Seis meses depois do segundo rompimento de uma linha flexível de injeção de gás no pré-sal, Cristina Pinho, gerente-executiva de Sistemas Submarinos da área de E&P da Petrobras, detalha medidas que estão sendo tomadas para resolver o problema
[31.07.2017] 17h59m / Por Claudia Siqueira
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Cristina Pinho, Gerente executiva de Sistemas Submarinos da Petrobras ( Flávio Emmanuel (Agência Petrobras) )
Seis meses depois do segundo rompimento de uma linha flexível de injeção de gás no pré-sal, Cristina Pinho, gerente-executiva de Sistemas Submarinos da área de E&P da Petrobras, detalha à Brasil Energia Petróleo as causas do acidente e todas as medidas que estão sendo tomadas para reduzir os riscos de novos problemas. O foco de atenção são cinco poços, que não oferecem risco iminente, mas na avaliação da companhia merecem acompanhamento especial. Nas próximas páginas, a executiva fala sobre a competitividade com os risers rígidos e as possibilidades de cenários nessa área. “Hoje, a gente sabe exatamente o que acontece, onde acontece e quais são os pontos críticos que temos de monitorar”, afirma a executiva.
A Petrobras já sabe o que ocasionou os acidentes com os risers flexíveis do pré-sal?
Sabemos exatamente o que aconteceu. Esse é um fenômeno cujo nome é corrosão por tensão de CO2 (Stress-corrosion cracking by CO2) ou SCC CO2, que é a denominação pela qual a indústria o conhece agora. É um fenômeno novo para a Petrobras e a indústria. Isso ocorre devido a quatro situações simultâneas: CO2 presente nas linhas de injeção de gás do pré-sal; presença de água em contato com o CO2; tensão na linha; e material suscetível a esse fenômeno. A água penetra através de algum dano na capa externa e o CO2 migra pelo espaço anular. Quando o CO2 e a água do mar se encontram, formam um ácido que começa um processo corrosivo, que depois se transforma numa trinca e pode levar a uma falha maior, um rompimento.
Isso era imprevisível de fato ou a questão foi subestimada?
Trabalhamos baseados nas normas internacionais, nas melhores práticas e nas nossas experiências e esse fenômeno não está previsto em lugar nenhum.
Quantos acidentes desse tipo foram registrados até o momento?
Tivemos dois casos até agora. O primeiro ocorreu no primeiro semestre do ano passado, com a linha do poço SPS-82, interligado ao FPSO Cidade de São Paulo. A linha não estava em operação e, quando foi movimentada para retirada, a tensão fez com o equipamento se rompesse. Então, começamos a investigar em parceria com a Technip, fabricante do equipamento, o Cenpes, academia, universidades e laboratórios do Brasil. No começo deste ano, aconteceu o segundo caso com o FPSO Cidade de Angra dos Reis, em uma linha que estava voltando a operação. O problema de CO2 só ocorre no pré-sal, não teremos esse fenômeno ocorrendo em linhas de projetos de pós-sal. Hoje, a gente sabe exatamente o que acontece, onde acontece e quais são os pontos críticos que temos de monitorar.
Isso pode afetar todos os projetos do pré-sal com presença de CO2, na Bacia de Santos?
Isso só pode acontecer diante de duas coisas: primeiro tem de haver alto teor de CO2 – e não é todo projeto de pré-sal de Santos que tem alto teor de CO2, várias plataformas operam com baixo teor de CO2 – e segundo tem de haver uma linha de injeção de gás. É preciso combinar esses dois fatores.
O trabalho de investigação já foi todo concluído?
Nós já sabemos a causa e agora estamos investigando a abrangência. Estamos nos aprofundando em relação a outros mecanismos e onde isso pode se verificar. Quanto mais a gente se aprofunda, mais certeza a gente tem e mais limites vamos dando ao nosso problema.
Como está esse trabalho?
Até agora a nossa conclusão é de que esse fenômeno não está ocorrendo nos dutos de produção. Hoje, o problema está limitado às linhas de injeção de gás com alto teor de CO2.
E isso envolve um total de quantos poços?
