sobre os tradicionais métodos mecâni-

cos aplicados atualmente no campo. Como

resultado, espera-se aumento do fator de re-

cuperação do campo pela melhoria da efici-

ência de varrido vertical da injeção de água

e diminuição dos custos de completação dos

poços.

Concluída a versão de demonstração do

DrMS (Sistema de Modelagem Dinâmica

de reservatórios)

O Simulador Integrado de Reservatórios e

Produção é uma ferramenta de última gera-

ção para o segmento de Exploração & Produ-

ção, desenvolvida pelo Cenpes e pelo E&P-

-ENGP em parceria com a Shell e o Computer

Modelling Group (CMG). Sua maior inovação

é a flexibilidade do software, já que a Petro-

bras é detentora do código fonte. Isso permi-

te tratar as incertezas típicas do processo de

produção de petróleo, ao se simular diferen-

tes estratégias de drenagem de um campo

em diversos cenários geológicos possíveis.

Com esta versão de demonstração, já foi

possível simular de forma integrada a produ-

ção dos campos do bloco BC-10, na Bacia

de Campos. Futuramente, será selecionada

uma área do pré-sal para aplicação dessa

nova tecnologia. Espera-se lançar a versão

Beta no final de 2011 e a primeira versão co-

mercial no final de 2012.

Demonstração do Sistema de Modelagem Dinâmica de Reservatórios (DRMS)

Arq

uivo

Cen

pes

21 Corporativo

22Corporativo

Disponibilizadas tecnologias mais adequa-

das para a perfuração do reservatório dos

poços do polo pré-sal

A perfuração de poço recente na área do pré-

-sal da Bacia de Santos apresentou significa-

tiva melhoria no desempenho de perfuração

do carbonato. A perfuração foi realizada utili-

zando apenas duas brocas de diamantes sin-

téticos (PDC) de última geração com coluna

de perfuração convencional. A taxa efetiva

de perfuração foi de 4,22m/h, sendo perfu-

rados 463 metros em 126 horas. Essa taxa é

superior à média de 2 m/h de velocidade de

perfuração nos poços do pré-sal, o que reduz

DESENvoLviMENto Da

proDUÇÃo, DaS opEraÇÕES

E Da LoGÍStiCa Do prÉ-SaL

o tempo de utilização das sondas de perfura-

ção, consequentemente diminuindo os custos

na construção dos poços. As novas tecnolo-

gias testadas fazem parte de uma estratégia

de testes das soluções mais avançadas exis-

tentes no mercado. Outras tecnologias estão

sendo estudadas para aumentar ainda mais

o desempenho de perfuração. Baker Hughes,

Halliburton, National Oil Varco e Schlumberger

são os principais parceiros nestes desenvol-

vimentos.

Perfuração de poço em mar

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

testados em laboratório produtos quí-

micos inversores de molhabilidade que

poderão aumentar fator de recuperação

no pré-sal

Os testes, realizados em laboratórios do

Cenpes, visam a utilização de inversores na

injeção de água do Polo pré-sal da Bacia de

Santos. Tais produtos tornam os carbonatos

mais molháveis a água, aumentando a re-

cuperação de petróleo. Foram testados em

laboratório 70 produtos oferecidos por 9 for-

necedores. O produto selecionado, que apre-

sentou melhor desempenho, aumenta em 10

vezes a embebição espontânea em relação à

água do mar pura, elevando o fator de recu-

peração de plugue de 3% para 30%. No teste

de fluxo, gerou redução de saturação de óleo

residual (SOR) de 5%. Simulações em com-

putador encontram-se em andamento para

quantificar ganhos e custos no pré-sal.

realizadas quantificações em aflora-

mentos de rochas carbonáticas em Sal-

ta, argentina, para melhor entendimento

do pré-sal

O sistema de análise de geometria e arqui-

tetura de reservatórios de petróleo (Saga)

incorporou e disponibilizou, ao longo de di-

versos anos, informações quantitativas de

rochas-reservatórios siliciclásticas - princi-

palmente turbiditos, que são os principais re-

servatórios do pós-sal. A partir de dezembro

de 2010, o Saga passou a disponibilizar o pri-

meiro exemplo de informações quantitativas

de carbonatos microbiais, com vistas à utili-

zação por parte dos modeladores de reser-

vatórios em atividade no pré-sal. Os dados

disponibilizados referem-se a afloramentos

de calcários microbiais cretácicos lacustres

da Fm Yacorite situados na Bacia de Salta,

Argentina, e podem ser acessados pela in-

tranet (http://saga.cenpes.petrobras.com.br/).

O trabalho foi desenvolvido através de uma

parceria do Cenpes com a E&P-ENGP, UO-

-ES, E&P-EXP, UP e a empresa argentina XR

Geomat.

23 Corporativo

Sonda de perfuração terrestre

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

24Corporativo

25

Disponibilizada metodologia de análise e

simulação do conjunto poço/revestimen-

to/Cimento para o pré-sal

A metodologia baseada em modelagem nu-

mérica tridimensional e que utilizou parâme-

tros obtidos por ensaios de testemunhos,

realizados no IPT, em São Paulo, foi desen-

volvida para avaliar a integridade do con-

junto revestimento/cimento/formação nos

revestimentos que cobriram o sal em poço

do pré-sal da Bacia de Santos. O objetivo é

garantir a integridade dos revestimentos ao

longo da vida útil da concessão dos poços,

considerando os esforços impostos pela flu-

ência do sal. Desenvolvida em parceria com

a PUC-Rio, a metodologia será aplicada nos

próximos projetos de poços do polo pré-sal

da Bacia de Santos.

Corporativo

realizados com sucesso testes de perfura-

ção direcional em formações salinas

O teste obteve sucesso no ganho de ângulo na

perfuração em formações salinas, a primeira

experiência de campo desta natureza na Petro-

bras. Faz parte da primeira fase do projeto para

acelerar o aprendizado na construção de poços

horizontais e de longo alcance (Extended Rea-

ch Well - ERW) no cenário do pré-sal. O campo

de Aguilhada, na UO-SEAL, foi escolhido por

conter formações salinas (carnalita e taquidrita)

que, por terem propriedades de fluência signi-

ficativamente elevadas, mesmo sob condições

de temperatura e pressão menores, apresentam

deformações semelhantes às do pré-sal da Ba-

cia de Santos. O teste demonstrou boa atuação

da ferramenta defletora (RSS – Rotary Steerable

System), possibilitando ganhos de ângulo de

até 5,5°/30m, bastante superior ao padrão no

planejamento dos projetos atuais (2°/30m), re-

duzindo as incertezas nos projetos e execução

de poços horizontais e ERW no cenário pré-sal.

Outra inovação foi o desenvolvimento de um flui-

do de perfuração, 100% sintético, especialmen-

te criado para garantir a integridade do poço

frente a formações salinas muito solúveis (car-

nalita e taquidrita) durante a operação de tes-

temunhagem e construção da fase direcional.

Foram recuperados 192 metros de testemunhos

de sais solúveis, predominantemente carnalita,

com fator de recuperação próximo de 100%.

Os resultados do teste serão utilizados para

calibrar um simulador computacional que será

aplicado nos poços direcionais da campanha

do pré-sal. Neste estudo atuaram diretamente o

Cenpes e o E&P.

26Corporativo

identificado uso do aço inoxidável Cromo

17 para poços

Nos reservatórios do pré-sal, o elevado teor de

contaminantes impede o uso do aço carbono

nas colunas de produção e nos revestimen-

tos inferiores que estão em contato com o flui-

do produzido, o que aumenta a demanda por

materiais especiais para poços em ambientes

cada vez mais corrosivos. O Cenpes realizou

testes de corrosão que mostraram que nos

campos da Bacia de Santos não seria possível

o uso do SuperCromo13, solução mais utilizada.

Em 2010, foi assinado com a JFE Steel Corpora-

Ao lado, teste de simulação com Cromo 17 e abaixo Avaliação do ensaio Fo

tos:

Arq

uivo

Cen

pes

tion um termo de cooperação para utilização de

novos materiais, visando a avaliação dos limi-

tes de uso do Cr17. Foi confirmado o potencial

desse material, com boa resistência à corrosão.

O Cenpes iniciou as articulações necessárias

com a JFE a fim de obter a qualificação do ma-

terial para aplicação comercial. Encontra-se,

atualmente, em processo de homologação, a

fabricação do produto em grande escala.

indicada formulação de squeeze de inibidor

de incrustação no poço produtor ESS-103a

Esta operação consiste da injeção em poço pro-

dutor de um produto inibidor de incrustação em

alta concentração, fornecido pela empresa Baker

Petrolite, de modo a formar no meio poroso um

depósito que, gradualmente, é liberado na água

produzida, protegendo o sistema de produção e

evitando precipitações de carbonatos. O tratamen-

to squeeze de inibidor é a única opção para evitar

a incrustação nos canhonados deste poço produ-

tor. Esta tecnologia já vem sendo aplicada com

sucesso em reservatórios areníticos nos campos

de Marlim Sul, Barracuda e Caratinga. Nos reser-

vatórios carbonáticos do pré-sal, foram realizados,

além de testes de performance de inibição com o

produto, testes para a determinação do risco de

dano à formação. O dimensionamento do trata-

mento foi realizado através do software Squeeze

VI, com base em dados obtidos em laboratório e

no poço. O acompanhamento da concentração

residual do inibidor na água produzida apresentou

comportamento similar ao previsto no simulador.

Verificou-se que o tratamento no ESS-103A não

causou dano ao reservatório. Novos testes foram

realizados para otimizar a performance do trata-

mento. Atualmente, a Petrobras aguarda a respos-

ta da ANP para a realização do segundo squeeze

de inibidor no referido poço.

