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UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO
PROJETO A VEZ DO MESTRE
Programas de Desenvolvimento Tecnológico e
Logística na Cadeia do Petróleo e Gás
Orientadora
Prof. Fabiane Muniz
Rio de Janeiro
Entrega: 20/09/2006
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UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO
PROJETO A VEZ DO MESTRE
Programas de Desenvolvimento Tecnológico e
Logística na Cadeia do Petróleo e Gás
Apresentação de monografia à Universidade
Candido Mendes como requisito parcial para
obtenção do grau de especialista em Logística
Empresarial
Por: Ana Paula F. W. Abdelhay
3
4
AGRADECIMENTOS
Aos meus pais, amigos e parentes, e a
minha orientadora Fabiane Muniz pelo
apoio na elaboração deste trabalho
5
DEDICATÓRIA
Dedico a meus pais cujo apoio foi decisivo
para a existência deste trabalho.
6
RESUMO
O objetivo deste trabalho é o de aprofundar os estudos sobre as
inovações que já estão sendo utilizadas e as novidades tecnológicas que estão
em estudo atualmente para disponibilizar estas informações. A principal
motivação deste estudo é o de analisar as vantagens trazidas pelas novas
tecnologias da modalidade de transporte dutoviária, ou seja, transporte através
de dutos visando principalmente os gasodutos assim como mostrar as
inovações tecnológicas surgidas e que estão facilitando a logística dutoviária e
discutir qual a validade e aplicação das mesmas. Hoje a logística bem
planejada representa uma enorme economia de custos e grande parte da
satisfação do cliente. Dentre as cinco modalidades de transporte existente no
país, o transporte dutoviário, que é aquele que é feito através de dutos, como
exemplo, temos os gasodutos, que transportam gases, ou os oleodutos (que
transportam derivados de petróleo) se apresenta como o de menor custo e
maior rapidez na entrega. É um transporte onde às inovações tem auxiliado
muito para resolver pequenos problemas de logística assim como
possibilitando atendimento dos prazos necessários à entrega de petróleo e gás
para diversas regiões dentro e fora do país. A proposta da monografia é a de
detalhar algumas das maiores inovações, explicando do que se tratam, como
devem ser aplicadas e também quais foram os motivos que originaram a
necessidade destas inovações. É importante conhecer experiências pioneiras
e como elas estão contribuindo para que a logística integrada do transporte
dutoviário seja melhorada. Concluindo-se que a tecnologia a cada dia avança
nos possibilitando formas mais rápidas, mais baratas e mais práticas de
acesso a energia tão importante a nossa vida
7
METODOLOGIA
Os métodos utilizados para este trabalho foram referências
bibliográficas e literatura feita em sites da Internet. A importância da pesquisa
bibliográfica é a de reciclar conceitos e atualizar assuntos já estudados com as
novas tecnologias surgidas desde o estudo até a atualidade.
Segundo Marco Antonio Larosa, a metodologia consiste em um plano
detalhado de como alcançar os objetivos respondendo a questões e testando
hipóteses formuladas. Traduzindo o academês, a metodologia é o ato que guia
o aluno na investigação da verdade, cientificamente objetivando que o
educando adquira a teoria e os instrumentos metodológicos básicos para a
formação de um pesquisador. É importante, segundo o autor Larosa que seja
definida a problematização, que seja feita coleta de dados, mensuração,
formação do tema e das hipóteses, levantamente das variáveis e produção de
projeto inicial.
Ainda segundo Larosa a pesquisa científica utiliza métodos e técnicas
para a correta identificação do problema, a observação da realidade, a
verificação e a mensuração dos resultados de forma sistemática e racional.
A pesquisa bibliográfica garante uma diversidade de informações que
nos permitem ter acesso a bastante informação de fontes variadas e a diversos
atores que nos permite um maior conhecimento do assunto. No entanto é
necessário ter um filtro muito bom à leitura e a informação acessada pois a
Internet é uma rede aberta mas sem filtro portanto não separa um bom
trabalho de um outro cujo autor tenha tido menos preocupação com as fontes
por isso é importante sempre manter as fontes caso seja necessário um estudo
posterior mais aprofundado.
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SUMÁRIO
INTRODUÇÃO 08
CAPÍTULO I - História do Petróleo no Brasil 09
CAPÍTULO II - Cadeia Petroquímica 16
CAPÍTULO III – Utilização da energia 20
CAPÍTULO IV – Gás Natural e Petróleo 22
CAPÍTULO V – Transporte e Armazenamento 24
CAPÍTULO VI – Etapas da Produção 26
CAPÍTULO VII – Prog. de Desenvolvimento e Inov. Tecnológicas 28
CONCLUSÃO 42
BIBLIOGRAFIA 43
WEBGRAFIA 44
ÍNDICE 45
FOLHA DE AVALIAÇÃO 47
9
INTRODUÇÃO
O objetivo deste trabalho é o de pesquisar as inovações que já estão
sendo utilizadas e as novidades tecnológicas que estão em estudo atualmente
para disponibilizar e aprofundar estas informações.
O capítulo I explica um pouco da história do petróleo aqui no Brasil,
desde o início das explorações.
No segundo capítulo, o tema abordado é o da cadeia petroquímica
abrangendo a origem e composição do petróleo, o refino e o transporte do
mesmo.
