Revista Petro & Química edição n°349

Ano XXXVI - nº 349 - 2013

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Os avanços tecnológicos e os desafios para operar plataformas remotamente

As prioridades da Petrobras para dobrar a extração de petróleo em oito anos

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Os avanços tecnológicos e os desafios para operar plataformas remotamente

As prioridades da Petrobras para dobrar a extração de petróleo em oito anos

Balanço da ProduçãoBalanço da Produção

Circulação Especial

Editorial

no 349 Petro & Química 3

Valete Editora Técn. Coml. Ltda.www.editoravalete.com.br

DIRETOR RESPONSÁVELWaldir Rodrigues [email protected]

[email protected]

DEPTO. COMERCIAL/ANÚ[email protected]

[email protected]

ENDEREÇORua Fernandes Vieira, 45BelenzinhoSão Paulo - SPCEP: 03059-023

Tel/Fax: (11) 2292.1838 / 3798.1838

REDAÇÃOTeresinha Cehanavicius Freire - DiretoraFlávio Bosco - Editor [email protected]

ISSN: 0101-5397

Filiada à

Próxima Edição: Refino

Em todas as apresentações – no Senado, na OTC ou nas Federações das Indústrias – Maria das Graças Silva Foster tem repetido que a Pe-trobras vai dobrar de tamanho. A meta de produção traçada para 2020 – 4,2 milhões de barris por dia – virou um mantra.

Hoje a companhia produz 2 milhões de barris por dia. Nos próximos oito anos, 36 novas unidades de produção entram em operação. 21 terão como destino os campos do pré-sal. É de lá que será extraída a maior parte desse petróleo adicional.

A Petrobras já extrai 311 mil barris em 17 poços do pré-sal – um número nada desprezível quando comparado com a evolução da produção na Bacia de Campos, no Golfo do México e no Mar do Norte.

Dos US$ 236,7 bilhões que pretende investir entre 2013 e 2017, US$ 52,2 tem como destino as atividades de exploração e produção nos campos do pré-sal e US$ 27,6 serão investidos na área da Cessão Onerosa.

Graça, e toda a companhia por ela comandada, tem fiscalizado bem de perto a construção de cada plataforma incluída no Plano de Negócios 2013-2017 – a principal reportagem desta Petro & Química mostra o andamento dos projetos, além de outra estratégia traçada pelas petroleiras que aderiram ao modelo de operações integradas para lidar com recursos finitos.

BP, Statoil e a própria Petrobras vislumbraram a agilidade na tomada de decisões e a otimização dos processos em uma forma de trabalho baseada em tecnologia de ponta e reinvenção dos modelos organizacionais.

Para complementar esses temas, uma série de artigos escritos por especialistas discute a produção de petróleo do ponto de vista tecnológico.

Há ainda o mais completo e isento noticiário do setor – com destaque para os resultados da 11ª Rodada.

O editor

Capa: P-58 - Juliana Garcia / Agência Petrobras

Plano de negócios

Sumário

4 no 349Petro & Química

Índice

Artigos36 Uso de métodos combinados para otimização da produção de

reservatórios de petróleo41 Os recursos não convencionais e a nova geopolítica do O&G

(Shale gás – Uma perspectiva para o futuro)46 Análise de compatibilidade de elastômeros e desempenho do

BCP aplicado a campos maduros51 Gerenciamento da rotina adicionando valor em campos marginais56 Condicionamento técnico em poços do pré-sal: uma análise

técnica das atividades do prospecto de carioca, bloco BM-S-962 Aplicação de soluções poliméricas no deslocamento de óleos

pesados68 Bacias maduras e áreas inativas com acumulações marginais:

panorama e variáveis críticas do cenário brasileiro73 Estabilidade de poços de petróleo inclinados e profundos78 Otimização da produção em campo de petróleo pelo estudo

do problema de localização de poços e unidades de produção

Excelência Sustentável94 IEN desenvolve tecnologia de radiotraçadores 94 Braskem emite menos CO2 que indústrias americanas e europeias94 Produção de biopolímeros deve crescer 240% até 296094 Braskem vai produzir PEBD renovável94 Braskem reduz taxa de acidentes 95 Petrobras assina convênio com Senai para desenvolvimento

de simuladores95 Braskem exporta programa de capacitação para o México95 Shell investirá em empresas inovadoras95 Ecolab conclui aquisição da Champion 95 Esab atualiza certifi cados96 Viapol fornece solução para Projeto Aquapolo96 Enfi l atua no revamp dos sistemas antipoluição 96 Sindesam sugere política de conteúdo local ao Plansab96 Bosch e Henkel se unem à Bayer em Ecocommercial Building 02 Petrobras economiza mais de 23 bilhões de litros de água em 201297 Estudantes de SC e SP vencem Prêmio Enfi l 97 Coppe e Petrobras implantarão centro hiperbárico97 Finep aprova projetos não reembolsáveis do Paiss97 Shell reúne especialistas em Encontro de Inovação

Seções 6 Agenda 8 Jornal12 Empresas & Negócios91 Notícias da Petrobras98 Produtos e Serviços

Matéria de capa – Operações integradas

Petroleiras apostam na inovação tecnológica e na forma integrada de gerenciar as operações para lidar com recursos finitos de forma mais eficiente

Matéria de capa – Balanço da produção

Petrobras aposta um terço do Plano de Negócios nos projetos de exploração e produção nas áreas do pré-sal

Petróleo & Gás86 ExxonMobil planeja investimento de US$

190 bilhões em 5 anos86 OGX vende 40% do campo de Tubarão

Martelo à Petronas86 HRT compra 60% do campo de Polvo86 ANP libera produção no campo de Frade86 RJ passa a tributar importação de bens86 Mokveld fornece válvulas para projeto no Mar do Norte86 Forship cria unidade para consultoria87 OTC 2013 bate recorde de público87 Wilson Sons inaugura segundo estaleiro 87 IFS foca a sua atuação para atender às novas demandas do

setor87 Expro quer crescer 15% em 201388 Wood Group Kenny fará analise de engenharia para Saipem 88 Radix fecha novo negócio com a Repar88 Chemtech e OTZ Engenharia farão detalhamento de

módulos para FPSOs 88 Tuper assina contrato com a SCGgás para fornecer tubos88 Sem novos projetos, Petrobras prevê investir US$ 236 bi até 201788 Disputa por blocos e arrecadação recorde confi rmam

atratividade das bacias brasileiras

18

BP

8585

2020

GE Energy

Combustíveis pesados, gás de alto-forno, gás de processo, biodiesel: qualquer que seja, as turbinas a gás da GE funcionam com qualquer um deles. Melhor ainda, funcionam com menos desgaste na turbina. Isso signifi ca que você pode abastecer as turbinas com a maior variedade de gases alternativos e combustíveis líquidos disponíveis e ainda confi ar que irão operar de forma confi ável, efi ciente e econômica pelos próximos anos. Talvez não completamente igual a um 'adolescente'.

Alto desempenho com menos desgaste. Você não pode esperar nada menos da empresa que têm inovado a tecnologia de combustíveis alternativos a mais de 50 anos. Saiba mais em www.ge-energy.com/fuelfl ex.

Não importa o que você use para abastecer. Elas funcionam com tudo.(quase igual a um adolescente)

Agenda / Gente


2013junho11 e 12 Seminário sobre Gás NaturalRio de JaneiroOrganização: IBPtel.: (21) 2112 9080 / www.ibp.org.br

11 a 14 Brasil OffshoreMacaé / RJOrganização: Reed Exhibitions Alcântara Machado tel.: (11) 3060-4954 / www.brasiloffshore.com

15 a 19 World Petroleum CongressMoscou / Rússia Organização: WPC www.wpc21.com

18 e 19 Helsinki Chemicals Forum Helsinki / FinlândiaOrganização: Echa / Cefi c www.helsinkicf.eu

18 a 21 Coteq – Conferência Sobre Tecnologia de Equipamentos Porto de Galinhas / PEOrganização: Abendi tel.: 11 5586 3161 / www.abendi.org.br/coteq/

25 a 28 4ª Feira de Manutenção e Equipamentos IndustriaisBlumenau / SC Organização: Mega tel.: (47) 3027 1008 / www.feiramanutencao.com.br

26 e 27 PETtalk – II Conferência Internacional do PETSão PauloOrganização: Abipet tel.: 11 3078-1688 /www.abipet.org.br/pettalk/index.html

agosto13 a 15 Navalshore Rio de JaneiroOrganização: UBM tel.: 11 4689-1935 / www.ubmnavalshore.com.br

setembro3 a 6 Offshore Europe Aberdeen, Escócia Organização: Reed Exhibitions tel.: 44 (0)20 8910 7797 / www.offshore-europe.co.uk

24 a 26 Rio Pipeline Rio de Janeiro Organização: IBP tel.: (21) 2112-9000 / www.ibp.org.br

outubro1 a 3 TubotechSão PauloOrganização: Cipatel.: 11 5585-4355 / www.tubotech.com.br

7 a 10 Argentina Oil & GasBuenos Aires / ArgentinaOrganização: IAPGtel.: 54 11 4322 5707 / www.aog.com.ar

16 a 23 K 2013 International Trade Fair for Plastics and RubberDusseldorf/Alemanha Organização: Messe Dusseldorfwww.k-online.de

22 a 24 Deep Offshore Technology Houston / EUAOrganização: Pennwell www.deepoffshoretechnology.com

29 a 31 OTC Brasil Rio de Janeiro Organização: IBP / OTC www.otcbrasil.org/2013

novembro16 a 19 Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica Cartagena / ColômbiaOrganização: Apla tel.: 54 11 4325-1422 / www.apla.com.ar

26 a 28 Brasil OnshoreNatal / RNOrganização: SPE Seção Brasil www.brasilonshore.com.br

genteLuis Domenech, presidente da Comgás, foi reconduzido à presidência da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado - Abegás para o biênio 2013/2015, juntamente com os membros que compuseram o Conselho Deliberativo no último mandato – Aldo Guedes (Copergás), Bruno Armbrust (Ceg), Edson Chil Nobre (BR), José Carlos de Mattos (Gasmig), Roberto da Silva Tejadas (Sulgás) e Fernando Dinoá Medeiros Filho (Potigás).

Milton Romeu Franke assumiu a presidência da HRT após a renúncia do fundador da empresa, Márcio Mello – que continuará no Conselho de Administração. PhD em Geologia do Petróleo pela University of Illinois, Franke entrou na empresa em 2009 com a função de liderar as áreas de Engenharia, Perfuração e Produção. Antes trabalhou na Petrobras por 26 anos, na ANP

Agenda / Gente


e na consultoria Booz, Allen & Hamilton. Para a presidência da HRT O&G foi nomeado o geólogo Nilo Chagas de Azambuja Filho.

Marcello Mori, que já atuava na liderança de Electrical & Telecommunications, assume também a diretoria comercial da área de Elastômeros da Dow a América Latina, que passa a denominar-se “Elastômeros, Electrical & Telecommunications”. Graduado em Química pela Unicamp e com mestrado em Química Inorgânica certifi cado pela mesma universidade, Mori atua há 22 anos na Dow, tendo trabalhado em diferentes unidades de negócios.

Letícia Jensen é a nova diretora de Vendas para o negócio de Plásticos da Dow para o Brasil. Graduada em Engenharia Química pela Universidade Católica do Rio Grande do Sul, Letícia possui pós-graduação em Marketing pela Universidade de San Andres, na Argentina, e MBA pela norte-americana Northwood University. Letícia iniciou sua carreira na Dow em 2001, na Argentina.

André Marcondes Gohn assumiu a direção da Solvay Energy Services na América Latina. O posto era ocupado interinamente por Didier Debonneuil. Formado em Engenharia Química, com MBA e com especialização em Negócios Internacionais, Gohn desenvolveu sua carreira profi ssional em empresas como Alcan, Alcoa, Comgás, AES, Air Liquide e Braskem, onde esteve nos últimos três anos, liderando a área de Energia.

Béatrice de Toledo Dupuy passa a responder como Gerente de Marketing e Comunicação para a América Latina da Veolia Water. Formada em Administração de Empresas pela ECCIP Paris, com Master em Comunicação Corporativa pela ISC Paris e MBA em Marketing pela Fundação Getúlio Vargas, Béatrice tem 12 anos de atuação em marketing corporativo, comunicação interna e externa e responsabilidade social. Desde 2006 integra a Veolia Water Brasil.

+55 11 4785-2722 | 21 2220-7881 | 22 2106-0250Embu das Artes/ SP Rio de Janeiro/ RJ Macaé/ RJ

CONTATO

AUTOMAÇÃOAUDITORIACOMISSIONAMENTOGESTÃO DE SISTEMAMANUTENÇÃOPROJETOSLABORATÓRIOS (Vazão Óleo/ Água)

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PRODUTOSMedidores de: Vazão Nível

A maior torre de Calibração das Américas

Jornal


Gás Indústria brasileira gasta quase US$ 5 bi a mais por ano

De acordo com estudo “O preço do gás natural para a indústria no Brasil e nos Estados Unidos – Comparativo de Competitividade”, divulgado pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro, uma indústria nacional paga, em média, US$ 17,14/MMBTU, enquanto nos EUA o preço é de US$ 4,45/MMBTU. No Brasil, o setor industrial consome 10,4 bilhões de m3/ano de gás natural, o que equivale a um custo de US$ 6,6 bilhões. Nos EUA esse consumo equivaleria a um gasto de US$ 1,7 bilhão.

Resinas Consumo cresce no trimestre, mas produção não acompanha ritmo

A demanda interna do conjunto de resinas termoplásticas, medida pelo Consumo Aparente Nacional, cresceu 9,2% nos primeiros três meses de 2013 em comparação com o primeiro trimestre de 2012. Apesar de também ter crescido, o aumento da produção foi bem mais modesto: de 2,4%. No segmento de resinas termoplásticas, as importações pesaram 25% de toda a demanda nacional no início deste ano. A ocupação média da capacidade de produção da indústria de resinas está na faixa de 81% - no primeiro trimestre do ano passado foi em 85%.

Balança comercialDéficit em produtos químicos chega a US$ 9,6 bilhões no primeiro quadrimestre

O défi cit da balança comercial de produtos químicos cres-ceu 27,8% nos quatro primeiros meses deste ano em relação ao mesmo período de 2012. De janeiro a abril de 2013, o Bra-sil importou US$ 14,3 bilhões e exportou US$ 4,7 bilhões em produtos químicos. Na comparação com o mesmo período do ano passado, as importações aumentaram 15,1% ao pas-so que as exportações recuaram 4,3%. De janeiro a abril, os produtos químicos responderam por 18,4% do total de US$ 77,6 bilhões em importações e 6,5% dos US$ 71,5 bilhões em exportações realizadas pelo país. Os intermediários para fertilizantes permanecem como o principal item da pauta de importação brasileira de produtos químicos, com compras de US$ 2,5 bilhões entre janeiro e abril deste ano. Já o item resinas termoplásticas foi o mais exportado pelo País, com vendas de US$ 629,7 milhões no mesmo período.

CongressoRio Automação discute o valor das informações geradas pela automação

A Comissão de Instrumentação do Instituto Brasileiro do Petróleo escolheu “a automação in-dustrial e seu valor na geração de informações” como tema do Congresso Rio Automação 2013. O presidente do Comitê Organizador do Congresso, Alexandre Maia, explicou que os objetivos da au-tomação não são apenas olhar para o equipamento de forma isolada, mas integrada.

O gerente geral de engenharia para os projetos de E&P da Petrobras, Roberto da Fonseca Borges, lembrou que a indústria de petróleo caminha para substituir as plataformas offshore por instalações subsea. “Podemos ter todas as instalações no fundo do mar. E nesse caminho a área de automação e controle é superimportante”.

EngenhariaPetrobras, Abemi e a ABCE se unem para fomentar engenharia nacional

A Petrobras, a Abemi e a ABCE formaram um grupo de trabalho com o objetivo de analisar for-mas de elaborar e implementar projetos básicos na-cionais em empreendimentos da área de petróleo e gás. O objetivo é fortalecer a engenharia básica no Brasil. Segundo pesquisa realizada pelo Centro de Excelência em EPC - CE-EPC, o atendimento às exigências de conteúdo local pode ser facilitado se o projeto básico do empreendimento for nacional.

Jornal


Jornal


TributaçãoApesar de impacto positivo, desoneração da matéria-prima não assegura competitividade

A redução da alíquota de PIS/Cofi ns inciden-te sobre as matérias-primas da indústria química devem ter um impacto positivo para o setor – a Braskem, para quem a matéria-prima representa 70% dos custos, calcula que este ano terá uma eco-nomia de R$ 600 milhões.

Para as matérias-primas, a alíquota de PIS/Co-fi ns caiu de 5,6% para 1%. As empresas químicas terão um crédito tributário de 9,25 % na compra dos insumos – a medida benefi cia a primeira e a segunda geração – esse percentual valerá até 2015, e a partir de 2016 passa a cair gradualmente até voltar, em 2018, para o patamar de 3,65%. A de-soneração prevista pelo governo com a medida é estimada em R$ 1,1 bilhão este ano.

No médio e longo prazo, no entanto, a medida não torna a indústria química mais competitiva – a desoneração não atingiria o Comperj, previsto para entrar em operação após o fi m da medida. O setor ainda aguarda que o Governo anuncie outras me-didas propostas pelo Conselho de Competitividade da Indústria Química ao Plano Brasil Maior.

ManutençãoExperiência e análises qualitativas são usadas nas decisões estratégicas

99% das empresas usam a experiência, feeling ou análises qualitativas para executar as atividades de manutenção preventiva e preditiva, incluindo estoque de sobressalentes e tempo para substitui-ção de equipamentos, aponta levantamento feito pela ReliaSoft. “Num cenário global, as organiza-ções têm fácil acesso a sistemas de Confi abilidade, baseados em análises quantitativas ou estatísticas, para apoiar as decisões na gestão de ativos. Portan-to, não usar este recurso pode colocar em risco o negócio”, afi rma o diretor executivo da ReliaSoft, Claudio Spanó.

FeiraFeiplastic registra 69 mil visitantes

A Ásia continuará a ser o maior produtor de etileno nos próximos anos, mas até o fi nal de 2013, os Estados Unidos produzirão 1,2 milhão de barris por dia, somente de etano, de olho no enorme consumo chinês – que em 2012 somou 129 milhões de toneladas e em 2017 será de 158 milhões de toneladas. “Temos 50 projetos em an-damento na China, que procura tornar-se autosufi ciente”, disse o diretor sênior para Polietileno e Etileno da IHS, Nick Vafi adis, durante a Conferência Feiplastic.

A IHS projeta que a demanda global de polietilenos cresça 4,6% ao ano, atingindo 98,2 milhões de toneladas até 2017.

Durante a Feiplastic, 673 empresas foram vistas por 69.150 mil visitantes. O número estimado de negócios concretizados durante a Feiplastic é de R$ 43 milhões.

Logística Prejuízos por conta dos gargalos chegam a R$ 2 milhões

Empresas poderiam economizar R$ 2 milhões por ano se problemas existentes na infraestrutura de ferrovias, rodovias, aeroportos e portos fossem sanados. Foi o que apontou 72% das entidades que responderam à pesquisa realizada pelo Instituto Brasileiro de Supply Chain - In-brasc. 13% do total dos executivos disseram que inves-tem entre R$ 2 milhões e R$ 5 milhões para suprir estas necessidades. A pesquisa ouviu 200 diretores e gerentes da área de logística.

Jornal


Empresas & Negócios


Basf reestrutura negócios de tratamento de água, petróleo e mineração

Para aumentar a efi ciência e apoiar suas estratégias de crescimento, a Basf combinou seus negócios de soluções para tratamento de água e soluções para campos petrolíferos e mi-neração. A nova unidade de negócios global está localizada em Ludwigshafen, na Alemanha.

Nova unidade da Henkel será centro de competência mundial na produção de PU

A Henkel colocou em operação sua nova planta de poliu-retano – um investimento que supera R$ 15 milhões para ex-pandir a capacidade de produção em Jundiaí / SP. Projetada para ter uma operação extremamente automatizada, a nova unidade ocupa uma área de 12.000 m², sendo 2.600 m² de área coberta.

Clariant passa a produzir dessecantes no Brasil

A Clariant inaugurou a produção do Container Dri II, um dessecante de umidade que protege as cargas contra os danos causados pela umidade durante o transporte intermodal - a so-lução trabalha reduzindo a temperatura do “ponto de orvalho” e mantendo a carga protegida e segura, durante todo o trans-porte intermodal e na armazenagem. Instalada em Jacareí/SP, a produção atenderá os países da América do Sul e, futura-mente, América Central e Caribe.

Armco Staco passa a produzir tubos de polietileno de grandes diâmetros

A fi nlandesa KWH Pipe Group concedeu à brasileira Ar-mco Staco licença exclusiva para fabricação e comercializa-ção dos tubos Weholite no Brasil. A linha de produtos abrange tubos, conexões e peças especiais de polietileno de alta den-sidade. A Armco Staco planeja comercializar inicialmente es-truturas de até 3.000 mm de diâmetro interno. Os tubos serão fabricados em sua unidade industrial de Resende / RJ.

Nova fábrica torna Parker maior fabricante de filtros hidráulicos da América Latina

A Parker Hannifi n inaugurou sua oitava fábrica no País. Localizada em Arujá / SP, a Unidade de Negócios Filtração Hidráulica é dedicada à fabricação de fi ltros e acessórios hi-dráulicos para a indústria de transformação, equipamentos para construção civil, equipamentos agrícolas e rodoviários.

A produção anual de fi ltros hidráulicos, que era de 10 mil peças por ano em 2011, deve chegar próximo a 30 mil itens em 2013 – a capacidade instalada da nova fábrica é de 40 mil peças.

Abertura de novos negócios impulsiona crescimento da Carboflex

A participação da Carbofl ex em projetos de perfuração de poços de petróleo cresceu 26% em 2012. A empresa vem investindo, desde 2009, num reposicionamento de mercado, que já traz resultados expressivos na ampliação de suas áreas de atuação.

Além da ampliação de clientes, que cresceu 16% em relação a 2011, a renovação e incremento de novas famí-lias no Cadastro Petrobras CRCC e a diversifi cação do portfólio de produtos e serviços foram dois dos principais responsáveis pelo bom ano.

Nova fábrica: capacidade de produção de 40 mil peças por ano

Divulgação





Braskem registra aumento das vendas e ocupação das plantas

Depois de fechar 2012 no prejuízo, a Braskem registrou lucro líquido de R$ 227 mi-lhões no primeiro trimestre, o que representa aumento de 49% sobre o resultado registrado nos três primeiros meses do ano passado. In-fl uenciada pelo movimento de reconstrução de estoque na Ásia e paradas de plantas para ma-nutenção, as vendas da Braskem no mercado interno somaram 921 mil toneladas, uma alta de 6,2% sobre o trimestre anterior.

No primeiro trimestre, as centrais produ-toras de matérias-primas passaram a operar a 90% de sua capacidade total. A empresa também registrou aumento de participação no mercado, totalizando uma fatia de 71% no mercado interno.

Por preço do gás, Oxiteno investirá nos EUA e México

O plano de investimentos da Oxiteno – que este ano está orçado em R$ 278 milhões – pri-vilegiará a expansão da capacidade produtiva nos EUA e México. “Mercados que possuem matéria-prima altamente competitiva”, desta-ca o diretor fi nanceiro do Grupo Ultra, André Covre.

As unidades de Pasadena, nos EUA, e Co-atzacoalcos, no México, que receberão R$ 203 milhões, ampliarão a capacidade em cerca de 30 mil toneladas por ano em 2013 e 100 mil toneladas a partir de 2014.

O aumento da capacidade nas unidades localizadas no Brasil, realizados entre 2007 e 2011, adicionaram 35% à capacidade de pro-dução de óxido de eteno e 48% à capacida-de de produção em especialidades químicas. “Essa maior capacidade de produção foi fun-damental para a Oxiteno atingir o crescimento de 15% no volume vendido em 2012”, ressalta Covre.

Unipar adquire parcela da Occidental na Carbocloro

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica aprovou a aquisição pela Unipar de 50% do capital social da Carbocloro em poder da Occiden-tal. O negócio, que totalizou R$ 554 milhões, torna a Unipar titular indireta da totalidade do capital social da Carbocloro. Para obter os recursos neces-sários para a compra, a Unipar contratou os bancos Itaú BBA e Bradesco BBI para atuarem em duas emissões de títulos, uma de notas promissórias e outra de debêntures, no valor total da aquisição.

Lanxess passa a produzir bladers no país

A Lanxess colocou em operação a primeira fábrica de Bladders Re-noshape, utilizados no processo de fabricação de pneus – a empresa passou a atuar nesse segmento com a compra da argentina Darmex e da americana Tire Curing Bladders, há pouco mais de dois anos. Localizada na cidade de Porto Feliz/SP, a unidade consumiu investimentos de R$ 25 milhões.

3M amplia Centro de Pesquisa & Desenvolvimento no Brasil

O Centro Técnico para Clientes e Laboratório de Pesquisa & Desenvol-vimento, localizados na unidade da 3M em Sumaré / SP, conta agora com 10 mil m2 e novos equipamentos. A empresa também ampliou o quadro de cientistas, engenheiros e técnicos. Foram investidos na expansão US$ 13 milhões. O Centro Técnico para Clientes passa dos atuais 17 laboratórios de serviço técnico para 21, e o Laboratório de P&D ganha três novas áreas – a de pesquisa corporativa, a de tecnologia de polímeros e a da prototipagem em 3D. No total, estas estruturas reúnem hoje 175 profi ssionais e até 2016 passarão a contar com 280.

Atualmente, 32% do faturamento da 3M no Brasil é proveniente de pro-dutos lançados nos últimos cinco anos. Para 2017, este número deve saltar para 40%.

Centro Técnico para Clientes: 10 mil m2

Divulgação



Substitua as unidades seladoras porconduítes flexíveis com conexões EXd/EXe IIe massa de selagem! (certificação Inmetro)

Soluções para áreas classificadas



Com aquisição e parceria, YGB passa a fornecer válvulas de controle

Em 1973 nasceu a YGB, primeiramen-te com uma linha de usinagem de peças e dispositivos, principalmente para fábrica de pneus e petroquímicas, mas fornecen-do também para os segmentos de álcool e açúcar, engenharia e naval, papel e celulo-se, petróleo e gás, químico e petroquímico, siderúrgico e de mineração, e está desde 2006 instalada em prédio próprio, de área total de 16 mil m² - que possui uma área de conservação permanente coberta por vege-tação nativa.

A empresa, como toda a indústria nacional, enfrentou maior concorrência e amargou os anos 80 que reduziram os investimentos mas, em 1994 ampliou seu escopo para usi-nagem em geral. “Com o passar dos anos a concorrência se acirrou e procuramos outras alternativas. Adquirimos máqui-nas de maior porte mas mesmo assim não estávamos satisfei-tos com o mercado - foi uma época em que os investimentos não foram levados a diante”, lembra o presidente da empresa, Manuel Lopes Braz.

Muito trabalho e compromisso com o mercado forem a re-ceita da YGB para superar aqueles tempos. Mais recentemen-te, a equipe decidiu por ter um produto próprio e optou pelas válvulas de controle globo porque se encaixavam na expertise e no maquinário que a empresa já possuía. Em 2012, a YGB adquiriu a CV Controles, cuja a tecnologia em válvulas de controle globo passa dos 20 anos de experiência e combinava perfeitamente com o parque fabril da YGB. “Foi o caminho mais curto para termos um produto próprio”, afi rma Leonar-do Braz, diretor fi nanceiro.

As válvulas atendem a norma ANSI classes 150 a 1500 LBS, nos diâmetros de 1/2 a 18 polegadas, em aço carbono, inox e ligas especiais.

A Sawem – grupo do qual a YGB faz parte – também possui uma área de usinagem mais leve, voltada principalmente para a indústria automobilística e duas rodas, cujo principal cliente é a Honda – que há dois anos montou uma fábrica em Manaus / AM e convidou um seleto grupo de fornecedores para acompanhá-la. Resultado foi a monta-gem de uma planta para usinagem leve perto da linha de montagem de seu maior cliente no segmento. Assim, os negócios fi cam sepa-rados: uma estrutura da YGB em São Paulo e uma da Sawem em Manaus.

A ideia é, em dois anos, separar inclu-sive fi sicamente as unidades de negócio válvulas e usinagem leve e fazer com que as válvulas atendam um nicho de mercado

maior que o atual, muito voltado ao setor de óleo e gás. “O mercado é dinâmico e, aproveitando a estrutura de vendas que montamos, vimos a oportunidade de atingir outros segmentos além de óleo e gás, inclu-sive com outros produtos, como aqueles da parceria com a Ham-Let, fabricante mun-dial de conectores, válvulas de instrumen-tos, conexões e manifolds. Isso é importante porque agrega valor a tudo o que podemos oferecer ao cliente”, pontua Leonardo.

Segundo Manuel, a parceria da YGB com a Ham-Let foi uma feliz coincidência – pois a YGB vinha trabalhando a ideia de completar sua linha industrial e encontrou a Ham-Let, que estava procurando distribuidores no Brasil. “Graças a nossa estrutura fomos escolhidos distribuidor exclusivo no Brasil. A Ham-Let priorizou colocar seus conectores na área de óleo e gás, especialmente na Petrobras”, lembra o presi-dente da YGB.

Embora a maior parte dos produtos da Ham-Let esteja voltada para a área de óleo e gás, a empresa israelense tam-bém é forte nos setores de papel e celulose, alimentos e be-bidas, petroquímicos e farmacêutica. Manuel destaca ainda que a YGB já é cadastrada no vendor list da Petrobras e no Cadastro de Fornecedores de Bens e Serviços da Onip.

Leonardo ressalta que, apesar de a YGB já possuir uma estrutura montada, a parceria demandou um aumento no nú-mero de representantes e distribuidores pelo Brasil, e interna-mente na fábrica, investimento na compra dos produtos – que não estarão no Brasil em consignação – e no treinamento, em Israel, de uma equipe de suporte técnico, pré e pós venda, pois as empresas reconhecem que, em qualquer setor, sem assistência ao cliente, não se conquista o mercado. Faz par-te dessa estrutura um departamento equipado para garantir a qualidade de seus produtos, em ambientes climatizados para testes de metrologia e ensaios metalográfi cos.

O Grupo possui 310 colaboradores, faturamento superior a R$ 50 milhões e 25 representantes em todo o Brasil – mais

a força de vendas em São Paulo – que vão colocar no mercado as válvulas da YGB, todo o portfólio da Ham-Let e também ser-viços de usinagem – dos quais a Petrobras já é um grande cliente. “Basta mandar o de-senho e a YGB usina peças até 18 mil kg. Com qualquer material que o cliente peça, seja aço inox ou ligas especiais. Seremos dentre em breve uma das melhores empre-sa de transformação industrial no mercado brasileiro”, fi naliza Manuel Lopes Braz.

CNC instalado na unidade paulista

Leonardo e Manuel : planejamento para YGB



Krominox investe em novo galpão para agilizar entregas

A Krominox acaba de implementar um novo Centro de Distribuição em Jandira / SP. A área re-formada possui 3.000 m² de espaço coberto - im-prescindível para dar suporte ao crescimento da fornecedora de tubos e conexões, principalmente por conta da expansão dos negócios.

Triple Point Inaugura a nova sede no Rio de Janeiro

A Triple Point Technology estabeleceu no Rio de Janeiro a nova sede da América Latina, para atender a sua base de clientes na região. Fornece-dora de softwares locais e em nuvem de Gestão de Commodity, a Triple Point tem registrado um cres-cimento superior a 35% nos últimos cinco anos.

KSB coloca em operação nova fábrica de válvulas

Para ampliar a produção de válvulas e diversifi car a atuação, a KSB colocou em operação sua nova unidade fabril localizada em Jundiaí / SP. Fruto de um investi-mento de R$ 50 milhões, a fábrica triplica a capacidade de produção. O investimento é o maior realiza-do desde a aquisição da fabricante de válvulas IVC, em 2005.

Até o início deste ano, as válvulas esfera, globo, retenção e gaveta eram produzidas nas instalações da IVC, em Barueri / SP. Em uma pró-xima etapa, a KSB também deverá levar para uma unidade a produção de bombas. O terreno onde a fábrica foi erguida tem 103 mil m², com 11,2 mil m² construidos.

Atualmente o setor de petróleo representa 80% dos fornecimentos da KSB. A meta é que o faturamento da KSB com a produção de vál-vulas aumente de R$ 40 milhões para R$ 100 milhões em cinco anos. “Dentro da Petrobras, a KSB já é o principal player em válvulas enge-nheiradas. Mas queremos ir além: até 2018 o desafi o é atingir outros mercados”, conta o diretor executivo da empresa, Igor Nelsen.

Nova unidade fabril: maior investimento da KSB nos últimos anos

Maior encontro de fornecedores de válvulas industriais com a Petrobras A Petrobras, a Câmara Setorial de Válvu-A Petrobras, a Câmara Setorial de Válvu-

las Industrial (CSVI) e o Conselho de Óleo las Industrial (CSVI) e o Conselho de Óleo e Gás da Abimaq, realizaram no dia 25 de e Gás da Abimaq, realizaram no dia 25 de abril no Auditório Abimaq, em São Paulo, abril no Auditório Abimaq, em São Paulo, o maior encontro da história. Foram convi-o maior encontro da história. Foram convi-dados mais de 130 fabricantes de válvulas dados mais de 130 fabricantes de válvulas industrias – brasileiros e estrangeiros que industrias – brasileiros e estrangeiros que fornecem para Petrobras – juntamente com fornecem para Petrobras – juntamente com os representantes dos principais departa-os representantes dos principais departa-mentos da Petrobras (Materiais, Engenha-mentos da Petrobras (Materiais, Engenha-ria, IE, SEQUI, Nortec, E&P e Abast) e das ria, IE, SEQUI, Nortec, E&P e Abast) e das empresas de engenharia (EPC), através da empresas de engenharia (EPC), através da Associação Brasileira de Engenharia Indus-Associação Brasileira de Engenharia Indus-trial – Abemi.trial – Abemi.

Na ocasião foram apresentados ao mer-Na ocasião foram apresentados ao mer-cado os novos procedimentos e regras para cado os novos procedimentos e regras para fornecimento de válvulas aos empreendi-fornecimento de válvulas aos empreendi-mentos Petrobras.mentos Petrobras.

Temas como Plano de Inspeção e Testes Temas como Plano de Inspeção e Testes (PIT) Padrão, Cartilha de Hold Point, novas (PIT) Padrão, Cartilha de Hold Point, novas regras para Convocação de Inspeções, novas regras para Convocação de Inspeções, novas Condições de Fornecimento de Materiais Condições de Fornecimento de Materiais (CFM) 2012, Embalagens, Transportes, fi m (CFM) 2012, Embalagens, Transportes, fi m dos testes em campo, cuidados na arma-dos testes em campo, cuidados na arma-zenagem em canteiros, e convocação do zenagem em canteiros, e convocação do Grupo de Trabalho para revisão e aplicação Grupo de Trabalho para revisão e aplicação prática da NBR 15827, foram abordadas em prática da NBR 15827, foram abordadas em detalhes. detalhes.


Das salas do Sunbury Business Park – um complexo localizado a 26 km de Londres – uma equipe de es-pecialistas monitora plataformas da BP localizadas

no Mar do Norte. Quando algum equipamento dá os primei-ros sinais de sobrecarga, a mesma informação disponibiliza-da aos técnicos embarcados é recebida em tempo real pelo Advanced Collaborative Environments – nesse ambiente, a adoção de tecnologias inovadoras e a forma integrada de gerenciar as operações está tornando mais efi ciente a pro-dução de petróleo e gás.

O que diferencia essa estratégia de um monitoramento usual é a tomada de decisão: a solução agora está funda-mentada na experiência de especialistas de disciplinas dis-tintas como geologia, engenharia de poço e mecânica. O Field of the Future foi criado pela BP para integrar os técni-cos embarcados com os especialistas reunidos no Advanced Collaborative Environments. Com os melhores cérebros

integrados, a extração de petróleo pode ser otimizada e pro-blemas podem ser evitados antes que ocorram. “O Field of the Future, baseado em soluções tecnológicas, auxilia a BP a gerenciar o risco, obter maior confi abilidade, otimizar a produção e trabalhar de maneira mais efi ciente”, explica o vice-presidente do Programa, Steve Roberts.

Extrair petróleo, em águas profundas e ultraprofundas, requer inovação – em várias áreas. Para dar conta, as com-panhias aderiram a um modelo de trabalho integrado para acompanhar, em tempo real, o que acontece a centenas de quilômetros da costa e milhares de metros abaixo do ní-vel do mar. Isso não seria possível sem os novos sensores, ferramentas de imageamento e uma poderosa infraestrutura de telecomunicações – e principalmente a reinvenção dos fl uxos de trabalho – uma vez que, sozinhas, as ferramen-tas de última geração não seriam sufi cientes para elevar a produtividade ou reduzir os custos operacionais. Um espe-

Campo Digital

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Para lidar com recursos Para lidar com recursos finitos de forma mais finitos de forma mais eficiente, petroleiras eficiente, petroleiras apostam na inovação apostam na inovação tecnológica � e na forma tecnológica � e na forma integrada de gerenciar integrada de gerenciar as operaçõesas operações

Flavio Bosco

Matéria de CapaMatéria de Capa


cialista pode se dedicar a um número maior de plataformas simultaneamente – sem o ônus de estar embarcado.

Apoiadas por parceiros que ajudaram a automatizar as operações, BP, Statoil, Petrobras e outras petroleiras vislum-braram a agilidade na tomada de decisões e a otimização dos processos nessa forma de trabalho colaborativa. “Não se pode subestimar a necessidade de especialistas nesse re-gime de operações integradas. No entanto, o tempo econo-mizado com deslocamentos e o emprego mais efi ciente dos especialistas, certamente, vai reduzir a escassez de mão de obra que vemos hoje”, avalia o diretor do Center for Inte-grated Operations in the Petroleum Industry, Jon Kleppe. (veja entrevista na página BC)

A companhia brasileira, por exemplo, implantou há três anos o programa de Gerenciamento Integrado de Operações – GIOp, para introduzir uma nova cultura de melhoria da efi ciência operacional com o fortalecimento da integração

dos processos produtivos, com forte aplicação de gerencia-mento digital.

O embrião dessa fi losofi a surgiu em 2005, quando foi concebido o primeiro programa de Gerenciamento Digital de Campos de Petróleo - GeDIg, aplicado à gestão de cam-pos terrestres e marítimos. As lições aprendidas com essa experiência deram origem a um programa mais amplo, com foco no gerenciamento integrado das operações e na atua-ção proativa, que garantiria maior qualidade e visão abran-gente ao planejamento das operações.

A divisão de engenharia corporativa da Área de Explora-ção & Produção da Petrobras estabeleceu uma metodologia baseada em práticas convencionais de projetos e apuração de benefícios, para ser adotada em toda a cadeia produtiva, de acordo com as oportunidades de melhorias que sejam identifi cadas em cada área. Para implantar o GIOp, a Petro-bras teve que mapear, treinar e até realocar a força de tra-balho, redesenhar processos e adotar soluções tecnológicas inovadoras e não prescritivas – a meta era colocar o Giop em operação em 2013, mas diante de outras prioridades, o prazo foi estendido para 2016.

O que os especialistas da Petrobras têm pela frente, ago-ra, são projetos associados a metas específi cas, relacionada ao aumento da produtividade de um processo crítico para a área onde estão sendo implantadas – como a redução de tempo de serviços de apoio logístico. Com o amadureci-mento dos projetos, a companhia terá uma visão mais clara do conceito de gestão integrada dos processos – que eleve os índices de efi ciência produtiva, reduza de custos opera-cionais e de investimento e aumente o fator de recuperação dos campos.

Na Statoil, o programa Integrated Operations vem sen-do adotado há seis anos. “Hoje todas operações nos campos são baseadas em um modelo operacional comum e uma es-treita colaboração diária entre o onshore e o offshore, onde a padronização, o compartilhamento das informações e a competência, transparência e confi ança têm forte foco da liderança”, destaca o assessor sênior da Statoil para o pro-grama Integrated Operations, Trond Lilleng.