Detectado fenômeno de gelificação de

óleos parafínicos no pré-sal

Foi detectada a formação de gel em óleos

parafínicos do pré-sal quando submetidos

à baixa temperatura. A gelificação dificul-

ta o escoamento do óleo e pode impactar

a produção. Verificou-se durante testes

que, com aplicação de um valor mínimo de

pressão, esse gel se deforma e entra em

escoamento. A partir daí, o Cenpes iniciou

um projeto para estudar o comportamento

desses óleos em várias temperaturas, além

de examinar o processo de gelificação do

óleo, visando obter dados que permitam

avaliar os riscos relacionados com o trans-

porte. O Cenpes, em parceria com a PUC-

-Rio e o IFP, vem desenvolvendo modelos

para determinar a pressão mínima capaz

de iniciar o escoamento. Estas informações

serão utilizadas para subsidiar o estudo de

viabilidade do oleoduto do sistema dutovi-

ário de escoamento de óleo da Bacia de

Santos, da UO-BS, cujo projeto deve ser

iniciado em 2013.

Análise no laboratório do Cenpes do squeeze de inibidor de incrustação

Arq

uivo

Cen

pes

27 Corporativo

28Corporativo

Nova tecnologia DUaL FrEQUENCY au-

menta o desempenho dos tratadores ele-

trostáticos e reduz a temperatura de pro-

cessamento de petróleos pesados

Aplicada no FPSO Cidade de Rio das Ostras,

no membro Siri, e baseada no uso combina-

do de corrente contínua e alternada aliado

com o ajuste do tipo de onda e da freqüência

empregada, a nova tecnologia permite signi-

ficativo aumento da eficiência da separação.

Assim, é possível operar em menores tempe-

raturas, o que evita o emprego de metalurgia

especial nas unidades de processamento

que operam com óleos pesados. Após 120

dias de operação contínua, comprovou-se

que a tecnologia permite uma substancial re-

dução no tamanho dos tratadores eletrostá-

ticos, com a vantagem adicional da redução

do consumo de produto desemulsificante e

da temperatura de processamento. A tecno-

logia foi qualificada e está disponível para

utilização pela Petrobras em seus futuros

projetos de investimento, incluindo o pré-sal.

DESENvoLviMENto DE Nova

GEraÇÃo DE SiStEMaS MarÍtiMoS

E SUBMariNoS DE proDUÇÃo

FPSO Cidade de Rio das Ostras, que recebeu tecnologia Dual Frequency

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

testado com sucesso no campo de Ubara-

na, na Uo-rNCE, produto inibidor de para-

finas desenvolvido no Cenpes

A tecnologia consiste na síntese de po-

límeros específicos para inibição quími-

ca de parafinas, empregando rota tec-

nológica inédita e insumos nacionais

renováveis. Seu desenvolvimento contou

com a participação comercial da Petrobras

Distribuidora, em parceria com empresas

nacionais especializadas e a UO-RNCE. O

principal benefício é a fabricação tercei-

rizada e comercialização na modalidade

supply house pela Petrobras Distribuidora,

com a sua marca Sisbrax. Deverá ser realiza-

da até o final do segundo semestre de 2011

a produção industrial do inibidor, conforme

demanda requerida pela Petrobras. Novos

estudos serão realizados com o objetivo de

desenvolver moléculas com propriedades

para inibição química de outros problemas

típicos de garantia de escoamento: asfalte-

nos, incrustações inorgânicas e hidratos. Na

sequência, outros produtos serão qualifica-

dos para possível aplicação nos campos do

pré-sal.

Teste com aditivação de inibidor de parafinas em óleo

Arq

uivo

Cen

pes

29 Corporativo

30Corporativo

instalado protótipo da Boia de Sustentação

de risers (BSr), conceito que será utilizado

no campo de Lula-NE e Guará

O conceito BSR, onde a boia fica posicionada

aproximadamente 100 metros abaixo do nível

do mar, ancorada por tendões de cabos de

aço e fora da influência das ondas, promove

o desacoplamento dos movimentos dos risers

rígidos e da unidade estacionária de produção

(UEP) à qual estão ligados. Esta configuração,

que vem sendo considerada como opção de

escoamento da produção de áreas do pré-sal,

como Guará e Lula-NE, tem como principal be-

nefício diminuir os esforços nos risers rígidos

e conectores, aumentando sua vida útil, bem

como diminuir as cargas sustentadas pela UEP,

já que as cargas dos risers rígidos ficam apoia-

das na BSR. Adicionalmente, o sistema permite

calendários independentes para a instalação

do sistema submarino e da UEP, gerando maior

flexibilidade nos projetos de desenvolvimento

da produção. Com a instalação de dois risers,

foi concluída a instalação da boia protótipo na

área de Congro, norte da Bacia de Campos.

Boia de Sustentação de Risers

Arq

uivo

Cen

pes

Concluída a primeira etapa da qualificação

do sistema de Separação Submarina Água-

Óleo (SSao)

O primeiro Separador Submarino Água-Óleo

da Petrobras, uma parceria entre Petrobras e

a empresa FMC Technologies, tem como alvo

sua aplicação no campo de Marlim. O contra-

to assinado, de US$ 90 milhões, possibilitará,

pela primeira vez no mundo, a injeção no re-

servatório produtor de uma corrente de água

produzida separada em ambiente submarino.

A primeira etapa da qualificação, realizada

entre janeiro e novembro de 2010, confirmou

a eficiência global de separação da água pro-

duzida superior a 70% e os requisitos de qua-

lidade que permitem a reinjeção desta água

no reservatório de Marlim. A segunda etapa, a

instalação do protótipo submarino e início de

sua pré-operação, será realizada no segundo

semestre de 2011.

partida da primeira planta piloto GtLE

(gas-to-liquids embarcado) com reatores

compactos

A primeira planta piloto, que utiliza reatores de

milicanais, recebeu investimentos de US$ 65

milhões e iniciou as operações no Núcleo

Experimental Engenheiro Baruzzi, no polo de

Atalaia (SE), em novembro de 2010. Esta tec-

nologia vem sendo desenvolvida em parceria

pelo Cenpes e pela empresa CompactGTL,

com propriedade intelectual compartilhada,

tem natureza compacta e modular e é ade-

quada a aplicações offshore e terrestres es-

SoLUÇÕES LoGÍStiCaS

Do GÁS NatUraL EM

aMBiENtES rEMotoS

peciais. Com capacidade de 20 bpd, é a pri-

meira planta piloto GTL Compacta no mundo.

Foram iniciados testes para comprovação

técnica e econômica da tecnologia, anali-

sando-se principalmente as especificidades

do gás natural do pré-sal, com altos teores

de CO2. Com previsão de término em 2011,

os testes devem qualificar a tecnologia a ser

disponibilizada para as áreas de negócio de

Exploração & Produção e Gás & Energia.

31 Corporativo

Primeiro óleo da planta piloto de GTLE

Arq

uivo

Cen

pes

32

implantado primeiro sistema de controle

avançado em Unidade de Hidrotratamento

(UHDt) de diesel na revap

O sistema controla e manipula múltiplas variá-

veis simultaneamente, permitindo que a Unida-

de fique mais estável e trabalhe mais próxima

dos limites de operação. Esse projeto é pionei-

ro para unidades de Hidrotratamento da com-

panhia. Novas unidades de HDT estão sendo

adquiridas e projetadas com rigor de especifi-

cação de enxofre de 50 ppm e 10 ppm. O con-

trole avançado contribuirá para se atingir estes

patamares de enxofre em todas estas novas uni-

dades.

otiMiZaÇÃo E

CoNFiaBiLiDaDE

opEraCioNaiS

tubos de aço especial, de maior resis-

tência, são testados com sucesso para a

construção de dutos terrestres

Tubos de elevada resistência (grau API-5L-X80)

- fabricados no Brasil pela Tenaris Confab, a par-

tir de chapas laminadas de aço especial forne-

cidas pela Usiminas - foram testados em cam-

po considerando-se aspectos de construção e

montagem de dutos terrestres (curvamento a

frio, curvamento a quente e soldagem em cam-

po). A composição química do aço utilizado nos

tubos foi resultado de pesquisas anteriores do

Cenpes e da PUC-Rio. A utilização desse ma-

terial com maior resistência pode permitir o au-

mento da pressão interna de bombeio ou, ainda,

a diminuição da espessura da parede do duto,

se mantida a mesma pressão interna. Com o su-

cesso nos testes de campo, os tubos API-5L-X80

foram disponibilizados para a Engenharia como

alternativa viável para a construção de dutos ter-

restres, com aplicação prevista, de forma piloto,

no trecho terrestre do gasoduto de Mexilhão.

Desenvolvidas soluções para otimização

do processamento de petróleos ácidos

Testes realizados pelo Cenpes em laboratório

permitiram a ampliação dos limites de proces-

samento de petróleo ácido nas torres de desti-

lação, obtendo somente em abril de 2010 um

retorno de R$ 32,5 milhões pelo refino adicional

de óleo ácido nas refinarias Petrobras. Permi-

tiram também evitar investimentos de mais de

US$ 100 milhões em adaptações metalúrgicas

nas unidades atuais. Os testes indicam novos

parâmetros de resistência dos materiais meta-

lúrgicos à corrosão naftênica, causada por pe-

tróleos ácidos, de forma que as refinarias e a

logística possam alocar maior quantidade des-

te tipo de óleo na destilação. Essas soluções e

parâmetros foram incorporados à versão 3.0 do

Blend-BR, que definiu novos padrões de pro-

cessamento de petróleos ácidos, bem como o

limite metalúrgico das unidades. Este software

auxilia nos processos de decisão relacionados

à comercialização de petróleos, aos projetos

de unidades de processamento, aos estudos

de viabilidade técnica e econômica e ao plane-

jamento e programação de refinarias. Também

foram iniciados no Cenpes testes para avaliar o

impacto da acidez naftênica em regiões de alta

velocidade e temperatura. Estes testes prosse-

guirão na planta de jato impingimento da UO-

-SIX, com o objetivo de aumentar ainda mais

a capacidade de processamento de petróleos

ácidos.