No terceiro capítulo explica-se sobre a utilização da energia gerada
pelo gás e pelo petróleo.
No quarto capítulo são abordados o Gás Natural e o Petróleo com
detalhes de cada um dos combustíveis
O capítulo V comenta sobre as formas existentes de transporte e
armazenamento, ou seja, sobre a logística do Petróleo e Gás Natural.
O capítulo VI detalha passo-a-passo etapas da produção iniciando com
a perfuração dos poços.
O último capítulo aborda a questão tecnológica e as inovações, a
pesquisa feita para este trabalho expõe algumas novidades que já estão em
uso tais como:
Produções em águas ultraprofundas;
Sistema de bombeamento submarino e seus desafios
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GIRINOS, ou seja, gabaritos robotizados de incidência normal ao oleoduto
entre outros temas.
CAPÍTULO I
HISTÓRIA DO PETRÓLEO NO BRASIL
De acordo com a CEPETRO (Centro de Estudos de Petróleo), a história
do petróleo no Brasil pode ser dividida em quatro fases distintas:
A primeira fase vai até 1938, com as explorações sob o regime da livre
iniciativa. Neste período, a primeira sondagem profunda foi realizada entre
1892 e 1896, no Município de Bofete, Estado de São Paulo, por Eugênio
Ferreira Camargo.
A segunda fase corresponde à nacionalização das riquezas do nosso
subsolo, pelo Governo e a criação do Conselho Nacional do Petróleo, em
1938.
A terceira fase corresponde ao estabelecimento do monopólio estatal,
durante o Governo do Presidente Getúlio Vargas que, a 3 de outubro de 1953,
promulgou a Lei 2004, criando a Petrobras. Foi uma fase marcante na história
do nosso petróleo, pelo fato da Petrobras ter nascido do debate democrático,
atendendo aos anseios do povo brasileiro e defendida por diversos partidos
políticos.
Na quarta fase ocorre o fim do monopólio estatal do petróleo, durante o
primeiro governo do Presidente Fernando Henrique Cardoso.
11
1.1 - O Setor Petróleo de 1858 até 1938
Segundo a CEPETRO, a história do petróleo no Brasil começou na
Bahia, onde, no ano de 1858, o decreto n.º 2266 assinado pelo Marquês de
Olinda, concedeu a José Barros Pimentel o direito de extrair mineral
betuminoso para fabricação de querosene de iluminação, em terrenos situados
nas margens do Rio Marau, na Província da Bahia. No ano seguinte, em 1859,
o inglês Samuel Allport, durante a construção da Estrada de Ferro Leste
Brasileiro, observou o gotejamento de óleo em Lobato, no subúrbio de
Salvador.
Em 1930, setenta anos depois e após vários poços perfurados sem
sucesso em alguns estados brasileiros, o Engenheiro Agrônomo Manoel Inácio
Bastos, realizando uma caçada nos arredores de Lobato, tomou conhecimento
que os moradores usavam uma lama preta, oleosa para iluminar suas
residências. A partir de então retornou ao local várias vezes para pesquisas e
coletas de amostras, com as quais procurou interessar pessoas influentes,
porém sem sucesso, sendo considerado como "maníaco". Em 1932 foi até o
Rio de Janeiro, onde foi recebido pelo Presidente Getúlio Vargas, a quem
entregou o relatório sobre a ocorrência de Lobato.
Finalmente, em 1933 o Engenheiro Bastos conseguiu empolgar o
Presidente da Bolsa de Mercadorias da Bahia, Sr. Oscar Cordeiro, o qual
passou a empreender campanhas visando a definição da existência de
petróleo em bases comerciais na área. Diante da polêmica formada, com
apaixonantes debates nos meios de comunicação, o Diretor-Geral do
Departamento Nacional de Produção Mineral - DNPM, Avelino Inácio de
Oliveira, resolveu em 1937 pela perfuração de poços na área de Lobato, sendo
que os dois primeiros não obtiveram êxito.
Em 29 de julho de 1938, já sob a jurisdição do recém-criado Conselho
Nacional de Petróleo - CNP, foi iniciada a perfuração do poço DNPM-163, em
Lobato, que viria a ser o descobridor de petróleo no Brasil, quando no dia 21
12de janeiro de 1939, o petróleo apresentou-se ocupando parte da coluna de
perfuração.
O poço DNPM-163, apesar de ter sido considerado antieconômico, foi
de importância fundamental para o desenvolvimento da atividade petrolífera no
Estado da Bahia. A partir do resultado desse poço, houve uma grande
concentração de esforços na Bacia do Recôncavo, resultando na descoberta
da primeira acumulação comercial de petróleo do país, o Campo de Candeias,
em 1941.
Até 1938 os capitais privados nacionais e estrangeiros podiam ser
aplicados em quaisquer atividades petrolíferas no País. Os capitais
internacionais da indústria de petróleo, concentravam-se principalmente nas
mãos das empresas resultantes do desmembramento da Standard Oil, norte
americana, em 1911, e da Royal Dutch/Shell empresa formada pela união de
duas empresas, uma holandesa e outra inglesa. Entretanto, nada de
significativo foi feito no País em conseqüência dos seguintes fatores:
As multinacionais tinham excelentes concessões na Venezuela, no
México, no Oriente Médio e em alguns outros países; exploravam o petróleo
nesses países a um baixo custo e pagavam baixas taxas e royalties, impostos
ou participações. Por esta razão não investiam nada significativo fora das áreas
que geologicamente são extremamente favoráveis para conter expressivas
jazidas de petróleo.