Todas as 31 instalações de produção localizadas na pla-taforma continental da Noruega estão interligadas a centros de apoio em terra. São cinco diferentes centros especiali-zados para apoio às operações marítimas, suporte à subsu-perfície – perfuração e operação de poços – otimização da produção, serviço de dados em tempo real e monitoramento da condição, medição fi scal, sistemas de telecomunicações e sistemas de segurança e automação.

O Field of the Future foi ofi cialmente criado pela BP em 2005 – embora as primeiras iniciativas datem de cinco anos antes. A petroleira mantém atualmente 35 Advanced Collaborative Environments, que permitem monitorar to-dos os ativos de produção – mas já trabalha para centralizar o monitoramento da produção em dois centros, em Sunbury e em Houston / EUA.

Sala de visualização em 3D na Unidade Operacional da Petrobras na

Bacia de Santos: gestão integrada para elevar eficiência

André Motta de Souza/Agência Petrobras.André Motta de Souza/Agência Petrobras.

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Em comum, os programas da BP, Petrobras e Statoil estão baseados em soluções tecnológicas ultrapoderosas – para suportar o compartilhamento de toda informação necessária à tomada de decisão. Para se ter uma ideia, uma bomba elétrica submersível pode conter mais de 20 dados importantes associados, sendo atualizados a cada minuto – e essa quantidade de dados necessita de maior capacidade de processamento e armazenamento e maior segurança.

A infraestrutura mínima necessária para o tráfego das informações entre a plataforma e o centro de apoio deve estar baseada na conectividade por cabos de fi bra ótica – na avaliação de Roberts, as tecnologias de transmissão por sa-télites ou micro-ondas não têm a mesma confi abilidade ou largura de banda necessária. Para compartilhar dados entre centenas de especialistas localizados a milhares de quilôme-tros de distância, a BP já instalou mais de 1.200 quilômetros de cabos de fi bra óptica em todo o mundo. Há no entanto, um conjunto de sensores, instrumentos de transmissão e processamento de dados e sistemas de automação e análises que precisam atuar em conjunto. “Para plataformas já em operação, muitas vezes é necessário um grande esforço para adaptar as tecnologias, como a instalação de sensores. Às vezes, em alguns locais nem é fi sicamente possível adaptar alguns itens”, conta Roberts.

Boa parte das soluções são inéditas. A BP confiou a alguns dos principais parceiros tecnológicos a elabora-ção de sistemas comuns e foi buscar em fornecedores especializados o desenvolvimento de sistemas proprie-tários.

Apesar de complexa, a tecnologia é a parte mais fácil de ser implementada. O maior desafi o é lidar com a par-

te “intangível” de toda essa história: as pessoas e os processos de traba-lho. A falta de foco sobre essas áreas pouco tangíveis são a principal razão do potencial de operações remotas e operações integradas não serem atin-gidos. “Os verdadeiros desafi os estão relacionados com a compreensão de todas as dependências entre homem, tecnologia e organização, ou seja, como facilitar a adoção das novas tecnologias na organização da opera-ção”, explica Lilleng.

O aumento de 1,5 milhão de bar-ris de óleo equivalente por ano após a adoção do programa Field of the Future no campo de Valhall, que a BP detém no Mar do Norte, sugere que os grandes resultados justifi cam os desafi os embutidos nesses progra-mas – e não apenas porque a mão-de-obra é cada vez mais rara.

Isso não isenta a iniciativa de re-ceber críticas – uma delas diz respeito aos riscos da tecnolo-gia de comunicação e informação. A outra está relacionada à perda de familiaridade com a plataforma e seus processos entre os profi ssionais alocados no continente. No segundo caso, as petroleiras incluíram a rotatividade na escala de trabalho dos técnicos embarcados e dos especialistas que trabalham em terra para evitar que percam a familiaridade com os processos offshore.

Já para a questão da transferência de dados, não há como escapar de uma resposta diferente de investimen-to na infraestrutura de comunicações. Para o especialista da Statoil, as novas tecnologias de comunicação correta-mente utilizadas irão ajudar a desenvolver uma cultura aberta e entendimento comum offshore e onshore, e a chamada “consciência situacional”. Usadas de forma er-rada, podem resultar em videoconferências pobres e tirar as questões operacionais e de segurança do centro das atenções. “Isso signifi ca que as tecnologias, como tal, não são a resposta. O sucesso exige profi ssionalismo na aplicação das tecnologias”.

A Norwegian Oil Industry Association decidiu usar a ISO 15926 como ferramenta para a integração de tecnolo-gias que suportam soluções de acesso a dados – e várias das soluções utilizadas por Statoil e BP já seguem esse padrão.

Os principais desafi os, explica o executivo da BP, es-tiveram relacionados ao desenvolvimento de soluções pa-dronizadas, que pudessem ser implementadas em escala. À medida que aprende a melhor forma de agregar valor, o objetivo dessa operação integrada passa a ser o aumento da segurança e a efi ciência de toda a operação.

Petro & Química

Advanced Collaborative Environments, da BP, no Sunbury Business Park: programa criado em 2005 para monitoramento ativos de produção

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no 349 Petro & Química 23Descubra mais em www.metso.com/oilandgas/fl owcontrol

Olhando para uma válvula Metso, nós reconhecemos uma lendária confi abilidade e uma longa história de fornecimento de performance, através de importantes produtos como Neles®,Jamesbury® e Mapag®. Mas são os números que realmente completam a imagem. Em quase 90 anos, a Metso entregou milhões de válvulas de controle no planeta. A Metso também se tornou uma das líderes no fornecimento de posicionadores inteligentes, tudo suportado por um serviço de campo especializado, sendo mais de 55 centros de serviços de automação e mais de 30 centros de serviços de válvulas ao redor do mundo. Essa é a nossa visão: Manter os produtores de óleo e gás trabalhando com segurança, confi abilidade, protegendo os investimentos, as pessoas e o planeta.

A Metso está além do que os olhos podem ver.

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Análise“A parte mais difícil é, provavelmente, a interação multidisciplinar entre especialistas e novas estruturas para a tomada de decisão”

NomeJon KleppeCargoDiretor do Center for In-

tegrated Operations in the

Petroleum Industry – IO

Center

A experiência prática com as plata-formas e processos offshore é a principal barreira para que o controle seja colocado nas mãos de uma equipe localizada em terra. “A objeção é altamente relevante. No entanto, o acesso e análise de dados em tempo real, combinada com formação adequada e experiência do pessoal loca-lizado em terra, certamente vai superar essa objeção”, avalia o diretor do Center for Integrated Operations in the Petroleum Industry e chefe do Departamento de Pe-tróleo da Norwegian University of Science and Technology - NTNU, Jon Kleppe.

Criado pelo Norwegian Research Council em 2006, o IO Center opera desde o primeiro dia de 2007 – hoje conta com oito petroleiras e seis companhias de servi-ço associadas, além da NTNU, do Stiftelsen for Industriell og Teknisk Forskning – Sin-tef e do Institute for Energy Technology. A Petrobras, por exemplo, tornou-se associa-da em 2009 – o que permitiu a colaboração com centros de pesquisas do Brasil. Atu-almente 70 pesquisadores, professores e estudantes de doutorado estão diretamente ligados ao IO Center.

Pesquisas sobre a integração das ope-rações são realizadas também na Univer-sidade de Stanford, nos EUA, e no TU Delft, na Holanda. No entanto, eles se concentram em modelagem e otimização.

O IO Center inclui a tecnologia, otimiza-ção e colaboração, baseando grande parte da pesquisa em estudos de caso e projetos pilotos. “Nossa pesquisa é classifi cada em seis programas, cada um com vários proje-tos, e abrangem modelagem subsuperfície e otimização, manutenção, planejamento integrado, meio ambiente e segurança e capacitação e trabalho em equipe”.

A experiência profi ssional de Kleppe está profundamente relacionada a história do petróleo na Noruega: ele acompanha a produção de petróleo na Noruega desde o primeiro óleo jorrar, em 1971, no campo de Ekofi sk. Três anos depois, foi o pri-meiro norueguês enviado pelo Norwegian Research Council aos EUA, para estudar engenharia do petróleo. Desde então, se dedicou a pesquisa – na Noruega e Arábia Saudita – antes de se tornar professor da NTNU.

Em que atividade há maiores ganhos com a integração das operações?

Atualmente, sem dúvida, na fase de produção, a fi m de garantir a efi ciência da recuperação de hidrocarbonetos, a redução de custo, segurança e meio ambiente. No entanto, há agora um movimento nas em-presas de petróleo para incluir operações in-tegradas na fase de exploração, e vemos um grande potencial para a melhoria das taxas

de descoberta pelas novas tecnologias.

Quais tecnologias são obrigató-rias para uma operação integrada?Acesso rápido aos dados em tempo real, e ambientes de trabalho que fa-cilitem a colaboração multidisciplinar em plataformas, entre as plataformas e centros de operação localizadas em terra, e dentro dos centros em terra.

Os equipamentos e tecnolo-gias atualmente instalados nas plataformas são sufi cientes?O segmento offshore norueguês pos-sui, de modo geral, instalações tecno-lógicas sufi cientes nas plataformas e bons canais de comunicação – em fi bra óptica – para as centros operacionais em terra. Mas há sempre a necessidade de uma melhor instrumentação no sub-solo para a otimização da produção, e para garantir a segurança e o ambiente.

Qual é a infraestrutura necessária para enviar e receber, com seguran-ça, os dados?

Centros de colaboração offshore e onshore são um pré-requisito, e de pre-ferência que tenham comunicação de fi -bra óptica de alta velocidade entre eles.

A tecnologia é a parte mais fácil? Talvez não seja fácil, e novos sen-

sores e modelos de análise estão sendo continuamente desenvolvidos. Mas, provavelmente, a parte mais difícil é a interação multidisciplinar entre es-pecialistas e novas estruturas para a tomada de decisão nas empresas.

A Norwegian Oil Industry Associa-tion decidiu adotar a ISO 15.926 como uma ferramenta para integração de dados. Esta norma é essencial para um projeto de operações integradas?

A integração efi caz dos dados é a chave para as operações integradas e, assim, a padronização é essencial

Qual empresa está mais avançada no desenvolvimento desse tema?

Hoje todas as grandes empresas glo-bais são ativas no desenvolvimento e im-plementação de operações Integradas.

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Para abrir as apresentações do Plano de Negócios, a presidente da Petrobras, Maria das Graça Foster, es-colheu uma foto tirada no polo naval de Rio Grande,

que retrata a construção de três plataformas: P-55, P-58 e P-62, para mostrar o avanço dos projetos. Nos próximos oito anos, 36 novas unidades de produção entram em operação. 23 já estão contratadas – as demais estão na fase de projeto ou licitação. Dependendo das características de cada cam-po, algumas possam ser afretadas – mas a maior parte delas deverá ser comprada.

Cada unidade de produção é considerada essencial não apenas para atingir a meta de elevar a extração para 4,2 milhões de barris até 2020, mas principalmente para não retroceder dos 2 milhões de barris atualmente produzidos por dia.

O maior dos riscos – os atrasos na operação das pla-taformas – ainda acontece, embora com intervalos bem menores. Com o FPSO Cidade de Itajaí, que pegou fogo durante teste de mar em Cingapura, foram quatro meses entre o planejado e a produção do primeiro óleo. O FPSO Cidade de Anchieta, que a Petrobras pretendia colocar em produção em agosto do ano passado, o primeiro óleo es-tava sendo extraído um mês depois. Se o andamento das obras permitir, a operação da plataforma é antecipada

– como prevê no caso da P-58.O declínio da curva de produção tem preocupado a

companhia – entre o primeiro trimestre de 2012 e o pri-meiro trimestre de 2013 caiu 7,5%. O campo de Ronca-dor, na Bacia de Campos, que produzia 350 mil barris por dia em 2010, produziu 258 mil barris por dia no iní-cio deste ano. A Petrobras convive ainda com as paradas para manutenção de plataformas, com forte impacto na produção – só nos três primeiros meses do ano, a manu-tenção em seis unidades reduziu a produção média diária em 23 mil barris.

Graça, e toda a companhia por ela comandada, tem fi sca-lizado bem de perto a evolução de todas as obras. “Acompa-nhamos diuturnamente, sejam as plataformas de produção, sejam as sondas, e sejam também os insumos, como árvore de natal molhada e linhas fl exíveis. Há todo um conjunto de ações, de todas as áreas da empresa, para garantir que o que foi contratado seja entregue com a qualidade, prazo e dentro do custo previsto”, ressalta o diretor da Área de Exploração e Produção, José Miranda Formigli.

O aumento da produção está alicerçado nos campos do pré-sal – para os quais a Petrobras destinou a maior parcela do Plano de Negócios. Dos US$ 236,7 bilhões que pretende investir entre 2013 e 2017, US$ 52,2 tem como destino as

FPSO Cidade de São Paulo: alocado no projeto piloto de Sapinhoá, plataforma está em fase de ramp up para atingir capacidade total de 120 mil barris por dia

Simon Townsley / Agência Petrobras

Aposta no pré-salAposta no pré-salPara dobrar de tamanho, Petrobras Para dobrar de tamanho, Petrobras

aposta nas reservas do pré-sal – em aposta nas reservas do pré-sal – em 2020, metade de seu petróleo será 2020, metade de seu petróleo será

extraído dessa camada. Para atingir extraído dessa camada. Para atingir meta, companhia dedica um terço do meta, companhia dedica um terço do

orçamento aos projetos de orçamento aos projetos de exploração e produção exploração e produção

nas áreas. nas áreas.

Flávio Bosco

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atividades de exploração e produção nos campos do pré-sal e US$ 27,6 serão investidos na área da Cessão Onerosa – que envolve seis áreas, com volume total de 5 bilhões de barris, dadas pela União em troca de ações da Petrobras.

Entre janeiro de 2012 e fevereiro de 2013, a companhia declarou 15 descobertas no pré-sal. Hoje já extrai 311 mil barris em 17 poços do pré-sal – um número nada despre-zível quando comparado com a evolução da produção em outras áreas offshore: enquanto o pré-sal levou sete anos desde a primeira descoberta para alcançar esse patamar, no Mar do Norte foram necessários nove anos, e no Golfo do México 17 anos. Três dos cinco poços mais produtivos do país estão localizados no campo de Lula, na Bacia de San-tos, com produção superior a 23 mil barris por dia. A meta é elevar a produção para 1 milhão de barris por dia até 2017 – e 2 milhões de barris diários em 2020.

Segundo o “BP Outlook Energy 2030″, EUA, Canadá e Brasil serão os três países que mais contribuirão para o crescimento da produção de petróleo e biocombustíveis até 2030.

Este ano, além do projeto piloto de Sapinhoá, em operação desde janeiro, a Petrobras irá alocar mais uma unidade na área do pré-sal – o FPSO Cidade de Paraty, uma plataforma com capacidade para produzir 120 mil

barris de óleo e comprimir 5 milhões de m³ de gás natural por dia.

No segundo semestre entram em operação outras quatro unidades em áreas do pós-sal: a P-61 e a P-63, no campo de Papa Terra, a P-55, no campo de Roncador, e a P-58, no Par-que das Baleias. Somadas, as plataformas acrescentam 500 mil barris à capacidade diária de produção da Petrobras.

O campo de Roncador ainda terá uma nova plataforma – a P-62, de 180 mil barris – a partir de 2014. É justamente quando o ramp up dessas novas plataformas, somados aos novos FPSOs do pré-sal, começa a reverter o declínio. O primeiro sistema a entrar em operação será o FPSO Cidade de Ilhabela, no campo de Sapinhoá Norte. Na área de Irace-ma Sul, a Petrobras alocará o FPSO Cidade de Mangarati-ba. No ano seguinte entra em operação o FPSO Cidade de Itaguaí – cada plataforma têm capacidade para produzir 150 mil barris por dia.

Mais do que o aumento da produção, a expectativa é consolidar o desenvolvimento da produção no pré-sal. “Em 2011, o pré-sal representava 5% da nossa produção, e em 2012, 7%. Quando olhamos 2017, quando somamos com cessão onerosa, vemos que representará 42%. E quando migramos para 2020, dão exatamente 50% de nossa produ-ção”, destaca Formigli.

Fonte: Petrobras

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Petrobras revê cronograma de FPSOs replicantes e afreta unidades para Lula Alto e Lula Central

2016 marcará o início da produção dos FPSOs replican-tes – como foram batizados as oito plataformas que serão instaladas nos campos de Lula e Iara – e de duas unidades da Cessão Onerosa. A P-66 terá como destino o campo de Lula Sul e a P-67 irá para o campo de Lula Norte – cada unidade tem capacidade de produzir 180 mil barris por dia.

Três outras unidades estão programadas para entrarem em operação em 2017 – nos campos de Lula extensão Sul (P-68), Lula Oeste (P-69) e Iara Horst (P-70). No ano se-guinte estão programadas as plataformas de Iara NW (P-71), NE de Tupi (P-72) e Entorno de Iara (P-73).

As plataformas estão sendo construídas em série no Estaleiro Rio Grande pela Engevix. Inicialmente a P-66 e a P-67 teriam como destino os projetos de Lula Alto e Lula Central – programados para o primeiro trimestre de 2016. Mas diante da ocupação do dique seco em Rio Grande, a Petrobras decidiu afretar junto ao consórcio Queiroz Galvão / SBM dois FPSOs para esses campos, e deslocar as duas plataformas para as áreas de Lula Sul e Lula Norte. “Considerando que simultaneamente a construção dos cascos temos também novas instalações sendo implementadas no próprio Estaleiro Rio Grande, valeria a pena aumentar a margem que temos do crono-grama em relação à demanda dessas unidades em nossa curva de produção”, justifica Formigli.

Os FPSOs afretados têm capacidade de processamento de 150 mil barris de óleo e 6 milhões de m³ de gás natural por dia – cada plataforma será interligada a dez poços pro-dutores e 8 injetores.

Carioca

Ainda este ano a Petrobras deve fechar a contratação de uma plataforma do tipo FPSO, com capacidade de 100 mil barris por dia – que terá como destino o campo de Carioca, localizado no bloco BM-S-9, da Bacia de Santos. A compa-nhia já vem negociando com os fornecedores a contratação da unidade – o plano inicial era instalar no campo um dos FPSOs replicantes, mas as características do reservatório fi zeram a Petrobras e os sócios BG e Repsol Sinopec mu-darem de ideia. Por conta da baixa razão gás-óleo, o gás produzido será reinjetado junto com o CO2.

Cessão OnerosaEm 2016 também entram em produção as duas primei-

ras plataformas na área da Cessão Onerosa – a P-74, no campo de Franco 1 e a P-75, em Franco SW. As outras duas – P-76, de Franco Sul, e P-77, de Franco NW – estão programadas para 2017. Cada plataforma terá capacidade de produzir até 150 mil barris e comprimir 7 milhões m3 de gás por dia.

As obras de conversão da P-74 já foram iniciadas pelo EEP no Estaleiro Inhaúma, no Rio de Janeiro – a conversão das outras três unidades será dividida entre o estaleiro Cos-co, na China, e o Inhaúma. A Petrobras também já fechou com o consórcio formado pela Setal e Toyo o contratos para construção de módulos da planta de produção e processa-mento de óleo e gás e integração da P-74 – que serão reali-zadas no EBR, no Rio Grande do Sul. O consórcio Technip-Techint fará os módulos e a integração da P-76 no Pontal do Paraná.

Este ano a área de Franco terá um teste de longa du-ração – a Petrobras negocia com a ANP a instalação do FPSO Dynamic Producer na área. A proposta era iniciar o TLD em abril, mas a Agência solicitou informações sobre as alterações feitas na plataforma após o acidente na coluna de drill-pipe riser, durante o TLD no campo de Carioca NE.

Casco da P-74, no estaleiro Inhaúma

Stéferson Faria / Petrobras

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FPSOs replicantes Bacia: SantosPlataformas: P-66, P-67, P-68, P-69, P-70, P-71, P-72 e P-73Capacidade de produção: 180 mil barris / diaConversão dos cascos: EngevixMódulos: Tomé Engenharia / Ferrostal, DM Engenharia / TKK e IesaIntegração: OSX / Mendes Junior, Jurong e Brasfels

Cessão onerosaBacia: SantosPlataformas: P-74, P-75, P-76 e P-77Capacidade de produção: 150 mil barris / diaConversão dos cascos: Consórcio EEPMódulos / Integração: Setal e Toyo (P-74) Technip-Techint (P-76)

FPSO Cidade de Paraty fará projeto piloto de Lula NE

A Petrobras prevê colocar em operação no fi nal de maio o terceiro projeto piloto do pré-sal da Bacia de Santos. O FPSO Cidade de Paraty, afretada pelo consórcio Queiroz Galvão / SBM, será interligado a 14 poços no campo de Lula NE, no BM-S-11. A plataforma tem capacidade de produção de 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de m³ de gás por dia – o pico de produção deve ser atingido em fevereiro de 2015.

O FPSO foi convertido no estaleiro Keppel, em Cin-gapura, e integrado aos módulos no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis.

O projeto também prevê a construção de um duto de 20 km para escoar o gás até a Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba.

A produção de 96 mil barris por dia coloca o campo de Lula em sétimo lugar no ranking dos maiores campos produtores do país. O poço 7LL3DRJS, com uma média de 29,2 mil bpd em março, já é o maior produtor de petróleo,

Lula NEConcessionários: Petrobras (operadora – 65%), BG (25%) e Galp (10%)Lâmina dágua: 2.100 metrosBacia: SantosPlataforma: FPSO Cidade de ParatyPoços: 14 Capacidade de produção: 120 mil barris de petróleo por dia 5 milhões de m³ de gás natural por diaInício da operação: maio de 2013Fornecedores: Queiroz Galvão / SBM (afretamento) Conversão: estaleiro KeppelIntegração: estaleiro Brasfels

Divulgação SBM Offshore

FPSO Cidade de Paraty: projeto piloto de Lula NE

segundo dados da Agência Nacional do Petróleo.O plano de desenvolvimento do campo de Lula – antiga

área de Tupi – prevê nove sistemas de produção. A área foi declarada comercial pela Petrobras em dezembro de 2010, com volume recuperável estimado em 6,8 bilhões de barris de óleo equivalente.

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Petrobras opta por completação seca em Papa Terra

A construção da P-61, uma pla-taforma do tipo tension-leg wellhe-ad platform - TLWP entra agora na última fase – em maio, o estaleiro Brasfels, de Angra dos Reis / RJ, realizou o deck mating, o acopla-mento do convés ao casco. A TLWP assemelha-se a uma plataforma semi-submersível, mas usa tendões verticais para a sua ancoragem, ao invés das linhas de ancoragem pa-drão. Por conta da viscosidade e do grau API do óleo do campo de Papa Terra, a Petrobras optou por essa alternativa, que permite que as ár-vores de natal sejam secas e instala-das no convés da TLWP, ao invés de submarinas, mas não deverá repetir a estratégia em outros campos em águas profundas.

A companhia adiou para o fi nal de dezembro o primeiro óleo da uni-dade – até o ano passado, o crono-grama previa a operação em outubro

de 2013 – que será interli-gada ao FPSO P-63, para onde o petróleo extraído será transferido em fl uxo multi-fásico. “Estamos adiantando mais poços perfurados em seu template, de tal maneira que o seu ramp up seja mais rápido”, informa Formigli.

Já a P-63 entra em opera-ção em julho – a plataforma do tipo FPSO foi convertida no estaleiro Cosco, na China, e está em fase fi nal de integração no estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande / RS. A ca-pacidade de processamento do siste-ma é de 140 mil barris de petróleo e 1 milhão de m³ de gás por dia

30 poços estarão conectados às duas plataformas – os poços de completação seca serão interligados à TLWP por risers rígidos, enquan-to os demais serão conectados ao FPSO por risers fl exíveis.

Papa-TerraConcessionários: Petrobras (operadora – 62,5%) e Chevron (37,5%) Lâmina d�água: 1.200 metrosBacia: CamposÓleo: 14º - 17º APIPoços: 30Capacidade de produção: 140 mil barris de petróleo 1 milhão de m³ de gás natural por diaInício da operação: julho de 2013

Plataforma: TLWP P-61Fornecedor: estaleiro Brasfels

Plataforma: FPSO P-63Fornecedor: BW / Quip

Pércio Campos / Agência Petrobras

Parque das Baleias mais cedoO avanço da construção da plataforma P-58 é uma prova

de que “o boi engorda sob o olhar do dono”. A plataforma é a primeira que a Petrobras conseguirá colocar em ope-ração antes do prazo previsto. “Seu primeiro óleo estava para janeiro, e dentro da evolução do projeto, conseguimos antecipar o primeiro óleo para 30 de novembro”, disse o diretor Formigli.

Pelo acompanhamento da Petrobras, o avanço físico das obras no Estaleiro Rio Grande já passa dos 90% – quatro pon-tos acima do previsto. Este ano, as obras já enfrentaram dois contratempos: no início do ano, ventos de 105 km/h provoca-ram a colisão entre as plataformas P-58 e P-63; mais recente-mente, fi scais do Ministério do Trabalho e Emprego pediram a interrupção dos trabalhos após identifi carem a falta de eleva-dores de serviço para o transporte de pessoal.

A plataforma com capacidade de produção de 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás natural por dia será interligada a 24 poços – atualmente em perfuração, nos campos de Baleia Franca, Cachalote, Jubarte, Baleia Azul e Baleia Anã, na Bacia do Espírito Santo.

Juliana Garcia / Agência Petrobras

P-58: obras no Estaleiro Rio GrandeParque das BaleiasConcessionários: Petrobras (100%) Lâmina d’água: 1.399 metrosÓleo: 34º APIBacia: Espírito SantoPlataforma: FPSO P-58Poços: 24 poçosCapacidade de produção: 180 mil barris de petróleo 6 milhões de m³/d de gás natural por diaInício da operação: novembro de 2013Fornecedores: Casco: Keppel Módulos: UTC e EBE

P-61: deck mating realizado em maio

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Novas plataformas dobram produção em Roncador

O campo de Roncador, na Bacia de Campos, já rendeu para a Petrobras o Distinguished Achievement Award da Offshore Technology Conference. Mas também foi lá que a companhia perdeu a P-36. São apenas dois episódios do segundo maior campo produtor do país – mas que, para a Agência Nacional do Petróleo, poderia produzir ainda mais. Em janeiro deste ano, a Petrobras extraiu 288 mil barris por dia no campo – em janeiro de 2011 a produção diária foi de 303 mil barris.

A ANP determinou que a Petrobras apresentasse estudos para instalar uma quinta plataforma na área, a perfuração de novos poços e a instalação de um manifold de gas lift na plataforma P-52, além de manter no campo o FPSO Brasil. Mas para a Petrobras, a lista de 12 exigências da ANP para aprovação do novo plano de desenvolvimento da área con-tem itens que não são economicamente viáveis. “Várias das exigências já constavam nos programas da Petrobras. Quan-do enviamos um plano de desenvolvimento para a Agência, só colocamos os projetos que já foram formalmente apro-vados, e os projetos que estão em estudo não formalizamos. Para determinadas exigências que hoje não são economica-mente viáveis, apresentamos contra argumentações”, disse o diretor de E&P da Petrobras, José Formigli.

Devido à extensão – 111 km² – e ao grande volume de

petróleo, a Petrobras dividiu o desenvolvimento do campo em quatro módulos. Dois já produzem, através das platafor-mas P-52 e P-54 – cada uma com capacidade para extrair 180 mil barris por dia – além do FPSO Brasil – uma unida-de que tem capacidade para produzir 90 mil barris de óleo e 5 milhões de m³ de gás natural por dia. Pelo planejamento, esse FPSO seria desmobilizado e todos os poços interliga-dos à P-52 – mas diante das exigências da ANP, já negocia com a SBM a extensão do contrato de afretamento.

Em setembro, a Petrobras coloca em operação a plata-forma P-55 – uma semissubmersível com capacidade para 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás natural por dia. A unidade será interligada a 17 poços, com pico de produção previsto para abril de 2015.

Em março de 2014 entra em operação a P-62 – outro FPSO de 180 mil barris por dia. A ele serão conectados 12 poços produtores e cinco injetores. As obras de conversão e integração do casco estão concentradas pelo consórcio Camargo Corrêa / Iesa no Estaleiro Atlântico Sul. A fa-bricação dos módulos de desidratação de gás, remoção de CO2, injeção de água e remoção de sulfato e três módulos de processamento de óleo será feita pela UTC, e o pacote de módulos de compressão de gás armazenamento químico sob a responsabilidade da EBE.

Roncador – módulo IIIConcessionários: Petrobras (100%) Lâmina d’água: 1.795 metrosBacia: CamposÓleo: 22º APIPoços: 17Capacidade de produção: 180 mil barris de petróleo 6 milhões de m³ de gás natu-ral por diaInício da operação: setembro de 2013Fornecedores: Casco: Estaleiro Atlântico SulConstrução e integração dos módulos: TOP 55Integração: ERG1

Thais dos Reis Claro / Agência Petrobras

P-55: início da produção agendado para setembro

Roncador – módulo IVConcessionários: Petrobras (100%) Lâmina d’água: 1.545 metrosBacia: CamposÓleo: 18º APIPoços: 17Capacidade de produção: 180 mil barris de petróleo 6 milhões de m³ de gás natural por diaInício da operação: março de 2014Fornecedores: Casco: Camargo Corrêa / IesaMódulos: UTC e EBEIntegração: Estaleiro Atlântico Sul

P-62, no Estaleiro Atlântico Sul

Gabriela Lobo / Petrobras

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Pré-sal além de LulaA Petrobras dá início à produção em Sapinhoá Norte

também com uma plataforma afretada interligada a 8 poços produtores e 7 injetores. O FPSO Cidade de Ilhabela, com capacidade de 150 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás por dia, será afretado à Petrobras por 20 anos pelo consórcio formado por Queiroz Galvão e SBM.

A plataforma está sendo convertida no estaleiro chinês CSSC, terá seu casco convertido no exterior e as obras de integração no Estaleiro Mauá / RJ. “Estamos fazendo no ex-terior apenas a parte de adaptação do gás, troca de algumas chapas para que ela venha para cá e tenhamos o conteúdo local contratual de 65% atingido”, explica Formigli.

Pelo cronograma, a plataforma deverá extrair o primeiro óleo em setembro do próximo ano.

A companhia produz na área através do FPSO Cidade de São Vicente – alocado como Sistema de Produção Anteci-pada desde fevereiro. A plataforma está interligada ao poço 3-BRSA-788-SPS e sua produção está limitada a 15 mil barris de óleo por dia, por conta do aproveitamento de gás.

Em Sapinhoá – antiga área de Guará, no bloco BM-S-9, da Bacia de Santos – a Petrobras já colocou em operação o FPSO Cidade de São Paulo este ano – a plataforma de 120

mil barris de petróleo e 5 milhões de m³ de gás por dia tem apenas um dos treze poços interligado, o que limita em 15 mil barris por dia a produção do campo. O pico de produção está previsto para maio de 2014.

O projeto prevê que o escoamento do gás produzido pe-los FPSO Cidade de São Paulo e Cidade de Ilhabela seja feito através do gasoduto Lula-Mexilhão até a UTGCA, em Caraguatatuba / SP.

Iracema SulConcessionários: Petrobras (operadora – 65%), BG (25%) e Galp (10%)Lâmina d’água: 2.210 metrosBacia: SantosPlataforma: FPSO Cidade de MangaratibaPoços: 8 produtores e 7 injetores Capacidade de produção: 150 mil barris de petróleo e 8 milhões de m³ de gás natural por diaInício da operação: novembro de 2014Fornecedores: Schahin/Modec (afretamento) Conversão: Estaleiro CoscoIntegração: Estaleiro BrasfelsIracema NorteConcessionários: Petrobras (operadora – 65%), BG (25%) e Galp (10%)Lâmina d’água: 2.234 metrosBacia: SantosPlataforma: FPSO Cidade de ItaguaíPoços: 8 produtores e 8 injetores Capacidade de produção: 150 mil barris de petróleo e 8 milhões de m³ de gás natural por diaInício da operação: 2013Fornecedores: Schahin/Modec (afretamento) Conversão: Estaleiro CoscoIntegração: Estaleiro Brasfels

Sapinhoá NorteConcessionários: Petrobras (operadora – 45%), BG (30%) e Repsol Sinopec (25%)Lâmina d�água: 2.140 metrosBacia: SantosPlataforma: FPSO Cidade de Ilhabela Poços: 8 produtores e 7 injetores Capacidade de produção: 150 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás natural por diaInício da operação: setembro de 2014Fornecedores: Queiroz Galvão / SBM (afretamento) Conversão: Estaleiro CSSCIntegração: Estaleiro Mauá

Iracema terá dois FPSOs até 2015Finalizadas as obras de conversão do FPSO

Cidade de Mangaratiba no estaleiro chinês Cos-co, a unidade será agora transportada até o Bra-sil, onde será integrado no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis /RJ. Os módulos da unidade são construídos no canteiro da Nuclep, no Rio de Ja-neiro. A plataforma com capacidade de produzir 150 mil barris de petróleo e 8 milhões de m³ de gás por dia foi afretada à Petrobras pelo consór-cio Schain/Modec e será instalada no campo de Iracema Sul, área de Cernambi, no bloco BM-S-11 da Bacia de Santos.

O primeiro óleo do FPSO está marcado para novembro de 2014 – o pico de produção será atingido em fevereiro de 2016. A plataforma será conectada a oito poços produtores e sete injetores.

Para 2015 a Petrobras pretende alocar o se-gundo FPSO na área norte do campo, com mes-mo porte – o FPSO Cidade de Itaguaí, também afretado ao consórcio Schain/Modec, será inter-ligado a oito poços produtores e oito injetores. Por ter menor teor de CO2 associado ao óleo, a capacidade de processamento de gás é maior do que as outras unidades.

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Queiroz Galvão irá instalar SPA em Atlanta O Plano de Desenvolvimento de

Atlanta, na Bacia de Santos, aprovado no início do ano, terá um sistema de produção antecipada por três anos, com dois poços horizontais interligados a um FPSO. Entre as alternativas estuda-das pela Queiroz Galvão Exploração e Produção com seus sócios OGX e Barra está o FPSO OSX-2 – que teria como destino o campo de Tubarão Tigre, sob concessão da OGX. O projeto básico e a perfuração do primeiro poço, ainda este ano, dirá a alternativa mais adequada.

O sistema defi nitivo, com 12 po-ços horizontais, entrará em operação em 2018. A plataforma – um FPSO

com capacidade de produção de 100 mil barris por dia – será compartilhada com o campo de Oliva, também loca-lizado no BS-4. As sócias aguardam agora a aprovação da ANP para o plano de desenvolvimento do campo de Oli-va. O BS-4 contém óleo pesado – 14º API – o que levou a Queiroz Galvão optar por bombeio centrífugo submer-so submarino.

A Queiroz Galvão tornou-se opera-dora do BM-S-4 após adquirir a partici-pação de 30% da Shell, em outubro de 2011. No fi nal do ano passado a OGX adquiriu a parcela de 40% que a Petro-bras detinha na concessão.

AtlantaConcessionários: QGEP (operadora - 30), OGX (40%) e Barra Energia (30%)Lâmina d’água: 1.550 metrosBacia: SantosÓleo: 14º APIPoços: 12Capacidade de produção: 100 mil barris de petróleo por dia

Tubarão Martelo entra em produção no final deste ano

Apenas após solucionar os problemas ope-racionais nos poços de Tubarão Azul a OGX decidirá a perfuração do quarto poço no cam-po localizado na Bacia de Campos. Em abril, com a instabilidade na geração elétrica do FPSO OSX-1 e problemas no bombeio cen-trífugo submerso, a produção no campo caiu para 1,8 mil barris diários – em fevereiro, a produção média registrada foi de 11,3 mil bar-ris por dia e em março 8,3 mil barris por dia.

A OGX colocou o terceiro poço em produ-ção no início deste ano – a previsão era iniciar a produção do quarto poço em operação tam-bém este ano. O FPSO OSX-1 tem capacidade de produzir 60 mil barris por dia.

Também este ano a OGX receberá dois novos FPSOs com capacidade de produção de 100 mil barris por dia – o OSX-2 e o OSX-3, atualmente em construção em Cingapura. A empresa ainda estuda alocar a OSX-2 para os campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tu-barão Areia. Já o FPSO OSX-3 será alocado no campo de Tubarão Martelo – onde foram perfurados seis poços horizontais – e deve ini-ciar a produção no fi nal deste ano. O campo está na área de concessão negociada com a Petronas – a OGX vendeu por US$ 850 mi-lhões uma participação de 40% da concessão dos blocos BM-C-39 e BM-C-40.

Tubarão AzulConcessionários: OGX (100%) Lâmina d’água: 140 metrosBacia: CamposPlataforma: FPSO OSX-1Poços: 3 Capacidade de produção: 60 mil barris de petróleo por diaInício da operação: 2012Fornecedor: OSX / Sansumg / Keppel

FPSO OSX-1: mais dois poços serão interligados à plataforma

Tubarão MarteloConcessionários: OGX (60%) e Petronas (40%)Lâmina d’água: 140 metrosBacia: CamposPlataforma: FPSO OSX-3Óleo: 22º APIPoços: 6 Capacidade de produção: 100 mil barris de petróleo por diaInício da operação: dezembro de 2013Fornecedor: OSX / Modec


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Uso de métodos combinados para otimização da produção de reservatórios de petróleo

Leonardo Correia de Oliveira, Silvana Maria Bastos Afonso e Bernardo HorowitzDepartamento de Engenharia Civil, Universidade Federal de Pernambuco

ResumoA simulação de reservatório é usada extensivamente para

identifi car as oportunidades de aumento da produção de óleo nos reservatórios. O gerenciamento do campo pode ser con-duzido automaticamente através do emprego das ferramentas de otimização onde as vazões dos poços produtores e injeto-res são determinadas atendendo as restrições impostas. Usu-almente o período de concessão é subdividido em um número de ciclos de controle, cujas durações são pré-determinadas e as vazões são obtidas. Para a solução do problema proposto é utilizada uma estratégia híbrida, na qual é considerada a combinação de métodos de otimização locais e globais com o intuito de explorar as melhores características de cada me-todologia em diferentes estágios do processo de forma efi caz. Quando se considera o método híbrido, se deseja um equilí-brio entre um processo de busca global e as precisões e efi ci-ência de um processo de busca local.

É característico de um problema que envolve a simulação de reservatório de petróleo, o alto custo computacional devido à si-mulação numérica exigida. Como resposta a este inconveniente, a utilização de métodos aproximados objetivando a construção de metamodelos (modelos substitutos) é aqui empregada. Aqui será utilizada a técnica de ajuste de superfícies por krigagem. As simulações numéricas nos pontos amostrais necessárias para a construção do metamodelo são conduzidas pelo simulador co-mercial IMEX (Implicit-Explicit Black Oil Simulator).

1. IntroduçãoA investigação de problemas de gerenciamento das va-

zões de produção e injeção em reservatórios de petróleo vem aumentando nos últimos anos devido principalmente aos processos na área dos campos inteligentes. A operação de campos inteligentes busca a integração de todas as áreas de desenvolvimento de um campo: poço, elevação, reservatório, automação, instalações submarinas e de superfície.

A otimização do desenvolvimento de um campo de petró-leo depende não apenas das condições do reservatório, mas também da confi guração de operação dos poços e dos equi-pamentos de superfície. Em alguns campos, a otimização da operação de produção pode ser o fator mais importante para o

aumento da produção e a redução dos custos.A otimização do planejamento e gerenciamento dos cam-

pos é uma área ativa e tem sido explorada por vários autores, com diversas abordagens sugeridas. Aronofsky e Lee [1] esta-beleceram os primeiros princípios para esse tipo de problema.

Um dos métodos de recuperação secundária, no campo de petróleo, é a injeção de água. Isso se deve ao baixo custo as-sociado ao uso da água, que é abundante, bem como à maior estabilidade do processo, se comparado com o uso de gás, por exemplo. A produção por injeção de água tem uma longa his-tória de aplicação em vários campos do mundo. No Brasil, a injeção de água é o método mais utilizado como recuperação secundária, sendo aplicado nos maiores e principais campos das bacias brasileiras. Esse mecanismo de produção se aplica com dois propósitos: o deslocamento de óleo para os poços produtores e a manutenção da pressão do reservatório, que energiza o sistema.