Corporativo

33

Unidade de Hidrotratamento da Revap

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

Corporativo

34

Concluídos estudos de viabilidade técnico-

econômica da implantação de ferramentas

de otimização em tempo real para unida-

des termelétricas da petrobras

Os estudos indicaram a viabilidade da implan-

tação de ferramentas de otimização em tem-

po real nas usinas termelétricas, com retorno

do investimento em dois anos, com base nas

avaliações das empresas desenvolvedoras de

tecnologia (GE/Bently e AspenTech). As avalia-

ções apontam possibilidade de economia de

R$ 0,8 milhão e R$ 2,9 milhões por ano na ope-

ração das UTEs Rômulo Almeida e Governador

Usina Termelétrica Euzébio Rocha

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

Corporativo

Leonel Brizola, respectivamente. A área de ne-

gócios de G&E solicitou novos estudos de via-

bilidade incluindo a UTE Euzébio Rocha, que

também apresenta condições favoráveis para

a implantação de otimização em tempo real. Ao

final dos estudos, uma entre as três usinas ana-

lisadas será escolhida para a implantação pilo-

to da ferramenta, de forma a medir os ganhos

reais de redução de consumo de combustível.

35

Estudos indicam utilização de processo de

hidrocraqueamento que maximiza a produ-

ção de diesel S10

O processo de hidrocraqueamento (HCC)

pode ser feito em um ou dois estágios. Nes-

te trabalho, foram analisados e comparados

os rendimentos e a qualidade dos produtos

gerados nas duas opções. O processo em

dois estágios obteve 16% mais diesel do que

o processo em um estágio, atendendo às

especificações do diesel S10. Este proces-

so será utilizado nas unidades de HCC das

Refinarias Premium e está em avaliação nos

estudos de ampliação do Comperj.

FLEXiBiLiZaÇÃo Do

parQUE DE rEFiNo

Desenvolvido novo sistema de planeja-

mento de refinarias – planref

O Planref é uma ferramenta de apoio à deci-

são, desenvolvido em parceria com a empre-

sa OP2B e a PUC-Rio, visando o planejamento

otimizado de produção em refinarias. Diferen-

te do atual sistema (Aspen PIMS, da Aspen-

Tech), que utiliza programação linear, o novo

modelo baseia-se em programação não linear,

conferindo maior precisão ao planejamento.

Além disso, por ser um sistema desenvolvido

pela Petrobras, garante a padronização do

processo de planejamento e maior integração

a outros sistemas da companhia, com conse-

quente melhoria da visibilidade do processo

entre todas as áreas envolvidas na produção e

logística do refino. O Planref sugere variações

de petróleos, campanhas, misturas, vazões de

produção, níveis de estoques e envios para o

mercado – englobando todas as unidades de

uma refinaria – de forma a maximizar o lucro

operacional. O modelo encontra-se atualmen-

te em testes para implantação, inicialmente na

Recap e, posteriormente, na Lubnor, Regap e

Refap.

Corporativo

36

Novo catalisador com tecnologia petro-

bras-albemarle supera catalisador bench-

mark importado

Foi comprovada a efetividade de um novo

sistema catalítico para unidades de RFCC

que processam resíduo atmosférico de pe-

tróleos nacionais. O novo sistema é basea-

do na tecnologia Petrobras-Albemarle para

reduzir o efeito dos metais contaminantes na

carga, atenuando seus efeitos nocivos sobre

o desempenho do catalisador. Após formu-

lação e avaliação no Cenpes, 300 toneladas

do novo catalisador foram fabricadas na FCC

S/A em regime experimental. Os resultados

da avaliação industrial realizada na Recap

mostraram desempenho superior em relação

Ao lado Unidade de FCC da Planta Piloto do Cenpes e abaixo Fábrica Carioca de

Catalisadores (FCC S/A), em Santa Cruz/RJ

Arq

uivo

Cen

pes

Arq

uivo

Cen

pes

ao catalisador importado, proporcionando

um aumento potencial de rentabilidade da or-

dem de R$ 12 milhões por ano. Novos testes

comprobatórios serão realizados para supor-

tar a decisão dos investimentos necessários

na FCC S/A para a produção definitiva.

Corporativo

realizadas simulações para detalhamen-

to do esquema de produção do diesel S10

considerando as unidades existentes

Com o intuito de atualizar os modelos de si-

muladores de processo para a produção de

óleo diesel S10, foi realizado um levantamen-

to de dados de hidrotratamento de destila-

dos médios com catalisadores comerciais e

diferentes cargas. Também foram avaliados,

via simulação e testes nas Plantas Piloto no

Cenpes, os esquemas futuros de produ-

ção de médios na Reman, na Regap e na

Reduc, com produção de diesel com 10ppm

37

Operação na Unidade de Hidrotratamento e Destilados médios da Planta Piloto do Cenpes

Arq

uivo

Cen

pes

de enxofre (S10) e querosene de aviação.

Na próxima fase do projeto, o Cenpes rea-

lizará estudos de simulação e levantamento

de dados em outras refinarias e estudará o

desenvolvimento de novas rotas de produção

de querosene de aviação com baixos teores

de contaminantes, avaliando correntes tais

como nafta pesada de coque e craqueada.

Corporativo

38

aGrEGaÇÃo DE vaLor E DivErSiFiCaÇÃo DoS proDUtoS

testes confirmam que encapsulamento da

uréia apresenta melhor desempenho para

uso na alimentação de ruminantes

A tecnologia, desenvolvida pela empresa

Kimberlit Agrociências, tem a capacidade de

liberar lentamente o nitrogênio presente na

uréia na alimentação de ruminantes. Este é

um produto superior aos existentes no mer-

cado brasileiro para alimentação de ruminan-

tes com nitrogênio, e que agrega maior valor

às unidades de fertilizantes nitrogenados da

companhia. A USP confirmou em testes com

animais as propriedades do encapsulamen-

to, que não causa impactos no desempe-

nho e saúde do animal. Durante os próximos

meses, a empresa licenciadora conduzirá

testes para verificar a ausência de resíduos

do encapsulamento na carne e leite dos ru-

minantes, de modo a subsidiar o Ministério

da Agricultura com informações para autori-

zação da comercialização do produto. Para-

lelamente, a Petrobras vem desenvolvendo

tecnologia própria de encapsulamento de

uréia, com previsão de comprovação em es-

cala de laboratório até 2012. Espera-se ter o

encapsulamento Petrobras disponível para

uso em 2014.

GaSQUÍMiCa

Uréia utilizada para alimentação de ruminantes

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

39

Desenvolvidas novas formulações para ga-

solina podium da reduc e rpBC, que pro-

porcionam ganhos de desempenho

Nas novas formulações, uma corrente rica

em aromáticos - cuja alta valorização no

mercado onera a produção - foi inteiramente

substituído, gerando uma redução dos cus-

tos de produção estimada em R$ 1 milhão

por ano na Reduc e R$ 6 milhões por ano na

RPBC, além de representar a diminuição da

vulnerabilidade da produção pela eventual

escassez desse componente. Em média, a

nova formulação da RPBC reduziu o tem-

iNovaÇÃo EM CoMBUStÍvEiS,

LUBriFiCaNtES E

proDUtoS ESpECiaiS

po de retomada de velocidade em 9%, em

relação à formulação anterior, enquanto os

ganhos na formulação Reduc foram de até

5%. Em ambas as formulações, obteve-se

redução de até 50% no já baixíssimo acúmu-

lo de depósitos de carbono no motor. A nova

formulação da Reduc vem sendo produzida

desde julho de 2010, enquanto na RPBC

será iniciada em janeiro de 2011.

Carro para teste de desempenho da gasolina Podium com novas formulações

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

40

Desenvolvido catalisador para produção,

em planta piloto, de polietileno de alta den-

sidade diferenciado - HMpEX (High Modu-

lus polyethylene Extrudable)

O HMPEX é um material obtido a partir de um

catalisador de morfologia controlada que per-

mite a obtenção de materiais diferenciados.

Este material será utilizado, inicialmente, na

confecção de cabos de amarração de platafor-

mas de petróleo, com vantagens competitivas

em relação às atuais soluções de ancoragem

devido às suas características de alta resistên-

cia, flutuabilidade e menor custo de aplicação.

Na planta piloto do Cenpes foram produzidos

5kg de catalisador, posteriormente aplicados

com sucesso na produção de 12 toneladas do

polímero na unidade piloto de polimerização da

Braskem, em Triunfo-RS. O material produzido

será, em 2011, utilizado para a confecção de

um cabo de amarração protótipo. Em dezem-

bro de 2010, a Petrobras recebeu o prêmio ABI-

QUIM de Tecnologia, de grande prestígio nacio-

nal, pela pesquisa e inovação no HMPEX.

BioCoMBUStÍvEiS

pEtroQUÍMiCa

Elaboração de critérios de sustentabilida-

de do etanol

Esses critérios vão embasar a tomada de deci-

são de investimentos da PBIO na produção de

etanol. Foram consideradas as oportunidades

e restrições dos mercados mundiais, a utiliza-

ção da marca Petrobras e a identificação de

limites operacionais decorrentes de aspectos

socioambientais. Os temas englobados foram:

mudanças climáticas, biodiversidade, água,

solo, ar, fertilizantes, segurança alimentar, de-

senvolvimento social e econômico. O trabalho

envolveu equipe multidisciplinar de pesquisa-

dores do Cenpes, em parceria com a PBIO.