Essas empresas dominavam a tecnologia de refino e do transporte
internacional; suas grandes refinarias, localizadas principalmente nos seus
países de origem, ficavam com a maior parcela do lucro que a atividade
proporcionava. Era o monopólio de fato no refino. Assim pagando petróleo a
preços ínfimos (reduzindo com isso o repasse para os países que permitiam a
exportação no seu território) e vendendo derivados a preços elevados, não
havia porque investir em exploração e refino em países como o Brasil;
13O empresariado nacional não tinha tecnologia nem recursos financeiros
para investir maciçamente nesse segmento.
A distribuição dos derivados de petróleo no País era considerada
cartelizada.
O País importava derivados diretamente, mediante operações entre filial-
matriz das multinacionais que distribuam os produtos no território nacional,
com possibilidade de superfaturamento nas importações.
Politicamente campanhas eram desenvolvidas para mostrar não só a
incapacidade do povo brasileiro para assumir um risco da magnitude do
negócio petróleo, e até mesmo eram perseguidos os que defendiam a idéia de
que poderia haver petróleo no País.
1.2 - O Setor Petróleo de 1938 até 1953
Após 1938 e até 1953 somente à empresas brasileiras era permitido
refinar petróleo no País. Isto decorreu de Lei Federal de 1938 que se
fundamentava na linha de que o segmento petróleo era estratégico para o
País.
No mundo, a distribuição de derivados, a produção de petróleo e o
refino continuaram praticamente em mãos das mesmas multinacionais. Isto
quer dizer que de 1938 a 1953 o panorama mundial continuou o mesmo:
Refino concentrado nos países ricos ou em pontos estratégicos como as
Antilhas e gerando elevados lucros para essas multinacionais;
Produção de petróleo a baixo custo e sua pesquisa somente naqueles
mesmos já citados países com excelentes perspectivas de descoberta
de jazidas de óleo. No entanto, já o México, em 1938, nacionalizara seu
petróleo após intensa disputa com os Estados Unidos.
14
Distribuição em nível mundial e em nível interno nos países,
considerada cartelizada por multinacionais, que assim poderiam
impedir, pelo seu poder de compra e importação de derivados, o
surgimento de refinarias nos países em desenvolvimento, de
propriedade de capitais nacionais.
Não há, assim, razão lógica para se acreditar que as multinacionais
poderiam ter se interessado pelo Brasil na área de refino e de produção de
óleo. Nenhum país sem amplas perspectivas de produção de óleo merecia os
investimentos das multinacionais como nenhum país subdesenvolvido foi
contemplado com instalação de refinarias, salvo se integrado aos esquemas
internacionais de refino do Cartel das Sete Irmãs, nome cunhado mais tarde
pelo Presidente da Ente Nationale de Idrocarburi (ENI), estatal italiana, Enrico
Mattei, para designar a união das multinacionais que dominam o mercado
mundial.
Pequenas refinarias foram construídas em alguns países, porém com
esquemas de refino voltados para os interesses de do mercado dos EUA, ou
para aproveitar pequenas produções locais de óleo; neste caso, os altos
custos do transporte de derivados justificavam a construção de pequenas
refinarias mais simples, na verdade pequenas destilarias primárias de Petróleo.
Em 1938 foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), com a
incumbência de explorar petróleo e de participar na criação de parque
refinador no País. Em 1941 jorrou petróleo comercial pela primeira vez,
resultante de trabalhos do CNP, sendo que em 1939 ocorrera a descoberta de
petróleo na Bahia, em função dos trabalhos desenvolvidos por Oscar Cordeiro
e pelo CNP.
Em decorrência do grande racionamento de combustíveis imposto por
ocasião da 2ª Guerra Mundial - 1939/1945 - da pequena escala dos
investimentos privados na área do petróleo e do direcionamento, no mundo,
dos investimentos das multinacionais para áreas de seu exclusivo interesse,
um forte movimento político e popular tomou conta do País, resultando, em
151953, na instituição do Monopólio Estatal do Petróleo e na criação da
PETROBRÁS, para executá-lo em nome da União.
A industria do petróleo tinha quase 100 anos. No mundo, constituía-se
no maior negócio, era o ponto nevrálgico de ação de todos os governos e de
revoluções e guerras. As pressões internacionais relacionadas com o petróleo
eram marcantes.
O País já tinha em 1953 um consumo de 150.000 barris por dia de
derivados e contava com uma refinaria particular do Grupo Ipiranga, de 6.000
barris por dia; e uma refinaria na Bahia operada pelo CNP com capacidade de
3.700 barris por dia; quase no final do debate que caminhava para a instituição
do Monopólio da União, três grupos empresariais receberam concessões para
construir três refinarias. Foram então construídas as refinarias de Manaus, de
5.000 barris por dia e inaugurada em 1957, a Refinaria de Manguinhos, de
10.000 barris por dia e inaugurada em 1954, e a refinaria de Capuava,
inaugurada em 1954, com 20.000 barris por dia.