No contexto de gerenciamento efi ciente de reservatórios, a otimização da produção implica em maximizar ou minimi-zar uma determinada função objetivo, relacionada à produção de petróleo ou de água acumulada, ou ao valor presente líqui-do (VPL), durante um período de tempo especifi cado, encon-trando um conjunto de variáveis de controle, como a razão de vazão nos poços ou a pressão no fundo do poço (PFP). Como a relação entre reservatórios dinâmicos e as variáveis de con-trole é, em geral, não linear, encontrar o conjunto ótimo com as variáveis de controle é uma tarefa bastante desafi adora.

Na formulação matemática considerada para os proble-mas que envolvem simulação de reservatórios, é comum en-contrar funções que apresentam características multimodais. Devido a tais características, se torna bastante indicado o uso de algoritmos evolucionários (Evolutionary Algorithms - EA), que têm como principais qualidades, uma maior chance de identifi cação de ótimos globais e a determinação de so-luções em problemas discretos [2-4]. Apesar das qualidades citadas dos EAs, algumas desvantagens torna restrito o uso dos mesmos, tal como a necessidade de várias avaliações de funções até chegar à convergência.

No intuito de resolver o problema, foi utilizada uma metodologia híbrida, que combina métodos globais e lo-


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cais de otimização. Nesta, a otimização é realizada em duas etapas. Na primeira etapa, um algoritmo de busca global é responsável por identifi car a região onde se encontra o provável ótimo global, fornecendo a solução encontrada como ponto de partida para um algoritmo de busca local. Para realizar a busca global foi selecionado o algoritmo genético (Genetic Algorithm – GA) [3], e para realizar a busca local foi selecionado o algoritmo de programação sequencial quadrática (Sequential Quadratic Program-ming – SQP) [5].

É característico de um problema que envolve a simulação de reservatório de petróleo, o alto custo computacional devi-do à simulação numérica exigida. Estratégias de aproximação são aqui utilizadas para superar esse tipo de problema.

Dentre as técnicas de aproxi-mação existentes, foi utilizada a técnica de krigagem [6-7]. Nesta, para a criação do modelo substi-tuto, o primeiro passo é a geração de pontos de amostragem que efe-tivamente preencham o espaço de projeto do problema de otimização, porém, é interessante que a amos-tragem pertença de forma razoável à região viável do problema.

Os métodos para gerar amos-tras para modelos de ajuste são conhecidos coletivamente como plano de experimentos (Desing of Experiment - DoE) [7]. Verifi cou-se [8] que, para o problema espe-cífi co de gerenciamento de injeção de água, abordado neste trabalho, a técnica de Mozaico de Voronoi Latinizado (Latinized Centroidal Voronoi Tessellation – LCVT) su-pera os outros em geral [9]. Para garantir um percentual de pontos na região viável do domínio de projeto, uma técnica de viabiliza-ção através de uma parametriza-ção foi utilizada [10].

O modelo substituto é aplica-do de maneiras diferentes em cada etapa no processo de otimização realizado pela estratégia híbrida. Na segunda etapa, o metamodelo é incorporado em um processo iterativo, que decompõe o proble-ma original em vários subproble-mas de otimização sequenciados, e cada subproblema é confi nado em uma sub-região do espaço de projeto, denominada região de

confi ança. Este processo é chamado de otimização sequen-cial aproximada (Sequential Approximation Optimization - SAO) [11, 12].

A estratégia híbrida apresentou resultados satisfatórios nos estudos até então realizados, com erros desprezíveis em relação aos resultados apresentados na literatura [13] e com uma economia considerável em relação ao tempo de resposta do problema.

2. Formulação do problema O problema da otimização dinâmica do esquema de pro-

dução dos campos, considerando o VPL como função objeti-vo e restrições nas vazões é aqui matematicamente formulado como:


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, , , ,0

,

,

, , ,

1Maximize: NPV ( , , ) ( , , )(1 )

subject to: 1 , 1...

1 , 1...

, 1.

T

p t t k t p t t ktt

p tp P

p tp I

p t p t p tp P p I p P

f x x F x xd

x t ncc

x t ncc

x x x tα

Δ Δ=

∈

∈

∈ ∈ ∈

⎡ ⎤= = ⋅⎢ ⎥+⎣ ⎦= =

= =

≤ ≤ ⋅ =

∑

∑

∑

∑ ∑ ∑

u u

..nc

Nas equações acima, d é a taxa de desconto aplicada ao capital, T é o tempo fi nal (tempo de concessão para explora-ção) e Ft é o fl uxo de caixa no tempo t. Os índices P e I se referem aos poços produtores e injetores, respectivamente, o vetor u representa parâmetros que não podem ser controlados como propriedades das rochas etc. [13]. A variável de projeto xp,t é a razão alocada no poço p no tempo t, dado por:

, ,, ,

,max ,max

, ; , p t p tp t p t

prod prod

q qx p P x p I

Q Qα= ∈ = ∈

onde qp,t é a vazão do poço p no tempo t, Qprod,max é a vazão máxima permitida de fl uído no poço produtor e α é a razão defi nida como apresentado a seguir.

,max

,max

inj

prod

QQ

α =

3. AproximaçõesPara a criação do modelo substituto via a técnica de kriga-

gem, o primeiro passo é a geração de pontos de amostragem que efetivamente preencham o espaço de projeto do problema de otimização.

Uma vez gerada a amostra, expressões de predição são desenvolvidas para avaliar a função em pontos não avaliados do domínio. Essa função é baseada num modelo comum de krigagem que modela a função real [7]. A utilização do mo-delo substituto é feita de forma diferenciada no processo de otimização considerado neste trabalho. Como o processo de otimização é realizado em duas fases, a criação do modelo também segue o mesmo esquema. Na fase da busca global, o modelo substituto é criado para cobrir todo o domínio de projeto, fazendo com que qualquer ponto neste espaço possa ser predito. Já na fase de busca local, o modelo substituto é defi nido para predizer os pontos em uma sub-região do espa-ço de busca.

4. Métodos de otimização4.1. Método de busca global

O algoritmo genético (Genetic Algorithm – GA) [3] foi escolhido para realizar a etapa de busca global na nossa ferramenta.

O algoritmo básico do GA segue o esquema:1. Criação de uma população inicial de indivíduos no espaço

de projeto;

2. Seleção dos genitores, baseada na aptidão dos indiví-duos;

3. Reprodução: os indivíduos são cruzados gerando no-vos indivíduos que farão parte da nova geração, onde alguns indivíduos sofrem mutação de acordo com uma probabilidade de ocorrência relacionada ao problema estudado;

4. Checa-se a convergência. Caso ocorra convergência, o pro-cesso é interrompido, caso contrário, retorna a passo 2.

Como a maioria dos EAs, os GA`s são formulados para atuar na obtenção de solução de problemas irrestritos. Po-rém, como no problema a ser aqui resolvido restrições estão presentes, adaptações foram feitas para que o GA possa lidar com as mesmas. Outro problema relacionado à otimização com EAs é o custo computacional devido ao elevado número de avaliações de função a serem consideradas no processo.

Para lidar com o problema das restrições foram adotadas duas técnicas manipulação de restrições, uma delas se refere a um método de reparação de cromossomos, e a outra ao mé-todo de penalização adaptativa [10, 14].

Para lidar com o problema do elevado número de ava-liações de função foi adotado um modelo substituto global adaptativo, que é melhorado ao longo do processo de bus-ca global com as soluções encontradas pelo GA [10]. Para criação do modelo substituto nesta etapa, é defi nida uma amostra na qual um percentual da mesma é submetida à ve-rifi cação de viabilidade em relação às restrições do proble-ma, ou seja, as amostras criadas são testadas nas funções de restrição. Essa verifi cação é realizada para que haja uma garantia de que um percentual dos pontos pertença à região viável do problema.

Caso o número de amostras na região viável seja me-nor do que 60% da amostra total, alguns indivíduos são selecionados e viabilizados com o auxílio da reparação de cromossomos [10]. A justifi cativa para se considerar mais pontos viáveis na defi nição da função substituta se deve justamente ao fato de ter uma aproximação mais refi nada na região onde o ponto ótimo está localizado, da mesma forma que é importante considerar pontos inviáveis, pois a com isso se tem a defi nição de zona de transição entre o domínio viável e inviável.

Após a criação do modelo substituto inicial, o GA é exe-cutado. Com a fi nalização do processo de busca, é verifi cada a consistência do ponto ótimo encontrado pelo GA. Caso o erro seja maior do que a tolerância previamente defi nida, o modelo é reajustado considerando o acréscimo de mais pon-tos. Os pontos considerados nessa atualização são: o ponto fornecido pelo GA como solução; e um novo ponto aleatório viabilizado.

Com o novo modelo criado, o GA é executado novamen-te. O ciclo de atualizações do modelo substituto é feito até que o “erro” entre o valor da solução no modelo substituto e na função real seja menor do que a tolerância, ou até se atingir


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o limite de pontos adicionados para atualização do modelo, que é previamente defi nido.

4.1. Método de busca localNesta etapa, se tem o interesse de atingir a convergên-

cia de forma rápida e precisa. Os algoritmos de programação não-linear baseados em gradientes apresentam tal caracterís-tica. Um dos métodos mais promissores nessa categoria é o de programação quadrática sequencial (Sequential Quadratic Programming – SQP) [5], devido a isso, o SQP é o método aqui empregado na etapa de busca local.

Mesmo tendo uma convergência mais eficaz do que os algoritmos de busca global, esta etapa também é condu-zida utilizando um metamodelo criado com a técnica de krigagem. Para o processo de busca local, a aproximação segue um esquema um pouco diferente do definido na primeira etapa da otimização. Esta estratégia de otimiza-ção é comumente referida na literatura como otimização sequencial aproximada (Sequential Approximation Opti-mization – SAO) [7,11,12]. A ideia central da metodolo-gia consiste em decompor o problema inicial de otimi-zação em uma sucessão de subproblemas menores, onde tais subproblemas são confinados em uma sub-região do espaço de projeto.

A cada nova iteração se conduz uma análise de consistên-cia entre os dois modelos (real e aproximado), que indica a posição da nova região de confi ança, bem como a necessida-de de modifi cações na mesma (ampliação ou redução). Para atualizar o tamanho da região de confi ança, é considerado o esquema descrito em [11, 15].

5. Resultados e discussõesObjetivando validar a ferramenta desenvolvida foi estu-

dado um problema, no qual o VPL é considerado como ob-jetivo da otimização a ser maximizado. Este problema tem como base o problema que foi estudado por OLIVEIRA [13]. Os valores considerados como referência para comparação nos estudos realizados são os melhores resultados encontra-dos com o SAO, quando o mesmo foi considerado atuando isoladamente para a otimização do problema, onde foram adotados vários pontos iniciais.

O modelo criado para este reservatório é bastante com-plexo e é constituído a partir de técnicas de geoestatística e dados de afloramento. O modelo gerado reproduz um sistema deposicional turbidítico, típico de formações em águas profundas, que são características comumente en-contradas nas bacias sedimentares da costa brasileira. O modelo numérico é constituído de uma malha de 43x55x6 blocos.

Na figura 1 pode ser vista a disposição dos poços no reservatório (poços injetores e produtores) já as caracte-rísticas de permeabilidade da rocha reservatório podem ser vistas na figura 2, onde cada quadro representa o mapa de permeabilidade de uma das camadas do reser-vatório.

Figura 1 – Reservatório considerado para os estudos (mapa de permeabilidade)

(camada 1 - superfície)(camada 2) (camada 3)

(camada 4) (camada 5) (camada 6)Figura 2 – Mapa de permeabilidade das camadas do reservatório.

Como visto na fi gura 1, o modelo apresenta doze poços, dos quais sete são poços produtores e cinco são injetores (cujas posições não são modifi cadas). A vazão individual de cada um dos sete poços produtores não pode exceder o valor de 900 m³/dia, e o somatório das vazões dos mesmos não pode ultrapassar os 5000 m³/dia. Para os poços injetores, a máxima vazão individual é limitada ao valor de 1500 m³/dia, e o somatório das vazões dos mesmos não pode ultrapassar o valor de 5750 m³/dia. A tabela 1 apresenta as principais carac-terísticas do reservatório.Tabela 1: Resumo das características do modelo estudado.

Malha de simulação 43 (4300 m) x 55 (5500 m) x 6 (var)

Porosidade Variando entre 16% e 28%

Permeabilidade vertical (kv) Figura 2Permeabilidade vertical (kh) 30% de kv

Compressibilidade da rocha a 1019 kgf/cm² 2 . 10-7 (kgf/cm²)-1

Contato entre fl uidos Sem contatos WOC e GOC

Pressão de saturação (Psat) 101,97 kgf/cm²Viscosidade a Tres, Psat 0,77 cp

Razão gás-óleo de formação (RGOF) 78,1 m³/m³ std


Artigo Técnico

Devido à complexidade deste caso, como já mencionado, apenas uma confi guração foi considerada, a situação onde a operação era realizada em capacidade topada com um e seis ciclos de controle, associando respectivamente 10 e 60 vari-áveis de projeto. O período de concessão é de 24 anos, e as operações de alteração das razões de vazão nos poços é rea-lizada nos pontos defi nidos ao longo desse período (os ciclos de controle são defi nidos igualmente espaçados ao longo do período de concessão). Os resultados para o caso estudado estão apresentados nas tabelas a seguir.Tabela 2: Resultado encontrado considerando 1 ciclo de controle

VPL (106 U.M.) Avaliações de funçãoReferência 313,34900 485

Híbrido 313,30180 382

Tabela 3: Resultado encontrado considerando 6 ciclos de controleVPL (106 U.M.) Avaliações de função

Referência 319,32300 2892Híbrido 317,70220 2210

Nas tabelas anteriores, a coluna com o número de avalia-ções de função está associada às chamadas do simulador de reservatórios que foram exigidas no processo de otimização. As simulações foram realizadas na fase de geração dos pontos amostrais que serviriam para criar os modelos substitutos e na fase de avaliação de consistência dos mesmos, tanto nas atua-lizações do modelo substituto para o processo de busca global quanto na fase de busca local para as iterações do SAO.

Pelos resultados apresentados se percebe que a metodo-logia híbrida apresentou um resultado satisfatório uma vez que o erro máximo em relação ao valor de referência [13] foi menor do que 1%, e destacando-se que as soluções foram obtidas como menos avaliações de funções.

6. ConclusõesCom os resultados apresentados no tópico anterior, se per-

cebe que a metodologia híbrida é de importante consideração uma vez que apresenta resultados com erros pequenos em relação à referência. Porém, deve ser ressaltado que os resul-tados utilizados como referência são frutos de vários testes realizados com diferentes pontos de partida para o SAO, e consequentemente, um elevado número de simulações consi-derando o modelo de alta fi delidade.

Para ter uma ideia dos custos com a otimização realizada apenas com o SAO, para o caso apresentado na tabela 2, com apenas um ciclo de controle em todo o processo exploratório do reservatório, foram considerados dez diferentes pontos de partida. Foram necessárias 20 iterações, em média, onde cada iteração fez uso de 21 avaliações de função, o que resultou em aproximadamente 4200 avaliações de função.

Em problemas com restrições o GA apresenta difi culdades caso haja muitos indivíduos inviáveis na população inicial. Faz-se necessário portanto técnicas de reparação de cromos-somos de modo a garantir um mínimo de 60% de indivíduos viáveis na população inicial.

7.AgradecimentosOs autores agradecem ao apoio fi nanceiro para a pesquisa

dado pelo PRH-26, da ANP (Agência Nacional do Petróleo), CNPq (Conselho Nacional de Pesquisa), FACEPE, Petrobras, Foundation CMG, e UFPE.

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Artigo Técnico

Os recursos não convencionais e a nova geopolítica do O&G (Shale gás – uma perspectiva para o futuro)

ResumoDois recursos não convencionais darão o tom do mercado

global de óleo e gás nos próximos anos: o Pré-sal no Brasil e o Shale gas nos EUA. Embora a produção de hidrocarbonetos em reservatórios carbonáticos seja extremamente comum ao redor do mundo, os reservatórios do intervalo Pré-sal são ca-racterizados como “não convencionais”, devido sua natureza (carbonatos de origem microbial), a falta de um entendimen-to sobre o modelo deposicional e distribuição de fácies sedi-mentares (variações texturais e/ou composicionais) com dife-rentes características que infl uenciam em parâmetros como a porosidade e permeabilidade. Neste cenário, que papel o Bra-sil terá neste novo cenário nos próximos anos? E quanto às recentes descobertas do Shale gas e do Shale oil nos EUA que tem provocado uma verdadeira revolução na geopolítica do O&G, até recentemente subestimada mesmo pelas próprias autoridades americanas? As consequências deste novo cená-rio ainda não estão claras no horizonte, mas nos permitem vislumbrar alguns importantes desdobramentos.

O que é o Pré-sal e o Shale gas?Recursos não convencionais são aqueles cuja tecnologia

ainda não está totalmente desenvolvida para sua explotação. No caso do Pré-sal, que foi mapeado desde o fi nal da década de 90, seus reservatórios são em sua maior parte constituídos por carbonatos de origem microbial (embora exista a ocorrên-cia de outros tipos, a exemplo de travertinos, oólitos e etc.) saturados por óleo leve, presentes principalmente nas bacias de Santos e Campos. Os custos inerentes ao seu desenvol-vimento ainda são extremamente elevados principalmente por difi culdades técnicas. Hoje, estima-se que seu break even point seja entre US$ 40 a 45/bbl. Dentre os principais proble-mas envolvidos na atividade, podemos destacar as operações de perfuração (deformações e aprisionamento de colunas de-vida a movimentação das camadas de sal) e recuperação (sis-tema de elevação efi ciente para grandes profundidades), além da falta de um modelo deposicional que permita modelagens de reservatório e simulações de fl uxo mais confi áveis para a predição da produção, como ocorre nos reservatórios turbidí-ticos do intervalo Pós-sal.

No entanto, a taxa de sucesso exploratório dos novos po-ços do Pré-sal é superior à média mundial da indústria (se-gundo a Petrobras, 82% contra 35%). Além disso, há promis-soras reservas que podem quase dobrar o atual volume do país de 16 para 31 bilhões bbl até 2020, segundo projeções conservadoras recentemente divulgadas no Plano de Negó-cios e Gestão da Petrobras 2013-2017 e pela própria ANP.

O shale gas é o gás natural aprisionado dentro de rochas argilosas (folhelhos), de baixa permeabilidade. O fator de re-cuperação destes reservatórios é de 20 a 30% do total, contra cerca de 80% no caso do gás convencional, mas as estimati-vas de seus volumes nos EUA atualmente são maiores do que as do gás convencional. Segundo dados da U.S. Energy Infor-mation Administration (E.I.A, 2009) sua reserva é estimada em mais de 1,774 trilhão de pés cúbicos de gás tecnicamente recuperáveis, incluindo 211 trilhões de pés cúbicos de reser-vas provadas, o que com a tecnologia de recuperação atual, supriria sua demanda pelos próximos 116 anos.

Esta expansão do setor deve-se a junção de três fatores que possibilitaram uma exploração economicamente viável nos úl-timos anos, são eles: 1) avanços na perfuração horizontal, 2) melhoria nas técnicas de fraturamento hidráulico e 3) o rápido incremento nos preços do gás natural nos últimos anos como resultados das pressões de oferta e demanda. Isto explica seu crescimento exponencial, uma vez que ele já correspondia a 35% da produção doméstica em 2012, contra apenas 1% em 2000, segundo dados da Energy Information Administration dos EUA (EIA/US DoE). Obviamente como não existe “almo-ço grátis”, há sérias questões ambientais e regulatórias que po-dem pôr em risco estas descobertas, como a contaminação dos aquíferos e a elevada utilização de água no processo.

Quanto ao Shale oil, é o óleo que se forma numa rocha com características geológicas semelhantes as do Shale gas e por isso atua como um selo, possibilitando seu aprisiona-mento nos reservatórios. Utilizam-se as mesmas tecnologias descritas e, como muitas das rochas não são folhelhos, é mais comumente conhecido como Tight oil. Devido às similarida-des geológicas e tecnológicas, sua produção foi intensifi cada em função dos avanços na produção de gás não convencional, principalmente pelas Companhias Independentes dos EUA e

Marcelo SimasEconomista - Petrobras

Thiago CarelliProfessor auxiliar do Dept. de Geologia da UFRJ


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depois pelas Majors (Exxon, Shell, etc.), por meio de parce-rias. Além disso, possui grau API elevado, superior a 40, o que signifi ca óleo leve de alta qualidade, substituindo os im-portados e contribuindo para a redução do défi cit na balança comercial americana.

Mas o que é o shale gas em termos geológicos?A produção de gás natural oriunda de “folhelhos”, mais

conhecidos como shale gas é uma das tendências que mais se expandiu na exploração e produção de hidrocarbonetos nos últimos anos, principalmente em países onde a ocorrência de sistemas petrolíferos convencionais é baixa.

Um bom exemplo é os Estados Unidos que apresenta uma ampla distribuição dessas rochas em suas principais bacias sedi-mentares (Paleozóicas e Mesozóicas), e têm apostado no desen-volvimento de campos de gás não convencionais (shale gas).

Segundo Bustin (2006) a defi nição que melhor descreve um reservatório de folhelho ou shale gas é: “Uma rocha de granulometria fi na e organicamente rica”. Pois o termo “fo-lhelho” (shale) não faz referência a uma granulometria espe-cífi ca ou composição, sendo utilizado indiscriminadamente para qualquer rocha físsil predominantemente argilosa. Por este motivo, enfatiza-se a utilização de termos como rocha microclástica, para rochas terrígenas compostas predominan-temente por partículas de granulometria fi na (< 0,062 mm), ou ainda siltitos (0,062 mm – 0,004 mm) e argilitos (< 0,004 mm), que são termos petrográfi cos.

Num sistema petrolífero dito “convencional” o hidrocar-boneto (óleo e/ou gás) é gerado numa rocha sedimentar de granulometria fi na e rica em matéria orgânica (rocha gerado-ra) pelo incremento da pressão e temperatura (maturação) e ascende através de um conduto (falha) até a rocha reservató-rio (porosa e permeável), onde é aprisionado por uma rocha selante (impermeável) e uma feição estrutural, chamada de trapa ou armadilha. A existência de um shale gas representa a quebra deste ciclo, na qual o hidrocarboneto é gerado e acu-mulado na própria rocha (rocha geradora).

Rochas argilosas têm por característica apresentar baixos valores de porosidade e permeabilidade, devido principal-mente a forma e arranjo de suas partículas sedimentares. Seu espaço poroso tende a ser até 1000 vezes menor quando com-paradas a arenitos e carbonatos (reservatórios convencionais). A produção neste tipo de rocha só é viável devido à natureza do hidrocarboneto gasoso, que possui moléculas relativamen-te pequenas e uma razão de mobilidade extremamente alta em relação a água e óleo.

Essas rochas podem apresentar-se homogêneas ou he-terogêneas. Mesmo em rochas ditas homogêneas, é comum ocorrer variações em escalas milimétricas e micrométricas, principalmente na organização das partículas sedimentares. Já em rochas heterogêneas as variações ocorrem frequente-mente sob a forma de camadas ou lâminas com diferentes espessuras, texturas, litologias (arenitos, siltitos argilitos) e composição (silicática ou carbonática), intercaladas aos fo-

lhelhos orgânicos, cada qual apresentando diferentes valores de porosidade e permeabilidade. A ocorrência destas camadas implica em múltiplos mecanismos de estocagem ou rotas de migração do gás livre para os poços produtores.

O que torna um play de shale gas economicamente viável?

Para que uma rocha argilosa venha a constituir-se em shale gas é necessário observar alguns parâmetros relaciona-dos à maturidade da matéria orgânica, tipo de gás gerado no reservatório (termogênico ou biogênico), conteúdo orgânico total (TOC) contido no pacote sedimentar, a permeabilidade do reservatório e o volume de gás in place.

O gás oriundo de folhelhos pode ser termogênico ou bio-gênico, podendo ocorrer como hidrocarbonetos adsorvidos, gás livre preenchendo poros e fraturas, e ainda como gás dis-solvido em querogênio e betume presente na rocha. O gás ter-mogênico é gerado a partir do craqueamento do querogênio e secundariamente do craqueamento do óleo (quando presente), sujeitos a relativo aumento de pressão e temperatura. O gás biogênico por sua vez, tem sua origem relacionada à ativida-de microbial em áreas onde ocorre recarga de água doce.

A maturidade da matéria orgânica é frequentemente ex-pressa em valores de refl etância da vitrinita (%Ro), onde va-lores acima de 1,0% - 1,1% indicam que a matéria orgânica é sufi ciente matura, ou seja, atingiu a temperatura necessária para geração de gás (janela de geração).

O conteúdo orgânico total é um atributo fundamental para um shale gas, pois representa a quantidade de matéria orgânica presente na rocha. Junto com a espessura do pacote sedimentar e maturidade da matéria orgânica são os parâmetros chave que auxi-liam na determinação da viabilidade econômica de um play, já que respondem na maioria dos casos pelo volume de gás gerado.

Os principais fatores que determinarão o volume de gás con-tido e recuperável da rocha são a porosidade (primária e secun-dária) e a permeabilidade, sendo ambas função da a litologia (ta-manho das partículas sedimentares) e da microtrama das rochas (organização espacial das partículas) (ver fi guras 1 e 2).

Figura 1 – Fotomicrografia de lâminas petrográficas representando a microtrama de rochas argilosas. A) Argilito com microtrama orientada. As setas amarelas indicam micas (moscovitas) orientadas paralelamente ao acamamento. B) Siltito argiloso com microtrama caótica. As setas amarelas indicam micas (muscovitas) e argilas em diferentes posições em relação ao acamamento, muitas vezes cavalgando (recobrindo) o sedimento tamanho silte, indicado pelas setas azuis.


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Rochas argilosas com altas percentagens (> 20%) de sedi-mentos tamanho silte e/ou areia muito fi na, com uma microtra-ma caótica (partículas sem orientação preferencial) tendem a apresentar maiores valores de porosidade (primária) e perme-abilidade, quando comparadas àquelas que apresentam baixas percentagens (< 20%) de sedimentos tamanho silte e/ou areia muito fi na e uma microtrama orientada; uma vez que a aleato-riedade das partículas permite a preservação e interconexão de gargantas de poros de diâmetro relativamente grandes (Almon & Dawson, 2007; Carelli & Borghi, 2011). A porosidade se-cundária (fraturas) está na maioria dos casos está relacionada a esforços tectônicos ou faturamento hidráulico.

Figura 2 – Fotomicrografia obtidas através do microscópio eletrônico de varredura. Devido ao pequeno tamanho de suas partículas, faz-se necessária a utilização de técnicas de microscopia avançadas para determinação dos componentes individuais e dos poros da rocha (escala micrométrica). A) Argilito com microtrama orientada. As setas amarelas indicam partículas tamanho argila orientadas paralelamente. B) Siltito argiloso com microtrama caótica. As setas amarelas indicam partículas de argilas em diferentes posições em relação ao acamamento o que permite a interconexão dos poros (porosidade efetiva). As setas azuis e vermelhas indicam grão tamanho silte e poros respectivamente.

Quais os principais problemas decorrentes da exploração do shale gas?

Devemos ter em mente que toda atividade gera algum tipo de impacto sobre o meio ambiente. A explotação de gás de folhelhos envolve frequentemente perfurações horizontais e o fraturamento hidráulico, onde um fl uido é introduzido com uma pressão acima da pressão de fratura da rocha. O processo geralmente envolve o bombeamento de uma mistura de água e areia sob alta pressão que cria ou alarga fraturas existentes que permite o fl uxo de gás para o poço. Esta mistura de areia e água pode conter aditivos químicos que acabam por con-taminar zonas de água subterrâneas que abastecem regiões inteiras, tornando-as impróprias para o consumo.

Nos EUA, existem casos documentados de contaminação de águas subterrâneas por metano. Este metano é oriundo de reservatórios fraturados hidraulicamente, nos quais o siste-ma de fraturas se propagou até camadas superiores porosas e permeáveis. Todos estes problemas, levaram o governo dos EUA a estabelecer normas e uma regulamentação rígida, para a atividade, além de uma fi scalização efetiva. Por este mo-tivo, apesar de todo potencial exploratório e dos benefícios que este novo mercado apresenta no cenário nacional, pre-

cisamos nos perguntar se estamos preparados para lidar com os possíveis malefícios, que acompanham de perto este mer-cado em desenvolvimento? São inúmeras questões a serem respondidas, questões estas que sob hipótese alguma pode ser ignorada pelas agências ambientais, reguladoras e pelo maior interessado, o povo brasileiro.

O panorama exploratório do shale gas no Brasil.O cenário onshore brasileiro é extremamente otimista e

a exemplo do americano, também apresenta extensas ocor-rências de rochas argilosas ricas em matéria orgânica e dis-tribuídas em bacias interiores que cobrem uma extensa área territorial, principalmente àquelas de idade devoniana.

De acordo com a comissão internacional de estratigrafi a, o Sistema Devoniano refere-se a todo intervalo de rochas for-madas entre 416 Ma e 359.2 Ma, compreendendo três épo-cas e sete idades. É reconhecido em bacias sedimentares do mundo todo por espessos pacotes de folhelhos negros (orga-nicamente ricos), os quais são responsáveis pela geração de 8% das reservas mundiais de petróleo (Klemme e Ulmishek, 1991).

Depois de cinco anos sem leilões de blocos exploratórios no Brasil, estão previstos para este ano três deles sendo dois referentes ao modelo de concessão – a 11ª Rodada em maio e a 12ª em dezembro e a 1ª Rodada do modelo de partilha referente ao pré-sal em novembro. Segundo a ANP, a 12ª Ro-dada oferecerá blocos onshore, blocos estes, que abrangem bacias com excelente potencial exploratório para shale gas. Nas bacias paleozoicas brasileiras, destacam-se as formações Ponta Grossa (bacia do Paraná), Jandiatuba (bacia do Soli-mões), Barreirinha (bacia do Amazonas) e Pimenteiras (bacia do Parnaíba), que apresentam folhelhos altamente orgânicos, com potencial para virem a constituir-se em reservatórios não convencionais (shale gas). Além de bacias de diferentes idades como a do São Francisco, Parecis e Recôncavo e São Francisco que foram incluídas como potenciais áreas explo-ratórias para gás não convencional pela ANP (fi gura 3).

Figura 3 – Localização das bacias sedimentares com perspectivas exploratórias de gás natural no Brasil para 2013 (Perspectivas para o gás natural - ANP).

A importância das fontes de O&G para o Brasil e os EUA

No caso brasileiro, desde 2006 o país vem consolidando sua posição como exportador de óleo e terá posição relevante


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como grande player nos próximos anos. A previsão é de que até 2020 o Brasil produza em torno de 50% de seu óleo pro-veniente do Pré-sal.

De acordo com o EIA, o óleo e o gás natural representa-vam em 2011 respectivamente 36% e 26% da matriz ener-gética americana, ou seja, 62% do total. As projeções para 2040 indicam que as duas fontes responderão ainda por cerca de 60% do total – Figura 4. No entanto, sua dependência em relação às importações será signifi cativamente diminuída. No caso do óleo, após ter atingido seu ápice em 2005, com 60% de importações líquidas (consumo – oferta), seis anos depois este valor despencou para 45% e as projeções apontam para 37% a partir de 2035 – Figura 5. Quanto ao gás, em 2011 a produção doméstica (incluindo shale gas) já era responsável por 95% do total consumido, o que permitiu não só reduzir as crescentes importações de Gás Natural Liquefeito (GNL), bem como, reverter esta posição e prever que os EUA serão exportadores líquidos daquela matéria prima já em 2016, con-tribuindo sobremaneira para a segurança energética do país.

Figura 4 – U.S. primary energy consumption by fuel, 1980 – 2040 (qua-drillion Btu per year).

Figura 5 – U.S. liquid fuels supply, 1970 – 2040 (million barrels per day).

Uma vez que no cenário americano a política energética é

indissociável da política de defesa nacional, outro aspecto a se considerar é a redução destes gastos conforme previsto no Programa de Governo do 2º Mandato de Barack Obama, ini-ciado em janeiro passado. Atualmente os EUA são responsá-veis sozinhos por praticamente metade do orçamento militar gasto por todos os países do mundo. A previsão de saída das tropas americanas do Afeganistão ainda neste ano e a redução cada vez maior no Iraque aliviará o défi cit fi scal americano – um dos défi cits crônicos da economia desde a década de 60 juntamente com o défi cit em conta corrente (comercial e serviços). Segundo T. Boone Pickens, grande investidor ame-ricano que elaborou um plano para reduzir a dependência energética do país, o barril de óleo custa mais do que o dobro para os EUA (mais de US$ 200/bbl), se considerados os gas-tos com bases militares e frotas navais espalhadas por todo planeta para permitir a livre circulação do comércio de O&G em zonas de confl itos ou para segurança em relação a países não alinhados, como alguns no Golfo Pérsico, por exemplo, por onde passam volumes signifi cativos de O&G.

Perspectivas futurasA tendência do Brasil com o Pré-sal é de até 2020, estar

entre os maiores fornecedores mundiais de óleo ao lado do Iraque - por meio da retomada de sua produção -, os EUA com o Tight Oil, o Canadá com as areias betuminosas e o Casaquistão. Com uma previsão de exportação de cerca de 1,5 a 2 MM bpd, segundo a ANP, o Brasil consolidará sua posição de grande player mundial reduzindo sua dependência e passando defi nitivamente de importador de óleo e derivados a grande exportador, pelo menos de óleo. No entanto, com a saída dos EUA do mercado consumidor, o mercado para as exportações de óleo do Brasil e mesmo da Rússia tenderão a fi car diminuídos restando a China e a Índia como potenciais compradores, já que eles serão as grandes locomotivas do crescimento nos próximos anos.

Impactos ainda mais profundos serão sentidos com a pre-sença dos EUA, uma vez que assistiremos a uma grande mu-

Figura 6 – U.S. Total energy production and consumption, 1980 – 2040 (quadrillion Btu)


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dança no paradigma do mercado de O&G: o maior consumidor mundial, cuja produção estava em declínio desde meados da década de 80 e aumentando explosivamente sua dependência energética – Figura 5 - reverterá esta tendência e passará a um nível confortável de segurança energética, incluindo todas as fontes – Figura 6 - chegando a importações líquidas em torno de 10% do consumo total em 2035 e em queda (EIA).

Segundo recente estudo da International Energy Agengy – IEA (World Energy Outlook 2012), os EUA se tornarão o maior produtor de petróleo, ultrapassando a Arábia Saudita em meados de 2020, graças ao Shale Gas e Tight Oil. Com a política de diversifi cação dos fornecedores e o aumento da produção doméstica, em 10 anos os EUA não precisarão im-portar óleo do Oriente Médio.

Em 2011, os EUA importaram cerca de 11,3 MM bpd de óleo e derivados despendendo algo como US$ 450 bilhões, o equivalente a seu défi cit em conta corrente de US$ 466 bi-lhões (World Economic Outlook/FMI Out/2012). O aumento da produção doméstica de óleo, bem como, sua posição de exportador de gás, permitirá ao país fazer um grande ajuste em seus défi cits tanto fi scal, quanto em conta corrente, por meio da redução de sua dependência energética e dos gas-tos militares, podendo assim retomar sua hegemonia, muito abalada com a crise econômica que vem se arrastando desde 2007. Além disso, a consequência do aumento da oferta sobre os preços do gás no mercado doméstico já se faz sentir com sua queda em mais de 50% desde 2005 na média. No mer-

cado internacional o impacto será forte sobre o preço do gás russo no fornecimento para Europa e sobre a viabilidade de projetos de GNL em vários países, inclusive o Brasil. Volta-remos assim a uma ordem mundial unipolar como no período pós-queda do Muro de Berlim? Só o futuro dirá!

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Análise de compatibilidade de elastômeros e desempenho do BCP aplicado a campos maduros

Cindi A. Santos, Luiz Carlos L. SantosDepartamento de Ciência e Tecnologia dos Materiais, Universidade Federal da Bahia

Lindemberg de Jesus N. DuarteDepartamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte

ResumoUm dos equipamentos de maior importância no bombeio

de cavidades progressivas (BCP) é a bomba de subsuperfície, a qual é composta por um rotor e um estator revestido interna-mente por um elastômero. Os fl uidos e os sólidos manejados pela bomba de fundo, bem como as altas temperaturas provo-cam desgastes prematuros nos elastômeros, os principais são: inchamento, contração, abrandamento, endurecimento e a des-compressão explosiva. Neste sentido, o objetivo principal deste trabalho é apresentar o estudo realizado em poços de petróleo de um campo maduro que tiveram a escolha do elastômero baseada em testes de compatibilidade realizados por uma empresa petro-lífera. Foram analisados os problemas que ocorreram nos poços, verifi cando também se a escolha do elastômero infl uenciou na falha do sistema. Para tanto, foram utilizados os relatórios de intervenções, os testes de efi ciência e os relatórios de análise de falha. Ao término do estudo, foi possível diagnosticar as causas, consequências e soluções inerentes aos problemas ocorridos em diversos poços de petróleo de um campo que se encontra em fase avançada de recuperação, apresentando BSW de até 95%. Final-mente, foi possível concluir que mudanças simples no processo da análise de compatibilidade ajudariam a aumentar o nível de confi abilidade dos testes, principalmente os problemas decorri-dos com a operação do BCP em ambientes hostis.

1. IntroduçãoO sistema de bombeio por cavidade progressiva (BCP) é

um método de elevação artifi cial que apresenta elevada efi ci-ência energética se comparado a outros sistemas de elevação. O BCP tem sido empregado para bombear poços rasos e de menor produtividade, graças às vantagens fi nanceiras e à ra-pidez de implantação. Este método também é indicado para poços problemáticos, como por exemplo, os que produzem altas concentrações de areia e fl uidos com elevada viscosida-de e baixo grau API (Thomas, 2001; Carvalho, 2003). Isto se deve a possibilidade de variar tanto a sua geometria quanto os equipamentos e acessórios, permitindo, assim, o trabalho em ambientes hostis. Em função desta fl exibilidade, a efi cácia

deste sistema depende da escolha adequada dos equipamen-tos, bem como da maneira que será feita a instalação (Janh, Cook e Graham, 2003).

A bomba de subsuperfície utilizada no BCP é composta por um rotor metálico, acoplado à coluna de hastes, e por um estator (revestido internamente com elastômero), localizado na extremidade da coluna de produção. O elastômero tem a fi nalidade de gerar pressão na bomba através dos selos for-mados entre as cavidades. Estes selos são originados devido à interferência (folga) entre o rotor e o estator/elastômero, e difi cultam que o fl uido retorne as cavidades anteriores (escor-regamento). Para que o elastômero tenha um bom desempe-nho no sistema BCP é necessário que algumas características sejam avaliadas antes da sua escolha, são elas, tensão, alonga-mento, dureza, resiliência, permeabilidade e adesão.

O elastômero possui propriedades naturais destacadas em aplicações de BCP, tais como: elasticidade, presença de componentes plastifi cantes, aceleradores, protetores e resis-tência à fadiga. Além disso, deve apresentar características como fl exibilidade, resistência à abrasão e alto coefi ciente de expansão térmica, que são importantes para o sucesso de sua aplicação no BCP. Segundo Callister (2002), umas das propriedades mais importantes dos elastômeros é sua elas-ticidade, que se assemelha à borracha natural. Na verdade, eles possuem a habilidade de sofrerem altos índices de de-formação, e em seguida retornarem elasticamente, tais como molas, às suas formas originais (Woods, 1987). No entanto, o polímero é susceptível à degradação, inchamento e perda de propriedades mecânicas quando exposto a ambientes agres-sivos (gás, aromáticos, alta temperatura, areia, etc.) (Mano, 1991). A presença de água quente (superior a 85°C) danifi ca os agentes existentes na união. Outro fator que comprome-te a integralidade do elastômero é presença de gás, podendo provocar uma reação chamada de descompressão explosiva. A existência destas condições pode debilitar a união entre as moléculas do elastômero, originando falha prematura.