Estamos atuando de forma preventiva. Temos hoje 23 poços de injeção de gás. Fizemos uma análise e identificamos cinco poços para os quais nossa atenção está mais aguçada. Intensificamos a inspeção nesses poços, fizemos muitos testes e estamos providenciando outras ferramentas mais sofisticadas, que estão em teste no mercado ou que já estão quase prontas para serem contratadas, para poder monitorar, por exemplo, água no anular. Além disso, já tínhamos sistema de monitoramento de torção nas linhas.
Como a sra. classifica esse nível de risco e de atenção hoje?
Estamos muito bem assessorados interna e externamente. Não estamos mais numa luz vermelha, mas como também não somos prepotentes de achar que sabemos tudo, não estamos na luz verde. Estamos na luz amarela, mas muito confiantes de que as nossas soluções de mitigação são suficientes para evitar problemas futuros.
Que trabalho será feito nessas cinco linhas?
Por enquanto ficaremos monitorando. Elas foram colocadas na lista de maior atenção pela quantidade de CO2 e o tempo de operação, mas estão íntegras.
Qual o tempo de operação dessas cinco linhas?
De três a cinco anos.
Não é pouco tempo para ter ocorrido um problema?
Sim. Esses dutos foram qualificados para uma vida útil de 25 a 30 anos e tiveram falhas com muito menos tempo. Por isso precisam muito da nossa atuação.
Qual a solução dada para o riser do FPSO Cidade de Angra dos Reis?
Tiramos o riser, estamos usando ele para investigação e depois vamos substituir por outro duto flexível.
Esses acidentes ameaçam a viabilidade dos risers flexíveis no pré-sal?
Não, porque já sabemos que vai existir uma solução em dezembro de 2019. Já existiam trabalhos anteriores que vão nos ajudar a ter uma solução definitiva. Eram trabalhos com o objetivo de redução de peso, de melhoria da performance dos dutos, com base em materiais compósitos.
Mas já há ações de redução de riscos sendo incorporadas ou a troca da linha não contemplará mudanças?
Não vamos substituir pelo mesmo duto. Estamos implementando ações para trazer mais robustez à capa e não permitir que a água entre, como capa dupla em conector, diminuição do número de válvulas e reforço de selagem.
Quem arca com o custo de mudança dessas especificações e com o trabalho de inspeção?
Com o custo das modificações técnicas solicitadas é a Petrobras, mas isso representa muito pouco perto do valor do contrato. No trabalho de investigação e inspeção, Petrobras e Technip estão cada uma pagando seus custos. É um trabalho conjunto.
Havendo necessidade de substituição de novas linhas de injeção, de quem será o custo?
Esse custo é da Petrobras, porque nós fizemos a especificação técnica.
A Petrobras alterou a especificação técnica do FPSO de Libra para que o balcão de riser contemplasse a utilização de flexíveis e rígidos. Isso já foi em decorrência do acidente?
Foi. No projeto de Libra ainda havia tempo para isso. Foi uma opção levando em conta que poderíamos ter uma solução definitiva para rígidos. O rígido traz essa vantagem porque já é uma solução pronta para o problema, mas o projeto demanda um tempo maior do que com flexível. Não abrimos mão do flexível, porém, em razão da competitividade, já que também havia tempo para uma solução.
A partir de agora, a Petrobras colocará flexível e rígido para competir?
Temos interesse de manter a competitividade das duas opções. Agora, então, que temos uma tendência maior de não ter projetos fast-track e sim projetos com mais maturidade ao longo das suas fases, aumenta a possibilidade de termos sempre dois arranjos, um para flexível e outro para rígido, e explorar a competitividade do mercado.
É possível cumprir as exigências de conteúdo nacional utilizando linhas rígidas, tendo em vista que esse segmento no Brasil teve um desenvolvimento menor que o de flexíveis?
Acredito que sim. A Saipem tem um site no Guarujá, a Subsea 7 está montando o plet em Niterói. O sistema submarino é um todo e também temos fábricas de ANM e manifolds no Brasil, PLSVs construídos aqui.
A mudança feita no FPSO de Libra será estendida às novas licitações de unidades de produção do pré-sal?
Estamos discutindo essa abordagem com nossos gerentes de projeto e vamos incentivar fortemente a que seja assim.
A licitação do FPSO de Búzios sairá já com essa mudança? Existe algo definido sobre esse e os próximos projetos?
