Engenheiro Renato Pinheiro, da Petrobras, detalha o caminho traçado pela companhia para reduzir o capex no pré-sal e fala de novas iniciativas

[03.07.2017] 09h39m / Por João Montenegro

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Renato Pinheiro ( Flávio Emmanuel (Agência Petrobras) )

O gerente geral de Construção, Avaliação, Manutenção e Abandono de Poços em Águas Ultraprofundas da Petrobras, Renato Pinheiro, foi premiado com o 2017 Regional Management and Information Award – South America and Caribbean Region, concedido pela Society of Petroleum Engineers (SPE), em reconhecimento à evolução dos resultados na construção de poços do pré-sal da Bacia de Santos. Em entrevista à Brasil Energia Petróleo, o engenheiro detalha o caminho traçado pela companhia para reduzir o capex na nova fronteira e fala de novas iniciativas, como o Plan Sal FR, que visa o aumento do fator de recuperação no pré-sal e pós-sal.

Por que seu trabalho se destacou a ponto de receber o prêmio da SPE?
A Petrobras tem sido constantemente reconhecida por inovações técnicas, com prêmios nas áreas de completação e perfuração, por exemplo. Eu diria que esta foi a primeira vez que ganhamos um prêmio de gerenciamento ligado à construção de poços, e acho que isso está relacionado com a preocupação do setor quanto ao peso dessa atividade no orçamento dos projetos no pré-sal, que no início representava 50% do capex.

Como está essa relação hoje?
Em torno de 30%.

O que a Petrobras fez para conseguir essa evolução?
Em 2008, o então gerente-executivo do Pré-Sal, José Formigli, constituiu um grupo focado em poços no pré-sal, e eu fui convidado, trazendo minha experiência na Bacia de Campos. Era um cenário diferente, com lâmina d’água mais profunda, maior distância da costa, a camada sal, etc. Decidimos então construir uma base de dados para que pudéssemos, depois de um tempo, converter as lições aprendidas ao transformar os dados que tínhamos de perfuração, completação e avaliação dos poços em conhecimento e retroalimentar todo o processo. Além disso, implementamos o conceito de curva de experiência dos poços no próprio Plano de Negócios.

De que forma isso ajudou a Petrobras?
Graças a esse esforço, conseguimos acelerar o efeito de experiência. Nessa época estávamos começando a contratar sondas de última geração, com duas torres, operações paralelas e grande tancagem. Ao mesmo tempo, chamamos as companhias de serviço e começamos a trocar experiência e desenvolver soluções em conjunto, sempre dando transparência para o mercado e a comunidade técnico-científica. Acredito que isso tenha, inclusive, colaborado para termos sido reconhecidos pela SPE.

Essa troca de informações também se dá com operadores que estão explorando o pré-sal de outras regiões, como o Oeste Africano?
Com certeza. Hoje temos alguns acordos de cooperação. Há companhias perfurando na África que estão sempre de olho no que se passa aqui, conversando com a Petrobras. A recíproca é verdadeira também, porque queremos saber sobre os resultados no exterior.

Esse trabalho foi basicamente desenvolvido pelo Cenpes, internamente, ou contou com parcerias de universidades e fornecedores?
Contou com uma série de parceiros, no início com nossos próprios sócios, BG, Repsol e Galp, que nos ajudaram a estabelecer uma visão de até que ponto poderíamos chegar com os equipamentos, cenários e resultados de que dispúnhamos na época. Fornecedores de bens e serviços, como Baker Hughes, Halliburton e Schlumberger, também contribuíram muito, trazendo soluções como brocas que permitiram ganho de velocidade de perfuração nos carbonatos (no início, atingíamos 1 m/h e, no final, passamos de 4 m/h). O Cenpes teve uma participação fundamental, tanto na parte de geomecânica do sal, como na perfuração dessas rochas duras e no desenvolvimento de metalurgia adequada, atestando, por exemplo, que poderíamos baixar a especificação do aço para perfurar no pré-sal.