Os desgastes mais comuns observados nos elastômeros são inchamento, contração, abrandamento, endurecimento e a des-


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compressão explosiva. O inchamento pode ser fruto de reações químicas dentro da bomba e ocorre como resultado da absorção dos fl uidos produzidos por difusão dentro do elastômero. O in-chamento químico pode provocar um excessivo ajuste entre o rotor e o estator, propiciando falhas prematuras no sistema devi-do à histerese. No inchamento provocado por expansão térmica, o calor pode afetar a aderência entre o elastômero e o tubo es-tator, causando o desprendimento da borracha. As altas tempe-raturas podem ser resultados da operação da bomba a seco ou com muito gás. Nestes casos, o polímero fi ca com aspecto duro e com muitas fendas. Além do inchamento, o ataque químico até mesmo por inibidores de corrosão ou aromáticos pode gerar mo-difi cações na forma do elastômero. A borracha fi ca mais macia e com bolhas, ou seja, fi ca com um aspecto de abrandamento. Na vulcanização, o elastômero endurece devido à ação de agen-tes como enxofre, gerando mais pressão e mais calor dentro da bomba. O endurecimento provoca a deterioração das proprieda-des do material (Callister, 2002). Por outro lado, a operação com fl uidos abrasivos ou partículas sólidas provoca trincas e desgas-tes nas superfícies do elastômero e do rotor. Todas estas falhas podem ser minimizadas ou até mesmo evitadas escolhendo-se os elastômeros e acessórios certos para cada caso.

2. MetodologiaInicialmente, vale ressaltar que os dados dos poços e cam-

pos estudados neste trabalho foram substituídos por identifi -cações genéricas e siglas. Os testes com os elastômeros foram realizados em alguns poços produtores de petróleo do campo

A. Este campo se encontra em fase avançada de recuperação, apresentando BSW de até 95% e óleo com grau API de 34. Por outro lado, alguns poços deste campo se destacam pela produção de óleos parafínicos, areia, gás, H2S e CO2.

Desta forma, a análise dos problemas ocorridos nestes poços será fundamentada nos testes e relatórios através dos seguintes aspectos: análise de compatibilidade, relatório de intervenção, relatório de bomba recuperada e relatório de análise de falhas. O relatório de intervenção relata os aconte-cimentos na sonda durante a intervenção ou em visitas de ro-tina ao poço. Já a avaliação do relatório da bomba recuperada consta da medição dos torques e vazões para cada variação de pressão. No caso do relatório de análise de falhas, este nos permite uma análise mais detalhada do rotor e do estator. A verifi cação das condições reais do elastômero ocorre através de um corte longitudinal e transversal do estator, permitindo, assim, diagnosticar as causas e consequências dos danos ob-servados no elastômero. Antes da escolha da bomba aplicada nos poços do Campo A, realizou-se uma análise de compati-bilidade com as amostras de óleo destes poços com os elastô-meros disponíveis para o BCP. Estes testes foram realizados conforme as normas ASTM D-2240, D-412 e D-471.

O objetivo da análise de compatibilidade é caracterizar os níveis de agressividades do óleo do poço aos elastômeros usa-dos na fabricação da bomba de cavidade progressiva. A aná-lise determina o material mais adequado para cada aplicação. Os resultados são obtidos através de medições percentuais de variação do volume, dureza, tensão de ruptura e alongamen-


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to. Em virtude da larga experiência com estas borrachas, as empresas que realizam os ensaios de análise de compatibili-dade adotam como critério de seleção a menor variação das propriedades analisadas.

Com o intuito de avaliar o desempenho dos testes, foram selecionados sete poços do Campo A: A1, A2, A3, A4, A5, A6 e A7. Embora todos os poços selecionados tenham sido ana-lisados, este trabalho dará maior ênfase às análises realizadas nos poços A2 e A4.

3. Resultados e discussõesA análise de compatibilidade feita com o óleo do poço A2

recomendou o uso do elastômero HNBR (Nitrila Hidrogena-da) devido ao alto nível de agressividade que o óleo apresen-tou em todos os elastômeros ao qual foi exposto. Na primeira instalação, a bomba encontrava-se a 678 m de profundidade com o elastômero HNBR. Segundo o relatório de interven-ção, o poço operou durante 30 dias parando devido ao rompi-mento da haste de bombeio (fi gura 1) e da deposição severa de sólidos (fi gura 2).

Figura 1. Haste da primeira instalação do poço A2 fraturada logo acima do rotor

Figura 2. Deposição de areia no nipple de extensão superior da primeira instalação do poço A2

Durante a retirada do rotor foram expelidos pedaços de elastômero juntamente com uma graxa pastosa, o que im-possibilitou a realização do teste de efi ciência com a bomba recuperada. De acordo com o relatório de análise de falha, a análise visual do estator cortado mostrou as seguintes ano-malias: elastômero com superfície danifi cada, estator com delaminação, rompimento dos lóbulos do elastômero na re-gião de descarga do estator, queima do elastômero devido ao calor gerado pelo atrito. Com relação à agressividade do fl uido, mesmo que o teste de compatibilidade tenha indicado

que o melhor elastômero para poço A2 fosse o hidrogenado, o laudo do relatório de análise de falha mostrou que HNBR não teve um bom comportamento durante a operação, pois o elastômero estava completamente destruído devido à alta temperatura de operação (fi gura 3). Foi verifi cado também que o poço A2 tinha uma elevada razão gás-óleo (RGO), que provavelmente diminuiu ainda mais a capacidade de dissipar calor, aumentando, assim, a temperatura dentro da bomba e afetando a integridade do elastômero.

Figura 3. Elastômero danificado da primeira instalação do poço A2

Na segunda instalação do poço A2, a profundidade da bomba foi mantida, porém o elastômero foi substituído pelo NBR-Hi (Nitrila com altíssimo teor de acrilonitrila), pois esta borracha apresenta um bom desempenho em operações com elevada quantidade de gás. No entanto, sabia-se que essa so-lução não era a mais apropriada devido à presença de areia, tendo em vista que o NBR-Hi não tem boa resistência a sóli-dos. O artifício utilizado para diminuir este problema baseou-se na instalação de um rotor tipo paleta (paddle). Mesmo adotando esse procedimento, o poço produziu durante poucas horas. O motivo da segunda intervenção foi a severa presen-ça de sólidos. Na retirada da coluna, contatou-se que o rotor estava preso no estator devido à deposição de sólidos fi nos no interior da bomba (fi gura 4).

Figura 4. Lama com sólidos finos no estator da segunda instalação do poço A2


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O teste de efi ciência realizado na bomba do poço A2 mostrou que a bomba recuperada estava com uma efi ciên-cia alta, como mostra a fi gura 5. Neste gráfi co, observa-se que na pressão de 120 kgf/cm2 a curva da vazão com óleo a 250 rpm é superior a curva da vazão original com óleo sob as mesmas condições. O aumento desta efi ciência pode ser justifi cado pelo aumento da interferência entre o rotor e o estator. A presença de fl uido agressivo provavelmente ori-ginou um inchamento no elastômero e, consequentemente, maior ajuste.

Figura 5. Teste de eficiência da bomba recuperada da segunda instalação do poço A2

A análise de compatibilidade realizada para o poço A4

mostrou que o elastômero NBR-VH (Nitrila com alto teor de acrilonitrila) apresentou o melhor desempenho. No entanto, analisando o histórico do poço, o setor de operação optou por usar uma bomba com elastômero NBR-H assentada a 639,94 m de profundidade. O sistema operou por 286 dias parando devido à ocorrência de um furo na tubulação, como mostra a fi gura 6.

Figura 6. Tubulação da primeira instalação do poço A4 furada

Inicialmente, a análise de compatibilidade tinha mostrado que o fl uido do poço A4 era pouco agressivo. No entanto, os resultados de campo mostraram alta agressividade do fl uido, provavelmente associada à água produzida pelo poço. O re-sultado do teste de compatibilidade realizado pelo laborató-rio não poderia prever a ação da água durante a operação do poço, uma vez que não é usada na análise. Um artifício que poderia minimizar os problemas causados por operações em ambientes agressivos seria a utilização de inibidores de corro-são, desde que sejam compatíveis com o elastômero.

A bomba recuperada do poço A4 avaliada no teste de efi -ciência apresentou um aumento na efi ciência, como mostra a fi gura 7. Analisando a curva da vazão de óleo @ 250 rpm e a Vazão original de óleo a 250 rpm na pressão de 120 kgf/cm2, pode-se verifi car que houve um aumento na efi ciência. Ob-servou-se ainda que na pressão de 120 kgf/cm2 o torque da bomba recuperada aumentou. Estes resultados indicam que a bomba teve um aumento considerável da efi ciência, prova-velmente em virtude do aumento da interferência.

Figura 7. Eficiência da bomba recuperada da primeira instalação do poço A4

O relatório de análise de falhas também mostrou que a bomba do poço A4 apresentava excessiva interferência. Pelo histórico do poço, pode-se descartar a produção de areia como causa da interferência. No entanto, sabe-se que o poço A4 tem um elevado corte de água e o elastômero usado não apresenta um desempenho satisfatório em poços com água e sob altas temperaturas. Com isso, pode-se afi rmar que a in-compatibilidade entre o fl uido produzido e o elastômero foi responsável pelo seu inchamento, aumentando a efi ciência e o torque da bomba.

Na segunda instalação do poço A4 foi utilizada uma bom-ba com elastômero NBR-VH a uma profundidade de 640,76 m. Após 127 dias em operação, o sistema parou em virtude da ruptura da haste oca e do aprisionamento do rotor. Fotos da intervenção mostraram que havia um desgaste severo no rotor (fi gura 8). A haste quebrada e o rotor preso podem ser consequência do inchamento no elastômero. Este inchamento também foi responsável pelo aumento do torque nas hastes, levando a quebra na parte crítica do conjunto. De acordo com o relatório de intervenção, não havia deposição de sólidos no poço A4. Diante deste fato, o elastômero NBR-Hi poderia fornecer bons resultados, devido sua excelente resistência à água em temperatura elevada, ao CO2 e a aromáticos.


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Figura 8. Rotor da segunda instalação do poço A4 apresentando desgaste severo

A partir de uma análise global, foi possível constatar que nos poços A1, A3, A6 e A7 as falhas foram ocasionadas principalmente em virtude das condições hostis e da elevada produção de areia. Na verdade, a participação de sólidos na produção pode provocar o aumento da carga sobre a bomba. Com isso, torna-se necessário que a potência e o torque au-mentem para manter a produção. Diante disto, a torção nas hastes subirá progressivamente até provocar seu rompimento, como aconteceu na primeira instalação do poço A3. Além da produção de areia, a sua presença nos equipamentos de fundo do poço também prejudica sua operação, pois neste caso é necessário o aumento do torque para vencer o peso da areia decantada e girar o rotor. Sabe-se ainda que a produção de areia diminui a efi ciência da bomba, uma vez que ela impede a perfeita selagem entre o rotor e o estator, facilitando o es-corregamento.

Finalmente, deve-se registrar que a análise de compatibi-lidade realizada para o poço A5 recomendou o uso de elastô-meros NBR-VH. No entanto, na primeira instalação foi usada a nitrila hidrogenada a 611 m de profundidade com ótimos resultados. O poço operou muito tempo sem intervenções, parando sua operação devido ao desgaste natural dos equipa-mentos de fundo.

Mudanças simples no processo da análise de compatibi-lidade ajudariam a aumentar o nível de confi abilidade dos testes, principalmente os problemas decorridos com a água produzida e a elevada temperatura dentro da bomba duran-te a operação. A primeira proposta refere-se à utilização da água produzida no próprio teste de compatibilidade. Neste caso, sugere-se usar a água e o óleo com as mesmas pro-porções em que são produzidos pelo poço. De forma seme-lhante, os problemas que acontecem nos poços em função da elevada temperatura de operação também podem ser mi-nimizados ainda durante a análise de compatibilidade. Para tanto, propõe-se que o teste seja realizado com temperaturas elevadas, semelhantes às de operação. As soluções propos-tas acima são exemplos simples de melhorias que podem ser aplicadas à análise de compatibilidade, sendo que estas mudanças irão depender das características dos fl uidos e da

produção. Na verdade, o desempenho do sistema BCP pode ser acentuado através do uso de acessórios capazes de di-minuir a interferência causada pela a areia, do cálculo da velocidade de assentamento e carreamento de partículas só-lidas, do tratamento anticorrosivo, do desenvolvimento de técnicas para impedir a reação entre o elastômero e fl uido produzido, etc.

4. ConclusãoCom os resultados apresentados, foi possível diagnos-

ticar as causas, consequências e soluções inerentes aos problemas ocorridos em diversos poços de petróleo de um campo que se encontra em fase avançada de recuperação. As principais falhas encontradas no conjunto BCP são decor-rentes da produção de areia, da expansão térmica e do incha-mento químico. Em alguns dos poços avaliados, a análise de compatibilidade mostrou-se pouco efi ciente, pois a mesma indicava erroneamente o caráter agressivo do fl uido, uma vez que não levava em consideração a composição global do fl uido produzido. Nas situações em que a agressivida-de estava associada ao óleo, a análise conseguiu detectar o problema. Por outro lado, nos casos em que a agressividade estava associada à água produzida ou a alta temperatura, o teste de compatibilidade não conseguiu prever o surgimento da falha. Desta forma, foi possível constatar diversas ano-malias no conjunto rotor/estator, dentre elas: elastômero com superfície danifi cada, estator com delaminação, rom-pimento dos lóbulos do elastômero na região de descarga do estator, queima do elastômero devido ao calor gerado pelo atrito. Neste sentido, uma nova abordagem de análise de compatibilidade foi proposta visando selecionar adequa-damente os elastômeros em função das condições reais de operação de cada poço de petróleo, ou seja, levando em con-sideração à presença de gás, os efeitos térmicos, a produção de sólidos e água.

5. AgradecimentosOs autores agradecem à Universidade Federal da Bahia e

a empresa que permitiu a realização deste trabalho.

6. ReferênciasCALLISTER JR, W. D. Ciência e Engenharia de Materiais:

Uma Introdução. Rio de Janeiro: Livros Técnicos e Cien-tífi cos, Editora S.A., 2002.

CARVALHO, P. C. G., Bombeio de Cavidades Progressivas. Petrobras, UN-BA, 2003.

JANH, F.; COOK, M.; GRAHAM, M. Hidrocarbon Explora-tion and Production. Amsterdam: Elsevier, 2003.

KERMIT, E. B., The Technology of Artifi cial Lift Methods. Vol. 4. PennWell Books, Oklahoma, USA, 1977.

MANO E.B., Polímeros como Materiais de Engenharia. Ed-gard Blücher, 1991.

THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: Petrobras, Interciência, 2a Edição, 2001.

WOODS G., Polyurethane Book, Polyurethanes. John Willey&Sons, 1987.


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Gerenciamento da rotina adicionando valor em campos marginais

Silas OliveiraGerente de Produção - Petroreconcavo S.A

ResumoUma visão bem comunicada, papel intrínseco do líder,

leva organizações a alcançar excelentes resultados. Leonardo Sweet em um dos seus livros revela uma frase muito inte-ressante: “Não são as pessoas que estão certas que mudam o mundo, e sim as que conseguem comunicar aos outros aquilo que defi nem como certo”. Nesse caso o líder é responsável em comunicar de forma clara a visão da empresa e integrar a equi-pe no sentido da maior produtividade. Nesse contexto faz-se necessário um gerenciamento da rotina de forma organizada e disciplinada. Em especial na gestão de campos maduros onde as variáveis operacionais devem ter muita fi delidade nos seus valores, os quais impactam diretamente o tempo médio entre falhas de poços de óleo e gás, infl uenciando diretamente nos custos operacionais e otimização da produção. A aplicação dessa metodologia está diretamente relacionada à integração de times multidisciplinares nas análises de falhas, redirecio-namento e cumprimento de procedimentos e rotinas opera-cionais. Nessa linha de pensamento todos os níveis precisam ter metas bem descritas, desafi adoras e acompanhadas.

1. IntroduçãoO gerenciamento da rotina da produção em campos ma-

duros tem correlação intrínseca com os resultados empresa-riais adicionando valor ao negócio e gerando riquezas para os acionistas e os seus colaboradores, assim como as comu-nidades que estão em volta das empresas. O levantamento de dados históricos sobre falhas de poços, medição de testes de Sonologs, indicadores de otimização de poços, cotas de injeção de água, metas de produção de óleo e gás e custos as-sociados. Esses indicadores serão a base para o acompanha-mento e gerenciamento da rotina de campos maduros. Nesse contexto, faz-se necessário um acompanhamento operacional que direcione as equipes a analisarem e cumprimento de in-dicadores e análises consistentes de falhas dos poços. Com base nisso deve-se direcionar essa gestão em três aspectos fundamentais:- O gerenciamento da rotina gera disciplina operacional na

qual direciona os planos de ação. Esses planos bem acom-panhados serão a base para resultados sustentáveis;

- Indicadores sem consistência e sem metodologia de medi-ção e acompanhamento geram baixa produtividade e baixa efi cácia na obtenção de resultados;

- Competitividade empresarial é outro fator importante a ser analisado e que impulsiona esse trabalho.

Esse trabalho baseia-se na análise de históricos de poços de uma empresa do Recôncavo baiano com o foco principal em aumento do tempo médio entre falhas dos mesmos, o que gera como consequência uma produção mais estável e redução de custos com intervenção de sonda. A metodologia aplicada a esse trabalho será a utilização de dados históricos reais de produção e a mudança de cenário com a aplicação do gerenciamento da rotina no qual tem sustentado e melhorado a produção diária de óleo e gás. Esse trabalho correlaciona os resultados do presente e compara com os dados históricos ge-rando aprendizado e conhecimento para a organização. A pro-posição é gerar valor ao negócio com um gerenciamento da rotina disciplinado e que coloque as pessoas no centro da es-tratégia da empresa. O gerenciamento adequado das variáveis operacionais, tais como: sonolog, teste de produção, rotina de passagem de pig, otimização de poços, acompanhamento diário das cotas de injeção, análise de falha com equipe multi-disciplinar, análise das proteções de motores dos métodos de elevação, instalação de inversores de frequência, elaboração e atendimento de procedimentos operacionais, etc., tem ele-vado o patamar de estabilidade na produção, redução de cus-tos em torno de 20% nos trabalhos de Well Service no ano de 2011 no qual proporcionou executar intervenções em poços de menores produções que estavam na carteira de backlog. Como exemplo pode-se citar que o tempo médio entre falhas em relação a 2010 aumentou em 35% e onde o número de in-tervenções comparadas nesse mesmo período teve uma redu-ção 30%. A base desse trabalho está no desenho do processo de MTBF (Tempo Médio Entre Falhas) o que originou todos os procedimentos e ações associados. O passo seguinte foi executar todos os planos de ação identifi cados nesse processo o qual foi direcionado para a base operacional. Os operadores participaram de forma decisiva nesse processo, pois entende-ram a importância da fi delidade e confi abilidade dos dados de poços, tais como: pressão de cabeça do poço, medição de


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corrente, disciplina na passagem de pig, sonolog, etc. Outro fator que está sendo fundamental é a maior interação com os engenheiros de reservatório que tem ajudado a produção no direcionamento de cotas de injeção e principalmente com-partilhando a experiência nos projetos de Work Over e Well Service. Abaixo segue fi gura I real do perfi l do número de in-tervenções por falha nos poços do ano de 2010 versus 2011:

Figura I – Gráfico de Falhas de Poços 2010 x 2011Esta melhoria possibilitou o investimento de 8% do orça-

mento de Well Service para intervenções em poços de menor produtividade o que aumentou a estabilidade da produção. É importante salientar que esse trabalho não tem um ponto fi -nal, pois a busca na melhoria da performance de produção dos poços será sempre constante e estará diretamente ligada aos custos associados e atratividade econômica de se intervir ou não no poço. Os próximos passos desse projeto estão na direção de melhorar os planos implantados e dar um “zoom” nos poços críticos que falharam acima da média no ano de 2011 e que corresponderam em torno de 20% dos custos de Well Service. Um ponto a ser analisado é o acompanhamento em campo através de auditorias do cumprimento da execu-ção dos procedimentos operacionais que foram direcionados para esse projeto com o objetivo da verifi cação se os mesmos necessitam de mudanças e ajustes. Outro ponto que deve ser salientado tem sido a disciplina no cumprimento dos procedi-mentos. Porém existem pontos que necessitam de melhoria, tais como: maior qualidade das análises de falhas e principal-mente difusão do conhecimento em todos os níveis para se gerar valor e continuidade.

2. Mapeamento do processoA premissa básica para a análise de dados de qualquer

processo se dá no mapeamento do mesmo através do levan-tamento de dados necessários para se realizar um bom tra-balho de pesquisa e avaliação das falhas. Nesse contexto foi necessário construir um time multidisciplinar no sentido de entender quais seriam as entradas mais relevantes a serem trabalhadas e analisadas. Nesse contexto procurou-se reali-zar uma síntese que pudesse reduzir as incertezas na tomada de decisão. Com um cenário com tantas variáveis desordena-das fez-se necessário um mapeamento do processo de tempo médio entre falhas, que foi a motivação desse trabalho, pois interfere nos custos, na produção da área e do gerenciamen-to da rotina. Abaixo segue fi gura II o mapeamento realizado

no início da análise, no qual foi fundamental para começar o processo de análise de falhas e ordenação das atividades a serem executadas, sendo elaborado um cronograma de ações e acompanhamento.

Figura II – Mapeamento do Processo

Cada processo supracitado no mapeamento foi estratifi -cado e elaborado um cronograma de ações que foi realizado por equipe multidisciplinar (manutenção, operação e sonda). Isso possibilitou à divisão do Problema Maior em vários Pro-blemas Menores os quais foram avaliadas as lacunas em cada etapa e estabelecido planos e metas.

2.1 Variáveis de processoO processo de melhoria contínua do gerenciamento da

rotina em campos maduros baseia-se na confi abilidade das variáveis de processo. Essas variáveis são fundamentais para o acompanhamento do poço e, por conseguinte, aumento no tempo médio entre falhas dos mesmos. Em Janeiro de 2011 foi desenvolvido na companhia um processo de acompanhamento das variáveis críticas para análise de poços, o que possibilitou uma geração de dados, os quais foram fundamentais para as análises de falhas e avaliação da causa raiz do problema. Essas variáveis são medidas pelos operadores de campo e todos os dias lançadas no sistema de análise criado pela empresa, ao qual se avaliam as condições operacionais dos poços. Dessas análises saem ações que possibilitam que o poço tenha estabi-lização de produção e consequentemente não falhe de forma prematura. As variáveis (proativas) supracitadas são:• Pressão de Cabeça do Poço;• Pressão Anular;• Corrente do Motor de Superfície;• Submergência;• Dinamômetro.

Existem outras variáveis que são extremamente importan-tes (chamadas de reativas), porém as mesmas são avaliadas após a falha, tais como:• Análise química de sólidos depositados nos canhoneados ou

bombas de subsuperfície;• Inspeção das colunas e hastes de produção;• Análise de corrosão e abrasão das bombas de bombeio me-

cânico.


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Tanto as variáveis proativas quanto as reativas são impor-tantes no processo de análise caso o poço venha a falhar. As variáveis proativas têm a função básica de aumentar o tempo médio entre falhas, o que geraria maior produção e conse-quentemente maior receita para a empresa. Já as variáveis re-ativas ajudam o processo de melhoria dos acompanhamentos dos poços, como por exemplo: aplicação de produtos quími-cos após análise do material do poço.

Todo sistema de análise das variáveis de processo se deu ao separar o Problema Maior (MTBF baixo) nos Problemas Menores supracitados na fi gura I. Essa estratifi cação possibi-litou um envolvimento operacional muito alto no gerencia-mento da rotina do dia-a-dia, pois a maior parte das ações e acompanhamentos passou a ser responsabilidade do operador de produção e essa ação fez toda diferença na melhoria dos resultados. A fi gura III exemplifi ca a distribuição do processo para a base operacional.

Figura III – Distribuição de TrabalhosApós essa avaliação multidisciplinar pode-se realizar uma

distribuição para base operacional e engenharia de produção, onde todos entenderam a possibilidade de melhoria nesse pro-cesso que estava desequilibrando o gerenciamento da rotina e consequentemente gerando muita entropia nos custos ope-racionais, perdas de produção e acima de tudo na estratégia de crescimento da empresa. Abaixo seguem alguns exemplos de ações que foram geradas em 03 de junho de 2011 o qual foi um marco de disciplina operacional e mudança de cultura em relação aos problemas operacionais enfrentados. A bai-xa performance no MTBF estava se mostrando uma grande oportunidade de mudança e a equipe operacional entendeu rapidamente que era o momento de uma grande transforma-ção no processo de trabalho e o que levou a mudanças e ela-boração de procedimentos operacionais, qualidade de coleta de dados, comprometimento com os resultados, desenhos de fl uxos de trabalhos, alocação de recursos fi nanceiros e huma-nos, treinamentos e etc.• Ajuste de Térmicos de Motores que estavam superdimen-

sionados; • Equipamentos Sobre e Sub Dimensionados;

• Performance das Bombas; • Aumento de Falha após Work Over;• Aumento de Falha por Completação Well Service;• Equipamentos (haste, ancôra de gás, ancôra de torque, tu-

bos, bombas, etc.);• Performance de poços com Aditivos Químicos;• Acompanhamento dos Serviços de Sonda;• Avaliação de Rotinas Operacionais;• Analise de falhas por período do ano – Inverno;• E etc.

3. Fatores que garantem resultadosVicente Falconi em seu livro O Verdadeiro Poder (2004)

cita que existem três fatores fundamentais para obtenção de resultados: Liderança, Conhecimento Técnico e Método. O desenvolvimento dessas três frentes é um trabalho contínuo. Desses três tópicos inicialmente será abordado a importância da liderança e logo após a infl uência do Conhecimento Técni-co em todo processo de Gerenciamento da Rotina.

3.1 LiderançaLiderança é o fator mais importante numa organização.

Sem a mesma tudo fi ca parado ou em desordem. Se não exis-tir uma liderança efi caz o processo de conhecimento técnico e método fi ca sem apoio e logo perde o sentido dentro da companhia.

No mesmo livro supracitado no parágrafo anterior existe uma defi nição de liderança muito interessante: Liderar é bater metas consistentemente, com o time e fazendo bem o certo. Isso quer dizer que as metas são batidas através das pessoas e o líder deve investir uma boa parte do seu tempo no de-senvolvimento de sua equipe. A identifi cação e retenção dos talentos da organização é ponto vital não apenas para garantir a excelência operacional refl etida no desempenho das rotinas operacionais, mas também para evitar a perda do investimen-to realizado na sua capacitação e desenvolvimento.

As pessoas motivadas movimentam a organização na di-reção da excelência e a estratégia para promover e manter níveis elevados de Motivação de pessoas contém alguns ele-mentos fundamentais:- Capacitação de Líderes para comunicar clara e francamente

sobre suas expectativas com relação a cada indivíduo lide-rado, para dar e ouvir opiniões e feedbacks com naturali-dade, para expressar reconhecimentos e elogios, para dar exemplos de disciplina, honestidade e respeito pelas pesso-as, em todos os níveis, sendo reconhecido por todos como um indivíduo confi ável;

- Clima organizacional que favoreça a liberdade de opinião e que incentive as pessoas a contribuírem com sugestões de melhoria;

- Integração e Sinergia dentro das equipes;- Mecanismos de reconhecimento que incentivem as pessoas

a executarem tarefas adicionais àquelas constantes em sua descrição de programa e superando os limites de suas obri-


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gações formais;- Práticas e critérios que assegurem equidade e justiça no tra-

tamento de pessoas;- Disponibilidade de meios para as pessoas realizarem as ati-

vidades e materializarem suas ideias de modo mais fácil, rápido, seguro, econômico e tecnologicamente atualizado;

- Clareza do horizonte profi ssional de cada indivíduo;- Divulgação ampla e ostensiva das conquistas coletivas e

contribuições individuais das pessoas para a obtenção dos resultados esperados na organização;

- Sistema de remuneração e reconhecimento do trabalho jus-to e compatível com a entrega de cada integrante.

Equipes motivadas são imbatíveis, sempre encontrarão saídas possíveis para alcançar os objetivos e metas e farão a diferença na hora do ciclo de baixa. Essas pessoas não verão os problemas como difi culdades, e sim, como oportunidades. O líder deve direcionar a sua equipe a um alto grau de moti-vação e como consequência os resultados serão alcançados e sustentados.

3.2 Conhecimento técnicoConhecimento técnico está relacionado com o processo

no qual o indivíduo trabalha. A busca de um conhecimento técnico deve ser a base da melhoria contínua de todos os processos. Uma das formas de adquirir esse conhecimento é o envolvimento do corpo técnico nas análises de falhas dos equipamentos. Outra forma muito efi caz é a relação prática x teórica que no fi nal se materializa em procedimentos ope-racionais que são seguidos e acompanhados. Neste aspecto o projeto de gerenciamento da rotina implantado na orga-nização tem alcançado muitos avanços, pois a base opera-cional se envolveu de forma bastante ativa na elaboração dos procedimentos. Houve uma curva de aprendizado muito alta e os operadores puderam perceber a importância de um processo organizado e produtivo. A segunda parte desse sis-tema está em andamento e será contínuo no que diz respeito aos treinamentos sobre os procedimentos. Foi implementada uma metodologia de treinamento diário com o grupo sobre os procedimentos onde todos os dias cada operador treina a equipe do dia em procedimentos divulgados na semana anterior. Existe um avanço muito signifi cativo nas melho-rias dos procedimentos e já tem uma grande contribuição para as próximas revisões dos mesmos. Essa metodologia tem transformado o dia-a-dia operacional agregando muito valor ao negócio, pois um campo maduro bem operado, com pessoas motivadas e procedimentos seguidos tem uma ten-dência a ter resultados sustentados. Nesse contexto foram elaborados os Manuais de Operação das Estações e Manu-ais de Operação dos Campos (exigência do Regulamento Técnico do Sistema de Gestão de Integridade divulgado em 2010 pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombus-tíveis). Esse tem sido um marco importante de aprendizado técnico, pois toda área operacional da empresa tem tido alto

envolvimento. Outro ponto signifi cativo de retenção de co-nhecimento está associado as análises de falhas com equi-pes multidisciplinares, tais como: operação, manutenção, engenharia e sonda. Estas equipes sempre têm componentes da base operacional, fortalecendo ainda mais o processo de aprendizado.

3.2.1 Elaboração de Procedimentos OperacionaisA elaboração e treinamento de procedimentos operacio-

nais têm sido um marco importante na geração de valor para companhia, pois o aprendizado organizacional que é pautado na busca e alcance de um novo patamar de conhecimento para a organização por meio da percepção, refl exão, avaliação e compartilhamento de experiências tem melhorado de forma signifi cativa e os resultados começam a aparecer em toda ca-deia produtiva. Nesse contexto procurou-se aumentar o en-volvimento dos operadores de produção na elaboração dos procedimentos. Isso proporcionou um senso de responsabili-dade muito grande na equipe, pois todos começavam a pensar com um time que tem o mesmo objetivo, ou seja, alcançar resultados sustentáveis e duradouros.

Esses procedimentos foram elaborados e revisados pela supervisão e engenharia de produção sendo lançados no sof-tware de controle dos mesmos para homologação. Após essa etapa o mesmo foi separado por criticidade e anexado no Ma-nual de Operação das áreas, exigência do Regulamento Téc-nico do Sistema de Gestão de Integridade divulgado em 2010 pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis.

4. Gerenciamento da rotinaTodos os dias as variáveis de processo são acompanhadas

e analisadas. Essa simples atividade realizada com disciplina tem gerado muito conhecimento organizacional e acima de tudo gerado uma “liga” muito forte nos processos produtivos da companhia, pois os resultados de produção, custos, segu-rança e saúde das pessoas e meio ambiente e acima de tudo o aspecto relacionado à estima do grupo têm sido crescente. Como resultado disso a área operacional obteve uma exce-lente pontuação na pesquisa de clima em 2011 onde foram refl etidos vários aspectos já supracitados neste trabalho.

Pontos de destaque extraídos da pesquisa de clima:• Liderança reconhecida pela equipe;• A equipe vê possibilidades de crescimento de carreira na

empresa;• Considera que a equipe vem melhorando tecnicamente;• Acompanhamento individual da equipe apontado como

Benchmark da organização.

Toda a estrutura do gerenciamento da rotina foi pensa-da com uma abrangência desde o treinamento funcional até os aspectos relevantes de segurança, saúde e meio ambiente. Nesse contexto foram levantados os principais acompanha-mentos a serem analisados, e com os mesmos, a geração de planos de ação específi cos para as lacunas encontradas.


Artigo Técnico

Esses acompanhamentos têm trazido conhecimento para organização através de controles mais transparentes e de co-nhecimento operacional mais amplo. Isso signifi ca dizer que a base operacional terá mais condições de contribuir com o processo discutindo e propondo ideias com um nível de en-tendimento muito melhor.

Este tipo de gerenciamento tem agregado muito valor ao processo de produção de óleo e gás da companhia, pois tem transformado os fl uxos de trabalhos que antes estavam desor-ganizados e sem muita efi cácia, o que geravam várias falhas que fi cavam ocultas ao sistema devido ao não tratamento das mesmas, o que geravam maiores perdas e maiores custos ope-racionais.

Nesse contexto, o gerenciamento ordenado da rotina trouxe maior estabilização da produção possibilitando rea-lizar trabalhos planejados e não mais uma rotina de “bom-beiro”, onde a prioridade era apagar os incêndios que a cada dia aumentavam mais. Com isso o conhecimento operacional tácito tem aumentado de forma signifi cativa e as pessoas da operação têm tido um envolvimento acima da média em rela-ção aos acompanhamentos realizados. Isso tem possibilitado uma discussão mais madura do fl uxo de trabalho.

Abaixo segue a fi gura V que ilustra uma das formas de mudança visual do processo, através da gestão a vista, onde se podem analisar as variáveis principais de acompa-nhamento dos poços de forma prática de dinâmica:

Figura V – Variáveis de Processo

5. Considerações finaisEsse trabalho tem ainda muitos resultados a serem alcan-

çados. Nesse momento o time operacional está implantando um processo de mapeamento de entradas e saídas que impac-tam todo o sistema produtivo. A meta de tempo médio entre falhas no ano de 2012 está bastante desafi adora e até o mês de abril conseguiu-se cumprir a mesma. Um ponto importante a ser desenvolvido nesse ano é a mudança de escala dos ope-radores para que as atividades tenham mais qualidade. Isso possibilitará um acompanhamento mais efi caz do processo e o refl exo será direto no ganho de produtividade, redução de custos e no MTBF.

É importante salientar que todo processo de mudança tem um tempo de maturação e que com certeza muitas melhorias serão desenvolvidas, pois o PDCA tem como premissa bá-sica e está fundamentada na sua sigla: P- Plan “Planejar” (Estabelecer as metas); D- Do “Executar” (Executar o que foi estabelecido); C- Check “Verifi car” (Verifi car o que foi executado); A- Action “Atuar” (Em função dos resultados). Nesse contexto o trabalho de mapeamento do processo foi fundamental para o entendimento do sistema e acima de tudo para defi nir as lacunas existentes em todo fl uxo de tra-balho. A partir dessa importante análise foram disparados vários trabalhos em pequenos grupos, dos quais foram ge-rados planos de ação focados para cada processo mapeado.

Esse sistema de tra-balho está longe de ser fi nalizado, pois existem ainda mui-tas mudanças a se-rem desenvolvidas e com certeza muitas melhorias a serem implementadas. O certo é que os re-sultados alcançados são bons e têm um potencial muito alto de serem excelen-tes. Nesse aspecto é que as equipes estão trabalhando no sen-tido de aumentar a produtividade das atividades de forma efi caz sempre dei-xando de bem claro que as pessoas são o centro da estra-tégia do negócio e é através delas que as transformações virão e trarão resul-tados sustentáveis a organização.

6. Referências bibliográficasPaper apresentado na

Rio Oil & Gas Expo e Conference 2012;

FALCONI, Vicente, Gerenciamento da Rotina do Trabalho do Dia-a-Dia, 8ª Edição, 2004.

FALCONI, Vicente, O Verdadeiro Poder, 1ª Edição, 2009.

ANP – AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUS-TÍVEIS. Regula-mento Técnico do Sistema de Geren-ciamento de Inte-gridade e Estrutu-ral das Instalações Terrestres de Pro-dução de Petróleo e Gás (RTSGI), ano de 2010 Cap. 17.


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Condicionamento técnico em poços do pré-sal: uma análise técnica das atividades do prospecto de carioca, bloco BM-S-09

A. NascimentoMSc, Engenharia de Petróleo

L. A. H. NogueiraPhD, Engenharia Mecânica - Universidade Federal de Itajubá

J. L. GonçalvesMSc, Engenharia de Materiais - Universidade Federal de Itajubá

P. D. AntunesMSc, Engenharia de Materiais - Universidade Federal de Itajubá

Resumo A indústria de petróleo e gás vem se aprimorando cada

vez mais em exploração de áreas cada vez mais profundas e complexas como também na presença de camadas de sal. Alguns anos atrás, muito foi dito no campo da exploração sobre as complexidades relacionadas com as atividades do pré-sal. Considerando o cenário para 2030, espera-se um aumento na demanda mundial de petróleo de 34 MMbbd, e um aumento na produção de petróleo no Brasil, de cerca de 4 MMbbd, o que representa aproximadamente 11% do au-mento da demanda mundial de petróleo. Grande parte deste aumento da produção nacional pode e deverá estar relacio-nado com a incorporação das novas reservas, especialmente para aquelas da Bacia de Santos. Focando também para as particularidades e os desafi os de exploração através de sal, a pesquisa foi desenvolvida contextualizando o poço explora-tório 1-SPS-50, prospecto de Carioca. Situado a 270 km ao sul do Rio de Janeiro, faz parte do bloco BM-S-9, operado pela Petrobras em consórcio com a BG e Repsol YPF, a par-tilha de 45%, 30% e 25%, respectivamente. Com a data de spud em abril de 2007, o TD de 5.716m MD foi alcançado em setembro de 2007, compreendendo 164 dias de ativida-des e 105 dias de tempo de operação de perfuração, fl uindo 440 m3/dia em média de 27,5 ° API de óleo a 57,55 MPa. Sendo a curva de aprendizagem algo muito enfatizado nesta etapada, a pesquisa foi desenvolvida destacando e revisan-do algumas operações a serem desenvolvidas nas mesmas condições. No que diz respeito a litologia apresentada, as camadas de evaporitos foram analisados indicado que para o interval de 2.907m a 5.202m esteve composta por 68% de

halita, 26% de anidrita, 2% de carnalita e 3% de taquidrita. Para o programa de revestimento, devido à elevada capaci-dade de movimento das formações de sal, conhecidos como creeping, um revestimento mais resistente poderia ter sido utilizado como V110, em vez de P110 e Q125, ajudando a evitar de maneira mais consistente um colapso futuro. Foi verifi cado também a possibilidade de se ter uma abrangên-cia de teste de produção mais espessa, de 109 m e não so-mente de 76m. Essas sugestões e observações foram basea-das em literaturas e publicações de atividades em ambientes similares. Assim, foi possível caracterizar as atividades de exploração na área do pré-sal, destacando seus méritos e a existência de eventual possibilidade de redução de custos. Realmente importante, tais estudos podem garantir uma in-clinação mais agressiva para a curva de aprendizagem, aju-dando na efi ciência e precisão para as futuras atividades a serem desenvolvidas no mesmo Bloco ou em localidades adjacentes.

1. Um estudo de caso no prospecto de CariocaEsta pesquisa visou algumas questões técnicas das ati-

vidades exploratórias do pré-sal no Brasil, utilizando como estudo de caso o poço 1-SPS-50, situado na descoberta de Carioca. Considerando os dados disponíveis, com as aná-lises feitas do poço, através dos relatórios fornecidos e in-terpretados pelo autor, realizada com a comparação destes relatórios com outras atividades executadas em ambientes semelhantes, chegou-se ao resultado apresentado na Tabela 2.1, a qual sumariza uma descrição dos fundamentos das sugestões apresentadas, e que é tratada mais adiante deta-lhadamente.


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Tabela 2.1. Resumo de sugestões para atividades do poço 1-SPS-50.