O projeto tem aprovação do Ministério de De-

senvolvimento Agrário. O próximo passo, já

em andamento, é a execução de um estudo

de caso piloto para aplicação dos critérios em

uma unidade de produção de etanol.

Apresentação do Projeto de Sustentabilidade do Etanol

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

41

Estabelecidas importantes parcerias com

empresas internacionais de base tecnoló-

gica, na área de biocombustíveis

O potencial comercial do etanol celulósico no

Brasil é considerável, devido à grande quan-

tidade de bagaço de cana disponível no país.

Estima-se que a tecnologia de produção de

etanol a partir de bagaço pode aumentar

a produção de etanol do país em cerca de

40%, sem aumento das áreas de cultura. Em

2010, foram firmadas parcerias com empre-

sas de base tecnológica para aprimorar e

acelerar o desenvolvimento desta tecnologia.

Com a dinamarquesa Novozymes, a parceria

abrange o desenvolvimento de enzimas para

o processo de produção de etanol lignoce-

lulósico; com a norte-americana KL Energy

Corporation, o acordo prevê a otimização da

tecnologia da KLE de processamento de ba-

gaço de cana-de-açúcar e produção do eta-

nol de segunda geração; e com a holandesa

BioeCoN a cooperação prevê o desenvolvi-

mento de um novo processo de conversão de

biomassa lignocelulósica em produtos que

podem ser utilizados na produção de “plás-

ticos verdes” ou biocombustíveis avançados,

com testes na Holanda e uma planta de de-

monstração a ser instalada no Brasil.

Corporativo

42

SUStENtaBiLiDaDE

Finalizado primeiro cenário de realidade virtual ambiental da Bacia de Campos, contendo corais de águas profundas

Esta ferramenta reúne dados de faciologia, topografia, massa de água e presença de corais, simulan-

do - por meio de realidade virtual - o cenário submarino. O sistema poderá ser usado para consulta

interna, subsidiando a tomada de decisão em projetos básicos da Petrobras, como, por exemplo,

novos traçados de dutos ou definição de locações submarinas, com mínimo impacto ambiental e

reduzindo os riscos de projeto. O cenário conta com dados do Projeto de Caracterização Regional da

Bacia de Campos (PCR-BC), coordenado pelo Cenpes e UO-Rio e com colaboração das seguintes

instituições: UFRJ, Uenf, PUC-Rio, USP, UERJ, UFF, Unirio, Univali, Ufes. O investimento total foi de

R$ 40 milhões, aplicados prioritariamente no levantamento e sistematização de dados ambientais da

região. Ao término deste projeto, pretende-se elaborar o diagnóstico ambiental oficial da Bacia de

Campos, disponibilizando para o Sistema Petrobras informações integradas que devem acelerar os

processos de licenciamento ambiental da companhia.

Concluída a construção e montagem da

unidade móvel de tratamento de efluentes

visando o reuso da água

Com capacidade para testar até 90 rotas de tra-

tamento de água e efluentes, a unidade móvel,

desenvolvida em parceria com a empresa EP

Engenharia do Processo, é composta por duas

carretas, onde estão instaladas 15 unidades pi-

loto de tecnologias avançadas de tratamento de

efluentes, para avaliação in loco da melhor alter-

nativa técnico-econômica, visando à aplicação

industrial. Podem ser avaliadas as etapas de re-

moção de sólidos, remoção de carga orgânica,

desmineralização, abrandamento e polimento,

otimizando as condições operacionais específi-

cas para as diferentes características de águas

e efluentes. A unidade, que teve investimentos

de R$ 10 milhões, foi projetada para operar de

GErENCiaMENto DE

ÁGUa E EFLUENtESforma independente, minimizando esforço, tem-

po e custo, e aumentando a qualidade das solu-

ções de tratamento de efluente e reuso de água.

Será utilizada para substituir instalações de

unidades piloto locais, feitas sob encomenda.

A fase de testes operacionais se iniciará no se-

gundo semestre de 2011 na Regap, Betim/MG.

Unidade Móvel de tratamento de efluentes

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

43

Comprovada a viabilidade técnica do bior-

reator piloto para tratamento de solos con-

taminados por hidrocarbonetos de petró-

leo na reduc

Alternativa para remediação de solos conta-

minados por hidrocarbonetos de petróleo ou

derivados, o biorreator, desenvolvido pelo

Cenpes em parceria com SMES, Cetem e

UFRJ, utiliza microrganismos para biodegra-

dação dos contaminantes. Com investimento

de R$ 1,7 milhão, o equipamento móvel e au-

tomatizado, instalado em contêiner, garante

condições ideais para remoção dos poluen-

tes de forma rápida, segura e eficiente, com

flexibilidade para atendimento emergencial.

Implantado na Reduc, o processo do biorrea-

tor atingiu a eficiência mínima requerida pela

CETESB - órgão ambiental de São Paulo e re-

ferência brasileira na área - para aplicação de

processo biológico de tratamento. O biorrea-

tor piloto tem capacidade para 800 quilos de

solo, utiliza pouca água, tem baixo consumo

de energia mensal, permite o tratamento do

solo para posterior reuso e não gera efluentes.

Após um ano de testes na refinaria, a tecnolo-

gia será alvo de estudo de viabilidade técnico-

-econômica pelo Cenpes em 2011.

Biorreator Piloto para o tratamento de solos contaminados no Cetem

Foto

s: A

rqui

vo C

enp

es

Corporativo

44

implantado controle avançado nas Uni-

dades de processamento de Gás Natural

(UpGNs) em atalaia e Catu

O controle de processo em tempo real traz

estabilidade e melhorias operacionais adicio-

nais para a unidade de processo. A econo-

mia preliminar gerada com a otimização em

Atalaia foi de cerca de R$ 1,9 milhão ao ano

e em Catu, R$ 2,4 milhões ao ano. Ambas

as plantas apresentaram indícios de aumento

de produção, redução do consumo de gás

combustível e, como consequência, redução

de emissão de CO2. Até o segundo semestre

de 2011 serão avaliados os ganhos econômi-

cos completos destas implantações.

EFiCiÊNCia ENErGÉtiCa

Unidade de Processamento de Gás Natural de Atalaia

realizadas análises para comprovar se-

gurança do armazenamento geológico de

Co2 na Bacia do recôncavo

Para comprovar que o armazenamento geoló-

gico de CO2 é viável, seguro e monitorável, o

Cenpes realizou levantamentos sísmicos 4D e

análises geoquímicas, microbiológicas e isotópi-

cas para criação de uma linha de base visando

o monitoramento de escape de CO2 no campo

de Miranga, no Recôncavo Baiano. Com investi-

mentos de US$ 2,3 milhões, foram realizados es-

tudos de superfície e subsuperfície para verificar

e comprovar que o CO2 permanecerá no reser-

vatório, sem escape para a atmosfera. Busca-se

comprovar, na Petrobras, a viabilidade técnica

da armazenagem geológica de CO2 em reserva-

tórios de água com alta salinidade, inclusive nos

campos do pré-sal. Em 2011, a UO-BA iniciará,

em parceria com o Cenpes, projeto para injetar

em aquífero salino, durante quatro anos, 100 to-

neladas por dia de CO2 em Miranga.

GErENCiaMENto DE Co2

E oUtraS EMiSSÕES

Corporativo

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

45

Desenvolvida sistemática para inventário

de poluentes atmosféricos não-típicos,

aplicada em projeto piloto na reduc

Tal sistemática, desenvolvida pelo Cenpes

em parceria com o Abastecimento e o

SMES, realiza o inventário das emissões

dos principais compostos orgânicos não

regulados nas unidades da companhia.

Esta metodologia, adaptada da Agência Am-

biental Americana (US-EPA), visa avaliar a

influência de certos processos críticos em

termos de impactos ambientais e ocupacio-

nais, subsidiando futuras ações de redução

da emissão destes poluentes nas diversas

áreas da Petrobras. Foram avaliadas as uni-

dades de Craqueamento Catalítico Fluído

(FCC) e Reforma Catalítica da Reduc. Na

próxima etapa, serão realizadas amostragem

e análises de qualidade do ar no entorno das

unidades de processo já inventariadas, além

da ampliação do uso da sistemática para in-

ventariar as demais áreas de negócio e em-

presas subsidiárias da Petrobras.

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

Refinaria de Duque de Caxias - REDUC

avaliação preliminar da nova configuração

da tecnologia Saci, implantada na reman,

indica redução de até 50% na emissão de

particulados

Para reduzir a emissão de material particula-

do nestas unidades, a tecnologia Saci utiliza

modificações nos dois estágios de ciclones

do regenerador de catalisador das unidades

de FCC. Na Reman foi instalada uma nova

configuração desta tecnologia, que aumen-

ta a eficiência na separação do catalisador

e minimiza o envio de particulados para a

atmosfera. A avaliação da tecnologia com-

provou a redução de 50% nas emissões da

chaminé da unidade industrial de FCC. Em

2011, essa nova configuração será instalada

na unidade industrial de FCC da Replan. Por

se tratar de tecnologia com baixo custo de

investimento e de fácil implantação, a tecno-

logia Saci poderá ser instalada nos demais

regeneradores da companhia.

Corporativo

rEaLiZaÇÕES Da ENGENHaria BÁSiCa

Concluídos projetos básicos dos módulos

dos FpSos do pré-sal

Entregue FEED do FSo de Gás

O Cenpes acompanhou o desenvolvimen-

to de três projetos de Floating Storage and

Offloading (FSO) de Gás nos escritórios das

empresas contratadas – Saipem, Technip e

SBM Offshore – até a entrega do Front End

Engineering Desing (FEED). A próxima fase

de Engineering, Procurement and Construc-

tion (EPC) será conduzida pela Engenharia,

com assistência técnica do Cenpes. O pro-

jeto, único no mundo, é uma das alternativas

para escoar o gás produzido nos campos

pré-sal por meio da tecnologia Gás Natural

Liquefeito.