Isso tudo está em discussão. Eu sou a área da companhia que dá suporte técnico. Decisões sobre as estratégias ficam em outro ambiente. O martelo está batido o martelo sobre coisas que a gente não tem tempo para fazer. Em sistema de implantação de curto prazo, não há como a gente transformar de flexível para rígido ou fazer a licitação para competitividade. Vai depender do tempo que tivermos.
Em havendo tempo, as duas possibilidades estarão na mesa?
A discussão sobre as duas possibilidades estará na mesa. Se elas estarão, não depende só de mim. Estamos incentivando. Essa discussão é multidisciplinar, que passa pela minha área, pela gerência do ativo e pela SBS (Gerência Executiva de Suprimento de Bens e Serviços, responsável pelas contratações da companhia).
Existe o risco de essa mudança impactar o preço dos FPSOs, de encarecer?
É uma mudança muito pequena. Não há risco. Nada que possa trazer impacto no VPL do projeto ou no preço do próprio FPSO.
Quantas pessoas estão envolvidas nas investigações dos problemas?
Mais de 100 pessoas no Brasil e no mundo. Temos a universidade do Rio Grande do Sul, com laboratório, a UFRJ, três cientistas do exterior e temos universidades e institutos da França, Noruega e Alemanha.
Há risco de esse problema mexer no cronograma de entrada em operação de novos FPSOs?
Não. Por esse assunto não. Estamos trabalhando o tempo todo para que não afete de forma nenhuma a entrada das novas unidades e a curva de produção.
Que alternativas estavam sendo cogitadas nos flexíveis?
Primeiro, temos interesse em manter o flexível. Temos uma cadeia inteira no Brasil, então precisamos buscar uma solução definitiva para o flexível. A alternativa ao flexível é o rígido e isso pode vir com torre, boião, vai depender do arranjo submarino que for pensado. Aí vem o riser autossustentável, o SLWR (steell lazy wave riser)… As construções que vão fazer parte do arranjo submarino rígido vêm junto com a solução rígida.
A Technip é fornecedora única das linhas de injeção de gás do pré-sal, mas a Petrobras vem trocando aprendizados do problema com as outras empresas também?
As lições aprendidas já estão sendo discutidas com as outras empresas, de forma que elas já se qualifiquem para seus equipamentos não serem suscetíveis a esse fenômeno.
Alguns especialistas alertaram para o risco de esses episódios ameaçarem o futuro do pré-sal. Como a Petrobras recebe e rebate essa crítica?
Não temos nenhum sinal de que isso esteja ocorrendo em outras linhas que não sejam as de injeção de gás. Temos tempo e flexibilidade para substituir um poço de injeção sem perda de produção.Por isso, não estamos considerando a possibilidade de termos perda de produção considerável por algum incidente de injeção de gás. Os reservatórios do pré-sal podem ficar por algum tempo sem toda a injeção de gás prevista. Além disso, uma plataforma tem vários poços e ora você injeta em um, ora em outro. O que talvez se tenha de fazer por um período é um gerenciamento do reservatório.
Não há risco aos novos projetos?
Não. Nada compromete o futuro, e nem mesmo o presente. Estamos muito seguros do que está acontecendo.
A atual carteira de RSVs da Petrobras é suficiente para esse aceleramento dos trabalhos de inspeção?
Estamos bem com a frota que temos e estamos conseguindo atender a essa necessidade de inspeção nesses dutos de injeção de gás que consideramos que precisam mais da nossa atenção.
Já houve experiências de acidentes com risers no passado?
A Petrobras é a maior usuária de duto flexível do mundo. Fizemos essa opção no passado e o duto flexível é uma tecnologia que está sempre em evolução. Com isso, estamos sempre no estado da arte do flexível, junto com a indústria. Problemas operacionais acontecem. Quando se está no estado da arte de alguma tecnologia, se aprende o tempo todo. Nossa vida operacional com flexível já teve outros desafios que nós superamos.
A opção feita pela priorização dos flexíveis não é vista como equivocada?
Não, de forma nenhuma achamos isso. Isso foi o que viabilizou muitos projetos do pré-sal no tempo em que nós os fizemos.
Rígido volta à cena com mais força?
Não por causa desse problema, mas em razão da maturidade dos projetos. Se a gente tem competição, é bom, porque tira o conforto da indústria de flexível. No momento em que a Petrobras vem implantando seus projetos de uma forma diferente por questões macroeconômicas, abrimos espaço para ter a possibilidade do rígido.
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