Tópico Meio Análise Relatório Proposta

Litologia Amostra de calha

Espessura Fm. Ariri

2.877,00 m a 5.207,00 m

2.907,00 m a5202,00 m

Perfuração Relatório de perfuração

Possibilidade de alterar

seções

Base seção intermediária2.905,00 m

Base seção intermediária2.967,00 m

Técnica de perfuração Mesa rotativa

Motor RSS(efi ciência

20% maior)Revesti- mento

Relatório de perfuração

Dutos alternativos P110 e Q125 V150

Comple- tação

Relatório e curva RT

Completação limitada

5.226,00 m a 5.302,00 m

Múltiplas zonas de

5.226,00 m a 5.335,00 m

2.1 Informações geraisA descoberta de Carioca situa-se 270 km ao sul da cidade

do Rio de Janeiro, na bacia de Santos. O bloco é operado pela Petrobras em parceria com a BG e Repsol YPF, que detém 45%, 30% e 25%, respectivamente, desse empreendimento. O poço exploratório e descobridor 1-SPS-50 foi fi nalizado no ano de 2007, fl uindo óleo leve (27,5 o API) a uma vazão média de 440 m3/dia e a uma pressão de fundo de poço de 57,55 MPa (BDEP, 2007; FORMIGLI, 2007). A Tabela 2.2 apresenta informações deste poço exploratório, observando que a empresa responsável e a ANP adotam nomenclaturas próprias e diferentes para identifi cação do poço (Tabela 2.2). Adiante, na Figura 2.1, observa-se sua localização.

Tabela 2.2 - Informações gerais do bloco exploratório.

Dados gerais da exploração

Nome DesignaçãoBloco BM-S-09

Consórcio Petrobras, BG e Repsol YPFNúmero de contrato 48610.003884/2000

Número de registro de poço para ANP

86316022285

Nome do poço para ANP 1-BRSA-491-SPSNome do poço para operadora 1-SPS-50

Início do poço 04/04/2007Conclusão do poço 09/15/2007Profundidade (m) 5.716,00

Unidade estratigráfi ca Fm. GuaratibaSonda NS-21

Operadora da Sonda BrasdrillColuna de água (m) 2.135,00 m

Profundidade fi nal (m) 5.716,00 mTempo de atividade/perfuração

(dias) 164/ 105

Fonte: BDEP, 2007.

Fonte: BDEP, 2007.Figura 2.1 - Mapa de localização do campo de Carioca.

1.2.Dados do poço 1-SPS-501.2.1. Análise geológica

As características principais deste poço são as de possuir um reservatório carbonático e uma camada de sal heterogê-nea, denominadas de Fm. Guaratiba e Fm. Ariri, respectiva-mente. Este tipo de reservatório possui características que difi cultam previsões, se comparada com os arenitos, devido a não heterogeneidade da distribuição de permeabilidade e po-rosidade, podendo assim proporcionar difi culdades tanto na estimativa do potencial da reserva como no desenvolvimento da produção.

Na Tabela 2.2, pode-se verifi car que as unidades estrati-gráfi cas previstas (Figura 2.2) foram encontradas a profun-didades um pouco diferentes. O objetivo é a correlação e convergência da identidade local, direcionando o projeto e mitigando erros, surpresas, etc. Primeiramente, as previsões são feitas através de imagens sísmicas e relatórios de ativida-des exploratórias próximas à região em exploração, e, durante a atividade de perfuração, com a utilização de equipamentos específi cos de perfi lagem, estas previsões podem ser confi r-madas ou alteradas.

Tabela 2.2 – Profundidade estratigráfica prevista x medida.Análise Estratigráfi ca

Unidades Profundidade (m)Previsão Medida

Fm. Marambaia 2.158,00 2.153,00Fm. Itajaí-Açu 2.713,00 2.732,00

Fm. Itajaí-Açu / Mb. Ilha Bela - 2.751,00Fm. Itajaí-Açu - 2.767,00Fm. Ariri (sal) 2.870,00 2.877,00

Fm. Guaratiba (pré-sal) 5.268,00 5.207,00 Fonte: BDEP, 2007.

Na Figura 2.2 é mostrada a litologia prevista para toda profundi-dade do poço, iniciando com a formação Fm Marambaia. Próximo


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dos 2.751 m verifi ca-se a formação geológica Fm. Itajai-Acu/ Mb. Ilha Bela, provinda de turbiditos, reservatório de excelente qualida-de. As rochas de turbiditos são compostas por sedimentos hetero-gêneos, mas com distribuição homogênea entre diferentes camadas que as compõem, possuindo partículas de mesma dimensão, garan-tindo uma porosidade considerável para cada camada (SACHSE-NHOFER, 2009). Este tipo de rocha reservatório está presente em várias regiões da bacia de Santos, recebendo bastante destaque.

A partir dos 2.877 m, verifi ca-se a estrutura geológica Fm. Ariri, a qual é composta de evaporitos. Também conhecidos como camadas de sal, apresenta certa heterogeneidade, sen-do composta pelos seguintes sais: anidrita (CaSO4), taquidrita (CaCl2.2MgCl2.12H2O), carnalita (KCl.MgCl2.6H2O) e halita (NaCl) (BORGES, 2009). A seção representada por Fm. Gua-ratiba inicia nos 5.207 m, compreendendo o reservatório em si (BDEP, 2007). Com a descrição dos intervalos geológicos, é pos-sível deduzir muitas características. Como característica conheci-da, existe uma grande probabilidade de se confi rmar acumulações de hidrocarboneto em rochas reservatório do tipo carbonática, quando sobrepostas por rochas salinas. Sendo este o cenário apre-sentado, a probabilidade de se ter acumulações na Fm. Guaratiba existia, sendo confi rmada através da perfuração deste em poço em análise (1-SPS-50) e com as respectivas atividades de perfi lagem. O potencial bem como a qualidade do hidrocarboneto acumulado é então determiando através do processo de avaliação.

Nas Figuras 2.3 e 2.4 seguintes, foi feito um estudo do per-fi l geológico, levando-se em consideração dados bibliográfi -cos, limite de resposta como também listagem de amostras la-terais que foram disponibilizadas. Com tudo, amostra de fl uido por profundidade específi ca, bem como curva de resistividade e raios gama permitiram concluir especifi cidade das formações bem como local de acumulação de hidrocarboneto.

Figura 2.2 - Perfil geológico previstoFonte: BDEP, 2007.

Figura 2.2 - Perfi l geológico previsto.

Fonte: BDEP, 2007.Figura 2.3 - Análise de perfil inicial de GR, SP e RT.

Fonte: BDEP, 2007.Figura 2.4 - Análise de perfil final de GR, SP e RT.


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Interpretações podem ser ainda mais detalhadas com os histogramas apresentados nas Figuras 2.5 e 2.6. O histograma do SP mostra na maioria dos casos registrados, valores entre 870 mV e -750 mV, com 18% de ocorrência com -845 mV, mostrando ser uma formação com alta taxa de calcário. Por outro lado, do histograma GR, pode ser verifi cado variações de 5 GAPI a 50 GAPI, com 18% de ocorrência de 10 GAPI, o que se relaciona com arenito ou calcário, também verifi cado na análise de SP.

Well Name: 1-BRSA-491-SPS Depth: 16879 to 18782 by 0.50 meters Constraints: NoneTotal values: 3807 Skewness: 0.9074 Arith. mean: -804.36Within range: 3807 Variance: 1773.6 Median: -811.13Geom. mean: -803.21 Kurtosis: 0.6636 Mode: -843.000Standard deviation: 42.115 Min. of data: -870.81 Max. of data: -659.69

0

100

Fonte: NASCIMENTO, 2009.Figura 2.3 - Histograma e frequência cumulativa de SP.

Well Name: 1-BRSA-491-SPS Depth: 16879 to 18782 by 0.50 meters Constraints: NoneTotal values: 3807 Skewness: 1.511 Arith. mean: 30.21Within range: 3807 Variance: 501.35 Median: 23.2Geom. mean: 23.77 Kurtosis: 2.032 Mode: 10.000Standard deviation: 22.391 Min. of data: 5.507 Max. of data: 132.11

0

100

Fonte: NASCIMENTO, 2009.Figura 2.4 - Histograma e frequência cumulativa de GR.

Através da relação de respostas entre GR e SP desta-cada na Figura 2.5, verifi ca-se, aproximadamente na pro-fundidade de 5.400 m e 5.500 m, uma densidade grande de pontos na mesma região, indicando também calcário e arenito, equiparando-se com interpretações realizadas an-teriormente.

Well Name: 1-BRSA-491-SPS UWI: 86316022285 Depth: 16879 to 18782 by 0.50 meters Constraints: None 3807 out of 3807 points plotted.

16879

0-8016879

Fonte: NASCIMENTO, 2009.Figura 2.5 - GR x SP em relação à profundidade. Círculos em vermelho destacam calcários e arenitos.

2. Observações e sugestõesNeste item são descritas algumas observações e suges-

tões e possíveis alternativas aos procedimentos adotados para o desenvolvimento da atividade do poço 1-SPS-50, baseado em análises críticas desenvolvidas ao longo do estudo.

1.1. GeologiaComo mostrado na Figura 2.2, foi feita uma previ-

são da litologia a ser encontrada durante a perfuração. A Tabela 5.4 mostrou as pequenas alterações referentes à previsão e à profundidade real medida. Conforme re-latado anteriormente, é comum a dificuldade em se ca-racterizar de maneira bem detalhada regiões próximas e abaixo de camadas de sal, sendo também um dos mo-tivos para esta pequena diferença. Para a seção do sal, a sugestão se resume em verificar com mais cuidado os gráficos e relatórios do poço, de forma que atividades futuras possam utilizar como base um perfil litológico mais detalhado e preciso. As análises feitas definem a seção litológica do reservatório conforme mostrado nas Figuras 2.3 e 2.4. Na Figura 3.1 é apresentada uma nova versão da seção do sal (Fm. Ariri), com base no relatório de teste de testemunho, em substituição a pre-visão realizada anteriormente (Figura 2.2). Para a nova versão, a seção Fm. Ariri se inicia nos 2.907 m e é finalizada em 5.202 m, sendo praticamente composta por 68% de halita, 26% de anidrita, 2% de carnalita e 3% taquidrita.


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Fonte: NASCIMENTO, 2010Figura 3.1 - Nova versão da seção Fm. Ariria.

A caracterização desta formação é importante para o de-senvolvimento do programa e perfuração. Como caracterís-ticas próprias, a carnalita e a taquidrita apresentam uma taxa de fl uência superior à halita, a qual por sua vez, é superior a da anidrita, quase que totalmente estável (BORGES, 2009). Quanto maior a pressão e a temperatura do ambiente, maior é a tendência de movimentação destes sais, podendo acarretar em fechamento do poço recém perfurado. Estudos realizados marcam uma taxa de fl uência para halita de 0.05 in/h (AMA-RAL et. al., 1999), e pesquisas mais recentes mostram que a fl uência da taquidrita pode chegar a ser 107 vezes a da halita e 2,7 vezes a da carnalita, dependendo, porém, das caracterís-ticas locais (FALCÃO et. al., 2006). Assim, a região da seção do sal considerada crítica é aquela onde se tem carnalita e taquidrita, presentes no intervalo de 3.654 m e 4.995 m.

1.2. PerfuraçãoConforme estudos realizados por Falcão et. al. (2006) em

regiões semelhantes à bacia de Santos, a perfuração até 60 m dentro do sal não ocasiona problema. O fato de se limitar a perfuração da seção salina até uma profundidade mínima próxima à sua base, visando à alteração do peso da lama de perfuração, talvez não acarrete problemas.

Tabela 3.1 - Intervalos e tipos de lama proposta para a atividade de perfuração.

Intervalo Revestimento (m) PerfuraçãoTopo Base Base (m) Tipo lama

Condutor 2.150,00 2.250,00 2.250,00 Convencional

Superfície 2.150,00 2.967,00 2.967,00 Convencional e Saturada

Intermediário 2.150,00 5.195,00 5.195,00 SintéticaProdutor 2.150,00 5.640,00 5.710,00 Sintética

Fonte: BDEP, 2007; modificado por NASCIMENTO, 2010.

Tabela 3.2 - Distribuição de diâmetro de poço e revestimento, bem como de peso de lama de perfuração utilizada em cada seção.

IntervaloDiâmetro (polegadas) Lama de perfuração

Poço Revestimento Peso (ppg) Peso (kg/m3)

Condutor 36 30 8,8 1.054,5Superfície 26 20 11,0 1.318,1

Intermediário 17 1/2 13 5/8 11,0 1.318,1Produtor 12 1/4 9 5/8 10,5 1.198,3

Fonte: BDEP, 2007.

1.3. CompletaçãoÉ comum e necessária a execução de atividades que promo-

vem uma via entre a rocha reservatório e o interior do duto de re-vestimento, possibilitando o escoamento dos fl uidos, neste caso o óleo, até a superfície (canhoneio). Na Tabela 3.3 é mostrado o intervalo que foi canhoneado, cuja espessura é de 76 m. O poço está revestido até a profundidade de 5.416 m, estando então em poço aberto de 5.416 m a 5.718 m (302 m de espessura).

Tabela 3.3 - Destaque do intervalo do poço canhoneado.11 - Intervalo em Poço Aberto (PA) ou Canhoneado (C)

PA / C DE ATÉ PA / C DE ATÉC 5.226,00 5.302,00

13 – ObservaçõesPoço abandonado por estratégia da Petrobras.Foram efetuados todos os isolamentos entre reservatórios, conforme portaria da ANP 176/1999.Foi instalada capa de abandono, possibilitando eventual reentrada no poço.Fonte: BDEP, 2007.

Pôde ser verifi cado, para toda seção, as litologias previs-tas e as encontradas, através de interpretações realizadas neste trabalho e através de interpretações já registradas no relatório de atividades do poço 1-SPS-50. Fato relevante neste contex-to é o intervalo canhoneado a fi m de se realizar o teste de for-mação (Tabela 5.15). Quando se analisa de modo mais detido os dados fornecidos, pode-se verifi car um salto nas medições realizadas para se obter o tipo de fl uido presente naquele in-tervalo da formação, da profundidade de 5.295 m para 5.562 m, onde se registrou óleo e água respectivamente. Verifi ca-se também, juntamente com as análises das Figuras 2.3 e 2.4, que o intervalo canhoneado de 5.226 m a 5.302 m, a fi m de se realizar o teste de formação (TRF01), poderia ter sido maior. Interpretações da curva de RT mostram presença de óleo de 5.226 m a 5.335 m, além de outras zonas com presença de óleo e água simultaneamente. Aqui entra uma questão impor-tante. A partir da profundidade 5.315 m, tem-se a presença de arenito juntamente com calcário, o que poderia ser um moti-vo para não ter sido canhoneado um intervalo maior, até os 5.335 m, como sugerido, uma vez que a produção de areia é um problema. Por outro lado, as interpretações mostram que a quantidade de arenito é pouca, não havendo motivos para não averiguar como seria o comportamento da seção por in-teira. Permitindo a produção das zonas mais profundas, seria possível estudar o comportamento do reservatório com mais detalhe, considerando para tanto as características do fl uido,


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da pressão, da iteração produção-erosão de rocha, e assim por diante, para todos os intervalos onde foi relatada a presença de óleo. Na Tabela 3.4 podem ser verifi cadas resumidamente as zonas onde existe presença de óleo.

Tabela 3.4 - Intervalos da formação com presença de óleo.Topo do intervalo

(m)Base do intervalo

(m) Fluido

5.205,00 5.215,00 Óleo e água5.226,00 5.335,00 Óleo5.640,00 5.660,00 Óleo5.675,00 5.710,00 Óleo e água

Fonte: BDEP, 2007.

2. Considerações finaisDurante a pesquisa foram analisados dados que possibili-

taram contextualizar o cenário do pré-sal no âmbito nacional e internacional. Verifi cou-se que para 2030, poderá haver um au-mento na demanda mundial de petróleo em cerca de 34 Mbpd e que a produção do Brasil deve aumentar em aproximadamente 4 Mbpd em relação a 2010. Constatou-se que este aumento da produção de petróleo no Brasil pode estar vinculado também à incorporação das reservas do pré-sal, haja vista seu potencial. O aumento da produção neste período mencionado poderá re-presentar 11% do aumento da demanda mundial.

Através de comparações, verifi cou-se que algumas das téc-nicas empregadas no Golfo do México poderiam ter sido utiliza-das durante a perfuração do poço 1-SPS-50. Constatou-se que a técnica de se perfurar uma porção da camada de sal com lama à base de água saturada com sal, e o restante da seção intermediá-ria do sal com lama à base de óleo sintético, é vantajoso. Cons-tatou-se também que a utilização de brocas PDC e motores RSS aumentam o desempenho destas atividades. Com cálculos apro-ximados e considerando o aumento da efi ciência da perfuração se utilizado motor RSS em lugar de mesa rotativa, verifi cou-se a possibilidade de uma economia de sete dias de serviço, o que po-deria representar US$ 3,8 milhões. Verifi cou-se que alguns dutos de revestimento poderiam ter sido utilizados com uma margem de segurança maior, utilizando dutos classe V150, na seção do sal. Verifi cou-se, ainda, que a atividade de completação poderia ter sido realizada compreendendo um intervalo maior dos car-bonatos, de 5.226 m a 5.335 m. Como poço pioneiro, é interes-sante a caracterização do reservatório e de seus fl uidos, sendo assim, as zonas múltiplas (5.205 m a 5.215 m, 5.640 m a 5.660 m e 5.675 m a 5.710 m) também poderiam ter sido canhoneadas, pois apresentam hidrocarboneto.

Vale ressaltar as difi culdades em se analisar os equipamentos que vêm sendo utilizados hoje em dia nas atividades de explo-ração do pré-sal. Em vários artigos publicados, o foco ainda é a produção do petróleo do pré-sal e não as técnicas utilizadas para explorar, comprovar e delimitar as regiões das reservas. São poucas as publicações que relatam as técnicas utilizadas nas ati-vidades de perfuração do pré-sal. Outra difi culdade encontrada na realização desta pesquisa foi devido ao fornecimento de dados por parte da ANP, com a limitação em quantidade de informação por poço. Como aspecto interessante, este trabalho permitiu ve-rifi car a importância em se reavaliar projetos de poços já fi nali-zados. Com o exemplo da atividade de perfuração e completação

do poço em questão (1-SPS-50), depois de fi nalizado, com uma base de dados atualizada, os novos parâmetros mostram que, se anteriormente disponíveis, poderiam infl uenciar em um planejamento e pro-grama de perfuração um pouco diferente. Assim, uma proposta para um trabalho fu-turo seria a aferição da metodologia de curva de aprendiza-gem baseada no re-estudo de poços do pré-sal já fi nalizados e a comparação de como poderiam ser desenvolvidos se pa-râmetros antes des-conhecidos tivessem sido previamente dis-ponibilizados. Deve-se, porém, utilizar bibliografi as atualiza-das e informações de poços de regiões se-melhantes. Acredita-se que isto seja viável, haja vista o possível aumento do número de publicações sobre a exploração no pré-sal, e a alteração no regulamento da base de dados da ANP, permitindo fornecer às universidades uma quantidade maior de dados. A utilização de softwares especí-fi cos para este setor, algo não utilizado nesta pesquisa, pode auxiliar em trabalhos futuros, pois além de permitir a realização de comparações, fa-zem aproximações através de algoritmos específi cos ou através de uma base de dados atualizada.


Artigo Técnico

Aplicação de soluções poliméricas no deslocamento de óleos pesados

Oldrich Joel RomeroUniversidade Federal do Espírito Santo, SPE/UFES, GPETRO/CNPq

Evandro ChuquerUniversidade Federal do Espírito Santo

Resumo

A modelagem e simulação de reservatórios de petróleo é muito utilizado para compreender e prover meios de aumentar a produção de petróleo. Esta situação é ainda mais importante quando se trata da produção de óleos pesados e extrapesados, condições em que os métodos convencionais não são mais efi cientes devido à razão de mobilidades altamente desfavo-rável. Dentro da grande variedade de métodos de recupera-ção, conhecidos na literatura como Enhanced Oil Recovery – EOR, a injeção de soluções poliméricas aquosas – SPA, obtidas misturando-se pequenas concentrações de polímeros de elevado peso molecular com água, torna-se efi ciente no controle da mobilidade do fl uido deslocante. Neste trabalho é apresentado a modelagem computacional da injeção de so-luções poliméricas com o software Utchem. É utilizado uma geometria de reservatório conhecido com 1/4 de fi ve-spot. O modelo é heterogêneo, com porosidade e permeabilidade va-riáveis nas três direções, com dois poços verticais, um injetor e um produtor, completados ao longo de toda a espessura do reservatório. Água e SPA são injetadas em bateladas. Compa-rações na antecipação da produção e no fator de recuperação serão realizadas entre os dois casos. A região norte do Espíri-to Santo se destaca pela produção de óleos pesados, portanto a inserção regional desta pesquisa é evidente. Com este traba-lho pretende-se contribuir com desenvolvimento de compe-tências na área de recuperação de petróleo no estado.

1. Introdução

Vários produtos utilizados têm em sua composição algu-ma forma dos hidrocarbonetos o que torna um componente fundamental para o desenvolvimento da economia mundial. Até o momento não há uma alternativa versátil ao petróleo, portanto, sua exploração e utilização de forma consciente está profundamente ligada a quanto tempo vamos dispor deste precioso recurso (Ritcher, 2012; Deffeyes, 2001).

No processo de produção devido à descompressão dos fl uidos, resistências associadas às forças viscosas e capila-

res, a energia inicial do reservatório é total ou parcialmente dissipada. Essa dissipação se refl ete principalmente no de-créscimo da pressão do reservatório e consequente redução da produtividade (Lake, 1989). No caso de reservatórios de óleos pesados, em que a viscosidade do óleo é elevada, esta depleção é ainda mais acentuada e sua explotação se torna um grande desafi o tecnológico e econômico. Assim, com o avanço da vida produtiva de um campo de petróleo esse me-canismo de produção primária torna-se inefi ciente, deixan-do para trás grandes quantidades de hidrocarbonetos. Com a necessidade de aumentar a produção, ou mesmo para sua manutenção em níveis econômicos, utiliza-se os métodos convencionais de recuperação, com os quais é possível al-cançar um fator de recuperação médio de aproximadamente 30%. Uma característica do processo é que o fl uido injetado tem menor viscosidade e por tanto maior mobilidade do que o óleo, movimentando-se mais facilmente no meio poroso e criando caminhos preferenciais em direção ao poço produtor, deixando grandes volumes de óleo retidos nos poros da rocha. Com tensões interfaciais elevadas, a capacidade do fl uido in-jetado de deslocar o óleo dos poros é prejudicada. Com isso elevadas saturações residuais de óleo nas regiões já contata-das pelo fl uido deslocante são observadas. Visando aumentar a quantidade de óleo a ser retirado do reservatório, lança-se mão dos métodos especiais de recuperação. Diversos são as opões que podem ser utilizados, cada uma com fenômenos próprios. Pela limitação de espaço não serão abordados nes-te artigo, mas sugerimos a consulta de Alvarado e Manrique (2010), Cossé (1993), Cosentino (2001), Donaldson et al. (1985), Green e Willhite (1998) e Lake (1989).

Um dos métodos utilizados para controlar a mobilidade do fl uido deslocante é a injeção de soluções poliméricas. Estas soluções se comportam como fl uidos não-Newtonianos, com características de salinidade, tempo de exposição ou contato com o reservatório, dentre outros, que aumentam ainda mais a complexidade da previsão e da simulação de reservatórios. O método tem potencial para recuperar uma fração do óleo


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restante da recuperação convencional, mas o processo precisa ser projetado adequadamente para ser rentável, o que requer uma implementação cuidadosa (Han et al., 2007) e deve seguir um roteiro para sua aplicação: seleção do reservatório no qual o método será aplicado, análise da água de injeção, escolha do polímero, testes em laboratório, simulação de reservatório, defi nição do volume do banco a ser injetado, dentre outros (Du e Guan, 2004; Kaminsky et al., 2007). A utilização de soluções poliméricas tem se intensifi cado nos últimos anos e se tornado um assunto de grande relevância dentro do cenário nacional e internacional. No Brasil, por exemplo, a Petrobras implementou nas últimas duas décadas três projetos-piloto de injeção de soluções poliméricas na região nordeste do Brasil. O objetivo das iniciativas foi obter conhecimento prático do processo de injeção dessas soluções para uma possível aplica-ção futura em outros reservatórios (Melo et al., 2002 e Melo et al., 2005).

Um parâmetro fundamental em deslocamento de fl uidos é a razão de mobilidades MD/d, que é a relação entre as mobi-lidades dos fl uidos deslocante λD e deslocado λd, respectiva-mente. Neste caso o fl uido deslocado é o óleo, portanto “d = o”. Como a mobilidade é o quociente entre a permeabilidade efetiva ao fl uido k e a viscosidade do fl uido μ, tem-se qua a razão de mobilidades em relação ao óleo é

)/()/(

==/oo

DD

o

DoD k

kM

μμ

λλ

(1)

como fl uido deslocante D será utilizada água w ou solução polimérica aquosa – SPA, o impacto na estabilidade da frente de deslocamento é observada na fi g. (1), onde a digitação vis-cosa na interface água/óleo tende a diminuir com a SPA. Isto ocorre devido à redução da razão de mobilidades, promovida pelo aumento da viscosidade SPA, uma vez que MSPA/o ≤ 1 é considerada favorável.

Figura 1. Comparação da frente de avanço água/óleo e SPA/óleo.

Neste trabalho será efetuada a simulação numérica da in-jeção de SPA e comparadas com o desempenho da injeção de água. O simulador de reservatórios utilizado é o software Utchem – University of Texas Chemical Compositional Si-mulator.

2. Metodologia2.1 Definição do problema

O modelo é formado por um reservatório heterogêneo com porosidade e permeabilidades verticais e horizontais va-riáveis. A geometria foi defi nida como sendo correspondente

a 1/4 de fi ve-spot com 500 metros de comprimento, 500 me-tros de largura e 20 metros de espessura, composto por um poço produtor e um poço injetor, ambos verticais segundo detalhado na representação bidimensional da Fig. (2). Essa geometria foi escolhida para facilitar a implementação do modelo, a compreensão do processo de deslocamento do óleo e a interpretação dos resultados. Neste reservatório não é con-siderada a presença de aquífero nem de capa de gás, os fl uidos contidos no espaço poroso são considerados incompressíveis. A estrutura de parte de um anticlinal foi proposta porque são mais propícias para as acumulações de hidrocarbonetos.

Figura 2. Representação no plano x-z do reservatório de petróleo no qual se desenvolve o processo de deslocamento de óleo pela solução polimérica (SPA)

As propriedades dos fl uidos contidos na rocha-reserva-tório, assim como as características da formação portadora são listadas na tabela (1). A permeabilidade é variável nas três direções, de 1.588 mD a 3.227 mD em x e y, e de 1.191 a 2.743 mD em z. A porosidade do reservatório varia com a profundidade e a posição horizontal entre os limites de 18% a 20%.

Tabela 1. Propriedades do sistema rocha-fluido do reservatório.Parâmetro ValorTemperatura do reservatório, °C 50Densidade do óleo, g/cm³ 0,952Densidade da água, g/cm³ 1,007Viscosidade do óleo, cP 106Viscosidade da água, cP 0,5Saturação inicial de água, % 15Saturação residual de óleo, % 25Pressão de fundo do poço produtor, psi 3.770Pressão de fundo do poço injetor, psi 5.000Densidade da rocha reservatório, g/cm³ 2,65

2.2. Formulação matemática2.2.1. Solução polimérica aquosa – SPA

Polímeros são macromoléculas formadas pela repetição de moléculas menores chamadas monômeros, que se repetem resultando em cadeias de elevado peso molecular. Os políme-ros mais frequentemente utilizados são os biopolímeros po-


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lissacarídeos e as poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas. Devido a seu elevado peso molecular mesmo concentrações baixas de polímero, de 250 ppm a 1.500 ppm, misturadas com água resultam em uma solução polimérica com visco-sidade elevada, que promovem uma diminuição da razão de mobilidade resultando em um incremento da recuperação do óleo pela melhora da efi ciência de varrido, tanto areal como vertical. A redução da razão de mobilidade diminui o desen-volvimento do fenômeno de digitação viscosa. A principal desvantagem da utilização de polímeros é a sua degradação química, bacteriana, por cisalhamento, pela salinidade e pela dureza da água.

Viscosidade da SPA

É necessário o cálculo de uma taxa de cisalhamento média para estimar a viscosidade média da solução no interior do re-servatório. Essa taxa de cisalhamento média é , considerando que a velocidade média da frente de avanço Δv é de 3,5x10-6 m/s e que a distância média entre os grãos da rocha Δy é de 10 μm, temos que a taxa de cisalhamento média no reser-vatório é de . A viscosidade da solução para taxa de cisalhamento zero é representada pelo modelo de Flory-Huggins (UTCHEM, 2000) em função da viscosidade da água μw, da concentração do polímero na água C41, das constantes Ap1, Ap2 e Ap3, e da salinidade efetiva do polímero como sendo

. Já o comportamento da viscosidade da solução polimérica aquosa é descrito pelo modelo de Meter (UTCHEM, 2000) como sendo

(2)

com a notação da literatura, onde Pα é um coefi ciente em-

pírico e é a taxa de cisalhamento na qual a viscosidade é a média entre e μw. A viscosidade da solução μSPA é obti-da utilizando como parâmetros de entrada os dados da tabela (2). Estes valores são característicos de projetos de injeção desta natureza, o gráfi co é apresentado em Chuquer (2012). Para baixa salinidade efetiva, a viscosidade da solução varia muito pouco em relação à taxa de cisalhamento, porém para uma salinidade maior, a viscosidade aumenta, decaindo expo-nencialmente com o aumento da taxa de cisalhamento. Para taxa de cisalhamento média no espaço poroso do reservatório de 0,35 s-1 pode-se obter a viscosidade média da solução po-limérica para cada salinidade efetiva, portanto tem-se = 1,07 cP com = 0,01 eq/ft³; = 1,74 cP com = 0,1 eq/ft³ e = 8,47 cP com = 1,0 eq/ft³.

Neste trabalho, a taxa de cisalhamento considerada é a média dos poros do reservatório, a salinidade efetiva é de

= 1,0 eq/ft³ e a concentração de polímero na solução é de 500 ppm (0,5 kg/m³). Com isso, a viscosidade da solu-ção polimérica injetada é = 8,47 cP. As características utilizadas correspondem ao polímero poliacrilamida que não afeta a permeabilidade efetiva da SPA.

Razão de mobilidades

Segundo recomendado por Rosa et al. (2006) para o cál-culo da razão de mobilidades M foi considerado a mobili-dade da água na saturação residual de óleo e a mobilidade do óleo na saturação irredutível de água. A razão de mobi-lidades para o projeto de injeção de água (w), e com a in-jeção da SPA deslocando o óleo (o), com os valores da ta-

bela (2), são e

. Em ambas situ-

ações M possui valores maiores do que 1, ou seja, é desfavo-rável. Porém a utilização da SPA permite um melhor controle da mobilidade do fl uido deslocante, resultando em M menos desfavorável uma vez que seu valor é ainda maior do que 1, não entanto muito menor em relação à utilização da água. No processo o resultado é um aumento no fator de recuperação do óleo e um retardo do instante breakthrough.

Volume poroso inacessível. Quando as longas moléculas dos polímeros escoam pelo interior do meio poroso, alguns es-paços porosos contendo óleo podem fi car sem ser contatados uma vez que soluções poliméricas não ocupam todo o volu-me poroso. É o que se chama de “volume poroso inacessível” (IPV), fenômeno descrito por Dawson e Lautz (1972). Este IPV é ocupado por água que não contém moléculas de polí-mero, mas que está em equilíbrio com a SPA o qual permite mudanças rápidas na concentração de polímero a ser propa-gado através do meio poroso. Na frente do banco de polímero o efeito do IPV opõe ao efeito da adsorção. Os autores supra-citados mostram que o IPV é cerca de 30% do volume poroso das amostras de rochas utilizadas, com isso a porosidade com o efeito do polímero φp é menor do que porosidade de referên-

Tabela 2. Parâmetros de entrada utilizados no UtchemParâmetro Descrição Valor

Constante 73

Constante 1.006

Constante 10.809,31

Taxa de cisalhamento na qual a viscosidade é a média de e μw, s-1

10

Coefi ciente empírico 1,8429

Concentração do polímero na água, wt%

0,05

Viscosidade da água, cP 1

Salinidade efetiva do polímero, eq/ft³

0,01 0,1 1,0

Viscosidade da solução polimérica a taxa de cisalhamento zero, cP

1,075 1,75 8,75


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cia do reservatório φ. Esta redução da porosidade por conta do polímero é (Dantas et al., 2009).

Adsorção

Os polímeros mais utilizados nos processos de recupera-ção especial fazem parte de duas famílias as poliacrilamidas e os polissacarídeos. As poliacrilamidas possuem baixa redu-ção de permeabilidade são relativamente baratas e resistentes às bactérias. Os polissacarídeos são obtidos por processo de fermentação bacteriana, isto faz com que sejam mais sensíveis à ação de bactérias, porém, sua vantagem é a insensibilidade à salinidade e dureza da água. A adsorção do polímero na super-fície da matriz rochosa infl uencia sua concentração na solução, sua efi ciência no processo é prejudicada resultando em tam-ponamento dos poros de modo indesejado. Vários parâmetros podem infl uir na adsorção de polímeros em superfícies, uma ampla discussão é encontrada em Chuquer (2012). Neste tra-balho não é considerada adsorção pela rocha.

2.2.2. Equações de transporte

Obviando a derivação detalhada, para a solução polimé-rica aquosa (SPA), considerada como sendo um componente do modelo multicomponente, a equação governante é

(10)

onde = concentração de polímero na solução, kg/m³; = taxa de adsorção de polímero, constante, kg/kg; =

densidade da rocha, constante, kg/m³; = taxa de fl uxo de água por unidade de volume de rocha pelo poço, m³/m³; = concentração de polímero na água produzida ou injetada, kg/m³; = viscosidade efetiva da solução polimérica;

= saturação da fase aquosa; = porcentagem de volu-me poroso inacessível; saturação da solu-ção polimérica. Para simulação de reservatórios com injeção de SPA, o efeito da adsorção do polímero é representado pelo fator de redução de permeabilidade Rk,j (para a fase j, fase óleo ou fase aquosa), defi nido como , onde e

são a permeabilidade para a fase j sem e com adsorção de polímero respectivamente.

Para a fase óleo a equação de fl uxo é

(13)e para a fase água

(14)

Como o processo numérico de obtenção da solução do sistema de equações consiste em uma sequência de cálculos no tempo a partir de um instante inicial, as propriedades do reservatório devem ser conhecidas nesse instante inicial. As-sim, o reservatório encontra-se totalmente saturado com 20% de água e 80 % de óleo ocupando todos os espaços vazios do sistema. A pressão inicial é de 4.000 bar. Como condições de

contorno tem-se a aplicação de um diferencial de pressão de 1.243 bar entre os poços injetor e produtor.

2.3 Abordagem numérica

O domínio contínuo que contem o volume do reservatório de petróleo é dividido em vários pequenos elementos nos quais o conjunto de equações deve ser resolvido. Estes elementos for-mam o que é conhecido como malha computacional. O nível de refi namento da malha escolhida para discretizar o reservatório é um parâmetro computacional que pode interferir nos resulta-dos. Partindo do principio que, enquanto mais refi nada a malha, melhor a qualidade da solução obtida, é obvio que a tendência seria utilizar um número muito grande de elementos. Utilização de uma malha grosseira resulta em uma solução de qualidade duvidosa. Nestes extremos, encontrar um ponto de equilíbrio é fundamental de tal forma a atender simultaneamente um tempo de simulação adequado com qualidade mínima da solução.

Portanto, a defi nição do número de elementos a ser utili-zado deve ser obtido após testes de independência da malha. O grau de refi namento da malha é aumentado gradativamente e o parâmetro utilizado para efeitos de comparação de desem-penho é o fator de recuperação de óleo, verifi cando quando este parâmetro torna-se menos dependente do grau de refi -namento. Neste contexto, quatro malhas foram testadas e os resultados destas comparações são apresentadas na fi g. (3). Com a malha areal 5x5 o fator de recuperação obtido foi de 37,5%; com a malha 10x10, 40,5 %; com a malha 26x26x8, 42,3% e fi nalmente com a malha mais fi na de 50x50 o fator de recuperação foi de 43,3 %. Nos quatro casos foram utiliza-dos 8 elementos na vertical.

A malha com refi namento intermediário de 26x26x8 ele-mentos foi escolhida para a realização deste trabalho. Res-saltando que o tempo computacional necessário para a malha fi na de 50x50x8 é mais de cinco vezes maior do que para a malha 26x26x8.

Figura 3. Análise do fator de recuperação do óleo para o teste de independência da malha

O simulador de reservatórios utilizado neste trabalho é o sof-tware não comercial Utchem – “University of Texas Chemical Compositional Simulator”, amplamente utilizado em análises que envolvem simulações na escala fi na (Gharbi et al., 1997; Chang et al., 1999), para detalhes consultar Chuquer (2012).


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3. Resultados e discussões

A análise dos resultados das simulações foi baseada no fator de recuperação de óleo do modelo de reservatório. Dois casos foram simulados: o primeiro foi apenas a injeção de água durante toda a vida produtiva do campo, 7.300 dias (20 anos), os resultados são mostrados na fi g. (4). Podemos ob-servar que após 20 anos de produção o fator de recuperação de óleo mediante a injeção de água foi de 44 %.

Figura 4. Fator de recuperação de óleo para o caso de injeção de polímeros.

No segundo caso injetou-se água nos primeiros 4.380 dias (12 anos), em seguida iniciou-se a injeção de solução polimé-rica durante os próximos 2.920 dias (8 anos), totalizando os 20 anos de produção do reservatório. A decisão de injetar a solução polimérica a partir de 8 anos foi baseada na literatura e em algumas simulações que comprovaram o melhor fator de recuperação. Cabe ressaltar que a injeção de água não con-tinua durante o período de injeção da solução polimérica, isto é, durante o período de 4.380 a 7.300 dias. A representação na fi g. (4) da curva do fator de recuperação de óleo para a injeção de água serve apenas para comparação dos resulta-dos e melhor visualização. O fator de recuperação de óleo com a injeção da solução polimérica é de 54%, e embora a concentração do polímero na solução seja bastante reduzida, 500 ppm ou 0,05 % em peso, promoveu um aumento de 10 % no fator de recuperação de óleo em relação a um projeto de injeção convencional.

Em termos de ganhos fi nanceiros para a empresa este acréscimo é signifi cativo, ainda mais quando hoje o preço do barril de petróleo tipo Brent é cotado na bolsa de Londres em valores próximos a US$ 100.

4. Considerações finais

A adição de polímeros à solução aquosa resulta em um aumento da viscosidade da mistura polimérica a ser injetada, facilitando a obtenção de razões de mobilidades favoráveis. A redução de mobilidade do fl uido deslocante resulta em uma maior recuperação do óleo residual no reservatório, após o método convencional, permitindo por consequência um maior retorno econômico.

Observou-se que o método é efi ciente para reservatórios he-terogêneos com óleos de elevada viscosidade, confi rmando as

informações obtidas na literatura que indicam que o método é apropriado para reservatórios estratifi cados com variações mo-deradas de permeabilidade.

O melhor desempenho com a injeção da solução polimé-rica é devido a uma melhor distribuição do fl uido injetado ao longo do reservatório, fazendo com que grande parte do óleo, não contatado quando realizada a injeção de água, seja deslo-cado e produzido, aumentando a efi ciência de varrido.

Agradecimentos

Agradecemos ao “Center for Petroleum & Geosystems En-gineering – CPGE” da Universidade de Texas pela permissão para utilizar a licença do software Utchem; ao Programa Pibic UFES 2011/2012 pela bolsa de Iniciação Científi ca; ao CNPq pela concessão da bolsa de pesquisa PQ2 e à FAPES pelo fi -nanciamento concedido via edital CNPq/FAPES 02/2011.