46

Foram entregues os projetos dos módulos re-

plicantes das plantas de produção, proces-

samento de óleo, tratamento de gás, injeção

de água e facilidades que serão utilizadas

nas oito unidades de produção (FPSOs) do

pré-sal. Os módulos seguiram dois padrões:

o padrão único (PU), para os módulos iguais

em todos os FPSOs, ou o padrão por faixa

(PF), com duas variantes do módulo, a serem

escolhidas de acordo com o volume de gás

produzido e o teor de contaminante (CO2) de

cada locação. Os FPSOs novos foram proje-

tados para operar por 25 anos, nos campos

do pré-sal, e terão uma planta de processa-

mento com capacidade para 150.000 blpd,

movimentação e tratamento de gás natural

de 6.000.000 Nm³/d, exportação de óleo de

150.000 bopd, tratamento de água produzi-

da de 120.000 blpd, injeção de água do mar

de 180.000 blpd e acomodações para 110

pessoas. A planta de movimen- tação

de gás terá sistemas

de remoção e de

reinjeção de CO2, inje-

ção WAG (água e gás al-

ternadamente), injeção de

gás, gas lift, e exportação

de gás. As plataformas irão

operar nos campos de Lula,

Guará, Iara 2 e Cernambi.

Projeto básico dos módulos replicantes dos FPSOs do pré-sal

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

47

Concluído projeto básico da Unidade Offsho-re de transferência e Exportação (UotE)

A UOTE é um terminal oceânico, composto

por uma unidade flutuante de armazenamento

e transferência (Floating Storage and Offloa-

ding - FSO) e duas monoboias, para transfe-

rência de petróleo entre navios. Será utilizada,

preferencialmente, para transferir petróleos

destinados à exportação e oriundos da Ba-

cia de Campos ou do polo pré-sal da Bacia

de Santos. A solução permite o uso racional

de navios de posicionamento dinâmico, que

só necessitam fazer o trajeto entre a unidade

produtora e a UOTE. O petróleo segue, a partir

daí, em navios convencionais, menos custo-

sos. O terminal terá capacidade de transferir

até 15 milhões de barris por mês, com possibi-

lidade de segregação, no sistema de transfe-

rência, de petróleo parafínico e não parafínico.

Será instalado em lâmina de água de até 75

metros na Bacia de Campos, a aproximada-

mente 70 km da costa. A implementação des-

ta solução será conduzida pelo AB-LO.

Encerrados projetos básicos das novas

unidades de águas ácidas da reman

e rpBC

Na Reman, a unidade tratará até 600 m3/d de

efluentes aquosos ácidos, provenientes das

atuais e novas unidades, previstas no Projeto

de Modernização da refinaria. Ele é essencial

para a redução do consumo de água indus-

trial da Reman, necessário para o atendimen-

to das exigências do órgão ambiental local. A

previsão de entrada em operação comercial

da UAA é dezembro de 2013. Na RPBC, a

unidade terá capacidade de tratar até 1.900

m³/d de efluentes aquosos ácidos provenien-

tes das novas unidades para hidrotratamento

de diesel da refinaria. A entrada em opera-

ção comercial da unidade está prevista para

julho de 2013.

Projetos Básicos das Unidades de Águas Ácidas da Reman (abaixo) e RPBC (ao lado)

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

48

revisados os projetos básicos das unida-

des de processamento para produção de

diesel (HDt, UGH e DEa) da replan, rpBC

e regap

Para reduzir o custo da construção das uni-

dades de processamento para produção de

diesel da Replan, RPBC e Regap, foram revi-

sados pelo Cenpes dez projetos. As unidades

sofreram redução no número de equipamen-

tos, linhas, válvulas e instrumentos, tendo sido

adotados critérios semelhantes aos dos proje-

tos da Reman, também emitidos pelo Cenpes.

As revisões eliminaram redundâncias e ex-

cessos de flexibilidade nas unidades. A sim-

plificação dos projetos foi realizada mantendo

todas as garantias de segurança e a perfeita

conformidade com os mais recentes padrões

do AB-RE para seus empreendimentos. Espe-

ra-se que apenas nas unidades da Regap o

valor de redução do investimento seja supe-

rior a US$ 15 milhões.

Concluídos projetos conceituais das uni-

dades de escoamento de gás da Bacia de

Santos, da rota Cabiúnas, do plansal

O projeto abrange cinco unidades de pro-

cessamento de gás natural: Unidade de Re-

moção de CO2 do Gás Natural; Revamp da

Unidade de Tratamento de Gás Natural II;

Unidade de Remoção de Líquido de Gás

Natural IV; Unidade de Processamento de

Condensado de Gás Natural IV; e Unida-

de de Processamento de Gás Natural II.

O conjunto de unidades tem por objetivo o

aproveitamento do gás natural a ser escoa-

do pelo gasoduto Iara-Cabiúnas, cerca de 23

milhões de m3/dia ao longo de 330Km, pro-

veniente do polo pré-sal da Bacia de Santos.

Tanques do Terminal de Cabiúnas

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

Corporativo

49

Emitido o projeto básico da Unidade de

Hidrotratamento de Diesel (U-2313) da

reman

Esta unidade faz parte do projeto de moder-

nização da Reman e tem início de operação

previsto para dezembro de 2013. A unidade

produzirá 2.500 m3/dia de diesel S10 (10 ppm

de enxofre), a partir de petróleos produzidos

nas regiões Norte e Nordeste do Brasil e até

5% do óleo vegetal. É o primeiro projeto do

Cenpes para produção de diesel S10, já se-

guindo diretrizes de simplificação de projetos

e redução de custos.

Finalizado projeto Conceitual da Usina de

Biodiesel do pará

O projeto é composto pelas unidades de pré-

-tratamento de óleos vegetais e esterificação

de ácidos graxos; e de transesterificação de

óleos vegetais tratados e purificação da gli-

cerina, com capacidades nominais de até

400 mil toneladas ao ano de biodiesel a partir

de óleo de palma ou soja. Com previsão para

entrada em operação em 2013, esta será a

primeira planta comercial que utilizará tecno-

logia desenvolvida pelo Cenpes.

Concluído projeto básico de adaptação da

Unidade de Destilação de LNG U-7 da rLaM

para aumento da produção de diesel atra-

vés da incorporação de nafta fracionada

O objetivo é maximizar a vazão de nafta a ser

incorporada ao pool de diesel, para inten-

sificar a produção de destilados médios da

refinaria, seguindo diretriz do Abastecimento.

Espera-se incremento de 3% do diesel pro-

duzido pela refinaria, com potencial de ganho

de US$ 17 milhões/ano. A unidade foi proje-

tada originalmente para processar carga de

550 m3/d de LGN e atualmente vem operando

de forma intermitente, conforme demanda da

refinaria. Reaproveitando os equipamentos

existentes para gerar o mínimo de modifica-

ções possíveis, este projeto reduz os investi-

mentos e acelera a implementação. O deta-

lhamento da unidade tem previsão de início

em janeiro de 2011.

Arq

uivo

Cen

pes

Projeto Básico da Unidade de Hidrotratamento de

Diesel da Reman

Corporativo

50

atUaÇÃo EM rEDES

rEDE DE SEDiMENtoLoGia E EStrati-

GraFia

Este projeto, em parceria com a UEL, a UFPR,

a Heriot-Watt University e a University of Edin-

burgh, caracterizará o sistema poroso de ro-

chas carbonáticas, folhelhos e arenitos argi-

losos em suas várias escalas de porosidade.

Com a aplicação de técnicas de tomografia

computadorizada, conjugadas com simula-

ção numérica de processos de deslocamento

água-óleo a partir de imagens 3D das rochas,

será desenvolvido um banco de dados da

morfologia e da conectividade das rochas,

possibilitando a predição de propriedades

petrofísicas do reservatório de forma inédita.

Tais análises estão sendo conduzidas nos la-

boratórios do Cenpes e dos fabricantes de

equipamentos tomográficos SkyScan (Bélgi-

ca) e X-Radia (EUA), e serão transferidas em

2012 para o Laboratório de Meios Porosos e

Propriedades Termofísicas, da UFSC, que re-

cebeu investimento de R$ 7 milhões e conta-

rá com as mais completas instalações desta

área no mundo.

iniciada caracterização de sistemas poro-

sos de reservatórios não-convencionais,

por tomografia computadorizada

rEDE DE MiCropaLEoNtoLoGia apLi-

CaDa

Uma nova espécie de ostracodes – crustáceos

com dimensões microscópicas – foi definida,

em parceria com a UnB, com investimentos da

Petrobras de R$ 2,2 milhões. Alguns gêneros e

espécies de ostracodes possuem grande inte-

resse estratigráfico, pois caracterizam seções

geológicas bem específicas, e intervalos de

tempo restritos. Atualmente, o método de os-

tracodes é utilizado na exploração da seção

pré-sal (o chamado andar Alagoas) das bacias

de Santos, Campos e Espírito Santo, para au-

mentar o detalhamento estratigráfico no inter-

valo que contém os principais reservatórios. A

definição dessa e de outras espécies permite

à companhia adquirir conhecimento mais pre-

ciso sobre o posicionamento dos reservatórios

em profundidade, o que pode contribuir para

a diminuição do risco exploratório e auxiliar no

desenvolvimento dos projetos de produção

dos campos do pré-sal.