O CNP operava desde 1950 uma refinaria de 3.700 barris por dia na
Bahia e construía uma refinaria em Cubatão, de 45.000 barris por dia,
inaugurada em 1955.
A produção de petróleo no País, após o esforço do CNP, atingiu a
25.000 barris por dia, valor muito baixo quando comparado à demanda.
Assim, o País se via em 1953, como era a regra no mundo, exceto para
alguns poucos países, sem produção de petróleo e sem refino em escala
suficiente para atender ao mercado nacional.
É bom lembrar que o lucro da atividade no País estava na distribuição
de derivados, praticamente nas mãos das multinacionais e, portanto, não havia
a geração interna de recursos para se investir no petróleo. Por outro lado, o
lucro na atividade de petróleo no mundo estava na transformação, em
refinarias dos países ricos, do óleo barato do Oriente Médio e seu manuseio
16até as distribuidoras dos países importadores de derivados, que pagavam
preços considerados elevados por esses produtos.
Somente a instalação de um parque de refino no País, com escala,
poderia reverter a situação de carência de recursos e nele desenvolver e
indústria petrolífera, já que todos os esforços que se faziam para descobrir
petróleo não apresentavam resultados compensadores. Além disso, o refino
nacional teria que contar com o mercado nacional, sob pena de as
multinacionais continuarem importando derivados de suas matrizes,
inviabilizando-o por "dumping", comum na época, ou por recusa de compra de
um outro derivado de petróleo, o que seria fatal para o refinador. O petróleo
contém todos os produtos e ao refiná-lo TODOS os derivados são produzidos;
perda de mercado para um derivado determina fechamento de refinaria.
Neste período desenvolveu-se a experiência do Grupo Ipiranga, primeira
tentativa nacional significativa para romper o fechado círculo das
multinacionais. Pelas notícias que se têm não foi fácil para a Ipiranga
conseguir mercado para seus produtos, já que tinha que conseguir o petróleo
do exterior e depender do mercado interno dominado pelas multinacionais.
Com a instalação da Petrobras, em 10 de maio de 1954, portanto, sete
meses após sua criação, o Brasil trilhou um caminho diferente tendo nas suas
próprias mãos o destino da indústria que alimenta o mundo de energia. O
sucesso de tal empreitada se mostra nos resultados obtidos pelo povo
brasileiro através da estatal do petróleo.
17
CAPÍTULO II
CADEIA PETROQUÍMICA
Para explicar um pouco sobre a cadeia petroquímica, é importante
definir-se o que é o Petróleo, esse combustível tão falado e gerador de grande
parte da energia do mundo, de onde vem, qual é sua composição?
De acordo com a Petrobras, O petróleo é uma substância oleosa,
inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e de cor
variando entre o negro e o castanho escuro.
Embora objeto de muitas discussões no passado, hoje tem-se como
certa a sua origem orgânica, sendo uma combinação de moléculas de carbono
e hidrogênio.
Admite-se que esta origem esteja ligada à decomposição dos seres que
compõem o plâncton - organismos em suspensão nas águas doces ou
salgadas tais como protozoários, celenterados e outros - causada pela pouca
oxigenação e pela ação de bactérias.
Estes seres decompostos foram, ao longo de milhões de anos, se
acumulando no fundo dos mares e dos lagos, sendo pressionados pelos
movimentos da crosta terrestre e transformaram-se na substância oleosa que é
o petróleo. Ao contrário do que se pensa, o petróleo não permanece na rocha
que foi gerado - a rocha matriz - mas desloca-se até encontrar um terreno
apropriado para se concentrar.
Estes terrenos são denominados bacias sedimentares, formadas por
camadas ou lençóis porosos de areia, arenitos ou calcários. O petróleo aloja-se
ali, ocupando os poros rochosos como forma "lagos". Ele acumula-se,
18formando jazidas. Ali são encontrados o gás natural, na parte mais alta, e
petróleo e água nas mais baixas.
2.1 - O refino do petróleo
Algumas noções sobre o refino do Petróleo através de informações do
site da Petrobras: Apesar da separação da água, óleo, gás e sólidos
produzidos, ocorrer em estações ou na própria unidade de produção, é
necessário o processamento e refino da mistura de hidrocarbonetos
proveniente da rocha reservatório, para a obtenção dos componentes que
serão utilizados nas mais diversas aplicações (combustíveis, lubrificantes,
plásticos, fertilizantes, medicamentos, tintas, tecidos, etc..). As técnicas mais
utilizadas de refino são:I) destilação, II) craqueamento térmico, III) alquilação e
IV) craqueamento catalítico.
19
2.2 - O transporte do petróleo
Pelo fato dos campos petrolíferos não serem localizados,
necessariamente, próximos dos terminais e refinarias de óleo e gás, é
necessário o transporte da produção através de embarcações, caminhões,
vagões, ou tubulações (oleodutos e gasodutos).
Segundo Saul Gonçalves d´ávila, professor da Faculdade de
Engenharia Química da Unicamp, petróleo e gás natural são normalmente
percebidos pelo grande público como sendo essencialmente fontes primárias
de combustíveis, seja para uso em meios de transporte na forma de gasolina,
diesel ou mesmo gás, seja para geração de calor industrial por combustão em
fornos e caldeiras. Todavia, nem todos têm presente que é também do
processamento inicial desses mesmos recursos naturais que provêm as
matérias-primas básicas de um dos pilares do sistema industrial moderno, a
indústria petroquímica.