Essa constatação foi, por sinal, publicada em um relatório de tecnologia da Petrobras…
Sim, e viabilizou, além da economia financeira, a contratação da metalurgia no Brasil, já que o superduplex só é feito no exterior, e nós estávamos muito interessados em desenvolver a indústria nacional com parcerias que pudessem contribuir para o processo e baratear os custos de poços. Portanto, tivemos mudança de tecnologia e de processo, e nossa base estatística foi uma ferramenta muito rica, permitindo uma redução de 70% entre 2010 e 2016, saindo de 310 dias para 94 dias de duração na construção de um poço no pré-sal.

E em termos de custo?
Nesse caso a redução foi de 60% no mesmo período: hoje gastamos US$ 96 milhões por poço no pré-sal, cerca de US$ 1 milhão por dia, na média.
Todo esse trabalho ocorreu dentro do Proinv (Programa de Otimização dos Investimentos em Poços do Pré-Sal) e do PRC-Poço (Programa de Redução de Custos de Poços). Como foi essa história?
O Proinv foi iniciado em 2009, com foco na metodologia e aceleração dos efeitos da curva de experiência no processo de construção de poços e, posteriormente, na interligação submarina. Em 2012, o Formigli virou diretor de E&P e chamou o Rudimar (Andreis Lorenzatto), que é o gerente executivo atual de poços, e ele me convidou para ser gerente Geral. Começamos então a pensar como o Proinv poderia passar por um upgrade, com uma visão mais integrada da cadeia de E&P.

O PRC-Poço foi, portanto, uma evolução do Proinv?
Sim, focando a curva de experiência e as áreas de integração do E&P, com contratação, suprimento, logística, além de nossa própria produtividade. Na época, nós estávamos, por exemplo, trocando sondas de alta especificação, com taxas diárias de mais de US$ 500 mil por dia, por SESVs (embarcações de apoio à instalação de equipamentos submarinos) para instalar ANM a cabo com diárias 50% menores e que executavam o serviço muito mais rapidamente (descendo a árvore em três dias, em vez de 15 com as sondas).

Existe algum novo programa com foco no pré-sal ou na Bacia de Campos?
Temos algumas iniciativas em curso. Uma delas é o Plan-Sal FR, que visa o aumento do fator de recuperação das áreas de pré-sal e pós-sal, identificando oportunidades para construir poços mais baratos.

Poderia dar exemplos de soluções em estudo?
Estamos viabilizando a aplicação de completação inteligente em poços de menor diâmetro, com o controle da operação das válvulas pelo próprio liner, dispensando a introdução de uma coluna por dentro do poço. Também estamos desenvolvendo um conector molhado, que permite deixar a parte inferior da coluna no poço, desconectando apenas sua parte superior, o que facilita futuros workovers.

O sr. mencionou a utilização de SESVs. É uma tendência usar embarcações especiais como essas e WSVs (estimulação de poços)?
Nosso foco é construir poços com segurança e rentabilidade. A instalação a cabo já estava funcionando bem na Bacia de Campos e, por isso, foi implementada em maior escala no pré-sal. Na época em que contratamos os SESVs, o valor das diárias era cerca de metade da taxa de uma sonda de perfuração. Hoje essa tarifa está até superior em muitos casos. É lógico que agora vamos ao mercado para tentar renegociar de modo a adequar os contratos ao novo cenário da indústria. Enfim, faremos tudo que pudermos para transferir atividades para equipamentos mais simples, como fizemos com a unidade de light workover da Helix (Siem Helix I), que iniciou contrato recentemente (a unidade gêmea, o Siem Helix II, chega ao país ainda este ano).

Quantos SESVs a Petrobras tem hoje?
Apenas um, o Skandi Santos.

É um novo momento…
Estamos em um movimento de integração dos serviços, visando à redução de exposição ao risco a bordo, com menos pessoas a bordo, menor demanda de helicópteros e embarcações de apoio marítimo, já que, dessa maneira, os equipamentos e o pessoal chegam juntos por serem de uma mesma empresa. Não é algo que se consegue implementar da noite para o dia, mas é uma tendência: a experiência em Libra tem sido muito positiva e temos conversado com outras operadoras que estão trabalhando nessa linha.

http://brasilenergiaog.editorabrasilenergia.com/news/secoes/entrevistas/2017/07/esforco-reconhecido-450477.html