Definida nova espécie de ostracodes do

andar alagoas para aplicação no fatiamen-

to estratigráfico do pré-sal

1 2 3

Arq

uivo

Cen

pes

Nova espécie de Ostracodes

Corporativo

51

rEDE DE EStUDoS GEotECtôNiCoS

Esse lineamento se estende por mais de três

mil quilômetros no solo brasileiro, afetando

duas imensas bacias paleozóicas – Paraná e

Parnaíba – potencialmente produtoras de hi-

drocarbonetos. Pretende-se conhecer de que

forma essa grande estrutura geológica pode

ter afetado as histórias evolutivas destas ba-

cias em relação a seus sistemas petrolíferos.

Esse conhecimento poderá ajudar a identifi-

car novas áreas potencialmente produtoras

de petróleo e gás, embasando a tomada de

decisão da Petrobras nos futuros leilões da

ANP. Com investimento de R$ 3,7 milhões, o

projeto é feito em parceria com a UnB, UFRN,

UFC, Unicamp, UFMT, Unesp e UFRJ, dentro

da Rede de Geotectônica.

iniciado estudo sobre Lineamento trans-

brasiliano, com foco na origem, evolução

e influência na sedimentação das bacias

paleozóicas

rEDE DE GEoQUÍMiCa

Petroleômica é um novo método de caracteriza-

ção que utiliza a técnica de espectrometria de

massas de altíssima resolução para o detalha-

mento da composição de petróleos e derivados

de forma rápida, abrangente e inequívoca. Nes-

te contexto, foi desenvolvido, em parceria com a

Unicamp, o software PetroMS para o tratamento

e interpretação de dados obtidos nas análises

por espectrometria de massas. Tais análises

permitem a predição da origem, da evolução

térmica de petróleos e das propriedades quími-

cas de petróleos e derivados, o que contribui

para a diminuição do risco exploratório. Este

software possui um pacote de interpretação

de dados único, com ferramentas gráficas de

alta resolução para análise de petróleo e seus

derivados. Para o desenvolvimento do projeto,

foram investidos R$ 6 milhões em infraestrutura

laboratorial na Unicamp.

Desenvolvido software da petrobras para

estudos em petroleômica

Alunos no laboratório da Unicamp utilizando o equipamento de espectrômetro de massa

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

52

rEDE DE GErENCiaMENto DE ÁGUaS

O estudo desenvolveu metodologia inédita

para caracterização de águas conatas, retidas

nos poros e fissuras da rocha, a partir de amos-

tras ínfimas de água (amostras de óleo com

0,5% de água). A informação obtida auxilia na

compreensão do fluxo dessas águas nos reser-

vatórios, aumentando a recuperação. Com in-

vestimento de R$ 6 milhões, o projeto envolveu

a UFF, a Unicamp e a PUC-Rio na realização

de análises de água produzida, identificando

– através de grande leque de medições físico-

-químicas – seu histórico de origem e fluxo.

Essa metodologia já foi aplicada no Campo de

Espadarte, tendo como próximos cenários os

campos de Tambaú e Uruguá. Planeja-se, no

futuro, aplicação no pré-sal. Além disso, foi re-

alizada extensa análise de inibidores de incrus-

tação comerciais em condições de reservatório

(com temperatura e pressão elevadas) para os

campos de gás da UO-BS e os campos do pré-

-sal.

Desenvolvidas novas metodologias para

caracterização de águas conatas e inibição

de incrustação

Com investimento de R$ 627 mil, o projeto

contemplou a modernização do laboratório e

aquisição de equipamentos de análises mo-

dernos, assim como a capacitação da equi-

pe. Com isso, a UFRN passou a atender às

demandas das unidades terrestres, em espe-

cial a UO-RNCE, antes realizadas no Cenpes,

agilizando a seleção de inibidores de

incrustação.

UFrN capacitada para ensaios de controle

e inibição de incrustação

FPSO Espadarte no Campo de Espadarte, Bacia de Campos

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

Corporativo

53

A reinjeção de água produzida, após longos pe-

ríodos de injeção de água do mar, está sujeita

a possíveis fenômenos físico-químicos que po-

dem inviabilizar a produção, como incrustação,

entre outros. Os modelos - desenvolvidos pela

Unicamp, Uenf, PUC-Rio, UFRN e UFRJ, com

investimento de R$ 8 milhões - caracterizaram

estes fenômenos físico-químicos no campo de

Marlim. Esses modelos embasaram a definição

de especificações mínimas para o tratamento da

água produzida, de forma que ela, ao invés de

ser descartada, pudesse ser reinjetada em pon-

tos estratégicos do reservatório. Isso possibilitou

significativo aumento da produção de óleo da

P-35, ao se reduzir a severidade da separação

óleo-água, o fator limitante da produção da P-35.

Esta separação ficou mais branda por se optar

pela reinjeção, ao invés do descarte. Adicional-

mente, a redução do descarte de água é um be-

nefício ambiental importante.

Desenvolvidos modelos de reinjeção de água

produzida após injeção de água do mar

rEDE DE ENGENHaria DE poÇoS

Com 1.520 m2 de área construída e investi-

mento de R$ 3 milhões, que inclui laborató-

rios e instalações administrativas, o novo pré-

dio apoiará projetos de P&D em estimulação

de poços, visando a criação de um polo de

competência para atendimento à demanda

de caracterização mecânica e testes labora-

toriais em carbonatos do pré-sal, de forma a

subsidiar as operações de fraturamento hi-

dráulico, fraturamento ácido e estabilidade

mecânica dos poços completados naqueles

reservatórios.

Unicamp recebe infraestrutura laboratorial

para estimulação com foco em carbonatos

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

Plataforma P-35 no Campo de Marlim, Bacia de Campos

Corporativo

54

O projeto, realizado em parceria com a Uni-

camp, determinou valores de condutividade

de fraturas ácidas e propadas para amostras

dos reservatórios carbonáticos de Lula e Ca-

rioca. A partir desses valores, serão estima-

das as produtividades de poços estimulados

no pré-sal, de forma a subsidiar os projetos

de desenvolvimento desses campos.

Concluídos estudos para Lula e Carioca

rEDE DE rEvitaLiZaÇÃo DE CaMpoS

MaDUroS

Serão desenvolvidos materiais com base na-

notecnológica para a recuperação avançada

em campos de petróleo, com estímulo ao de-

senvolvimento de pesquisas em nanotecno-

logia na comunidade acadêmica nacional.

Destacam-se, no estudo, nanocompostos

que podem atuar como contraste para sís-

mica 4D – com imagens em 3D ao longo do

tempo, além de nanocompostos para libera-

ção controlada de químicos no reservatório.

Também estão previstos estudos com injeção

de nanosensores em poços para obtenção

de dados do reservatório em posterior aná-

lise da água/óleo produzido. Pretende-se

aumentar o fator de recuperação dos cam-

pos de petróleo, assim como obter melhorias

nos processos produtivos. Com investimento

de R$ 4 milhões, o projeto se encontra em

estágio inicial de pesquisas, e conta com a

parceria das instituições USP, UFRJ, UFMG

e Unicamp.

iniciados quatro convênios na área de nano-

tecnologia para recuperação avançada

O sistema especialista, desenvolvido para

ser acoplado aos sistemas de gerenciamen-

to integrado das operações de produção,

interpreta variáveis de poços com bombeio

centrífugo submerso. Através de um banco

de dados de falhas e diagnósticos mais co-

muns, obtido por extenso levantamento de si-

tuações operacionais já vivenciadas por con-

sultores e técnicos da Petrobras, o sistema

indica falhas possíveis ou já ocorridas nos

poços monitorados, possibilitando manuten-

ção preditiva e direcionada de maior eficá-

cia. Com investimento de R$ 3 milhões, o pro-

jeto foi coordenado pelo Cenpes e conduzido

pelo E&P-ENGP, e contou com a parceria da

UFBA. Ao longo de 2011, será implantado

pelo E&P-ENGP, em parceria com a TIC e o

E&P-NNE, o software que utilizará o sistema

especialista em tempo real para monitoração

de poços da região Nordeste.

Desenvolvido sistema especialista para

manutenção preditiva de poços

Corporativo

55

rEDE GaLiLEU

Através de parceria inédita entre Petrobras,

universidades e fornecedores, foi instalado o

primeiro sistema de imersão 3D do Núcleo de

Visualização Científica do Cenpes. O sistema,

uma caverna digital de baixo custo no estado

da arte da tecnologia, com quatro projetores

e três telas, com projeção de vídeo interativo

de altíssima resolução, foi montado através

de desenvolvimento de software liderado pelo

Cenpes, em parceria com a PUC-Rio e a USP

e os dois principais fornecedores mundiais

neste mercado, as empresas Absolut Tech-

nologies e Barco. Os objetivos são: encontrar

novas aplicações para o uso da tecnologia

de cavernas digitais na Petrobras e reduzir os

custos com equipamentos nesse tipo de ca-

verna, atualmente próximos a R$ 3 milhões,

para valores inferiores a R$ 500 mil. Ao longo

de 2011, serão iniciados os testes da caverna

digital para aplicações nas áreas de engenha-

ria offshore e de reservatórios.

instalado no Cenpes sistema de imer-

são 3D desenvolvido em parceria com

pUC-rio, USp e os fornecedores Absolut Technologies e Barco

Com objetivo de capacitar o laboratório do

Cepetro da Unicamp para o desenvolvimento

de pesquisas em métodos térmicos de recu-

peração de petróleo, incluindo injeção de va-

por e combustão in situ, o projeto vem garan-

tir o atendimento às demandas das unidades

de produção do nordeste. Outro benefício é a

capacitação de instituições brasileiras nesta

área, o que até então era encontrada apenas

em instituições estrangeiras. O laboratório re-

cebeu investimento de R$ 1 milhão.