Partindo geralmente ou da nafta, que é uma fração líquida do refino do
petróleo, ou do próprio gás natural tratado, os sofisticados processos
petroquímicos são capazes de quebrar, recombinar e transformar as moléculas
originais dos hidrocarbonetos presentes no petróleo ou no gás, gerando, em
grande escala, uma diversidade de produtos, os quais, por sua vez, irão
constituir a base química dos mais diferentes segmentos da indústria em geral.
Atualmente, é possível identificar produtos de origem petroquímica na quase
totalidade dos itens industriais consumidos pela população tais como
embalagens e utilidades domésticas de plástico, tecidos, calçados, alimentos,
brinquedos, materiais de limpeza, pneus, tintas, eletro-eletrônicos, materiais
descartáveis e muitos outros.
Tipicamente, podem ser distinguidos três estágios, ou gerações,
industriais na cadeia da atividade petroquímica: (1) indústrias de 1a. geração,
que fornecem os produtos petroquímicos básicos, tais como eteno, propeno,
butadieno, etc; (2) indústrias de 2a. geração, que transformam os
20petroquímicos básicos nos chamados petroquímicos finais, como polietileno
(PE), polipropileno (PP), polivinilcloreto (PVC), poliésteres, óxido de etileno
etc.; (3) indústrias de 3a. geração, onde produtos finais são quimicamente
modificados ou conformados em produtos de consumo. A indústria do plástico
é o setor que movimenta a maior quantidade de produtos fabricados com
materiais petroquímicos.
A manutenção da competitividade exige que as modernas indústrias
petroquímicas estejam fisicamente interligadas em 'pólos petroquímicos', com
os fornecedores de nafta ou de gás natural a montante (upstream), e com as
empresas utilizadoras de seus produtos a jusante (downstream).
Normalmente, nas atividades de 1a. geração dos pólos estão também
incluídas a prestação de serviços de utilidades, tais como fornecimento de
água industrial, energia, tratamento de efluentes, manutenção, etc. Enquanto
que a totalidade das plantas de 1a. e 2a. gerações freqüentemente ficam
localizadas nos pólos, a maioria das indústrias de 3a. geração se apresenta
distribuída por outras regiões, mesmo afastadas.
Em geral, a competitividade da indústria petroquímica está criticamente
associada a fatores como grau de verticalização empresarial, grandes
economias de escala, disponibilidade e garantia de fornecimento de matéria-
prima, altos investimentos em tecnologia e logística de distribuição de
produtos. Tais fatores fazem com que o segmento petroquímico seja um
campo onde jogam apenas empresas de grande porte, as mais importantes
com elevado grau de internacionalização das atividades.
21
CAPÍTULO III
UTILIZAÇÃO DA ENERGIA
A Logística da cadeia de petróleo e gás tem sido estudada, sua forma
de armazenamento e de distribuição visando maior rapidez na entrega, maior
alcance de atendimento e redução dos custos.
Um dos centros de pesquisa vinculado a Petrobrás e que busca a
tecnologia como base para a consolidação e a expansão do petróleo no
cenário da energia mundial é o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento
Leopoldo Américo Miguez de Mello (CENPES).
Quanto ao gás que sempre foi visto como o primo pobre, passou a ser
um combustível nobre. Ele pode ser considerado um irmão gêmeo do petróleo
porque, na verdade, é a porção do petróleo que se encontra na natureza na
fase gasosa. Pode sair do poço sozinho ou associado ao óleo, gerando
subprodutos com diferentes características, segundo o aproveitamento de
seus componentes.
Durante muito tempo, atividades de perfuração voltadas exclusivamente
para encontrar o petróleo contribuíram para que o gás natural fosse visto como
produto inferior, uma espécie de primo pobre do petróleo. Porém, na década
de 70, ele passou a ser usado como combustível alternativo, substituindo
derivados, numa tendência estimulada pelas crises internacionais que
aumentaram muito os preços do óleo cru nos mercados mundiais.
Hoje, o gás é considerado um combustível nobre, por causa das muitas
vantagens decorrentes de sua utilização, sejam econômicas, ambientais e de
processo sobre outros combustíveis. Entre essas vantagens, pode ser citada a
preservação da qualidade do ar, a possibilidade de substituir qualquer fonte de
energia convencional e o fato de ser um produto acabado - já estar pronto para
a utilização, quando extraído - , não necessitando de estoques e permitindo
22redução de custos. Na indústria, o emprego do gás representa redução de
despesas com manutenção de equipamentos, porque a queima completa do
gás não deixa resíduos nos fornos e caldeiras.
Há, também, comprovada melhoria de rendimento dos equipamentos
em relação ao óleo combustível - sem falar na diminuição dos gastos com
transporte, porque o gás é entregue diretamente através de dutos, a partir das
fontes de produção.
Uma aplicação do gás que vem sendo incentivada é como combustível
automotivo. É o Gás Natural Comprimido, utilizado em frotas de ônibus
urbanos e táxis, que permite a redução à metade da emissão de gases
poluentes. Além disso, é um combustível mais barato e aumenta a vida útil dos
veículos.