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Artigo Técnico


Artigo Técnico

Bacias maduras e áreas inativas com acumulações marginais: panorama e Variáveis Críticas do Cenário Brasileiro

Phellipe de Cerqueira OliveiraEngenheiro de Petróleo, Universidade Federal da Bahia – PPGCM

Fabrício de Queiroz VenâncioQuímico, Grupo CNPq “Produção de Petróleo e Gás em Campos Marginais” – PPGCM

Paulo Alexandre Souza da SilvaDoutor em Engenharia – Pós-Doutorando em Geologia e Geofísica da UFBA – PPGCM

Doneivan Fernandes FerreiraPhD em Geociências e Economia do Petróleo, Professor e Pesquisador do curso de Pós Graduação em

Geologia e Geofísica da UFBA – PPGCM

Resumo

O Brasil vive um momento positivo de crescente expectati-va. Não somente pela descoberta do chamado Pré-Sal brasileiro, novo Marco Regulatório com estabelecimento do modelo de Partilha de Produção e nova distribuição dos royalties, pontos de pauta que ocuparam sozinhos a agenda do Executivo nos úl-timos anos, mas também pela retomada de novas licitações de áreas para a realização de atividades de Exploração & Produção depois de quase cinco anos. Para os pequenos e médios produto-res de petróleo e gás natural, a perspectiva positiva reside na re-alização anual de licitações de blocos em bacias maduras e áreas inativas com acumulações marginais, localizada em regiões com infraestrutura instalada, densamente exploradas e parcialmente explotadas. Para esses operadores, que lutam todos os dias con-tra a curva de declínio da produção, a sobrevivência do negócio passa obrigatoriamente pela aquisição de novas áreas, objetivan-do a manutenção da produção em escala sustentável. Contudo, a consolidação da produção em bacias maduras ainda enfrentará outros desafi os nos próximos anos, como o surgimento de um mercado de serviços que atenda às necessidades de pequenos operadores, garantia de comercialização da produção, mão de obra especializada, acesso a crédito e garantias fi nanceiras, ade-quação regulatória, dentre outras medidas específi cas. Somente com a adoção de medidas específi cas de fomento às atividades de E&P pelo governo brasileiro, além de agenda regulatória de

curto e médio prazo defi nida pelo órgão regulador, com base no resultado da análise dos impactos dessas atividades no merca-do, será possível atender aos interesses do Brasil, com intuito de prover um melhor aproveitamento dos recursos energéticos e incentivos às empresas nacionais de pequeno e médio porte operadoras e fornecedoras de bens e serviços.

1. Introdução

Os debates do novo marco regulatório e da distribuição dos royalties concentravam toda a atenção do Executivo, pra-ticamente paralisando os esforços exploratórios no país du-rante os últimos cinco anos, acarretando redução do potencial produtivo do Brasil a curto e médio prazo. Enquanto isso, o País aguardava a retomada de licitações de E&P para mais de 90% das áreas localizadas em bacias sedimentares brasileiras, dentre elas, aquelas em bacias maduras terrestres.

Entretanto, o atual cenário da indústria do Setor de pe-tróleo e gás natural em bacias sedimentares maduras é de grandes expectativas. Com o estabelecimento do novo marco regulatório relativo ao regime de partilha de produção e in-dicativo do avanço para o fi nal da discussão sobre a divisão royalties, ao menos por parte do Governo, algumas decisões foram sendo encaminhadas pelo Poder Executivo, iniciadas em 2012, como (I) o cancelamento defi nitivo da oitava roda-da de licitações1, que estava suspensa desde 2006; (II) anún-

1 Resolução CNPE Nº 2, de 18 de Dezembro de 2012.


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cio da 11ª rodada de licitações de blocos exploratórios de Pe-tróleo e Gás2 e (III) estabelecimento de Política Nacional e medidas específi cas visando ao aumento da participação de empresas de pequeno e médio porte nas atividades de explo-ração, desenvolvimento e produção, com autorização para que a ANP realize, anualmente, licitações de blocos em bacias maduras e de áreas inativas com acumulações marginais3.

O cumprimento legal do Poder Executivo ao Art. 65º, da Lei 12.351/2010, está em sintonia com objetivos relacionados à (I) estratégia nacional de melhor aproveitamento dos recursos energéticos do País e (II) de incentivo às pequenas e médias em-presas, o que gera uma expectativa positiva dentro do Setor para pequenos e médios produtores. Enquanto para o Ministério de Minas e Energia está atribuída a função de instituir Comissão com fi nalidade de acompanhar as ações relativas à política para aumento da participação das empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, a ANP realizará as licitações e estabelece-rá os critérios para a defi nição das empresas de pequeno e médio porte a serem benefi ciadas por essa política.

As novas oportunidades para o cenário brasileiro não des-cartam, por hora, velhos problemas, como a não garantia de comercialização da produção, ausência de incentivos fi scais e de modelo regulatório específi co às pequenas operadoras, redefi nição do que vem a ser uma empresa de pequeno e de médio porte de petróleo, etc.

Nessa esteira, o art. 170, da Constituição Federal, garante o “tratamento favorecido para as empresas de pequeno por-te constituídas sob as leis brasileiras e que tenham sua sede e administração no País”, o que se espera poder estar mais profundamente traduzido nos próximos eventos licitatórios, independentemente da forma de acesso às autorizações para realizar as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural.

De fato, ainda não se pode ainda falar de um mercado independente de pequenos e médios produtores no Brasil, já que o número de empresas e a contribuição para produção na-cional (por volta de 0,1%) são irrisórios (ABPIP, 2010). Ape-sar das difi culdades, estas operadoras já causam um impacto positivo nas economias dos municípios onde estão instala-das, sendo este um dos principais argumentos que justifi cam a consolidação do nicho de pequenas e médias operadoras (FERREIRA, 2011), construindo verdadeiros arranjos produ-tivos com participação de fornecedores locais.

Em resumo, este trabalho apresenta o novo panorama bra-sileiro da exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas terrestres de bacias maduras e de acumulações margi-nais, com ênfase na inserção de pequenas e médias empresas nacionais para operação de blocos e campos e também para o fornecimento de bens e serviços, além de descrever o cenário de desafi os desses agentes.

2 Resolução CNPE Nº 3, de 18 de Dezembro de 2012.3 Resolução CNPE Nº 1, de 07 de Fevereiro de 2013* Referente a valores após a efetiva assinatura dos contratos de concessão

2. Panorama nacional do mercado

Nos últimos anos, várias Resoluções do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), publicadas pela Presidência da República, trataram da promoção da participação de pequenas e médias empresas na continuidade das atividades em bacias maduras terrestres, buscando fortalecer o relevante papel so-cioeconômico regional desse Segmento na indústria petrolífera e de melhor aproveitar os recursos energéticos do país.

As áreas inativas contendo acumulações marginais se apresentaram interessantes para os pequenos produtores, uma vez que, em tese, os riscos seriam minimizados através da presença de descobertas de acumulações já realizadas a priori e a disponibilização dos dados técnicos de produção referen-tes às áreas ofertadas, para tão somente Reabilitar Jazidas.

Com este raciocínio, em 2005, a ANP realizou a Primeira Rodada de Licitação de blocos em bacias maduras e áreas inativas contendo acumulações marginais, com oferta de 17 áreas com pequenas acumulações, a chamada Rodadinha, e participação de 91 empresas habilitadas. A segunda rodada ocorreu em junho de 2006, com seleção de 14 áreas com acu-mulações marginais, sendo habilitadas 55 empresas. A Tabela 1 apresenta um sumário destes dois “leilões”.Tabela 1. Resumo de áreas referente às duas rodadas específicas para áreas inativas com acumulações marginais.

Rodadinhas de Licitações de Áreas com Acumulações Marginais

1 AM 2 AM

2005 2006

Bacias Sedimentares Abrangidas 4 3

Número de Acumulações Marginais Ofertadas 17 14Número de Acumulações Marginais Arrematadas 16 11Número de Acumulações Marginais Concedidas* 14 7

AM Concedidas/AM Licitadas 82,4% 50,0%Fonte: Sítio de rodadas da ANP, 2013 (http://www.brasil-rounds.gov.br)

A contribuição dos pequenos e médios produtores pode ser conectada ao desenvolvimento de uma cadeia produtiva forma-da por pequenos empreendedores, interesse e formação de re-cursos humanos nas localidades, manutenção da infraestrutura da região, a formalização de atividades econômicas locais, etc (RODRIGUES, 2007). Esses impactos são ampliados em fun-ção da localização da maioria destes campos, presentes em áreas isoladas e de baixo IDH (FERREIRA, 2009). Acrescenta-se que a sobrevivência de pequenas e médias operadoras está direta-mente relacionada à aquisição de novas áreas produtivas, o que permitirá o aumento do fator de recuperação dessas jazidas.

2.1. As próximas licitações de áreas para E&P de petróleo e gás

A ANP realizará a 11ª Rodada de licitação de Petróleo e Gás, que terá um total de 155,8 mil km² distribuídos em duzentos e oitenta e nove blocos, considerando o interesse do Governo Federal em realizar rodadas de licitações para a concessão de blocos em áreas fora do Pré-Sal, em bacias de


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novas fronteiras exploratórias e em bacias maduras, com ex-clusão das áreas dos blocos com potencial para produção de recursos não convencionais a partir das rochas geradoras.

O evento objetiva a promoção do conhecimento das bacias sedimentares, desenvolvimento da pequena indústria petrolífera e fi xação de empresas nacionais e estrangeiras no país, dando continuidade à demanda por bens e serviços locais, à geração de empregos e à distribuição de renda. Agendada para ocorrer nos dias 14 e 15 de maio deste ano de 2013, a 11ª Rodada de blocos de Petróleo e Gás atraiu interesse de um total de 71 empresas de 18 países diferentes. Deste total, 64 foram consideradas habili-tadas pela ANP4, número recorde que supera o de 61 empresas habilitadas na 9ª rodada5. Esta licitação tem previsão de ofertar blocos localizados em 11 Bacias Sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Par-naíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Ala-goas e Tucano. Dos 289 blocos, 123 estão situados em terra.

De acordo com a legislação nacional vigente, as empresas interessadas em operar nessas áreas devem obter qualifi cação técnica, fi nanceira e jurídica, nos termos dos editais das licita-ções conduzidas pela ANP, atendendo a requisitos cada vez mais afeitos a garantia da segurança e preservação ambiental nas operações. Assim, os contratos de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, fi rmados entre a União e empresas vencedoras nas rodadas de licitações, incluem a cláusula de conteúdo local6 - atividades de forneci-mento de bens e serviços nacionais, que são fi scalizadas nas fa-ses de exploração e produção pelo órgão regulador. O sistema de certifi cação de conteúdo local compreende um conjunto de quatro resoluções7 da ANP, o qual está sendo reformulado pela Agência e faz parte de sua Agenda Regulatória de 2013-2014.

É o reinício da exploração terrestre no Brasil, sendo de grande importância inclusive para a Petrobras oxigenar sua carteira de grandes projetos em E&P. Para 2014, atendendo à determinação do Governo Federal de promoção anual de blo-cos em áreas maduras e de acumulações marginais, espera-se o retorno também das rodadinhas.

3. Desafios na consolidação da produção de p&g em bacias maduras e acumulações marginais

O atual cenário de preços do petróleo concorre para que se torne viável a operação em áreas com pequenas acumulações. A ausência de uma política efetiva de governo e um sistema tributário, que diferencie os regimes fi scais dos grandes e pe-quenos campos, sobretudo que forneça soluções para atenuar os efeitos de um mercado com os vícios do monopólio, infl uen-ciam na consolidação de um Segmento de pequenos e médios produtores. Apesar da realização das Rodadas de Licitações de

4 Retirado de <http://www.anp.gov.br/?id=2707>, em 21 de Abril de 20135 Assessoria de Imprensa da ANP, visto em 21 de Abril de 20136 O conteúdo local é a porcentagem de materiais, equipamentos, sistemas e serviços produzidos em território nacional em relação ao total de

compras feitas por uma empresa concessionária em exploração e produção.7 nº 36, Regulamento de Certifi cação de Conteúdo Local;nº 37, Regulamento de Credenciamento de Entidade para Certifi cação de Conteúdo

Local; nº 38, Regulamento de Auditorias de Certifi cadoras e nº 39, Regulamento do Relatório de Investimentos Locais.

blocos exploratórios em áreas terrestres de bacias maduras e das chamadas Rodadinhas, não é incorreto falar em “necessi-dade de consolidação”. As Figuras 1, 2 e 3 apresentam a produ-ção média de petróleo, gás natural e água, no período de 1999 à 2013, nas cinco bacias brasileiras consideradas maduras: Ala-goas, Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe.

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 20145000

1000015000200002500030000350004000045000500005500060000650007000075000800008500090000

Petró

leo (b

bl/dia

)

Ano

Alagoas Espírito Santo Potiguar Recôncavo Sergipe

Figura 1. Produção de petróleo (bbl/dia) nas bacias de Alagoas, Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe de 1999 até Março de 2013 (Fonte: ANP/2013)

Verifi ca-se queda da produção de petróleo na Bacia de Alagoas de aproximadamente 22%, de 27% da Bacia Poti-guar e 8% na Bacia do Recôncavo, no período, enquanto que as Bacias do Espírito Santo e Sergipe tiveram aumento da produção de petróleo de 44% e 27%, respectivamente. No total, houve uma queda de 15% na produção de petróleo nas Bacias Maduras terrestres nos últimos 15 anos.

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 20140

1000

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3000

4000

5000

6000

Gás (

M m

3 /dia)

Ano

Alagoas EspSanto Potiguar Recôncavo Sergipe

Figura 2. Produção de gás (Mm3/dia) nas bacias de Alagoas, Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe de 1999 até Março de 2013 (Fonte: ANP/2013)


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1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 20140

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Agu

a (b

bl/

dia)

Ano

Alagoas Esp.Santo Potiguar R econcavo Sergipe

Figura 3. Produção de água (bbl/dia) nas bacias de Alagoas, Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe de 1999 até Março de 2013 (Fonte: ANP/2013)

Observa-se a tendência à manutenção dos baixos volumes produzidos de gás natural nas Bacias Maduras terrestres. En-tretanto, a produção média de água aumentou drasticamente no período, passando de cerca de 550 mil b/d para mais de 1, 63 milhões de b/d de água produzida. Para todas as bacias é crescente o aumento do volume de água produzida, com real-ce para as Bacias Potiguar, Recôncavo e Sergipe. Ou seja, o que ocorreu nos últimos anos, de modo geral, foi um aumento de 200% do volume de água produzida para que se mantives-se a produção de petróleo e gás natural com declínio de 15% no período.

A Tabela 2 apresenta a produção de Fevereiro de 2013 (terra e mar), referente às cinco bacias supracitadas.Tabela 2. Produção de petróleo e gás natural nas bacias do Recôncavo, Potiguar, Sergipe-Alagoas e do Espírito Santo (Terra e Mar)

Bacia Produção (boe/d) % do total

Recôncavo 62.387,00 2,5

Potiguar 72.128,00 2,9

Sergipe-Alagoas 71.764,00 2,9

Espírito Santo 79.370,00 3,2

Total 285.649,00 11,4

Produção Total de Hidrocarbonetos no Brasil em Fevereiro/2013 2.498.719,00 boe/d

Fonte: ANP, Fevereiro de 2013No Seminário “Regulação e Políticas Públicas para a Pro-

dução Onshore de Petróleo e Gás”, promovido pela FIEB/UFBA, a ANP apontou três aspectos que são considerados críticos para os pequenos produtores, em adição a necessi-dade de defi nição do que vem a ser empresa de pequeno e médio porte na indústria de petróleo, ademais da necessidade de previsibilidade da Agenda Regulatória, como resultado da Análise de Impactos com a sociedade.a) Aspectos Regulatórios: (I) Ausência de política nacional,

inclusive quanto à seleção e ao acesso às novas áreas com acumulações marginais (situação revertida com a reso-

lução CNPE Nº 1/2013, mas ainda sem efetividade para manutenção das ofertas); (II) Ausência de elaboração de regramentos específi cos; (III) Ausência de dados/informa-ções sobre as áreas com acumulações marginais (muito desses dados ainda se encontram com o antigo operador); IV) Difi culdade para elaboração de EVTE (Estudos de Via-bilidade Técnica e Econômica) por falta de dados/informa-ções; (V) Preço de acesso aos dados/informações técnicas (a ANP/SDT/BDEP interferiu nesses aspectos ao propiciar o plano ANP04 para acesso aos dados das empresas de médio e pequeno porte); (VI) A ausência de defi nição de modelo adequado de garantia fi nanceira para atividades e para abandono/desativação; (VII) Licenciamento ambien-tal, que ainda em descompasso com as responsabilidades do pequeno produtor, deixa o órgão ambiental temeroso da capacidade do mesmo em responder às emergências am-bientais; VIII) Ausência de garantia de comercialização da produção; (IX) Entraves estaduais para a produção de gás natural e X) Elevada carga tributária interestadual, sendo que alguns estados já resolveram essa questão;

b) Aspectos Contratuais: I) ausência de modelos de editais e contratos específi cos para acumulações marginais, o que se espera que comece a ser resolvido em 2013 devido a nova regulamentação, com leilões anuais; (II) modelos de garantia fi nanceira inadequados para pequenos produtores; (III) cláusulas infl exíveis sobre certifi cação de conteúdo local (cartilha) e pagamento de royalties (impedimento le-gal); (IV) prazos insufi cientes para realização das ativida-des e (V) difi culdade para atendimento da medição fi scal de petróleo estabilizado quando da produção de elevados volumes de água produzida; e

c) Aspectos Produtivos: (I) estrutura de mercado, com pro-dução com vícios de monopólio; (II) ausência de mercado de serviços para atender pequeno produtor, principalmente quando acesso a janelas de sondas; (III) difi culdades na separação primária; (IV) difi culdade para comercializar a produção; (V) difi culdade na obtenção de linha de crédito/fi nanciamento de projetos; e (VI) escassez de mão de obra especializada.

3.1. Algumas variáveis operacionais

O êxito no desenvolvimento de campos com pequenas acumulações está associado com o acesso a tecnologias de recuperação avançada (isso inclui resultado de P&D e ino-vação tecnológica). Os principais desafi os operacionais as-sociados aos campos terrestres e daqueles com acumulações marginais são: (I) abastecimento de energia, já que muitas instalações inativas marginais se encontram em áreas isola-das; (II) instalações obsoletas, estrutura parada ou operan-do há anos; (III) custos com equipamentos de superfície e subsuperfície, com destaque para o uso de sonda; (III) pro-dução de areia, característico em campos maduros e (IV) o gerenciamento dos crescentes volumes de água produzida. Dentre esses, as atividades com maior custo operacional são


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as (I) intervenção com sonda, (II) manutenção do sistema de produção, relacionada com a conservação da estação de recebimento e dos sistemas de elevação; (III) transporte e estocagem de fl uídos (óleo, gás e água produzida) e (IV) o gerenciamento de água produzida. Algumas dessas variá-veis são descritas por SOUZA, 2002.

No cenário atual a comercialização do óleo ainda não é uma tarefa fácil para os pequenos e médios operadores. A principal compradora, a PETROBRAS, muitas vezes deixa de negociar o óleo com a justifi cativa da especifi cação. Em contrapartida abre-se o mercado para mini-refi narias como UNIVEN e Dax Oil, com interesse no óleo produzido por este nicho. Para que haja consolidação do mercado indepen-dente é fundamental também maximizar a aquisição de da-dos geofísicos das bacias sedimentares brasileiras. A aqui-sição de dados é transformada em informação e, no negócio de petróleo, informação reduz risco e aumenta atratividade. A Figura 4 apresenta um resumo das principais variáveis apresentadas, relacionadas com o modelo de viabilização do nicho de mercado de pequenas e médias empresas produto-ras de petróleo e gás.

Figura 4. Variáveis críticas para a viabilidade da consolidação do pequeno e médio operador de campos maduros e marginais (OLIVEIRA, 2012)

Considerações finais

Com o objetivo de estimular o melhor aproveitamento dos recursos energéticos do país e impactar positivamente em re-giões produtoras de petróleo, o Brasil tem a previsão de reto-mada das rodadas de licitações de E&P, enquanto o Governo sinaliza com a realização anual de leilões ofertando blocos em bacias maduras terrestres e áreas inativas com acumulações marginais, com base no recente estabelecimento de política

nacional e medidas para aumentar a participação de empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração, de-senvolvimento e produção de petróleo e gás natural.

De fato, o Brasil tem oportunidade de aumentar o fator de recuperação das suas jazidas localizadas em áreas terrestres de bacias consideradas maduras, com a introdução no merca-do de empresas com menor custo operacional, quando com-parada às grandes empresas como a Petrobras, o que torna, na maioria dos casos, viável a operação de áreas para exploração e a produção de pequenas acumulações, independentemente da forma de contratação. Para esse objetivo ser alcançado, a grande empresa operadora estatal tem papel preponderante para cumprir, principalmente quanto à manutenção de inves-timentos nos projetos de desenvolvimento dos grandes cam-pos das bacias maduras brasileiras, garantindo mercado de fornecedores de bens e serviços locais, além de garantir a co-mercialização inicial da produção de operadores de pequeno e médio porte.

Finalmente, existe a expectativa que a implementação da política nacional, principalmente pela ANP, Órgãos Ambientais, Entidades Financiadoras e a estatal Petrobras, com o monitora-mento do CNPE, presidido pelo Ministério de Minas e Energia, possa remover as barreiras comerciais, de escala e regulatórias que impendem o desenvolvimento da produção de operadoras nacionais independentes e de arranjos produtivos locais.

Referências

Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Pe-tróleo e Gás - ABPIP. Políticas e Estratégias para o desen-volvimento da produção independente de petróleo e gás. Novembro, 2010.

BRASIL. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bio-combustíveis. Portarias e Resoluções. Disponível em: < http://www.brasil-rounds.gov.br/portugues/portarias.asp>. Acesso em 13 de Abril de 2013.

FERREIRA, D.F.; MOURA, P.C.S.S.; ARAUJO, P.S.; VIEIRA, V.M. Impactos Socioeconômicos da Produção de Petróleo e Gás Natural em Campos Marginais. Revista Petro & Quími-ca, Petróleo, Gás & Química, v. 304, p. 56-66, 2011.

FERREIRA, Doneivan F. Produção de petróleo e gás em campos marginais: um nascente mercado no Brasil.Campinas,SP: Komedi, 2009.

RODRIGUES, Felipe. R. Desenvolvimento das Companhias de Petróleo Independentes no Brasil: Obstáculos e Opor-tunidades. 2007. Trabalho de Técnicas de Pesquisa em Economia- Instituto de Economia, Universidade Federal-do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2007.

SOUZA, L. P.Estudo sobre tomada de decisão em projetos de rejuvenescimento de campos petrolíferos maduros, (dis-sertação) Mestrado, COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, 2002.

OLIVEIRA, P.C.; FREIRE, M.P.; GOMES, E.A.; VENAN-CIO, F.Q.; PEREIRA, A.F.; FERREIRA, D.F. Panorama do nicho de produção de petróleo e gás em campos com acumulações marginais no Brasil. Rio Oil and Gas 2012; Rio de Janeiro, 2012.


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Estabilidade de poços de petróleo inclinados e profundos

Resumo Instabilidades da parede do poço podem causar conside-

ráveis problemas nas operações de perfuração e completação, gerando tempos não produtivos e altos custos de mitigação. Com base em equações da literatura, os autores do presen-te trabalho, apresentam um programa de computador para calcular a janela operacional de estabilidade dos valores de massa específi ca do fl uido de perfuração, de modo a garantir a estabilidade do poço para a profundidade de interesse. A janela operacional do peso da lama consiste em se fi xar um peso de lama inferior, para prevenir o colapso do poço ou a invasão do poço por fl uidos da formação, e um peso de lama superior, para prevenir o fraturamento da parede do poço. Neste trabalho foram utilizadas as equações desenvolvidas por Bradley para o cálculo do campo de tensões ao redor de um poço inclinado, sendo a contribuição dos autores a codi-fi cação destas equações em um programa de computador e a análise de alguns casos bases. Deste modo, o modelo pode ser aplicado na prática para o projeto do poço. As equações de Bradley foram desenvolvidas a partir das equações de equilí-brio e de compatibilidade e da lei de Hooke para um fl uido de perfuração não-penetrante. Para a análise da falha na parede do poço foi adotado o critério de Mohr-Coulomb, escrito em função das componentes principais do tensor de tensões. Ou-tros critérios de falha podem ser facilmente implementados no programa, pois todos estes podem ser escritos em função das tensões principais. Dentre os fatores que afetam a estabi-lidade do poço, foram estudados os efeitos da lâmina d´água, da resistência compressiva da rocha, da inclinação e orienta-ção da trajetória do poço (azimute) e da anisotropia do estado de tensões original. Variando estes fatores foram gerados os valores das janelas operacionais do peso da lama de perfura-ção para cada cenário.

IntroduçãoA perfuração de um poço de petróleo em trechos altamen-

te inclinados pode implicar em signifi cativos problemas de estabilidade para a parede de um poço. Problemas de esta-bilidade podem ocorrer tanto em poços verticais quanto em

poços inclinados. O problema, no entanto, é geralmente mais frequente em poços inclinados, pois o tensor de tensões é me-nos favorável, variando ao longo da circunferência do poço. Por outro lado, outros fatores também são determinantes. As características físico-químicas da rocha sendo perfurada, por exemplo, é um fator importante. (Aadnoy et al., 1987). Visto isto, é desejável ter disponível uma ferramenta de análise de estabilidade de poço durante o estágio de planejamento da perfuração e da construção do poço, de modo a agilizar os cálculos e uniformizar o tratamento.

Quando um poço é perfurado, as tensões in situ são signi-fi cativamente modifi cadas perto da parede do poço. Isso leva ao aumento da tensão, ou concentração de tensões, ao redor do poço. A concentração de tensões pode levar ao colapso e desmoronamento ou à fratura da rocha, a depender do nível destas tensões, das direções das tensões principais máxima e mínima e da resistência da rocha. Rochas de uma dada pro-fundidade da crosta terrestre são expostas a esforços com-pressivos de larga magnitude, tanto vertical quanto horizon-talmente, assim como a uma pressão de poros, que pode ser normal ou anormal. O estado de tensão in situ, normalmente principais, são orientadas com a superfície da terra, isto é, uma tensão in situ principal é na direção vertical e as outras duas são no plano horizontal, (Fjaer et. al., 2002).

O cálculo das tensões é baseado no modelo linear elástico. É assumido que a fratura ocorre quando o limite elástico da rocha é alcançado. No caso elástico, a concentração de ten-são alcançará seu máximo na parede do poço, (Fjaer et. al., 2002). Como a fratura na maioria das vezes ocorre primeiro na parede do poço, então, a solução das tensões na parede do poço é necessária.

Dentre os fatores que afetam a estabilidade dos poços, são considerados nesse estudo alguns dos mais importantes, a saber, o peso do fl uido de perfuração, a lâmina d’água, a re-sistência da rocha, a inclinação e a orientação da trajetória do poço e a anisotropia de tensão horizontais e de resistência.

Materiais e métodosAs equações de Bradley (1979) foram usadas para o de-

senvolvimento do programa de computador. Considerando

Fátima Rúbia de Matos Dias Nogueira,Priimenko Viatcheslav Ivanovich

Universidade Estadual do Norte Fluminense

Wellington CamposPetroleo Brasileiro S.A.


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que o eixo do poço possa ter qualquer inclinação, é utilizada uma transformação de eixos coordenados. Esta transforma-ção é descrita matematicamente pelos cossenos diretores, onde são obtidas as tensões de formação Hσ , hσ e υσ :

(1)

onde , ,x y zσ σ σ são as tensões normais na formação virgem, , , ,x y yz zxτ τ τ são as tensões cisalhantes na formação virgem, Hσ é a tensão in situ horizontal maior, hσ é a ten-são in situ horizontal menor e vσ é a tensão vertical;

De acordo com Bradley (1979), uma solução geral em co-ordenadas cilíndricas de tensão ao redor do poço é dada por:

(2)

onde rσ é a tensão radial ao redor do poço, θσ é a tensão tangencial ao redor do poço, zσ é a tensão axial ao redor do poço, , ,r z rzθ θτ τ τ são as tensões cisalhantes ao redor do poço, R é o raio do poço, r é a distância da parede poço, pw é a pressão hidrostática, θ é a posição ao redor da circunferência do poço, υ é o módulo de Poisson.

A solução apresentada nas Equações (2) foi desenvolvida com base na teoria da elasticidade linear e leva em considera-ção as tensões in situ e a pressão dentro do poço. Esta solução depende do ângulo θ, indicando que a tensão varia com a po-sição ao redor da circunferência do poço em poços inclina-dos. Nas equações de tensão ao redor do poço é assumido que o fl uido de perfuração é um fl uido não penetrante.

As seguintes hipóteses foram adotadas para a equação (2): o material rochoso é contínuo, elástico linear, homogêneo e isotrópico; a seção transversal do poço é circular; uma das tensões principais na crosta terrestre atua na direção vertical.

Substituindo r=R nas Equações (2), obtêm-se as tensões na parede do poço.

Para o cálculo das tensões em um poço vertical (i=0o) em uma formação com tensão horizontal anisotrópica H hσ σ>, sendo i=0o, a=0o, a direção θ =0o é paralela a Hσ , para esta situação, de acordo com as Equações (2), as tensões na pare-

de do poço (r=R) tornam-se:

(3)

Neste caso rσ , θσ e zσ são as tensões principais e po-dem ser usadas diretamente no critério de falha.

Considerando outra situação onde a tensão horizontal é isotrópica H hσ σ= , mas o poço é horizontal (i=90o), de acordo com as Equações (2), as tensões na parede do poço tornam-se:

(4)

( )2 cos 2z h v hvσ σ θ σ σ= − −( )2cos 2h v v h wpθσ σ σ θ σ σ= + − − −

r wpσ =

0r z rzθ θτ τ τ= = =

Neste caso rσ , θσ e zσ são as tensões principais e tam-bém podem ser usadas diretamente no critério de falha.

Neste presente trabalho foi analisado o caso de um poço inclinado, onde a janela operacional da densidade da lama foi obtida utilizando o critério de falha de Mohr Coulomb. A seguinte sequência foi adotada: (i) cálculo das tensões na formação virgem; (ii) cálculo das tensões na parede do poço; (iii) cálculo das tensões principais de cada intervalo do ângu-lo θ , 0<θ <180o.

A janela operacional do peso da lama se situa entre o me-nor peso de lama capaz de prevenir o colapso do poço e o máximo peso da lama capaz de prevenir o faturamento da pa-rede do poço. Quando estes limites são conhecidos o poço e o programa de lama podem ser projetados. A análise do valor permitido para o peso da lama associado com a análise de es-tabilidade do poço possui uma contribuição muito importante para o design do poço.

O critério de Mohr-Coulomb é o critério de ruptura por cisalhamento devido à esforços de compressão mais utilizado na indústria do Petróleo, (Fjaer et. al., 2002).

Mohr assumiu que a falha cisalhante é uma variação da de tensão 1σ em função da tensão confi nante 3σ .

(5)

onde 'σ é a tensão efetiva normal do plano, τ é a tensão cisalhante ao longo do plano.

A equação da reta que defi ne o critério de falha de Mohr-Coulomb em termos das tensões normal e cisalhante é dada por:

(6)

onde oS é o fator de coesão do material, ϕ é o ângulo


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de atrito interno, τ é a tensão cisalhante e 'σ é a tensão efetiva.

O ângulo de atrito interno ϕ é relacionado com o coefi -ciente de fricção μ por:

(7)

O critério de falha de Mohr-Coulomb em termos das ten-sões normal e cisalhante associadas ao coefi ciente de fricção interna é dado pela equação 8.

(8)

onde oS é o fator de coesão do material, μ é o coefi cien-te e fricção interno, τ é a tensão cisalhante e 'σ é a tensão efetiva.

O critério de falha de Mohr-Coulomb em termos das ten-sões principais é dado por:

(9)

onde ´ ´1 3,σ σ são as tensões principais efetivas, 0C

é a resistência compressiva da rocha, β é o ângulo de fratura.

Para a elaboração do modelo numérico foram ado-tados os seguintes parâmetros como dados de entrada: propriedades da rocha (resistência, Módulo de Poisson e ângulo de atrito), tensões in-situ (tensões vertical e hori-zontal) e dados do poço (LDA, azimute). Com os dados de entrada foram obtidos os seguintes efeitos: as tensões na formação virgem, as tensões na parede do poço, as tensões principais. Os dados das tensões foram inseridos no critério de falha de Morh-Coulomb e foram obtidos os seguintes dados de saída: a densidade mínima da lama de perfuração capaz de prevenir o colapso do poço ou o kick e a densidade máxima da lama de perfuração capaz de prevenir a fratura do poço.

Resultado e discussõesA análise dos resultados obtidos neste trabalho foi feita

para tensões horizontais in situ isotrópicas e tensões horizon-tais in situ anisotrópicas. A relação entre as tensões horizon-tais in situ máxima e mínima foi defi nida como K. A lâmina d`água (LDA) variou entre 1.500m e 2.500m.

Foi considerado o fator de Biot 1α = e o coefi ciente de Poisson 0, 2υ = e a variação da resistência compressiva da rocha oscilou entre 8.000 psi e 16.000 psi.

Foi analisada a estabilidade em dois pontos da circunfe-rência do poço, θ = 0º e θ = 90º. Também foi analisada a es-tabilidade para o azimute do poço coincidente com a direção da tensão in situ horizontal maior, a=0º, e para o azimute do poço coincidente com a direção da tensão horizontal menor, a=90º.

Para ambas as análises deste parâmetros, θ e a, foram investigados os comportamentos com o aumento da lâmina

d`água e da resistência compressiva da rocha.O estudo foi dividido em dois casos, caso 1 que foi

assumido que as tensões horizontais in situ são isotrópi-cas, K=1e no caso 2 horizontais onde as tensões in situ são anisotrópicas K=1,2 . Em ambos os casos foi avaliado o comportamento da variação da densidade com a com a inclinação, variando a lâmina d’água e a resistência com-pressiva.

Caso LDA (ft)

Gradiente de pressão de poros (psi/ft)

σv (psi)

σH (psi)

σh (psi)

K (σH/σh)

φ (graus) ν Pp

(psi)

1 4.922

0,465

6.483 5.053 5.053 1

30o 0,2

4.577

1 8.203 6.492 5.627 5.627 1 5.339

2 4.922 6.483 6.064 5.053 1,2 4.577

2 8.203 6.491 6.753 5.627 1,2 5.339

Tabela 1 – Propriedades das rochas dos casos estudados

Caso 1, K=1, Tensões in situ isotrópicas.

M as s a es pec ífic a x Inc linaç ão

0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Inc linaç ão, graus

Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg

F ratura teta = 0Colaps o teta= 0F ratura teta= 90Colaps o teta= 90

Figura 1 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=1.500m, tensões in situ horizontais isotrópicas, a=0o, Co=8.000psi.


0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg


Figura 2 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=1.500m, tensões in situ horizontais isotrópicas, a=0o, Co=16.000 psi.


Artigo Técnico


0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg




02468

101214161820

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg



Caso 2. K=1,2, tensões in situ anisotrópicas.


0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg


Figura 5 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=1.500m, tensões in situ horizontais anisotrópicas, a=0o, Co=8.000psi.


0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg




0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg




0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg




0

5

10

15

20

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg




0

5

10

15

20

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg




Artigo Técnico


0

5

10

15

20

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg


Figura 11 – Variação de massa específica da lama de perfuração com a inclinação, LDA=2.500m, tensões horizontais in situ anisotrópicas, a=0o, Co=16.000psi.

Ma ssa e sp e cífica x In c lin a çã o

0

5

1 0

1 5

2 0

0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 9 0 1 0 0In c lin a çã o , g ra u s

Mass

a esp

ecífic

a da l

ama,

ppg

F ra tu ra te ta =0C o la p so te ta =0F ra tu ra te ta =9 0C o la p so te ta =9 0


ConclusõesFoi desenvolvido um programa de computador, com base

em equações da literatura, para a solução numérica de um modelo matemático. O Programa de computador permite a análise da estabilidade de poços de petróleo profundos e in-clinados, tornando possível fazer a simulação de diversos ce-nários de poços e determinar os parâmetros limites de massa específi ca do fl uido de perfuração.

Conclusões dos resultados obtidos:• Em todas as análises realizadas a estabilidade aumentou

com o aumento da resistência compressiva da rocha. Isso já era esperado, pois, com o aumento da resistência compres-siva a rocha se torna mais resistente à falha por cisalhamen-to.

• Na análise do caso da tensão in situ horizontal isotrópica, foi observado que o poço torna-se mais instável com o au-mento da lâmina d´água e com o aumento da inclinação.

• Na análise do caso da tensão in situ horizontal isotrópica, a janela de estabilidade diminuiu com o aumento da inclina-ção na posição θ=0o e aumentou com o aumento da inclina-ção na posição θ=90o. Foi possível concluir que para este caso a estabilidade é maior na posição θ=90o.

• Na análise do caso da tensão in situ horizontal anisotrópica, foi observado que um poço inclinado perfurado na direção

da tensão in situ horizontal maior, a=0o, possui sua janela de estabilidade reduzida com o aumento da lâmina d´água. Este comportamento foi observado tanto na posição θ=0o quanto em θ=90o. Comparando os resultados obtidos na análise para a posição θ=0o e θ=90o, o poço inclinado per-furado na direção da tensão in situ horizontal maior, a=0o, torna-se mais estável quando perfurado na posição θ=90o.

• Na análise do caso das tensão in situ horizontal anisotró-pica, foi observado que um poço inclinado perfurado na direção da tensão in situ horizontal menor, a=90o, possui sua janela de estabilidade reduzida com o aumento da lâmi-na d´água. Este comportamento foi observado tanto para a posição θ=0o quanto para θ=90o. Comparando os resultados obtidos na análise para as posições θ=0o e θ=90o, o poço inclinado perfurado na direção da tensão in situ horizontal menor, a=90o, torna-se mais estável na posição θ=0o.

• Em ambas as análises dos casos de tensão in situ aniso-trópica, o poço torna-se mais instável com o aumento da lâmina d´água e com o aumento da inclinação.

• Este trabalho representa um desenvolvimento importante para a análise da estabilidade de poços de petróleo, poden-do ser utilizado em diversos cenários de poços.

Referências bibiográficasAADNOY, B. S. , Chenevert, M. E. (1987) Stability of High-

ly Inclined Boreholes. SPE paper 16052, 364-418AADNOY, B. S., Ann, K. H. (2005) Bounds on In Situ Stress

Magnitudes Improve Wellbore Stability Analyses. SPE paper 87223, 115-120.

BRADLEY, W. B. (1979) Failure ou Inclined Borehole. J. Energy Res. Tech.; Trans. AIME101, 232-239.

FJAER, E., Holt, R.M., Horsrud, P. Raaen, A. M., Risnes, R. (2002) Petroleum Related Rock Mechanics. Elsevier Sci-ence; 2 edição, 338p.

GARROUCH, A. A., Ebraim, A. S. (2001) Assessment of Stability of Inclined Wells. SPE paper 68861, 1-10.

GOODMAN, R. E. (1980) Introduction to Rock Mechanics. John Wiley & Sons, New York, 562 p.

GUPTA, D., Zaman, M. (1999) Stability of Boreholes in a Geologic Medium Including the Effects of Anisotropy. Applied Mathematics and Mechanics, English Edition, SU Shanghai China, Vol. 20, No. 8, 837-866.

MORITA, N., Ross, C. K. (1993) Core-Based Horizontal or Highly Inclined Well Stability Analysis for Unconsolidat-ed Formations . SPE paper 26332-MS, 187-200.

MORITA, N. (2004) Well Orientation Effect on Borehole Stability. Waseda University, SPE paper 89896, 1-12.

SIMANGUNSONG, R. A., Vilatoro, J.J., Davis, A. K. (2006) Wellbore Stability Assessment for Highly Inclined Wells Using Limited Rock-Mechanics Data. SPE paper 99644, 1-13.

ZHOU, S., Hillis, R. R., Sandiford, M. (1996) On the Me-chanical Stability of Inclined Wellbores. U. of Adelaide, Australia. SPE paper 28176, 63-76.