Montado laboratório de métodos térmicos

na Unicamp

Núcleo de Visualização Colaborativa (NVC) do CenpesFo

tos:

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

56

Com investimento de R$ 18 milhões, foram ins-

talados três supercomputadores na Ufal, USP

e Coppe/UFRJ, dentro do projeto Grade BR,

integrante da rede de computação científica

e visualização (Rede Galileu), que envolve 14

universidades e visa atender às demandas

de computação científica de alto desempe-

nho de todas as redes temáticas da Petro-

bras. Somando-se os três supercomputado-

res, são 120 teraflops (trilhões de operações

em ponto flutuante por segundo) de capaci-

dade de pico instalada. Apenas com o super-

computador instalado na Coppe, rodando a

88% de sua capacidade, a Grade BR atingiu

a 76a posição no ranking mundial de super-

computadores, no início de 2010. O quarto

e último supercomputador será instalado na

PUC-Rio até o segundo semestre de 2011.

instalados supercomputadores da

Grade Br

rEDE DE MoDELaGEM E oBSErvaÇÃo

oCEaNoGrÁFiCa

Esse modelo operacional, pioneiro no Brasil,

recebeu investimento de R$ 19,5 milhões, e

é capaz de gerar a previsão sobre correntes,

temperatura, salinidade e altura da superfície

do mar nas Bacias de Campos, Espírito San-

to, Santos e na Margem Equatorial. Os resul-

tados são disponibilizados diariamente para

o sistema Petrobras e servem para subsidiar

operações marítimas, como planejamento de

perfurações e ações de combate a derrame

de óleo. O projeto foi desenvolvido em parce-

ria com o Centro de Hidrografia da Marinha do

Brasil (CHM) – responsável pela execução do

modelo, além das universidades UFRJ, UFBA,

USP e FURG. O projeto prevê, até 2015, o aper-

feiçoamento do modelo para a assimilação de

informações de satélites, incorporando dados

ambientais e dados medidos no oceano.

Desenvolvido modelo de previsão diária

de correntes para toda a região oceânica

brasileira

Sala de reunião do prédio Rede de Modelagem e Observação Oceanográfica (Remo) no

Centro de Hidrografia da Marinha do Brasil

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

57

rEDE MoDELaGEM DE ESCoaMENto

MULtiFÁSiCo

Com investimento de R$ 6 milhões, o labo-

ratório realizará experimentos avançados na

área de escoamento multifásico em tubula-

ções, incluindo-se a operação de instrumen-

tação científica de grande porte para quanti-

ficação de escoamentos. Essa infraestrutura

passa a ser referência mundial na área, ao

reunir, no mesmo local, equipamentos até en-

tão distribuídos em diversos laboratórios de

menor porte do hemisfério norte.

Concluído o prédio do laboratório de esco-

amento multifásico da Coppe/UFrJ

Alunos no laboratório de escoamento multifásico

da Coppe/UFRJ

Foto

s: A

rqui

vo C

enp

es

Corporativo

58

rEDE DE MatEriaiS

O Laboratório de Ensaios Não Destrutivos,

Corrosão e Soldagem (LNDC), da UFRJ, que

recebeu investimentos de R$ 26 milhões da

Petrobras para sua construção, realizou os

ensaios para seleção de materiais para po-

ços dos campos Lula e Guará, na Bacia de

Santos. Ao longo de seis meses, e com in-

vestimentos de R$ 1,2 milhão, esses ensaios

avaliaram a resistência à corrosão desses

materiais, simulando as condições reais do

ambiente de fundo de poço, com alta tempe-

ratura e pressão.

realizados ensaios para seleção de mate-

riais dos poços de Lula e Guará

O modelo, desenvolvido em parceria com

a UFRGS, permite avaliar com melhor pre-

cisão o processo de corrosão da armadu-

ra de risers flexíveis expostos a H2S e CO2.

Obtém-se com isso, uma estimativa de

vida útil dos risers mais longa, pois os mo-

delos mais simples, anteriormente utiliza-

dos, superestimavam os efeitos da corro-

são. Esses modelos já foram utilizados com

sucesso no Campo de Marlim e no poço

1-ESS-103A no pré-sal do Espírito Santo.

Desenvolvido modelo de corrosão em

risers flexíveis

Ensaio não destrutivo no LNDC

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

59

Dutos helicoidais são dutos construídos pela

soldagem de uma bobina de aço contínua

de forma helicoidal. Ainda não haviam sido

aplicados para o transporte de QAV e nafta.

O IPT conduziu ensaios que comprovaram a

resistência das soldas helicoidais à corrosão

por exposição ao QAV e nafta. Esses resulta-

Qualificados dutos helicoidais para trans-

porte de Qav e Nafta

Ensaios para testes de corrosão de dutos com solda helicoidal no IPT

Corporativo

dos permitiram o uso de dutos helicoidais em

dois cenários: o primeiro para transporte de

nafta e petroquímicos na Revap, em São José

dos Campos (Duto OSVAT 3, com 16 polega-

das de diâmetro); e o segundo para transpor-

te de diesel e QAV em duto de 20 polegadas,

no Comperj.

60

rEDE tEMÁtiCa DE NaNotECNoLoGia

O LNLS, ligado ao Ministério de Ciência e Tec-

nologia, conta com a única fonte de luz síncro-

tron na América Latina, um acelerador de partí-

culas especificamente projetado para geração

de feixes de amplo espectro (raios-X, gama,

ultravioleta, entre outros) de altíssima pureza,

que permite a realização de estudos de mate-

riais com aumento significativo de qualidade. O

sistema Lab-Web permitirá que pesquisadores

de diversos locais do país utilizem remotamen-

te a infraestrutura do LNLS para suas análises,

por meio de soluções integradas de vídeo-con-

ferência, controle remoto de equipamentos e vi-

sualização científica. A Petrobras pretende utili-

Concluído o projeto piloto de implantação de

laboratório virtual em parceria com o LNLS

zar esse sistema em estudos de catalisadores,

ligas metálicas, nanomateriais, incrustações,

depósitos, rochas, entre outros. O sistema Lab-

-Web terá agora sua capacidade ampliada, o

que incluirá a implantação do sistema na rede

interna da Petrobras.

Ao lado, pesquisador e Anel gerador de luz síncrontron do LNLS.

Abaixo, vista aérea do laboratório

Foto

s: A

rqui

vo C

enp

es

Corporativo

61

rEDE DE DUtoS

O equipamento possibilita estancar vazamen-

tos em dutos sem interromper o fluxo. Com

isso, há aumento da segurança operacional de

dutos e prontidão de resposta a emergências

ambientais, além de evitar a parada de pro-

dução. A tecnologia foi desenvolvida, testada

e aprovada por pesquisadores da UERJ e do

Cenpes no loop de teste do CTDUT – Centro

de Tecnologia em Dutos, que recebeu inves-

timentos da Petrobras de aproximadamente

R$ 2 milhões, por meio da Rede Temática de

Dutos. O equipamento, inédito no mundo, já se

encontra em uso no Centro de Reparo de Du-

tos da Petrobras. O próximo passo é viabilizar

testes para aumentar os limites de operação da

ferramenta, que atualmente está comprovada

para dutos com até 50 bars de pressão interna,

e que estejam transportando apenas líquidos.

Desenvolvido equipamento para reparo

emergencial durante operação de dutos de

transporte de líquidos

rEDE DE EXCELÊNCia Na CaDEia DE

SUpriMENtoS DE pEtrÓLEoS

Essa ferramenta computacional utiliza al-

goritmos de inteligência artificial (multia-

gentes) para planejar a movimentação de

derivados entre refinarias e terminais em

todo território nacional, para atendimen-

to dos mercados regionais. Com isso, será

possível o controle dos níveis de estoque

e movimentações ao longo da rede logísti-

ca, subsidiando a tomada de decisão so-

bre importação e exportação de derivados.

Esse projeto, com investimento de

R$ 1 milhão, foi desenvolvido em parceria

com a UFF, a UFCG e a UTFPR. Atualmente,

o modelo está em processo de implantação

no sistema Bandeira Brasil, utilizado pelo

Abastecimento.

Desenvolvido modelo de otimização

tática para movimentação de derivados

no Brasil

Foto

s: A

rqui

vo C

enp

es

Ferramenta de reparo emergencial de dutos

Corporativo

62

O SCTC é uma rede para o desenvolvimen-

to da capacitação nacional de P&D relacio-

nada a reservatórios carbonáticos nas áreas

de geociências, engenharia de reservatórios,

afloramentos análogos do Recente e avalia-

ção de formações em sistemas de fluidos

tipo HC/CO2/N, comum nos reservatórios do

pré-sal. Com investimento de R$ 50 milhões

em projetos de P&D para os próximos cin-

co anos, o sistema reúne Unesp, Unicamp,

UFRJ, UFF e Uenf, e está associado ao

International Centre for Carbonate Reservoirs

(ICCR) – consórcio formado pelas Universi-

dades de Edimburgo e Heriot Watt.