Outro uso para o gás natural que está sendo muito estimulado pelo
governo é em usinas termelétricas. Atualmente, empresas de petróleo
associadas à iniciativa privada, visando projetos de construção de
termelétricas, de norte a sul do Brasil, que deverão entrar em operação entre
2001 e 2004. Destes projetos, 12 são de usinas produtoras apenas de energia
elétrica. Os outros serão destinados à produção de energia elétrica e vapor,
necessário nas refinarias.
23
CAPÍTULO IV
GÁS NATURAL E PETROLEO
4.1 - Gás Natural
O gás natural é um combustível limpo, um produto sem restrições
ambientais e que reduz significativamente os índices de poluição. O
combustível do futuro, como já está sendo chamado, colabora diretamente
para a melhoria da qualidade de vida nas grandes metrópoles. Utilizado como
matéria-prima nas indústrias siderúrgica, química, petroquímica e de
fertilizantes, o gás natural fornece calor, gera eletricidade e força motriz.
Na área de transportes tem a capacidade de substituir o óleo diesel, a
gasolina e o álcool, participando assim, direta e indiretamente da vida de toda
a população. O gás natural é uma nova e promissora fronteira que se abre no
horizonte energético brasileiro. Tanto a produção interna, quanto o suprimento
externo, são fontes seguras de abastecimento de combustível. Por todas as
suas virtudes energéticas, econômicas e ambientais, o gás natural deverá
multiplicar a sua presença na matriz energética brasileira, saltando dos atuais
3% para 7% em 2010. Além disso, a área de Gás&Energia atua no
desenvolvimento de fontes alternativas de energia e investe em conservação
de energia e energia renovável, como forma de agregar valor aos seus
negócios.
24
4.2 - Petróleo
4.2.1 - Refino
O refino vem acompanhando de perto as transformações do mundo do
petróleo e adequando-se ao novo modelo de mercado do setor no Brasil. O
desafio de processar a crescente produção de óleo pesado brasileiro,
permitindo a conversão para derivados de alto valor agregado, vem sendo
vencido com investimentos e grandes avanços tecnológicos.
A atuação do downstream (abastecimento) é fundamental para
consolidar os objetivos estratégicos das empresas de petróleo, para seu alto
desempenho na área de energia.
Segundo informação da Petrobrás referente a distribuição do petróleo,
os produtos finais das estações e refinarias (gás natural, gás residual, GLP,
gasolina, nafta, querosene, lubrificantes, resíduos pesados e outros
destilados) são comercializados com as distribuidoras, que se incumbirão de
oferecê-los, na sua forma original ou aditivada, ao consumidor final.
25
CAPÍTULO V
TRANSPORTE E ARMAZENAMENTO
O Transporte e Armazenamento no ramo de energia precisa ser feito de
tal forma que seja rentável na indústria de petróleo e gás, nos mercados
nacional e internacional, respeitando o meio ambiente, considerando os
interesses dos seus acionistas e contribuindo para o desenvolvimento do país.
Ele pode ser feito por dutos (Gás Natural) utilizando a modalidade dutoviária e
ainda podendo ser feito através de UPGN s – Unidades Processadoras de Gás
Natural e EDGs – Estações Distribuidoras de Gás Natural.
O Cliente final do Gás Natural são grandes empresas ou fábricas, como
exemplo, CVRD (Vale do Rio Doce), Brahma e também as distribuidoras de
Gás da cidade (PBGas – Cia. de Gás da Paraíba, CEMIG – Gás de MG, CEG,
COMGAS (SP) dentre outras).
A Logística do gás não somente envolve a sistema dutoviária como
também sistemas de lançadores - recebedores para limpeza dos dutos (PIGS),
a tecnologia da automação (Cromatógrafos, visando medição de vazão),
válvulas para ajustes de pressão, demais aparelhos que poderão fazer
medições de transferência de custódia entre a geradora e a receptora do
combustível. Obras civis também são necessárias visando à operação e
manutenção dos dutos, ou seja, existe um custo logístico e uma operação de
infra-estrutura que deve ser planejada cuidadosamente.
5.1 - Distribuição
Para a distribuição de Petróleo e seus derivados é necessária a grande
capilaridade, ou seja, estar presente em diversos segmentos da indústria:
26automotivo, marítimo, ferroviário e na aviação. Os produtos do Petróleo estão
voltados para diferentes aplicações no mercado por isso é necessário um
rígido sistema de controle para atuar nestes diversos mercados com
fornecimento de derivados específicos para cada setor.
Como exemplo de escoamento, segundo dados da TRANSPETRO :
Atualmente, cerca de 82% da produção da Bacia de Campos é escoada
através de operações denominadas offloadíng, onde o petróleo produzido e/ou
armazenado nas unidades de produção é transferido para navios aliviadores.
Inicialmente, as operações eram realizadas apenas com navios convencionais
que demandam manobras complexas que podem ser impactadas pelas
condições meteoceanográficas (vento, correnteza, ondas etc.).
A partir de análises conjuntas entre as áreas de negócio da Petrobras e
da TRANSPETRO, foi elaborado um plano de renovação da frota, que deverá
estar concluído até final de 2006, quando 100% dos navios aliviadores
passarão a ter posicionamento dinâmico (há hoje seis em operação). Um
grande esforço tem sido feito nos terminais oceânicos, com objetivo de
adequá-Ios a este novo cenário operacional.