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Otimização da produção em campo de petróleo pelo estudo do problema de localização de poços e unidades de produção

Santana, Roberta G. S.Student, Petroleum Engineering - Universidade Federal do Rio de Janeiro

AbstractO presente projeto apresenta um processo de determina-

ção da melhor localização de poços e unidades produtoras em um campo de petróleo a fi m de melhor a performance do reservatório, o volume de oleo recuperado e reduzir o compri-mento toal de tubulações usadas, reduzindo o custo e maximi-xando a rentabilidade. O processo apresentado usa diversas análises estatísticas sob os valores resultantes de simulações de reservatórios em softwares comerciais, sob determina-das considerações e parâmetros. Análise de sensibilidade e a metodologia de superícies de resposta são também aplicadas para a melhor compreensão de como cada poço infl uencia na produção total e como a localização da plataforma e/ou mani-fold pode ser alterada para a otimização da produção. O mé-todo é demonstrado sendo aplicado em um campo de escala real, com dados sintéticos e objetiva ser mais uma maneira de guiar a tomada de decisões sobre um projeto de desenvolvi-mento de um campo produtor.

1. IntroduçãoA simulação de reservatórios está sempre relacionada às

etapas de desenvolvimento e gerenciamento de um campo, pela necessidade de previsão do comportamento daquele campo produtor, seja por necessidades econômicas ou de se-gurança. Durante o desenvolvimento do campo, o modelo de simulação do reservatório é usado como uma ferramenta de decisão para selecionar o melhor projeto de desenvolvimento e, também, prever a produção de óleo, gás e água do campo.

A localização dos poços produtores e injetores, e de plata-formas de produção deve ser decidida de maneira a otimizar a produção de hidrocarbonetos, fazendo com que o volume de petróleo produzido seja o mais próximo do máximo. O inves-timento em campos produtores dá-se pelo balanço entre re-cursos despendidos e retorno fi nanceiro. Sendo assim, o cus-to com as instalações necessárias para manter uma produção satisfatória de um campo pode não trazer lucros sufi cientes e não aquele campo economicamente atrativo e viável.

Nesse projeto, entende-se a necessidade da análise rápida e efi ciente das características inerentes ao campo produtor e a indicação de solução ao problema da alocação da estrutura pro-dutora. O método simplifi ca a busca por respostas relevantes, usando simulação e ferramentas de análise estatística, nortean-do a busca pela melhor estratégia de desenvolvimento.

2. ObjetivoEsse trabalho objetiva a criação do cenário ótimo de alo-

cação dos poços produtores e unidade de produção em dado modelo de reservatório, a partir de simulações, análises esta-tísticas e de superfícies de resposta, usando dados de produ-ção e parâmetros relevantes. A demanda computacional para a criação desses cenários foca a simplicidade na utilização de softwares comerciais, mas que oferecem conclusões coeren-tes. O objetivo fi nal do presente trabalho é o uso de dados de reservatório até a plataforma de produção para a estimativa do local ótimo para a estrutura de produção de petróleo.

3. MetodologiaO projeto estuda os aspectos técnicos e teóricos relacio-

nados ao problema proposto. Ainda, trabalha sua revisão bi-bliográfi ca sobre estudos realizados sobre o tema e do uso das ferramentas computacionais. A aplicação de análises es-tatística, bem como a simulação de reservatórios, utiliza fer-ramentas computacionais comerciais, mas, para a conclusão e obtenção de resultados e conclusões, são estabelecidas con-siderações iniciais para a simplifi cação do problema. Como simplifi cações, foram considerados apenas poços produtores, escoamento bifásico (óleo-água), solo marinho plano e cone-xão perpendicular entre manifold e unidade de produção.

Para que o objetivo fi nal seja atingido, esse trabalho é divido em duas etapas: do reservatório até a árvore de na-tal molhada, e da ANM até a plataforma. Dessa maneira, a simulação de reservatórios obtém valores que alimentam a segunda metade e, assim, se complementam para a obtenção dos resultados e conclusões do projeto.


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4. Ferramentas utilizadasEsse projeto baseia-se na integração de ferramentas de

análise estatística para a solução do problema. As seguintes são utilizadas:a) Análise de Experimentos de Plackett-Burman;b) Metodologia de Superfície de resposta;c) Análise de Sensibilidade, e;d) Minitab®

.

5. Descrição do problemaUm problema exemplo é desenvolvido tendo como base

um cenário com um campo de petróleo sintético. O objetivo é localizar uma plataforma de produção fl utuante interligada a poços satélites. São consideradas características do siste-ma marítimo de produção, reservatório, geometria de poços e propriedade de fl uidos.

Para a resolução do problema, são feitas as seguintes con-siderações:• Escoamento bifásico (óleo e água);• Conexão perpendicular entre manifold e unidade de produção;• Escoamento Constante, com balanço de materiais exato

entre injeção de água e produção e perda carga apenas fric-cional e gravitacional;

• Solo marinho plano;• Lâmina d’água de 1000m.

As considerações aqui determinadas reduziram as variá-veis e interferências durante o uso das ferramentas estatísticas e de otimização, focando o presente projeto da aplicação e desenvolvimento da metodologia.

O reservatório e os fl uidos residentes possuem as seguin-tes características:

Fluidos do Reservatório

Óleo Leve (doleo= 42.28 lbm/ft³; API 77)Gás (d20,20=0,0971)Água (dágua= 62.43 lbm/ft³)

Razão Gás-Óleo inicial 136,7 sm3/m3

Compressibilidade da água 0.000002 1/psiFator Volume de Formação inicial da água

1,013

Profundidade do Contato gás-óleo

-7000 m

Profundidade do Contato óleo-água

- 8200 m

Pressão de referência do reservatório

3118.0008 psi

Viscosidade da água 0.4 cPFator Volume de Formação do óleo @ Psat

1.72

Viscosidade do oleo 0.135Porosidade media 20%Variação de Permeabilidades

1 md – 800 md

Tabela 1 - Características médias do reservatório

A distribuição inicial dos poços em solo marinho obedece um critério geométrico. O plano de localização do campo foi dividido em áreas iguais e cada poço foi localizado no centro geométrico de cada área delimitada.

Figura 1 - Localização dos poços

Os 32 poços produtores verticais localizados tiveram as seguintes coordenadas:

X(ft) Y(ft) X(ft) Y(ft)PROD1 550625 6807625 PROD17 550625 6802125PROD2 551875 6807625 PROD18 551875 6802125PROD3 553125 6807625 PROD19 553125 6802125PROD4 554375 6807625 PROD20 554375 6802125PROD5 555625 6807625 PROD21 555625 6802125PROD6 556875 6807625 PROD22 556875 6802125PROD7 558125 6807625 PROD23 558125 6802125PROD8 559375 6807625 PROD24 559375 6802125

PROD9 550625 6804875 PROD25 550625 6799375PROD10 551875 6804875 PROD26 551875 6799375PROD11 553125 6804875 PROD27 553125 6799375PROD12 554375 6804875 PROD28 554375 6799375PROD13 555625 6804875 PROD29 555625 6799375PROD14 556875 6804875 PROD30 556875 6799375PROD15 558125 6804875 PROD31 558125 6799375PROD16 559375 6804875 PROD32 559375 6799375

O modelo foi observado durante os seus 8 primeiros anos de vida produtiva (primeira fase), antes de haver queda na vazão de produção e de haver produção de gás, já que não es-tamos considerando nenhum método de elevação secundário. A produção de cada poço foi controlada por 2000 STB/d e por 90% de BSW. Existe um aquífero que manterá a pressão do reservatório constante e será determinante para o mecanismo primário de produção.

São utilizadas no software Pipesim a correlação de Beggs e Brill para o cálculo de gradiente de pressão no fl uxo multi-fásico. Esta correlação foi escolhida devido a aplicabilidade a fl uxos verticais, inclinados e horizontais.

6. Modelagem do problemaO problema descrito assume o seguinte algoritmo para a

solução:


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Figura 2 – Esquema de trabalho

6.1. Planejamento dos poçosO processo de localização dos poços, como ditto anterior-

mente, iniciou com a divisão do plano superior do reservatório em 32 áreas iguais. 32 poços foram localizados nos centros ge-ométricos de cada uma dessas áreas e assumiram as coordena-das já mostradas. Considerando todas as combinações que po-deriam ser criadas com esses poços, seria o número de cenários criados e, consequentemente, o número total de simulações necessárias para analizar a infl u-ência de cada poço no resultado fi nal de volume de óleo pro-duzido após 8 anos de vida produtiva. Pelo número de cenários possíveis, a análise de experimentos de Plackett-Burman foi aplicada para que o número de simulações necessárias fosse reduzido. A aplicação foi feita com o auxílio do Minitab, onde 35 cenários foram criados:

Simulação 1

Simulação 2

Simulação n-1

Simulação n

Poço 1 0 1 0 0Poço 2 0 0 1 1Poço 3 1 0 1 0Poço 4 0 1 0 0Poço 5 0 0 0 1Poço 6 1 0 1 0Poço 7 1 1 0 0Poço 8 0 1 1 1Poço 9 1 0 0 1Poço 10 0 1 0 0Poço 11 1 0 0 1Poço 12 0 1 1 0Poço 13 0 0 1 1Poço 14 0 0 1 0Poço 15 0 0 0 0Poço 16 1 0 1 0

Poço 17 0 1 0 0Poço 18 0 0 1 1Poço 19 1 0 1 0Poço 20 1 1 0 0Poço 21 1 1 1 1Poço 22 0 1 1 1Poço 23 1 0 0 1Poço 24 1 1 1 0Poço 25 1 1 0 1Poço 26 1 1 1 1Poço 27 1 1 0 1Poço 28 0 1 1 1Poço 29 0 0 0 1Poço 30 0 0 0 0Poço 31 1 0 1 0Poço 32 1 1 1 0

Tabela 2 – Planejamento dos PoçõesNa tabela acima, 0 indica que o poço não faz parte do ce-

nário, enquanto 1 indica sua inserção no cenário criado.

6.2. Otimização da localização dos poçosPara a modelagem e simulação dos cenários, Petrel®

e Eclipse® foram os softwares utilizados. Depois das 35 simulações, o volume total de óleo produzido por cada ce-nário foi o dado de saída do simulador e o dado de entra-da para o Minitab, para que uma análise de sensibilidade pudesse ser feita. A idéia era entender como cada poço infl uenciava a produção total fi nal. Então, a seguinte equa-ção foi considerada:

Equação 1 – Equação para otimização

Onde i é o indicador do poço, c é o coefi ciente de produ-ção, que mostra a infl uência do poço na produção total, b é o valor binário, j é o indicador da simulação, Q é a produção total de óleo para cada simulação e C a Constantee da equa-ção. Usando a análise de otimização, o Minitab forneceu como resultado o cenário composto pelos poços 3, 4, 5, 6, 10, 11, 13, 14, 15, 19, 20, 21, 22, 23, 26, 28, 29 e 30. O pro-cesso analisou a infl uência de cada poço no volume de oleo produzido após 8 anos de vida produtiva e retornou valores de coefi cientes que expressam a importância de cada um em um cenário em que os 32 poços estivessem produzindo si-multaneamente.

Como pode ser visto abaixo, alguns poços tiveram co-efi cientes negativos, o que mostra uma contribuição nega-tiva na produção total, que ajuda a reduzir o volume total de óleo produzido. Então, o valor binário atribuido a esses poços foi 0. Os que tiveram coefi cientes positivos, mos-trando uma contribuição para o aumento do volume total produzido, receberam 1.


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Otimização - Constante: 71410922Coefi ciente Binário Coefi ciente Binário

Poço 1 -12424396 0 Poço 17 -550883 0Poço 2 -9560336 0 Poço 18 -168047 0Poço 3 2019315 1 Poço 19 5780375 1Poço 4 4019408 1 Poço 20 3346541 1Poço 5 2330933 1 Poço 21 3618528 1Poço 6 727657 1 Poço 22 2402839 1Poço 7 -9447354 0 Poço 23 1356706 1Poço 8 -4874003 0 Poço 24 -2557932 0Poço 9 -4724219 0 Poço 25 -1031992 0Poço 10 2888248 1 Poço 26 222699 1Poço 11 1829088 1 Poço 27 -288770 0Poço 12 -1015185 0 Poço 28 1487206 1Poço 13 3516621 1 Poço 29 954855 1Poço 14 6450624 1 Poço 30 2860415 1Poço 15 3290166 1 Poço 31 -1610810 0Poço 16 -783014 0 Poço 32 -3071352 0

Tabela 3 – Coeficientes gerados

Para certifi car que o cenário formado pelos poços após as analises estatísticas era mais efi ciente que os anteriores, foi simulado e comparado com o volume acumulado de oleo produzidos pelos outros 35 anteriormente criados pela análise de experimentos de Plackett-Burman.

Figura 3 – Volumes acunulados por simulaçãoAssim, a confi guração fi nal de poços fi cou como:

Figura 4 – Localização ótima dos poços

6.3. Representação do solo marinho usando isovolumétricasA ideia principal da representação do solo marinho com

isovolumétricas foi considerar que cada poço cria um padrão de fl uxo único. Como mostrado na fi gura 5, círculos concên-tricos podem ser desenhados a partir da cabeça do poço e cada ponto na mesma circunferência tem o mesmo valor de vazão de óleo. Nesse projeto, a vazão de oleo sera conside-rada como uma variável da porcentagem de água no fl uxo de oleo e da distância da cabeça do poço. Todos os outros fato-res relacionados (rugosidade da tubulação, trocas térmicas…) estarão inseridos na Constante de equação. Assim, uma equa-ção pode ser determinada para descrever o comportamente da vazão de oleo com o BSW e a distância.

A otimização da localização do manifold e da plataforma de produção, para escoamento dos poços, ocorre a partir do estudo da vazão total de óleo fl uindo em cada ponto do solo marinho. Esses valores serão resultados da soma das equações descritivas de cada poço. Figura 5 exemplifi ca esse método: o fl uxo total 1 será resultado da soma do fl uxo das curvas C1/3 e C2/7 e o fl uxo total 2 será resultado da soma das curvas C1/7 and C2/7. Para esse projeto, a representação do solo marinho com isovolumétricas considerará a produção de 16 poço, cada um com características específi cas a serem dados de entrada na simulação de fl uxo e próximas análises estatísticas.

Figura 5 – Exemplo de padrão de isovolumétricas


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6.4 Simulação de Fluxo (Pipesim)Para que fosse criado um banco de dados de comporta-

mento de cada poço, o simulador de fl uxo Pipesim foi usado para a obtenção de valores de vazão ao longo da tubulação no solo marinho, para diferente valores de BSW.

Dados de profundidade de cada poço, índice de produtivi-dade e BSW foram os dados alimentados no software para a obtenção dos resultados necessários.

Para os poços, foram considerados os seguintes valores de índice de produtividade (m³/d / kgf/cm²):

POÇO 3 IP=8POÇO 4 IP=60POÇO 5 IP=80POÇO 6 IP=25POÇO 10 IP=60POÇO 11 IP=100POÇO 13 IP=260POÇO 14 IP=80POÇO 15 IP=20POÇO 19 IP=140POÇO 20 IP=150POÇO 21 IP=160POÇO 22 IP=80POÇO 23 IP=20POÇO 26 IP=16POÇO 28 IP=18POÇO 29 IP=20POÇO 30 IP=25

Tabela 4 – Índices de ProdutividadeOs valores de IP foram retirados dos dados de saída da

simulação em Eclipse e os valores de vazão de pela tubulação em solo marinho, por BSW, foram dados de saída da simula-ção em Pipesim. Segue exemplo dos valores para o poço 4:

POÇO 4 IP=60BSW(%) Distancia (m) Vazão (m³/d)

0 333 3566.40 666 3498.80 999 3435.10 1333 3375.10 1666 3318.70 2000 3265.20 2500 3190.415 333 2566.915 666 2523.715 999 2482.815 1333 2443.915 1666 2407.2

15 2000 2372.315 2500 232320 333 2207.820 666 217320 999 2139.920 1333 2108.320 1666 2078.420 2000 2049.920 2500 2009.630 333 1428.530 666 1410.330 999 1392.830 1333 1376.130 1666 1360.130 2000 1344.730 2500 1322.8

Tabela 5 – Exemplo de valores captados do Pipesim

Cabe ressaltar que esse valores obtidos em Pipesim não consideram o controle da produção. A obtenção desse valores objetivou entender como a vazão de óleo na plataforma se comporta com a alteração do BSW. Essa decisão foi tomada com base na análize dos valores de BSW ao longo dos 8 anos de vida produtiva.

A equação, ao tomar valores de BSW, poderá mostrar o valor da vazão de fl uido pela linha de produção.

6.5. Metodologia da Superfície de RespostaAs equações que descrevem o padrão de fl uxo ao longo

da linha em solo marinho, mostram a capacidade de fl uxo em cada ponto do plano coberto por essa equação. Assim, é necessário entender como as variáveis distância e BSW (con-sideradas para a descrição do fl uxo) interagem. Os gráfi cos de interação mostrados pelo Minitab são sugeriram o uso de superfície de resposta de segunda ordem que segue a seguinte equação:

Equação 2 – Equação geral de uma superfície de resposta de segunda ordem

Com os valores de BSW, vazão de fl uidos e distâncias, as equações de supercífi e de resposta para cada poço puderam ser geradas:

Equação 3 – Equação a ser formada para definir superfície de resposta referente a cada poço

Onde C é a Constante, d é a distância da cabeça de poço, BSW é o teor de água no fl uxo, e ci são os coefi cientes. Os resul-


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tados da geração das superfi cies de resposta pelo Minitab® são os coefi cientes que estão na tabela 6. Note que os coefi cientes de d*d e d*BSW são tão pequenos que não serão considerados.

Poço 3 Poço 19

Poço 4 Poço 20

Poço 5 Poço 21

Poço 6 Poço 22

Poço 10 Poço 23

Poço 11 Poço 26

Poço 13 Poço 28

Poço 14 Poço 29

Poço 15 Poço 30

Tabela 6 – Coeficientes para as superfícies de respostaConsidere WC como water cut, ou seja, BSW.

6.6. Cálculo das vazões de óleo ao longo do tempo correspondentes às possíveis posições da plataforma

Com os coefi cientes acima, cada poço descreve uma cur-va de vazão ao longo do solo marinho. Em cada instante, es-sas curvas são alteradas a partir da mudança no teor de água no fl uxo e, assim, alterando a vazão de fl uido pela linha de escoamento. Como torna-se muito difícil equacionar a alte-ração do valor de BSW com o tempo, para obter-se uma re-presentação gráfi ca da distribuição da vazão de fl uido pelo solo marinho, com o auxílio de uma rotina no Octave, faz-se o somatório de valores discretos de vazão, variando-se a distância e o teor de água. A representação relativa pode ser observada na fi gura 6.

Figura 6 – Superfície de resposta total do sistema de poços

A planifi cação do gráfi co mostra a região que tem a maior produção de óleo. A região vermelho mais intenso será a es-colhida para o posicionamento do manifold e, consequente-mente, na unidade fl utuante de produção.

Figura 7 – Superfície de resposta total do sistema de poços planificada

6.7. Cálculo do valor presente líquido associado a cada posição da plataforma

Para uma análise econômica coerente, foi considerado que o investimento inicia-se 5 anos antes da exploração efetiva, pela aquisição de dados sísmicos. Foram levan-tados valores de equipamentos e pessoal para as ativida-des de planejamento e operação relativas aos estudos do campo, perfuração, completação e produção. Ainda foram considerados os custos fi scais impostos pelo governo bra-


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sileiro e valores médios do custo do barril e petróleo no mercado internacional. Assim, a análise foi produzida e o projeto apresenta um VPL de U$ 10.080.707.802.52 e TIR de 34% a.a., sendo altamente rentável.

7. Conclusões e discussõesMuitas opções de escolha para a determinação do pro-

jeto de exploração de um campo foram expostas ao longo desse trabalho e a combinação destas promove alterações da curva de produção de um campo. A curva que mostra o comportamento da produção de fluidos ao longo do tem-po é resultado da análise gráfica da equação 3, com os dados da tabela 6, mostradas anteriormente. Focando na análise da produção de óleo, é possível identificar que o volume produzido dependerá da permeabilidade relativa, variação de pressão e saturação de óleo no meio poro-so ao longo do tempo. Dessa maneira, pode-se observar como variáveis matemáticas e de projeto são relevantes para o comportamento do fluxo de fluidos e para o volu-me de óleo e gás produzidos:

- tipos de poços;- tipos de completação;- qualidade do upscaling;- permeabilidade relativa;- variação de pressão;- saturação de óleo.Aqui, foram utilizados, para efeito de simplificação,

apenas poços verticais e a produção foi feita a poço aberto. A definição da trajetória do poço e do método de completação estão diretamente relacionados à curva de produção de um campo. Quanto maior a trajetória, maior a perda de carga e, assim, maior a necessidade do proje-to e aplicação de métodos de elevação artificial, que não são tratados nesse trabalho. A completação a poço aber-to simplifica o projeto, porém não é usual. A aplicação de métodos de contenção de areia, apesar de proteger os equipamentos de poço, alteram a distribuição de perme-abilidade ao redor da zona produtora, podem prejudicar a produção de óleo e gás, favorecendo a formaçao de co-nes de água. Como mencionado, o método de upscaling é necessário na modelagem de reservatórios, a fim de tornar o volume de dados geológicos compatíveis com a capacidade computacional de processamento de um mo-delador e simulador de reservatórios. Se o valor médio adotado pelo upscaling for incoerente com a realidade, a análise do reservatório e do fluxo de fluido por ele será ineficiente. Os teste de formação, perfis e análises da produção formam o bloco de informações que defi-nirão as premissas de comportamento do reservatório e que regirá a tomada de decisões para desenvolvimento do campos. Essas são as principais variáveis de projeto que tornam a tomada de decisões complexa e cada vez mais com as novas fronteiras exploratórias a serem en-frentadas.

O projeto descrito objetivou mostrar uma metodologia de obtenção de uma solução rápida e confi ável que guie o processo de defi nição de um plano de desenvolvimento para um campo produtor de petróleo e gás. Foram utili-zadas diversas ferramentas matemáticas e estatísticas de simples aplicação, mas que, em conjunto, puderam mode-lar uma solução para o problema de localização de poços e facilidades. Para que o trabalho fosse desenvolvido, al-gumas premissas foram estabelecidas. Assim, simplifi ca-ções foram inseridas ao projeto, reduzindo a difi cultade de trabalho com as variáveis, porém, não prejudicando a efeciência da metodologia, já que o incremento de com-plexidade apenas aumenta o volume de dados, equações e tempo de simulação necessários.

Os resultados obtidos mostram que a integração das ferra-mentas disponíveis é possível e que permite conclusões rápi-das e mudanças no projeto com simples alterações no modelo de simulação inicial. Em termo de efi ciência econômica, a escolha do ponto de coordenadas (169500, 2070000) em ft, para o posicionamento do manifold e referência para a posi-ção da FPSO como unidade de produção fl utuante, permitiu o rendimento do projeto, por redução no custo de tubulação para escoamento e simultânea otimização do volume de fl ui-dos produzidos.

8. Referências Bibliográficas:1. ROSA, Adalberto José; Carvalho, Renato de Souza;

Xavier, José Augusto Daniel. Engenharia de Reserva-tórios de Petróleo. Rio de Janeiro: Editora Interciência, 2006.

2. HANSELMAN, Duane C. (Author), Littlefi eld, Bruca L., Mastering Matlab 7.2;

3. Petrel Introduction Course. 4. SCHUMACHER, Maria do Carmo Machado Fernan-

des. O uso das opções reais na avaliação econômica de projetos do setor mineral /Maria do Carmo Ma-chado Fernandes Schumacher. Rio de Janeiro: UFRJ, 2002.

5. BEGGS, Production Optimization Using Nodal Analysis. 6. WILLIAMS B.K., Archer R.A., Management of Uncer-

tainty in Reservoir Simulation Models: Software Tools and Engineering Workfl ow.

7. FRIEDMANN, F. and A. Chawathe,: “Uncertainty As-sessment of Reservoir Performance Using Experimental Designs,” paper CIM 2001-170 presented at the 2001 Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Canada, 29 September–2 October.

8. DAMSLETH, E., A. Hage, and R. Volden,: “Maximum Information at Minimum Cost: A North Sea Field Devel-opment Study with Experimental Design,” JPT (Decem-ber 1992), 1350–1360.

9. PLACKETT, R. L., Burman, J. P. “The Design of Opti-mum Multifactorial Experiments”, Biometrika, Vol.33, pp. 305-325, 1943.


11ª Rodada:arrecadaçãorecorde

11ª Rodada:arrecadaçãorecorde


InvestimentosExxonMobil planeja investimento de US$ 190 bilhões em 5 anos

A ExxonMobil prevê investimentos de US$ 190 bilhões até 2017, para acompanhar o crescimento da demanda por energia. A previsão é que a produção aumente 4% por ano durante o período entre 2013 e 2017 – com a operação de 28 novos projetos.

Farm out OGX vende 40% do campo de Tubarão Martelo à Petronas

A OGX confi rmou a venda à Petronas de uma participação de 40% nas concessões dos blocos BM-C-39 e BM-C-40, que contém o Campo de Tubarão Martelo e as acumulações Peró e Ingá, loca-lizados na Bacia de Campos. Além da fatia nos blocos, a Petronas fi cou com uma opção para adquirir 5% do capital total da OGX em poder do empresário Eike Batista, a um preço de R$ 6,30 por ação. O negócio foi fechado por US$ 850 milhões. A OGX continuará como operadora dos blocos.

Farm in HRT compra 60% do campo de Polvo

A HRT Participações em Petróleo fechou acordo com a BP para adquirir 60% no campo de Polvo, na Bacia de Campos, por US$ 135 milhões. A BP produz aproximadamente 13 mil barris de pe-tróleo por dia no campo.

Maré negraANP libera produção no campo de Frade

A Chevron retomou a produção no campo de Frade, na Bacia de Campos. A Agência Nacional do Petróleo autorizou a empresa a produzir inicialmente em 20 mil barris/dia, e a perfurar poços ra-sos, mas não fazer injeção ou perfurar poços profundos. A Chevron foi obrigada a interromper a produção após duas exsudações regis-tradas no campo, em novembro de 2011 e março de 2012. Antes da primeira exsudação, a produção média era de 60 mil barris diários.

ICMSRJ passa a tributar importação de bens

As importações de equipamentos para a exploração de petróleo e gás natural passarão a ser tributadas no Rio de Janeiro. O governo cancelou a isenção de ICMS e passará a cobrar o imposto com alí-quota de 1,5%. A mudança está na Resolução Sefaz nº 631, e vale até 31 de dezembro de 2016.

SubseaMokveld fornece válvulas para projeto no Mar do Norte

A Statoil irá utilizar válvulas subsea de controle anti-surge fabricadas pela Mokveld no projeto de compressão de gás do campo de Asgard, no Mar do Norte. Com a insta-lação do sistema de compressão de gás submarino, desen-volvido pela Aker Solutions, a Statoil pretende aumentar as taxas de recuperação e vida útil do campo. Em parceria com Oceaneering, FMC e Aker Solutions, a Mokveld vali-dou as válvulas de controle axial de 8”/ API 5.000.

Engenharia Forship cria unidade para consultoria

O Grupo Forship anunciou a criação da Unidade de Negócios de Consultoria, que vai abrigar todos os ser-viços prestados nessa área. No ano passado, pouco mais de 10% do resultado da empresa – cuja receita bruta foi de R$ 60 milhões – foi relativo a serviços de consultoria técnica. O escopo de serviços da unidade abrange desde consultoria para implantação de metodologia e ferramen-tas de gestão de comissionamento, estudos de viabilida-de, acompanhamento de empreendimentos e análises de risco para respaldar decisões de agentes fi nanciadores, passando por Owner’s Engineering, até o suporte regula-tório, para que as empresas possam se instalar e operar no país atendendo todos os requisitos locais.

Válvula e atuador subsea

Divulgação


EventoOTC 2013 bate recorde de público

A OTC 2013, reali-zada em Houston, nos EUA, registrou recorde de público. 2.728 ex-positoras, de 40 países, foram vistas por 104,8 mil visitantes. O Pavi-lhão Brasileiro, monta-do pelo IBP e pela Onip pelo 14º ano consecuti-vo, reuniu 47 empresas e entidades.

A presidente da Pe-trobras, Maria das Gra-ças Silva Foster, disse, no painel “Perspectivas no Mercado Global de Energia”, que a com-panhia vai dobrar de ta-manho até 2020, quando a produção chegará a 5,7 milhões de barris de óleo equivalente – atualmente a produção da Petrobras é de 2,2 milhões de barris de óleo equivalentes.

Durante o evento “Wise: Mulheres da Indústria Divi-dindo Experiências”, Graça Foster disse que as mulhe-res podem chegar ao topo. Para isso, o crescimento deve aliar o ganho de experiências à maturidade pessoal e pro-fi ssional. “A presença das mulheres nas empresas torna o debate mais rico e melhora o processo de tomada de deci-são. Quando o preconceito é permitido nas companhias, pode haver erros nas decisões administrativas e isso leva à perda de competitividade”.

A gerente executiva de Engenharia de Produção da Área de Exploração e Produção, Solange da Silva Gue-des, enfatizou a importância da parceria da empresa com universidades e fornecedores no painel “Global Dee-pwater Technology Development”. Entre os destaques tecnológicos no pré-sal, Solange pontuou os avanços nas áreas de desenvolvimento de soluções avançadas de caracterização de reservatórios, tecnologias de perfura-ção e completação de poços, sistemas de equipamentos submarinos, integridade de instalações e processamento e tratamento de CO2.

O gerente executivo do pré-sal da Área de Explo-ração e Produção da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga, destacou os resultados do pré-sal durante o painel “Me-gaprojetos: Explorando as Oportunidades e Desafios”. Segundo o executivo, a estratégia adotada para o pré-sal é uma extensão da adotada para o desenvolvimento dos campos de águas profundas da Bacia de Campos a partir dos anos 80.

NavalWilson Sons inaugura segundo estaleiro

O Guarujá II, segunda unidade da Wilson Sons Esta-leiros, dobra a capacidade de produção da companhia, que fabrica rebocadores e embarcações de apoio offshore. Re-sultado de um investimento de US$ 60 milhões, o novo esta-leiro localizado no Guarujá / SP contar com uma capacidade de produção para 5.500 toneladas/ano. Isso signifi ca que o espaço comportará a construção de aproximadamente qua-tro navios de apoio offshore e até seis rebocadores por ano.

ERPIFS foca a sua atuação para atender às novas demandas do setor

A IFS ampliou sua atuação local através do fortaleci-mento da sua unidade no Rio de Janeiro e das iniciativas da região Nordeste, onde estão as atividades relacionadas a pe-tróleo. A empresa prevê investimentos para a contratação de novos recursos, a criação de parcerias e o desenvolvimento de um produto verticalizado para atender as demandas da área. A IFS possui um Centro de Excelência de Óleo e Gás na sua unidade da Noruega, que passa a transferir as melho-res práticas de atuação para a operação do Rio de Janeiro, que replicará também para o Nordeste.

Gerenciamento de poçosExpro quer crescer 15% em 2013

A Expro fechou contrato com a Queiroz Galvão, em par-ceria com a Baker Hughes, no valor de R$ 20 milhões. A empresa fornecerá serviços de sistemas de segurança sub-marinos, aquisição de dados, amostragem de fl uidos e análi-ses, intervenções com cabo e teste de formação com coluna. Este ano, a empresa tem planos de crescer 15% no Brasil.

Solange: avanços tecnológicos no pré-sal

Agência Petrobras

Dique seco: realização de reparos nas embarcações

Divulgação


Risers Wood Group Kenny fará análise de engenharia para Saipem

O Wood Group Kenny assinou um contrato com a Saipem para a análise de engenharia e projeto de confi guração do sistema de risers lazy-wave de aço - SLWR, para o campo de Sapinhoá Norte, na Bacia de Santos. O escopo do projeto inclui análise de resposta extrema, análise da fadiga de onda, vibrações induzidas por vórtex e análises de interferência. As tarefas devem ser realizadas em duas etapas: primeiramente na forma de um projeto de engenharia front-end do tipo fast-track e, em seguida, por meio de uma verifi cação detalhada do projeto.

Engenharia 1Radix fecha novo negócio com a Repar

A Radix fechou seu segundo contrato com a Refi naria Presi-dente Getúlio Vargas – Repar. Durante um ano a empresa será res-ponsável pelo planejamento e acompanhamento de toda a carteira de projetos que são executados na refi naria. O contrato é de R$ 1,5 milhão e inova em seu modelo – que será prestado remotamente e por produtos entregues.

Para atender aos estados do Sul do país e o Sul de São Paulo, a empresa abriu fi lial em Curitiba / PR. A previsão de faturamento para 2013 no Sul é de R$ 5 milhões. Até o fi nal do ano a Radix abrirá fi lial no estado de São Paulo e no Nordeste – a empresa já conta, além da sede no Rio de Janeiro, com escritório em Belo Horizonte / MG.

Plano de NegóciosSem novos projetos, Petrobras prevê investir US$ 236 bi até 2017

Engenharia 2Chemtech e OTZ Engenharia farão detalhamento de módulos para FPSOs

A Chemtech, em parceria com a OTZ Engenha-ria, foi escolhida pelo consórcio formado pelas em-presas DM Construtora de Obras/TKK Engenharia para realizar o projeto de detalhamento de três módu-los – dois de geração de energia e um de tratamento de gás – para seis FPSOs contratados pela Petrobras para a camada pré-sal.

GasodutoTuper assina contrato com a SCGgás para fornecer tubos

A Tuper será a fornecedora dos tubos de aço que serão utilizados na rede de distribuição de gás natural da terceira fase do projeto Serra Catari-nense. O contrato prevê o fornecimento de 2.000 toneladas de tubos de aço API 5L revestidos, de 12 polegadas por 6,35mm de espessura, que repre-sentam aproximadamente 40 km de gasodutos. A partir do lançamento da ordem de serviço, os cons-trutores terão dois anos para concluir a instalação do gasoduto.

A Petrobras pretende investir entre 2013 e 2017 US$ 236,7 bilhões. O novo Plano de Negócios, no entanto, não traz nenhum projeto novo – mantendo-se praticamente está-vel em relação ao planejado para o período 2012-2016. Do total, US$ 207,1 bilhões se referem a projetos já em fase de implantação. O restante engloba os projetos que ainda não tiveram viabilidade econômica confi rmada.

Apenas em 2013 serão aplicados R$ 97,7 bilhões – um incremento de 9,8%, descontada variação cambial e IGP-M, em relação ao investido em 2012.

O Plano foi montado em uma base que considera o preço do barril a US$ 100, com a taxa de câmbio variando entre R$ 2,00 e R$ 1,85 por dólar durante os cinco anos.

Os projetos da área de Exploração e Produção receberão 71% dos investimentos – US$ 147,5 bilhões, sendo US$ 24,3 bilhões programados para a exploração e US$ 106,9 bilhões para projetos de desenvolvimento da produção. A meta é ele-var a extração de óleo no Brasil para 2,75 milhões de barris até 2017 extraindo, volume que aumenta para 4,2 milhões, em 2020. A Área de Abastecimento receberá 27% do total –

US$ 64,8 bilhões. A área de Gás & Energia responderá por 4% dos investimentos – US$ 9,9 bilhões.

A Petrobras prevê obter US$ 9,9 bilhões com a venda de ativos.


O resultado fi nal da 11ª Rodada de Licitações de áreas para exploração de petróleo e gás mostrou que as oil companies ainda consideram o Brasil muito atrativo. Dos 289 blocos ofertados, 142 foram arrematados – gerando uma arrecadação recorde de R$ 2,8 bilhões. O recorde anterior, de R$ 2,1 bi-lhões, fora registrado em 2007, na 9ª Rodada. Para explorar as novas áreas as empresas vão investir R$ 6,9 bilhões. Foi tam-bém batido o recorde de bônus por um só bloco: o consórcio formado pela Total, Petrobras e BP ofertou R$ 345,9 milhões pelo FZA-M-57, na Foz do Amazonas. “Isso é grandioso”, avaliou a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard.

Para o governo, ter fi cado quase cinco anos sem oferta de novas áreas não foi um erro – e esse intervalo valorizou as áreas oferecidas. “Assumindo que tivéssemos feito a 11ª Rodada em 2009, mantendo a sequência de uma por ano, não havia a me-nor expectativa de que qualquer produção pudesse entrar antes de 2016 ou 2017. A única coisa que poderia ter mudado seria ter volumes adicionais para exportação em 2017 ou 2018 – o que, em princípio, não é um prejuízo para o país”, justifi ca o secretário de petróleo do Ministério de Minas e Energia, Marco Antonio Martins Almeida.

Das 30 empresas que arremataram blo-cos, 18 são estrangeiras – de 11 países – que foram atraídas principalmente pelos blocos da margem equatorial. As áreas terrestres, promissoras em gás, foram disputadas pelas empresas nacionais – com destaque para a Petra, que levou 28 blocos, a OGX, que ar-rematou 13 dos 32 blocos em que mostrou interesse, e a novata Ouro Preto, que sozinha arrematou dois blocos na Bacia de Parnaíba e um na Bacia de Barreirinhas. A empresa adotou uma estratégia de se concentrar na exploração de gás, em blocos terrestres, e de petróleo, no mar, e pagou, pelos três blocos R$ 14,8 milhões. “O governo está incenti-vando a produção de gás. E essa Bacia do Parnaíba já é uma produtora de gás, então estamos procurando nos alinhar com a polí-tica do governo”, disse o diretor de E&P da Ouro Preto, Sérgio Possato.

A Petra, que já explora gás natural nas bacias do Parnaíba, do Amazonas e do São Francisco, pagou cerca de R$ 109 milhões por 24 blocos nas Bacias do Tucano Sul e do Parnaíba, além de quatro em parceria na Bacia de Pernambuco-Paraíba. A Queiroz Galvão desembolsou R$ 94 milhões em oito blocos nas bacias de Foz do Amazonas, Ce-ará, Espírito Santo e Pernambuco-Paraíba.

Para adquirir os 13 blocos, a OGX acabou desembolsando R$ 376 milhões – com ágio de 13.505% em um deles. A em-

presa fez parcerias com a Total, Queiroz Galvão e Exxon Mobil.

Magda Chambriard avalia que o apetite de-monstrado pela Bacia do Parnaíba abre boas perspectivas para a 12ª Rodada – agendada para novembro deste ano, a Rodada trará áreas com potencial para produção de gás.

A Petrobras teve uma participação relativa-mente modesta: em consórcio ou sozinha levou 34 blocos nas bacias de Parnaíba, Espírito Santo, Barreirinhas e da Foz do Amazonas, a um custo de R$ 537,9 milhões. Só que desta vez abriu mão da condição de operadora na maioria deles. O mi-nistro de Minas e Energia, Edison Lobão – que assistiu primeiros lances da Rodada – afi rmou que

o governo não trabalha com a hipótese de mudar a condição de operadora única da Petrobras no regi-me de partilha de produção das áreas do pré-sal. A primeira rodada nesse regime está agendada para outubro – quando a ANP oferta a área de Libra.

BG e Total venceram a disputa em dez blocos cada. “Saímos daqui muito satisfeitos em renovar a parceria com a Petrobras e com a Galp, que já tem muito sucesso no BM-S-11”, disse o presi-dente da BG no Brasil, Nelson Silva. Na Bacia de Barreirinhas, a BG arrematou, sozinha, seis blocos, além de outros quatro em consórcio com a Petrobras e a Petrogal. A empresa gastou R$ 415,5 milhões em bônus e prevê investir mais US$ 500 milhões na perfuração de sete poços.