Definidos projetos do Sistema para Capa-

citação da Comunidade de Ciência e tec-

nologia em Carbonatos (SCtC)

O prédio do Unespetro, na Unesp, é uma das iniciativas para o desenvolvimento do SCTC

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

63

NúCLEo rEGioNaL UFrN

Com 3.000 m2 de área construída, o Nupprar

recebeu aproximadamente R$ 20 milhões

em investimentos da Petrobras para a cons-

trução de laboratórios e a compra de equi-

pamentos. O Núcleo reúne oito laboratórios

multidisciplinares, que irão atuar de forma

integrada, concentrando atividades de pes-

quisa relacionadas ao processamento primá-

rio de petróleo e tratamento e reuso de água

produzida, atendendo a demandas locais da

Unidade Operacional do Rio Grande do Nor-

te e Ceará (UO-RNCE).

iniciada operação do Núcleo de processa-

mento primário e reuso de Água produzida

e resíduos (Nupprar), na UFrN (Natal-rN)

CENtro DE tECNoLoGia Do EXÉrCito

(CtEx)

O desenvolvimento de tecnologia nacional

para fabricação de fibras de carbono tem pa-

pel duplamente estratégico para a Petrobras:

agrega valor ao refino do petróleo, por gerar

um produto nobre obtido a partir de fração re-

sidual (óleo decantado), e é um material com

potencial para ser utilizado pela Petrobras

em suas instalações industriais, devido à sua

leveza e resistência, superiores às do aço.

A Petrobras é parceira do CTEx no desenvol-

vimento desta tecnologia, e já investiu mais

de R$ 23 milhões nos últimos 4 anos. Após a

obtenção da fiação contínua e regular, o pró-

ximo passo é dominar a fiação em uma es-

cala maior e ajustar as etapas seguintes de

carbonização e estabilização para chegar ao

processo completo de produção da fibra.

obtida fiação contínua e regular de fibra de

carbono

Visita da Petrobras no prédio do Núcleo de Processamento Primário e Reuso de Água Produzida e Resíduos (Nupprar), na UFRN

Arq

uivo

Cen

pes

Corporativo

64Corporativo

BSR – Boia de sustentação de risers

DEA – Dietanolamina – substância utilizada no

processo de refino para remover H2S (ácido

sulfídrico ou sulfeto hidrogênio) de correntes

gasosas da refinaria

Diesel S10 – diesel com 10 partes por milhões

(ppm) de enxofre

EPC – Engineering, Procurement and Construction /

Engenharia, aquisição e construção

ERW – Extended Reach Well – Poço de longo

alcance

FEED – Front End Engineering Desing

FPSO – Floating Production Storage

Offloading / Unidade flutuante de produção,

armazenamento e transferência de petróleo

FSO – Floating Storage and Offloading / Unidade

flutuante de armazenamento e transferência

GNL – Gás natural liquefeito

GTL – Gas to liquids / Conversão de gás para

produtos líquidos

GTLE – Gas to liquids embarcado

HCC – Hidrocraqueamento

HMPEX – High Modulus Polyethylene Extrudable

LNG – Líquidos de gás natural - substâncias

de hidrocarboneto leve produzidas com

gás natural, que condensam para estado

líquido a temperatura e pressão normais

PCR-BC – Projeto de Caracterização Regional da

Bacia de Campos

PF – Padrão por faixa

Planref – Planejamento de refinarias

PU – Padrão Único

GLOSSÁRIO

RFCC – Unidade FCC (craqueamento catalítico

fluido) que processa resíduo atmosférico

RSS – Rotary Steerable System – Ferramenta

defletora

SOR – Saturação de óleo residual

SSAO – Sistema de separação submarina água-óleo

QAV – Querosene de aviação

UAA – Unidade de águas ácidas

UDT – Unidade de hidrotratamento

UEP – Unidade estacionária de produção

UFCC – Unidade de craqueamento catalítico fluido

UGH – Unidade de geração de hidrogênio

UHDT – Unidade de hidrotratamento de diesel

UOTE – Unidade offshore de transferência e

exportação

UPGN – Unidade de processamento de

gás natural

UTE – Usina Termoelétrica

WAG – Water alternate gas / Injeção de água e gás

alternadamente

abreviações

Unidade de Medida

APIo – medida padrão da densidade de petróleo

desenvolvida pelo American Petroleum Institute

bbl – barris

blpd – barris de líquido por dia

bopd – barris de óleo por dia

Bpd – barris produzidos por dia

m3/d – metros cúbicos por dia

m/h – metro por hora

Nm3/d – normal metros cúbicos por dia

ppm – partes por milhão

65 Corporativo

Unidades e Subsidiárias da petrobras

AB-LO – Logística

AB-RE – Refino

Comperj – Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro

E&P-ENGP – Exploração e Produção / Engenharia de

Produção

E&P-EXP – Exploração e Produção / Exploração

E&P-NNE – Exploração e Produção / Norte-Nordeste

E&P-PRESAL – Exploração e Produção / Pré-sal

FCC S/A – Fábrica Carioca de Catalisadores, em

Santa Cruz

Lubnor - Refinaria Lubrificantes e Derivados do

Nordeste, em Fortaleza-Ceará

PBIO – Petrobras Biocombustível

Recap – Refinaria de Capuava

Reduc – Refinaria Duque de Caxias, no Rio de Janeiro

Regap – Refinaria Gabriel Passos, em Betim, Minas

Gerais

Refap S/A – Refinaria Alberto Pasqualini S/A

Reman – Refinaria Isaac Sabbá, em Manaus,

Amazonas

Replan – Refinaria de Paulínia, em Paulínia, São Paulo

Revap – Refinaria Henrique Lage, em São José dos

Campos, na região do Vale do Paraíba, São Paulo

RLAM – Refinaria Landulpho Alves

RPBC – Refinaria Presidente Bernardes, em

Cubatão, São Paulo

SIX – Industrialização do Xisto, no município de

Tremembé, no Vale do Paraíba, São Paulo

SMES – Segurança, Meio Ambiente, Eficiência

Energética e Saúde

TIC – Tecnologia da Informação e Telecomunicações

UP – Universidade Petrobras

UO-BA – Unidade de Operações de Exploração e

Produção da Bahia

UO-BS – Unidade de Operações de Exploração e

Produção da Bacia de Santos

UO-ES – Unidade de Operações de Exploração e

Produção do Espírito Santo

UO-RIO – Unidade de Operações de Exploração e

Produção do Rio de Janeiro

UO-RNCE – Unidade de Operações de Exploração

e Produção do Rio Grande do Norte e Ceará

UO-SEAL – Unidade de Operações de Exploração e

Produção de Sergipe e Alagoas

66Corporativo

UFC – Universidade Federal do Ceará

UFCG – Universidade Federal de Campina

Grande

Ufes – Universidade Federal do Espírito Santo

UFF – Universidade Federal Fluminense

UFMG – Universidade Federal de Minas Gerais

UFMT – Unidade Federal de Mato Grosso

UFPR – Universidade Federal do Paraná

UFRGS – Universidade Federal do Rio Grande

do Sul

UFRJ – Universidade Federal do Rio de Janeiro

UFRN – Universidade Federal do Rio Grande

de Norte

UFSC – Universidade Federal de Santa Catarina

UnB – Universidade de Brasília

Unesp – Universidade Estadual Paulista

Unicamp – Universidade Estadual de Campinas

Unirio – Universidade Federal do Estado do Rio

de Janeiro

Univali – Universidade do Vale do Itajaí

USP - Universidade de São Paulo

US-EPA – US Environmental Protection

Agency (Agência Ambiental Americana)

UTFPR – Universidade Tecnológica Federal

do Paraná

instituições e Universidades

ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás

Natural e Biocombustíveis

Cetem – Centro de Tecnologia Mineral

Cetesb – Companhia de Tecnologia de

Saneamento Ambiental, ligada à Secretaria do

Meio Ambiente do governo paulista

CHM – Centro de Hidrografia da Marinha

do Brasil

Coppe – Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-

Graduação e Pesquisa de Engenharia, da UFRJ.

CTEx – Centro de Tecnologia do Exército

FURG – Universidade Federal do Rio Grande

IFP – Instituto Francês do Petróleo

IPEA – Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada

IPT – Instituto de Pesquisas Tecnológicas

LNLS – Laboratório Nacional de Luz Síncrontron,

ligado ao Ministério da Ciência e Tecnologia

PUC-Rio – Pontifícia Universidade Católica do

Rio de Janeiro

UEL – Universidade Estadual de Londrina

Uenf – Universidade Estadual do Norte

Fluminense Darcy Ribeiro

UERJ – Universidade do Estado do Rio de

Janeiro

Ufal – Universidade Federal de Alagoas

UFBA – Universidade Federal da Bahia

Foto Aérea do Cenpes

Ban

co d

e Im

agen

s d

a P

etro

bra

s

Corporativo

Publicado pelo Centro de Pesquisas & Desenvolvimento

Leopoldo Américo Miguez de Mello, da Petrobras.

Gerente Executivo do Cenpes – Carlos Tadeu da Costa Fraga

Gerente Geral de Gestão Tecnológica – Oscar Rene Chamberlain Pravia

Gerente de Organização, Desempenho e Gestão – Luciano Felipe de Carvalho Rodrigues

Coordenador de Divulgação e Marketing de Tecnologia – Pedro Lemos Tavares

CoorDENaÇÃo: Pedro Lemos Tavares e Rafael Figueiredo

tEXtoS: Clarisse Furlani, Pedro Lemos Tavares, Mário Cesar Filho

EDiÇÃo: Mário Cesar Filho

proDUÇÃo: Júlia Linhares, Vanessa Penna e Letícia Montello

FotoGraFia: Talita Chaves

proJEto GrÁFiCo: Aura Design

RESULTADOS DE TECNOLOGIA PETROBRAS 2010

Publicado em 30 de junho de 2011, revisado em 26 de agosto de 2011,

referente ao período de 1 de janeiro a 31 de dezembro de 2010

Corporativo

Co

rp

or

at

ivo

RESU

LTAD

OS D

E TECNO

LOG

IA PETR

OB

RA

S 2010

Documents

RESULTADOS DE TECNOLOGIA PETROBRAS 2010 · Laboratório de Engenharia Naval no IPT Corporativo. 12 Os recursos direcionados pela Petrobras às instituições nacionais de ciência