Na logística de distribuição existe também a preocupação na elaboração
de especificações e procedimentos, além de promover a capacitação da força
de trabalho em posicionamento dinâmico. O uso de navios aliviadores de
posicionamento dinâmico retrata a permanente busca no aperfeiçoamento dos
processos quanto aos aspectos de Segurança, Meio Ambiente e Saúde.
27
CAPÍTULO VI
ETAPAS DA PRODUÇÃO
Uma vez descoberto o petróleo, normalmente são perfurados os poços
de extensão (delimitação), para estimar as dimensões da jazida. A seguir,
perfuram-se os poços de desenvolvimento, que colocarão o campo em
produção.
A fase seguinte é denominada completação, quando o poço é
preparado para produzir. Uma tubulação de aço, chamada coluna de
revestimento, é introduzida no poço. Em torno dela, é colocada uma camada
de cimento, para impedir a penetração de fluidos indesejáveis e o
desmoronamento das paredes do poço. A operação seguinte é o canhoneio:
um canhão especial desce pelo interior do revestimento e, acionado da
superfície, provoca perfurações no aço e no cimento, abrindo furos nas zonas
portadoras de óleo ou gás e permitindo o escoamento desses fluidos para o
interior do poço. Outra tubulação, de menor diâmetro (coluna de produção), é
introduzida no poço, para levar os fluidos até a superfície. Instala-se na boca
do poço um conjunto de válvulas conhecido como árvore-de-natal, para
controlar a produção.
Algumas vezes, o óleo vem à superfície, espontaneamente, impelido
pela pressão interna dos gases. Quando isso não ocorre, é preciso usar
equipamentos para bombear os fluidos. O bombeio mecânico é feito por meio
do cavalo-de-pau, um equipamento montado na cabeça do poço que aciona
uma bomba colocada no seu interior. Com o passar do tempo, alguns
estímulos externos são utilizados para extração do petróleo. Esses estímulos
podem, por exemplo, ser injeção de gás ou de água, ou dos dois
simultaneamente, e são denominados recuperação secundária. Dependendo
28do tipo de petróleo, da profundidade e do tipo de rocha-reservatório, pode-se
ainda injetar gás carbônico, vapor, soda cáustica, polímeros e vários outros
produtos, visando sempre aumentar a recuperação de petróleo.
O petróleo segue então para os separadores, onde é retirado o gás
natural. O óleo é tratado, separado da água salgada que geralmente contém,
e armazenado para posterior transporte às refinarias ou terminais. Já o gás
natural é submetido a um processo no qual são retiradas partículas líquidas,
que vão gerar o gás liqüefeito de petróleo (GLP) ou gás de cozinha. Depois de
processado, o gás é entregue para consumo industrial, inclusive na
petroquímica. Parte deste gás é reinjetado nos poços, para estimular a
produção de petróleo.
Na produção, o gás passa inicialmente por vasos separadores que
retiram a água, os hidrocarbonetos que estiverem em estado líquido e as
partículas sólidas (pó, produtos de corrosão e outros). Se estiver contaminado
por compostos de enxofre, o gás é enviado para unidades de dessulfurização
para a retirada dos contaminantes. Na próxima fase uma parte do gás é
utilizada no próprio sistema de produção, em processos conhecidos como
reinjeção e gás lift, os quais, têm o objetivo de aumentar a recuperação de
petróleo do reservatório.
A produção pode ocorrer em áreas de difícil acesso, distantes dos
grandes centros de consumo. Este motivo torna a produção e o transporte às
etapas mais críticas do sistema. O próximo passo é a chegada do gás nas
unidades industriais, conhecidas como UPGN (Unidades de Processamento de
Gás Natural). Nesta fase ele será desidratado e fracionado, gerando as
seguintes correntes: metano e etano (que formam o gás processado ou
residual); propano e butano (que formam o GLP - gás liqüefeito de petróleo ou
gás de cozinha); e um produto na faixa da gasolina, denominado C5+ ou
gasolina natural.
29
CAPÍTULO VII
PROGRAMAS DE DESENVOLVIMENTO E
INOVAÇÕES TECNOLÓGICAS
7. 1 - PROCAP-3000
Segundo o site de tecnologia da Petrobras
www2.petrobras.com.br/tecnologia/port/areadeatuacao_exploracaoaguas.asp,
o PROCAP 3000 é considerado como a próxima fronteira de exploração em
águas ultraprofundas.
Nos últimos 23 anos, a Petrobras, pioneira no uso do conceito de
produção flutuante, enfatizou sempre a inovação e o aperfeiçoamento, com
base em sua experiência profissional. O primeiro PROCAP - Programa de
Desenvolvimento Tecnológico de Sistemas de Produção em Águas Profundas -
foi lançado em 1986 com o objetivo de melhorar a competência técnica da
empresa na produção de petróleo e gás natural em águas com profundidade
de até 1000m. Para isso, foram escolhidos como unidade de desenvolvimento,
os campos de Albacora e Marlim
Os resultados obtidos neste primeiro programa e as demais
descobertas em águas mais profundas encorajaram a empresa a criar, em
1993, um novo programa, o PROCAP-2000 - Programa de Inovação
Tecnológica para Sistemas de Exploração em Águas Profundas. Implementado
para dar continuidade aos esforços do primeiro, este foi um desafio muito
maior.
