Companhia detalhou as inovações em estudo e os números do maior projeto offshore brasileiro
O reservatório de Libra possui o tamanho da região metropolitana do Rio de Janeiro e o dobro da quantidade de gás da Bacia de Campos, com teores de dióxido de carbono que chegam a quase 50%. Seu sistema pioneiro – um navio-plataforma com capacidade de produção bem inferior aos FPSOs definitivos programados para desenvolver o futuro campo – é capaz de suportar o peso de seis aviões pendurados.
Thank you for reading this post, don't forget to subscribe!Os números e características do principal projeto offshore em andamento no Brasil levaram o gerente geral de implantação do Projeto Libra, Osmond Coelho Júnior, a finalizar sua apresentação no segundo dia da O>echweek, no Rio de Janeiro, com a célebre frase do escritor francês Jean Maurice Eugène Clément Cocteau: “Não sabendo que era impossível, foi lá e fez”.
Depois de sua participação no painel sobre o empreendimento, o executivo disse a jornalistas que a Petrobras chegou a avaliar a utilização de plataformas capazes de produzir até 300 mil barris por dia de petróleo em Libra até optar pelo modelo de 180 mil bopd – o que já representa um acréscimo de 20% em relação às plataformas que hoje operam no cluster do pré-sal da Bacia de Santos.
“Achamos que era um risco operacional muito elevado e que era melhor nos mantermos em um patamar mais administrável”, justificou.
Os desafios do projeto não se limitam, no entanto, a questões de ordem natural, aparecendo já na fase de contratação do primeiro sistema definitivo de Libra, cuja licitação foi judicializada em função das discussões sobre o conteúdo local da unidade de produção.
“A expectativa é receber um posicionamento da ANP ainda no mês de setembro, o que nos permitiria seguir adiante com a licitação”, contou o gerente do empreendimento, referindo-se ao pedido de waiver protocolado pela petroleira junto à agência reguladora. “Estamos firmes na tentativa de ter o contrato assinado até o fim do ano”.
No melhor dos cenários, a Petrobras lançará ainda em 2017 o edital para o FPSO de Libra 2, cujo primeiro óleo está previsto para 2022 – um ano após o primeiro sistema definitivo da área. Em fase de aprovação de seu projeto conceitual, a plataforma deve ser bem semelhante à primeira, mas com algumas otimizações no topside.
O gerente geral de Serviços e Operações Especializados de Libra, Orlando Ribeiro, explicou que os ganhos seriam viabilizados, por exemplo, pela redução do peso da unidade de desidratação de gás do FPSO em 1,5 mil t e pelo aumento da pressão de separação na planta, permitindo a eliminação de um compressor e reduzindo consumo de energia da plataforma.
Para Libra 3 e 4, Ribeiro prevê a aplicação de novas tecnologias e contratos submarinos; alternativas para exportação de óleo e gás e para a utilização do gás natural, bem como otimizações de projeto e execução de poços, além da redução de capex.
Com isso, a estatal espera atingir as metas do programa Libr@35, que consistem em uma diminuição de 35% dos custos; em um fator de recuperação de 35% e um break-even de US$ 35 por barril produzido, tendo em vista a competição com o shale gas.
Entre as soluções em estudo estão um sistema de separação submarina (Hi-Sep) que reinjetaria ou enviaria o gás associado produzido a um hub de gás, dando mais espaço para a produção de óleo no topside dos FPSOs. Patenteada pela Petrobras, a planta piloto deve chegar ao país no início de 2018 para ser testada.
Em paralelo, a companhia fará estudos conceituais das aplicações submarinas da tecnologia com os potenciais fornecedores, entre eles a Aker Solutions, Onesubsea (Schlumberger), TechnipFMC, GE O&G e a Saipem.
“Estamos investindo fortemente em tecnologias associadas ao gás natural porque a planta de gás ocupa cerca de 70% da área e do peso do FPSO”, observou Ribeiro.
Abalada por incidentes com risers flexíveis de injeção de gás no pré-sal de Santos, a Petrobras também avalia o uso de tubos de materiais compósitos em Libra. Além de potencialmente lidar melhor com o contato com o gás, essa solução viabilizaria, devido a seu peso menor, a configuração em catenária livre.
O lazy wave riser – esquema atualmente utilizado no pré-sal – demanda a utilização de 170 boias de flutuação para segurar as linhas, sendo que cada uma delas leva duas horas para ser instalada por barcos cuja diária pode chegar a meio milhão de dólares.
A nova geração de linhas flexíveis, revelou o gerente, está sendo desenvolvida em parceria com a TechnipFMC, NOV, GE O&G e a Airborne, mas isso não significa que a Petrobras tenha descartado a tecnologia de dutos rígidos para Libra. “Nossa ideia é fazer uma competição entre as soluções. Estamos detalhando esse procedimento agora para definir isso”, disse.
Outra inovação em análise é a introdução de um navio com posicionamento dinâmico (DP) entre o FPSO e o petroleiro convencional durante o offloading, a fim de reduzir o custo da operação de descarga. O projeto está sendo tocado em conjunto com a Cefront, que projeta a embarcação.
Na lista de futuras soluções ainda figuram uma nova tecnologia patenteada pela Shell em parceria com a Air Liquide, que seria capaz de remover H2S (sulfeto de hidrogênio), CO2 e água por uma só membrana, e a aplicação de completação inteligente multiplexada a fim de maximizar a recuperação dos reservatórios.
Poços e TLD
Até o momento, Libra tem oito poços perfurados, quatro testados e três completados. Outros dois estão sendo perfurados, e o planejamento é iniciar a perfuração dos poços do Sistema Piloto em 2019. Os contratos das sondas West Carina e West Tellus, responsáveis pelas campanhas de exploração conduzidas até agora, terminam entre 2018 e 2019.
“Temos que avaliar o que temos de campanha para avaliar a demanda”, comentou Osmond Coelho Júnior.
Ele prevê que o TLD de Libra, adiado em função de um incidente durante a operação de pull-in de um umbilical (linha de transmissão de dados entre a plataforma e os sistemas submarinos), deve ser iniciado entre o final de setembro e o mês de outubro – a licença de operação para os testes foi emitida pelo Ibama em julho. A expectativa é que a produção por poço chegue a 35 mil bopd.
Você precisa fazer login para comentar.