O segundo maior investimento estrangeiro

Extremamente satisfeitosDisputa por blocos e arrecadação recorde confi rmam atratividade das bacias brasileiras

Sheila Gomes, da Petra: 28 blocos arrematados

Denis Besset: maior ágio da Rodada

Nelson Silva: parceria com Petrobras


Destaques da 11ª Rodada de LicitaçõesBlocos exploratórios289 blocos oferecidos

49%

142 blocos arrematados

Empresa Blocos Arrematados Total de Bônus OfertadoPetrobras 34 R$ 537.913.428,00BG 10 R$ 415.500.000,00OGX 13 R$ 376.010.743,00Total 10 R$ 371.932.453,00BP 8 R$ 261.263.096,00Statoil 6 R$ 195.020.507,00Petra 28 R$ 111.519.473,30Queiroz Galvão 8 R$ 94.906.652,40Exxonmobil 2 R$ 63.871.113,00Pacifi c 3 R$ 58.491.370,90Premier 3 R$ 49.044.726,50Ecopetrol 3 R$ 44.558.050,00Petrogal 9 R$ 37.851.000,00Gran Tierra 3 R$ 33.330.000,00Chevron 1 R$ 31.358.050,00BHP 2 R$ 30.150.000,00CEPSA 2 R$ 30.100.000,00Brasoil Manati 4 R$ 19.322.409,00Ouro Preto 3 R$ 14.807.597,00Nova Petróleo 5 R$ 11.647.000,00Geopark 7 R$ 10.200.000,00Sabre 3 R$ 6.800.000,00Chariot 4 R$ 4.256.572,00Cowan 6 R$ 3.760.000,00UTC 3 R$ 2.750.000,00Imetame 7 R$ 2.740.999,97Alvopetro 3 R$ 1.088.296,32Irati 2 R$ 500.000,00Niko Resources 2 R$ 212.112,90

foi feito pela Total: R$ 371,9 milhões. O diretor executivo da empresa, Denis Pallu-at de Besset, explicou que a Bacia da Foz do Amazonas – onde está localizado o blo-co mais valorizado da Rodada – tornou-se atrativa diante das des-cobertas anunciadas em áreas similares da Costa Oeste da África e Guiana Francesa. 14 dos 97 blocos oferta-dos na Bacia foram arrematados.

O presidente da Statoil no Brasil, Tho-re Kristiansen, disse que a empresa desem-bolsou R$ 195 mi-lhões por seis blocos na Bacia do Espírito Santo porque pretende continuar crescendo no país. “O cenário do petróleo no Brasil é estável há alguns anos, o que nos dá tranqui-lidade para continuar produzindo no País”.

O bônus ofertado pelas empresas fi cou 797% acima do mínimo exigido pela ANP. Em relação ao programa exploratório mínimo, o ágio foi de 628%. Os índices de conteúdo local fi caram abaixo da média das rodadas anteriores: 62,3% na fase de exploração e de 76% na fase de desenvolvimento da produção.

Thore Kristiansen: cenário estável

Manifestantes da CUT, da Federação Única dos Petroleiros, da União Nacional dos Estudantes e do PSTU se reuniram em frente ao hotel onde ocorreu a 11ª Rodada para protestar contra a concessão das áreas

Sergio Possato: interesse em gás

Notícias da Petrobras


TecnologiaPetrobras começa a testar padrão Foundation for ROM

A Petrobras deu início aos testes com o padrão Foun-dation for Remote Operations Management - ROM. A Fieldbus Foundation fechou a parceria com a petroleira para validar o padrão, projetado para fornecer uma infra-estrutura integrada para o gerenciamento de ativos em aplicações remotas.

A companhia instalou os instrumentos de medição – seis medidores de temperatura, dois medidores de pres-são, duas válvulas on/off com indicador de posição e um display – na planta piloto PC-3, em seu centro de pes-quisas. As informações seguem, via sinal de rádio, para outra área do cento de pesquisas, onde serão trabalhadas. “Vislumbramos como sendo uma tecnologia muito inte-ressante para aplicações na Petrobras e em outras compa-nhias que requerem a integração de informações oriun-das de áreas remotas”, avalia o gerente de automação do Centro de Pesquisas da Petrobras, Alexandre Müller.

Além da Petrobras, a Foundation Fieldbus já fechou acordo com a Reliance, Shell e Saudi Aramco.

O padrão Foundation for ROM fornece interface para as tecnologias sem fi o usa linguagem EDDL e blocos de função para garantir a interoperabilidade dos equipa-mentos e sistemas. Com o desenvolvimento do conceito Association Block, os módulos de equipamentos são des-critos em transducers. “O que temos com o ROM é a ga-rantia de acesso completo a todas as funcionalidades dos equipamentos”, explica o diretor de Desenvolvimento da Smar, Libânio de Souza.

Plano estratégicoPetrobras vai incluir gás não convencional em revisão de planejamento

A Petrobras deve apresentar em julho seu Plano Estratégico 2030, com as diretrizes de investimentos da companhia para as próximas décadas. Segundo a presidente da empresa, Maria das Graças Foster, o interesse no gás onshore estará contemplado na carteira de projetos. O plano estratégico deverá ser anunciado pela Petrobras até julho.

FinanciamentoPetrobras capta US$ 11 bi para saldar dívidas e investir

A Petrobras vai utilizar uma fatia de US$ 6 bilhões – do total de US$ 11 bilhões captados – em seu plano de investimentos. Os US$ 5 bilhões restantes serão utilizados para saldar dívidas. A captação é a maior já realizada em um mercado emergentes. Os recursos foram levantados em seis diferentes tipos de bônus em dólar, com vencimentos que variam entre três e 30 anos.

PromefTranspetro retoma contratos de 12 navios com Estaleiro Atlântico Sul

A Transpetro assinou os aditivos para a retomada dos Con-tratos de Compra e Venda de 12 navios encomendados ao Esta-leiro Atlântico Sul, que integram o Programa de Modernização e Expansão da Frota – Promef. Os contatos estavam suspensos desde maio de 2012, quando a coreana Samsung deixou de ser parceira tecnológica do estaleiro. Agora o Estaleiro Atlântico Sul terá assistência técnica da japonesa IHI Marine United.A retomada dos contratos aconteceu dois dias após a cerimônia que marcou a primeira viagem do navio Zumbi dos Palmares, segundo petroleiro construído pelo Estaleiro.

Equipamentos instalados na planta piloto do Cenpes

Agência Petrobras

Zumbi dos Palmares: segundo petroleiro entregue pelo Estaleiro Atlântico



EquipamentosCompressores da Man Diesel & Turbo irão equipar FPSOs

A Petrobras encomendou à Man Diesel & Turbo seis compressores parafuso que serão instalados em módulos de compressão de gás em plataformas. A Iesa Óleo e Gás S/A, que montará os módulos, tem ainda uma opção para adquirir outras duas unidades. Cada sistema comprime o gás extraído em duas fases, usando uma combinação de dois tipos de compressor parafuso - dos tipos Skuel e CP. Na aplicação, os turbo-compressores levam o gás a uma pres-são de descarga superior a 500 bar, para ser reinjetado no poço.

ProrefamPetrobras contrata 23 navios de apoio

A Petrobras aprovou a contratação de 23 embarcações de apoio – que fazem parte da quarta rodada do Plano de Renovação de Em-barcações de Apoio Marítimo - Prorefam. A Galáxia Marítima, do Amazonas, arrematou quatro navios do tipo PSV 4500 e quatro do tipo OSRV 750. Starnav, de Santa Catarina, irá fornecer quatro PSV; Astromarítima, do Rio de Janeiro e Oceanpact, do Rio Grande do Sul, arremataram quatro OSRV cada uma; e a Geo-navegação, do Rio de Janeiro, irá fornecer dois OSRV e um PSV. As embarcações cumprirão requisitos de conteúdo local de 60% e serão construídas no Brasil. Em julho, a Petrobras irá ao mercado para contratar outras 24 embarca-ções de apoio marítimo.

VedaçãoEagleBurgmann fornece selos para bombas do Osvat

A subsidiária brasileira da EagleBurgmann está fornecendo selos mecânicos que usam tecnologia DiamondFace para as estações de bom-beamento do oleoduto Osvat, nas estações de São Sebastião, Rio Pardo e Guararema / SP. Cada unidade de bombeamento deste oleoduto possui quatro bombas que já estão preparadas para receber fl uidos com alta viscosidade.

A empresa também forneceu selos mecânicos e planos de selagem para os FPSOs replicantes que irão produzir petróleo e gás na área do pré-sal da Bacia de Santos.

Royalties Petrobras terá que refazer cálculo para Albacora

A Agência Nacional do Petróleo determinou que a Petrobras refaça os cálculos de produção de gás natural das plataformas P-25 e P-31, localizadas no Campo de Albacora, na Bacia de Campos. A ANP en-tendeu que a Petrobras calculou a medição de forma irregular, antes da separação, reduzindo pagamento de royalties e participações especiais de janeiro de 2003 a agosto de 2009. A Petrobras enviou recurso à ANP.

Subsea 1Aker assina contrato de longo prazo com Petrobras

A Aker Solutions fechou um contrato de aproximadamente U$ 800 milhões para fornecer equipamentos submarinos para a Petrobras até 2018. O contrato abrange 60 conjuntos de árvores de natal submarinas verticais, sistemas de controle submarinos, ferramentas e peças de repo-sição, que serão instalados nos campos do pré-sal.

Subsea 2FMC Technologies fornece manifolds para pré-sal

A FMC Technologies fechou contrato de US$ 130 milhões com a Pe-trobras para o fornecimento do primeiro sistema subsea de manifolds para o pré-sal. O acordo inicial prevê três manifolds, ferramentas, peças de reposi-ção e sistemas de integração com os controles subsea. A entrega dos equipa-mentos está prevista para 2015. Toda a sua construção será feita no Brasil.

Refi noPetrobras atinge novo recorde de processamento

A Petrobras atingiu novo recorde diário de processamento de petró-leo nas suas refi narias. A carga refi nada em 30 de março foi de 2,137 mi-lhões de barris – no dia 3 de março, a companhia havia atingido a marca de 2,125 milhões de barris de petróleo processados.

Compressor produzido pela Man: reijeção de gás nos poços

Divulgação



TermelétricasAlstom renova contrato de manutenção

A Alstom Power renovou por sete anos um contrato de manutenção para prestar assistência técnica para 11 turbinas a gás, quatro turbinas a vapor e 14 geradores instalados nas usinas ter-melétricas de ciclo combinado Termorio, Pirati-ninga e Termobahia. O contrato, no valor apro-ximado de € 90 milhões, compreende serviços de assistência técnica e peças para manutenção.

SegurançaSulzer Pumps fornecerá sistemas de combate a incêndio para FPSOs

A Sulzer Pumps irá fornecer 12 sistemas de combate a incêndio que serão instalados em quatro FPSOs – construídos pelo Estaleiro En-seada do Paraguaçu, as plataformas serão alo-cadas na área da Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos. Cada FPSO terá três sistemas de combate a incêndio com acionamento diesel-hidráulico, contendo bombas centrífugas, motor a diesel, unidade hidráulica, sistema de detecção de incêndio e gás, container e acessórios.

ProdesinPetrobras vende participação de 20% em seis blocos do Golfo do México

A Petrobras assinou um Contrato de Compra e Venda para alienação da sua par-ticipação de 20% nos blocos exploratórios KC 49, 50, 92, 93, 94 e 138 no Golfo do México. Estes blocos compõem o ativo de-nominado Gila e têm como operadora BP. Esta operação faz parte do programa de desin-vestimento da Petrobras - Prodesin. A compania receberá US$ 110 milhões, além da participação em um bloco exploratório, adjacente ao campo de Tiber, no qual já está presente. A conclusão do negócio ainda depende de aprovação do Bu-reau of Ocean Energy Management - órgão re-gulador nos EUA.

Resultado fi nanceiroParadas de manutenção reduzem produção no primeiro trimestre

O ritmo de paradas programadas para manutenção de plataformas afetou o resultado fi nanceiro da Petrobras no primeiro trimestre do ano. A produção foi 5% menor do que a registrada no primeiro trimes-tre de 2012. No período, foram extraídos em média 1.910 mil barris de óleo por dia. Somente as paradas programadas representaram 23 mil barris por dia a menos. O declínio natural dos campos contribuiu para a queda de 11 mil barris por dia. Além disso, a companhia fi nali-zou a extração através dos sistemas de produção antecipada em Baúna e Jubarte. O diretor de Exploração e Produção, José Formigli, disse que o número de paradas programadas se manterá no mesmo patamar pelo segundo trimestre, mas diminuirá a partir do próximo semestre.

Como resultado da queda na produção e do aumento das necessi-dades de refi no, a Petrobras reduziu as exportações de petróleo para 215 mil barris por dia. Com o aumento nas importações de petróleo, a companhia registrou um défi cit de 269 mil barris diários.

A Petrobras registrou lucro líquido de R$ 7,69 bilhões no primeiro trimestre de 2013 – uma queda de 17% quando comparado com o mesmo período de 2012, quando registrou lucro líquido de R$ 9,21 bilhões.

Um dos destaques do balanço da Petrobras do primeiro trimestre foi a evolução dos índices de efi ciência operacional – que chegaram a 75,7% na Unidade de Operações da Bacia de Campos - UO-BC. Sem o Programa de Efi ciência Operacional - Proef, o indicador estaria em 69,8%. Os ganhos na Unidade de Operações Rio – UO-Rio foram de 20 mil barris por dia, com efi ciência média de 91%.

Resultados fi nanceiros(1º tri - 2013)

PesquisaIEN desenvolve tecnologia de radiotraçadores

O Instituto de Engenharia Nuclear está desen-volvendo a tecnologia de radiotraçadores aplicados à indústria de petróleo e gás natural. Uma grande vantagem dessa tecnologia é a possibilidade de serem efetuadas intervenções sem infl uenciar na operação normal da instalação. Pela introdução de uma pequena quantidade de material marcada com um isótopo radioativo, tanto componentes isolados como todo o conjunto de uma unidade in-dustrial podem ser avaliados e as possíveis falhas operacionais localizadas. A alta sensibilidade de detecção dos sistemas empregados permite o uso de concentrações baixas do radiotraçador, de modo a não representar risco radiológico para a saúde dos trabalhadores e também não causar danos ou contaminação radiológica/química ao equipamen-to e ao ambiente. Financiada pela Finep, a pesquisa é coordenada pelo físico Luís Brandão, está na fase de desenvolvimento de metodologias para estudo de processos industriais na área de petróleo e gás natural – a aferição e calibração de medidores de vazão para derivados do petróleo, o estudo de tem-pos de residência em unidades de processamento químico de petróleo, a localização de pontos de obstrução em unidades de transporte de petróleo e derivados e a avaliação de unidades de tratamento de efl uentes em instalações petroquímicas.

Pegada de carbonoBraskem emite menos CO2 que indústrias americanas e europeias

Primeira empresa do setor químico a tornar pública a Pegada de Carbono de seus produtos, a Braskem conseguiu reduzir sua emissão de ga-ses de efeito estufa em 12,8% entre 2008 e 2012. Esse avanço fez com que os números de Pegada de Carbono apresentados pela empresa fossem me-lhores que os produtos equivalentes produzidos na Europa e EUA. A cada tonelada de PP, a Braskem emite 1,33 toneladas de CO2 – nos EUA, a média é de 1,34 t CO2/t e na Europa 1,97 t CO2/t. No caso do PEAD, a Braskem emite 1,42 toneladas de CO2 para cada tonelada, enquanto as americanas emi-tem 1,48 t CO2/t e as europeias 1,93 t CO2/t.

Biopolímeros 1Produção deve crescer 240% até 2020

A capacidade de produção de biopolímeros deve crescer de 3,5 milhões de toneladas em 2011 para qua-se 12 milhões de toneladas em 2020, segundo um es-tudo realizando pela agência alemã Nova-Institut. Isso representará aproximadamente 3% da produção global de polímeros, estimada em cerca de 400 milhões de toneladas em 2020. Os maiores investimentos estão previstos para a Ásia e América do Sul, devido ao melhor acesso à matéria-prima e um cenário político favorável.

Biopolímeros 2Braskem vai produzir PEBD renovável

A Braskem decidiu usar o eteno obtido a partir da cana-de-açúcar para produzir polietileno de baixa den-sidade. A produção anual será de aproximadamente 30 mil toneladas e o produto estará disponível para o mer-cado a partir de janeiro de 2014. Para viabilizar a pro-dução da nova linha, foram realizados investimentos para a interligação das fábricas e alguns equipamen-tos. A produção terá duas opções de tecnologia para possibilitar a produção de um portfólio de resinas com diferentes características e que permita atender uma maior variedade de aplicações. A Braskem já produz o polietileno de alta densidade - PEAD e baixa densida-de linear - PEBDL em escala industrial desde setembro de 2010.

SSMABraskem reduz taxa de acidentes

Em dez anos a Braskem reduziu em 90% a taxa de acidentes. No ano passado, 11 unidades industriais não registraram acidentes com ou sem afastamento - na planta de polietileno em Camaçari / BA, a empre-sa atingiu a marca histórica de mais de 10 anos sem acidentes. No pólo do ABC, em São Paulo, a unidade de Insumos Básicos e Petroquímicos reduziu em 69% o número de acidentes e as plantas de Polipropileno e Polietileno reduziram em 100% entre 2010 e 2012. Os treinamentos de segurança e aplicações das “Regras de Ouro”, que contemplam nove itens com objetivo de reforçar a segurança e o valor das pessoas dentro da companhia, foram responsáveis por signifi cativa redu-ção na taxa de acidentes.


Capacitação 1Petrobras assina convênio com Senai para desenvolvimento de simuladores

A Petrobras e o Senai assinaram convênio para o de-senvolvimento de simuladores e ambientes virtuais. Serão produzidos 14 novos simuladores de operações a serem utilizados para capacitação de profi ssionais da indústria de óleo e gás nos próximos cinco anos. O investimento de R$ 83,6 milhões é proveniente da aplicação de recursos asso-ciados aos investimentos obrigatórios em Pesquisa e De-senvolvimento e em treinamento num montante de 1% do faturamento dos campos que pagam participação especial.

Capacitação 2Braskem exporta programa de capacitação para o México

A Braskem está levando para o México o programa de capacitação dos integrantes que atuarão na planta da Braskem Idesa. Até o início das operações, em 2015, de-verão ser formados cerca de 400 operadores. Para a capaci-tação, a Braskem leva a base da metodologia de formação por competências já aplicada no Brasil em parceria com o Senai, e para fomento do treinamento na região, atua-rá também com a Universidad Tecnológica Del Sureste de Veracruz. O Senai será responsável pela elaboração do material didático e pela coordenação técnico-pedagógica. A primeira turma já contará com 140 alunos, que serão treinados por cinco meses. O programa de Formação de Operadores já conta com um investimento anual de R$ 1,2 milhão no Brasil – para formar operadores para as 29 plan-tas da empresa.

TecnologiaShell investirá em empresas inovadoras

A Shell Technology Ventures, braço de empreendimen-tos corporativos da Shell, irá buscar fora da empresa projetos inovadores voltados ao setor de petróleo e gás. Até o fi nal da década, a empresa vai investir em empresas de tecnologia, tecnologias de spin-out e fundos externos de venture capital. As principais áreas de interesse são a produção e conversão de gás natural, mapeamento geofísico, produção e conversão químicas, novos materiais, aumento da recuperação de óleo e tratamento de água. Também poderão ser contemplados tec-nologia da informação, perfuração e completação de poços, sensoriamento submerso; produção em ambientes desafi an-tes; efi ciência operacional e tecnologias para as energias do futuro. A Shell proporcionará acesso à sua estrutura global de pesquisa, testes de campo e servirá como “cliente desencade-ador” dessas novas tecnologias.

Fornecedores Ecolab conclui aquisição da Champion

A Ecolab concluiu a aquisição da Champion Technologies e de sua empresa coligada Corsicana Technologies. O total da transação, incluindo a dívida assumida, foi de aproximada-mente US$ 2.3 bilhões. Especializada em produtos e servi-ços de energia para o segmento de óleo e gás, a Champion Technologies faturou aproximadamente US$ 1,3 bilhões em 2012. Com a aquisição da Champion Technologies, a uni-dade de negócios de Serviços de Energia passa a se chamar Nalco Champion. No Brasil, a unidade de negócios passa a incorporar 70 novos funcionários e uma unidade de produção em Macaé / RJ.

Certifi cação Esab atualiza certificados

A Esab confi rmou em janeiro de 2013 a atualização dos certifi cados ISO 9001, ISO14001 e OHSAS 18001. As certifi cações são relativas a todo o Grupo, abrangendo to-dos os funcionários, unidades e atividades no mundo todo, como por exemplo, administração, desenvolvimento, pro-jetos, compras, estoque, produção, vendas e serviços de produtos para soldagem e corte. A ESAB foi a primeira fornecedora de produtos para soldagem a ter uma unidade de produção com certifi cação ISO14001, em 1999, e a es-tendeu a todo o Grupo em 2006. A empresa decidiu incluir também a Saúde e a Segurança no sistema de gestão, e em 2008, o certifi cado foi estendido para cobrir também o OHSAS 18001.


No Núcleo de Treinamento Offshore, no Rio de Janeiro, já estão instalados três simuladores

Agência Petrobras

ReúsoViapol fornece solução para Projeto Aquapolo

A Viapol foi responsável pelo fornecimento de 3.074 Kg de Vitpoli ECO Verde – que tem a função de proteger a estrutura de concreto das substâncias agressivas contidas no esgoto e dos produtos químicos utilizados para a sanitização da água – para a Estação Produtora de Água Industrial do Projeto Aquapolo. Inaugurado em novembro de 2012, o Aquapolo é fru-to da parceria entre a Foz do Brasil e a Sabesp, e tem capacidade para produzir até 1.000 litros por segundo de água de reúso para fi ns industriais a partir do esgo-to tratado.

Projeto Aquapolo: proteção para estrutura de concreto

EmissõesEnfil atua no revamp dos sistemas antipoluição

A Enfi l está atuando na atualização e moderni-zação de equipamentos de proteção ambiental ins-talados nas décadas de 1980 a 2000. “A necessidade de atualização é decorrente do tempo de uso com o desgaste dos materiais, mesmo havendo adequa-da manutenção, e a maior parte do nosso parque da indústria de base tem 20 ou mais anos”, destaca o diretor da empresa, Franco Tarabini Jr.

Para ampliar sua atuação na área a Enfi l desenvol-veu e absorveu novas tecnologias e sistemas que per-mitem otimizar o processo de revamp ou upgrade nos sistemas de retenção de particulados e gases. Entre eles o software CFD Computational Fluid Dynamics, que possibilita dimensionar os sistemas e reformá-los para obter maior efi cácia. A empresa também assinou acordo com a Hitachi do Japão para uso da tecnologia MEEP, que obtém uma efi ciência superior, e é especialmente utilizada naquele país, e em outros, em usinas de ener-gia a carvão e em unidades de sinterização.

SaneamentoSindesam sugere política de conteúdo local ao Plansab

Os diretores do Sindicato Nacional das Indústrias de Equipa-mentos para Saneamento Básico e Ambiental sugeriram que o Pla-no Nacional de Saneamento Básico adote uma clausula que priori-ze o conteúdo local nos moldes do que já é adotado pelo BNDES. Pesquisa realizada entre os associados do Sindesam aponta redução média de 20% no número de empregados nas empresas do setor, provocada pela importação de equipamentos. “Se tudo permanecer como está, este ano haverá uma nova redução de 20%”, ressalta o presidente do Sindesam, Valdir Folgosi. O Plansab vem sendo discutido desde 2007, no âmbito do Ministério das Cidades.

Edifícios sustentáveisBosch e Henkel se unem à Bayer em programa

O Programa EcoCommercial Building, iniciativa liderada pela Bayer MaterialScience, ganhou a parceria da Bosch e a Henkel. A Bosch contribuirá com soluções de Energia e Tecnologias da Cons-trução – como painéis fotovoltaicos para a geração solar de energia elétrica limpa, aquecimento de água solar e sistemas de segurança para controle de acesso e detecção de incêndio. Já a Henkel forne-cerá produtos que contribuem para diversas aplicações na indústria da construção civil.

Água 1Petrobras economiza mais de 23 bilhões de litros de água em 2012

Em 2012, o volume de água reusada pela Petrobras superou 23 bilhões de litros, quantidade sufi ciente para suprir 11% das ativi-dades. O volume é quase 7% superior em relação ao ano anterior, quando foram reutilizados 21,5 bilhões de litros. A conclusão de novos projetos de reúso em refi narias permitirá à Petrobras alcan-çar, em 2015, uma economia superior a 35 bilhões de litros de água por ano.

A Regap foi a primeira refi naria a reutilizar o efl uente em seu sistema de resfriamento, empregando o processo de dessalinização por eletrodiálise reversa - EDR. Com essa tecnologia, a unidade eco-nomizou, em 2012, 420 milhões de litros de água. No ano passado, a Revap também passou a contar com uma nova estação de tratamento de despejos industriais, com capacidade para tratar até 300 mil litros por hora de efl uentes, o que pode levar a uma economia de até 2,6 bilhões de litros de água por ano. A unidade implantou um projeto pioneiro no uso da tecnologia de biorreatores a membranas - MBR para tratamento biológico de efl uentes oleosos de refi narias. A Re-par também inaugurou, em dezembro de 2012, uma nova estação de tratamento de despejos industriais com a tecnologia de MBR, que permitirá o reúso de 200 mil litros por hora de efl uentes.


Água 2Estudantes de SC e SP vencem Prêmio Enfil

Mauro Valério da Silva, do Ipen/USP, na categoria Dissertação de Mestrado e Lucila Adriani Coral, da Universidade Federal de Santa Catarina na categoria Dissertação de Doutorado, venceram a edição 2012-2013 do Prêmio Enfi l “Inovação em Tecnologias Ambientais”. Entre os dez trabalhos encaminhados pelo curador do prêmio – Profº Ivanildo Hespanhol – Mauro buscou incorporar os lodos provenientes das estações de tratamento de água e das cinzas resultantes da queima de carvão em uma massa utilizada na fabricação de tijolos ecológicos, e Lucila abordou a aplicação do ozônio como etapa de pré-tratamento para evitar a presença de cianotoxinas e reduzir o número de células ao fi nal do tratamento de águas superfi ciais oriundas de ambientes eu-trofi zados e com presença de cianobactérias.

PesquisaCoppe e Petrobras implantarão centro hiperbárico

A Coppe/UFRJ terá o maior centro hiperbárico do Brasil volta-do para testes em escala real de equipamentos e estruturas de grande porte usadas na exploração e produção de petróleo e gás em águas profundas e ultraprofundas. Fruto de uma parceria entre a Coppe e a Petrobras, o centro terá aproximadamente 850 m² de área construída e contará com duas câmaras hiperbáricas capazes de simular ambientes marinhos de até 13 mil metros de profundidade.

Na instalação, serão testados equipamentos como válvulas sub-marinas, ferramentas de instalação de equipamentos e módulos de controle submarinos. Além disso, poderão ser desenvolvidas novas técnicas de manutenção e inspeção submarina, conexões especiais e outros equipamentos da área de processamento submarino. O centro hiperbárico tem inauguração prevista para 2016.

BioquimicaFinep aprova projetos não reembolsáveis do Paiss

A Financiadora de Estudos e Projetos - Finep aprovou seis subvenções econômicas e um pro-jeto cooperativo do Plano Conjunto de Apoio à Inovação Tecnológica Industrial dos Setores Sucroenergético e Sucroquímico - Paiss. Foram benefi ciadas cinco empresas – VTT Brasil, Dow, Braskem, Methanum e Baraúna/USP – com um total de R$ 39,4 milhões para projetos voltados para tecnologias para produção do etanol 2G e novos produtos a partir da cana-de-açúcar.

EventoShell reúne especialistas em Encontro de Inovação

O cientista chefe mundial da Shell, Gerald Schotman destacou a importância do gás natural para o futuro, e sua crescente parcela na produção da companhia, durante o 2º Encontro de Inovação da empresa, realizado no Rio de Janeiro. “Inovação está relacionada à forma com que pensamos e cria-mos novas parcerias. Na Shell, nós buscamos inovar até mesmo na forma de inovar”, disse Schotman, no painel “Papel da inovação e tecnologia para garantir um futuro de energia sustentável”.

O Encontro de Inovação reuniu especialistas da própria companhia e do mercado para discutir os desafi os e inovações tecnológicas para atender à futura demanda global de energia.

Produtos & Serviços


Água O Serviço de Deionização Integral da Veolia Water possibilita o fornecimento de água de qualidade cons-tante em qualquer capacidade e sem a necessidade da implantação de equipamentos próprios. Os cilindros de tratamento são fornecidos pela Veolia Water em regime de locação e o acompanhamento da operação inclui reposição periódica das resinas. O serviço tam-bém atua em setores específi cos que pedem soluções especiais. A Veolia Water conta com uma central pró-pria de regeneração de resinas, especialmente proje-tada e construída para dar segurança e qualidade ao serviço.

Literatura

O Manual de Filtração, de autoria de Marcos Gomes de Oliveira, preenche a lacuna na bibliografi a nacio-nal sobre fi ltração industrial. Cada sistema é tratado em capítulos específi cos visando possibilitar ao leitor agregar conhecimentos em áreas distintas, abordados em uma sequência lógica e detalhada de cada sistema com suas confi gurações e características técnicas fun-cionais. Para maior amplitude global, dois capítulos são dedicados a gestão aos fundamentos e conceitos da fi ltração que são temas comuns aos demais capí-tulos, além das normas nacionais e internacionais que estão detalhadas em cada capítulo. Aborda ainda a redução de custos, atendimento a legislações ambien-tais, qualidade de vida, aumento da produtividade, proteção de equipamentos e saúde ocupacional.

Análise de riscoO software Safeti Offshore, que avalia potenciais perigos e riscos associados, carrega a experiência da DNV em análise quantitativa de risco no mar - QRA em seu aplicativo e reco-nhece que instalações offshore envolvem processos comple-xos com desafi os específi cos. A análise envolve desde folhas de cálculo - com a validação inerente e problemas de rastre-abilidade - por meio de dinâmica de fl uidos computacionais detalhados e simulações. A metodologia foi desenvolvida para atender os requisitos das normas internacionais, como ISO 17776 e Norsok Z-013. Todos os cenários de aciden-tes de hidrocarbonetos são considerados, incluindo incêndio, explosão, tóxicos e fumaça. Além disso, a análise detalhada é fornecida para modelar potenciais efeitos em dominó na função de segurança.

Tubos Traceados Os Tubos Traceados com Isolamento Swagelok são projetados para manter a temperatura do fl uído, atra-vés de uma resistência elé-trica ou de uma linha de vapor. Permitem o controle da viscosidade do fl uído, o que facilita o escoamento e pode ser aplicado em atmos-feras explosivas. Podem ser utilizados para conectar linhas de processo a analisadores, para proteção contra congelamento, linhas de retorno de con-densado, linhas de transferência de amostras em plantas quí-micas ou refi narias, linhas de instrumentação de ar ou gás, e linhas de analisadores. Estão disponíveis nas dimensões de 1/8’’ até 3/4” de diâmetro externo, com 1 ou 2 tubos de pro-cesso, podendo ser confeccionados em aço inoxidável 316, 316L, latão e PFA.

Válvulas Uma iniciativa corporativa da Metso está ampliando o nú-mero de válvulas certifi cadas para os mais rigorosos padrões de emissões ambientais. Válvulas Neles e Jamesbury foram certifi cadas para atender às exigências ISO15848-1, e outras normas de regiões específi cas como TA-Luft (Alemanha) e EPA 40 partes CFR 60/63 (EUA). As válvulas com ISO 15848-1 cumprem as normas de emissões mais rigorosas e é um requisito obrigatório da maioria dos projetos nas indús-trias de petróleo e gás em todo o mundo.Os produtos Met-so que atendem a ISO 15848-1 estão preparados para classe mais alta de temperatura (400 º C com grafi te); classe baixa de vazamento (B); Classe A (foles de estanqueidade) da sé-rie criogênica com grafi te. As válvula Metso minimizam as emissões fugitivas, mesmo em altas temperaturas de opera-ção, atendendo às demandas de plantas de processamento de hidrocarbonetos.



Isolamento A Morgan Thermal Ce-ramics anuncia sua nova Manta FireMaster Marine Plus, um isolamento contra incêndio leve que oferece economia de até 30% com-parada com a manta padrão FireMaster e os produtos de isolamento contra incêndio de fi bra mineral tradicional. Projetada para atender às normas mais rígidas de desem-penho numa variedade de estruturas de convés e antepara de alumínio, aço e compostos, a Manta FireMaster Ma-rine Plus oferece proteção contra incêndio de celulose e hidrocarbonetos. Sistemas certifi cados incluem anteparas e convés de aço e alumínio Classe A, construções de em-barcações de alta velocidade construídas a partir de placas de alumínio de 2 mm e anteparas e convés de painel san-duíche composto classifi cado como 30 e 60 minutos.

Bomba dosadoraA Milton Roy, representada no Brasil pela Vibropac, traz novas bombas dosadoras eletromagné-ticas Excel AD8 e AD9. A série AD9, graças a suas numerosas funções de programação, aten-de a tratamento de água quente sanitária, tratamento de água de resfriamento, tratamento de água municipal e tratamento de lamas, e outros setores como enchimento, processos de dosagem contínua e processos automatizados. A taxa de administração calculada é exi-bida em l / h ou GPH, e compatível com a maioria dos produtos químicos utilizados. Pode ser adaptada para o processo e seu controle pode ser manual, por pulso, por sinal 4-20 mA, através de temporizador sequencial, por batelada, divisão de pulso/multiplicação, saída de 24 VDC ou controle on/off remoto.

Software A Aspen Technology adquiriu os softwares Pipeline Sche-duling System - PSS e Dock Scheduling System - DSS, da Refi ning Advantage, e mantém no mercado tanto o PSS – uma ferramenta de programação de dutos que permite que refi narias e terminais com dutos otimizem as programa-ções para dutos e melhorem a lucratividade e a segurança – quanto o DSS – usado para programar docas, poupando custos de compensação pela demora de um navio no porto em função de atrasos em carga ou descarga.Eles se integram aos produtos de Cadeia de Abastecimen-to de Petróleo da AspenTech, que inclui o Aspen PIMS e o Aspen Petroleum Scheduler, que possibilita a elaboração rápida, precisa e colaborativa de agendas de refi naria.

Secagem Com a implantação do novo departamento Vomm Servi-ce, todas as vantagens do circuito fechado estão disponí-veis para prestação de serviço. O circuito fechado Vomm foi desenvolvido para superar uma das maiores difi cul-dades da secagem térmica de lodos gerados em ETE ou em processos industriais: as emissões geradas. A solução consiste em fazer voltar na própria unidade modulada de secagem toda e qualquer emissão de ar, condensando os vapores liberados no lodo seco junto com alguns sólidos solúveis e retirando do circuito os incondensáveis. Desta forma, se alcançou o objetivo de emissão zero, sem falar dos líquidos condensados que normalmente são recupera-dos na lagoa da ETE. Para condensação dos vapores, tam-bém foi desenvolvido um turbo condensador de excelente troca térmica e mínima área ocupada, que tem grandes vantagens porque evita a sujeira dos cilindros e dos pratos existentes nos sistemas tradicionais de condensação (self cleaning).

Trocadores de calorA American Society of Mechanical Engineers - ASME certifi cou o sistema de qualidade da Tranter Latin Ameri-ca – o certifi cado garante que os trocadores de calor pro-duzidos e aqueles que passam pelos serviços da Tranter estão em conformidade com as normas para caldeiras e vasos de pressão. Os selos “U” e “R” permitem a Tranter construir trocadores de calor ASME e repará-los segun-do as mesmas normas, em suas instalações. O certifi ca-do tem validade de três anos, com uma revisão anual não anunciada para inspecionar que as diretrizes estão sendo cumpridas.

TelemetriaA Telit Wireless Solutions e a Powelectrics Ltda anunciaram a colaboração para o merca-do de aplicações sem fi o de telemetria com o lançamento do Metron2 – um aparelho de telemetria multi-função co-nectado por rede celular capaz de medir remotamente o nível de tanques contendo líquidos e gases. O monitor do aparelho permite que a unidade seja usada também como um medidor e por um sistema de testes. Um painel opcional de contador de pulsos permite fazer leituras de medidores externos.A instalação do Metron2 é fácil e rápida graças a uma extensa rede conectada com o módulo celular GE864-QUAD V2 e a bateria interna do aparelho. Uma interface intuitiva de usuário apressa processos de instalação e tes-tes. O Metron2 pode ser alimentado de diferentes fontes de energia, incluindo bateria ou fonte externa 6-24Vdc.



Softwares A IHS anunciou o lançamento do IHS Comply Plus 3.2, e IHS Intelligent Authoring 4.3.1, versões atualizadas do software da empresa para produtos avançados, ge-renciamento de produtos químicos e folha de gestão de dados de segurança. Os novos softwares permitirão re-agir mais facilmente às rápidas mudanças nas regras de manejo de produto, e também vão ajudar a estabelecer as bases para a Gestão da Sustentabilidade Empresarial abrangente.A versão atualizada do IHS Intelligent Authoring 4.3.1 fornece conjuntos de ferramentas automatiza-das para permitir melhorias de processo e garantir o cumprimento dos requisitos da OSHA HCS e outras normas globais, incluindo: implementação nos EUA do Sistema Globalmente Harmonizado de acordo com o OSHA Hazard Communication Standard 2012; GHS Revisão 4 que implementa o novo padrão de rotula-gem química do Brasil; ferramentas automatizadas para identificar substâncias críticas como chumbo em misturas, com base na metodologia Dangerous Pre-paration Directive, que permite desenvolver cenários e fichas de dados de segurança para as misturas sob registo, avaliação, autorização e restrição de substân-cias químicas – Reach. A versão atualizada do IHS Comply 3.2 oferece melhorias para garantir a conformidade com as principais normas de manejo de produtos e impulsionar melhorias de pro-cessos, incluindo: novas classifi cações de risco de apoio OSHA HCS 2012, que permite aos usuários identifi car produtos não abrangidos pela classifi cação GHS; notifi -cação de itens de classifi cação de perigo incompletos e classifi cações atribuídas pelo usuário.

Absorventes A Produced Water Absorbents – PWA e a Enviro –Tech vão trabalhar juntas em soluções a área de petróleo e gás. Seu primeiro proje-to conjunto, no Gol-fo do México, vai oferecer o Osorb, que remove até 99% de hidrocarbonetos e produtos químicos da água de campos petrolíferos. O ma-terial possui uma elevada afi nidade para os compostos orgânicos e repele a água. A sua capacidade de regeneração não só reduz os custos de substituição, mas também diminuir a quantida-de de resíduos a serem transportados e descartados.

Válvulas

A Pentair Valves & Controls lançou uma nova linha de vál-vulas borboletas Keystone CompoSeal na faixa de tamanho de DN 40 – 300 (de 1,5 a 12 polegadas). A combinação do projeto inovador e materiais compostos modernos per-mite a utilização nas mais variadas aplicações. A empresa defi niu o padrão para a tecnologia de válvula de materiais compostos com o lançamento dessa válvula como uma alternativa às soluções de borboleta com sede resiliente e corpo em ferro fundido, sem comprometer o desempenho. A baixa condutividade térmica do material composto elimi-na a necessidade de isolamento. A integridade máxima da vedação praticamente elimina o risco de vazamento para o ambiente, tornando as operações mais seguras e limpas. A combinação de materiais compostos projetados para alto desempenho e sedes em EPDM, NBR e fl uorelastômero (FKM-B) oferece um benefício extra ao melhorar bastante a resistência química. As válvulas foram projetadas com materiais que garantem alto desempenho enquanto enqua-dram-se rigorosamente nas estruturas regulatórias e padrões de projeto industrial atuais como o ISO, EN, API e PED. As válvulas de materiais compostos Keystone são certifi cadas para padrões rigorosos de água potável e alimentação como KIWA, ACS, WRAS, Belgaqua, NSF61, FDA, além de vá-rios padrões industriais importantes, incluindo a certifi ca-ção de classe de embarcação DNV.

RefrigeraçãoA Johnson Controls apresenta o novo chiller parafuso com variador de frequência York YVAA, disponível em uma gama de capacidade de 150 a 500 toneladas de refri-geração. O chiller apresenta baixo consumo de energia: em projetos de substituição, o desempenho energético do YVAA pode exceder em 50% em relação aos chillers an-tigos, enquanto que em novos projetos sua performance excede em até 25% quando comparado aos chillers con-correntes. O YVAA apresenta consumo fl exível de ener-gia, podendo ser confi gurado para oferecer um coefi ciente de performance de até 3,4 e valores em cargas parciais de até 5,8. O YVAA utiliza o refrigerante HFC-134a, que não possui data para término de produção e comerciali-zação e conta com potencial zero de agressão à camada de ozônio.

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Revista Petro & Química edição n°349