30
Desafios
A produção da Petrobras em águas profundas e ultraprofundas têm
aumentado sistematicamente. Em 2003, a produção de óleo diária doméstica
mais alta da Petrobras foi de 1.640.509 bpd, da qual 64% em águas profundas
e ultraprofundas. Essas cifras colocam a Petrobras como maior produtora em
águas profundas do mundo, com cerca de 65% da área de seus blocos
exploratórios offshore a profundidades de lâmina d'água de mais de 400 m.
Os principais objetivos deste programa são :
Viabilizar a produção de novas descobertas à profundidade de
até 3000 m;
Reduzir os gastos de extração dos campos em desenvolvimento
de produção à profundidade de lâmina d'água acima de 1000
m;
Reduzir o custo de lifting cost nos campos, atualmente em
produção, à profundidade de lâmina d'água acima de 1000 m.
31
7.2 - GIRINO : GABARITO INTERNO ROBOTIZADO DE
INCIDÊNCIA NORMAL AO OLEODUTO.
Na área de exploração e produção de petróleo, a câmara hiperbárica é
uma das principais apostas da Petrobras para atingir profundidade de 3 mil
metros. O equipamento é equipado com duas câmaras de vídeo comuns e
outra 3D. Possui três flangers de acesso, todos com sistema de fechamento
rápido. Tem capacidade de atuar com um braço robótico em seu interior para
teste de interfaces submarinas e dispõe de sistema de supervisão e controle
para a operação da câmara hiperbárica e aquisição dos dados de teste.
Além da câmara, o Gabarito Interno Robotizado de Incidência Normal
ao Oleoduto (Girino), ferramenta tele-operada para inspeção e manutenção
de oleodutos, e o veículo operado remotamente (ROV), espécie de braço
mecânico que manuseia peças no fundo do mar, são outros destaques.
O Girino, que começou a ser desenvolvido no fim de 1997, ainda não
atua nos campos petrolíferos. O equipamento consiste em uma sonda capaz
de averiguar o interior de dutos e transportar ferramentas de operação,
acessórios de inspeção e sistemas de injeção química para desobstrução.
Com monitoramento remoto a partir da embarcação de apoio, o veículo
operado remotamente tem como vantagem a substituição do trabalhador em
condições adversas pois o trabalhador só pode ir até 300 metros de
profundidade, devido à pressão e à temperatura, já o equipamento ultrapassa
esse limite e tem flexibilidade para manusear peças
32
7.3 - PIG INSTRUMENTADO
Os pigs instrumentados são as únicas ferramentas eficientes para a
inspeção geral de dutos com longa extensão que transportam óleo e seus
derivados. Esse método de inspeção, não implica no comprometimento da
continuidade operacional do duto.
As principais vantagens do seu uso são:
Localizar e possibilitar o reparo;
Acompanhar a evolução de defeitos nos dutos.
Isto representa uma ação preventiva quanto a evitar perdas por
vazamentos e também quanto a impactos ambientais.
Desde sua primeira utilização industrial na Petrobras em 1984, seus
técnicos identificaram a necessidade de desenvolver e nacionalizar esta
tecnologia. A Petrobrás possui mais de 8 mil km de dutos e está incorporando
novas instalações desde a década de 90. Considerando o volume de linhas a
serem inspecionadas e que os custos de inspeção estão acima de
US$2500/Km, concluiu-se que os benefícios resultantes do controle desta
tecnologia são evidentes principalmente quanto aos aspectos econômicos e a
disponibilidade do equipamento em âmbito nacional evitando as morosas e
dispendiosas contratações internacionais.
Para viabilizar esta nacionalização foram aglutinados no Cenpes os
conhecimentos adquiridos e gerados dentro da empresa ao longo destes anos.
Criou-se um projeto de Pesquisa e Desenvolvimento com a participação de
empresas nacionais e de universidades de Joinville, São Paulo e Rio de
Janeiro.
33Para o início dos trabalhos experimentais foi montado um sistema
mecânico/eletromagnético que de modo simplificado e compacto contempla
todas as partes fundamentais do princípio de funcionamento do pig magnético.
Um disco com defeitos, simula a parede do duto. Um eletroímã magnetiza a
região sob inspeção simulando a magnetização aplicada pelo PIG. Sensores
colocados na distância média entre os pólos do eletroímã detectam os defeitos
e um cordão de solda existentes no disco.
Para o movimento relativo entre os sistemas de magnetização/sensores
e o disco com defeitos utilizou-se um motor elétrico. A partir do sistema
descrito foi possível executar ensaios de detecção dos defeitos (corrosão e
cordão de solda) colocados em ambas as superfícies do disco com diversos
tipos de sensores.
Estes ensaios permitiram a seleção de uma bobina sensora com a
melhor relação sinal/ruído e a definição do magnetismo necessário a ser
aplicado. A partir dos ensaios realizados e dos resultados alcançados iniciou-
se a etapa de especificação do projeto e detalhamento das partes
componentes de um módulo de magnetização e sensoreamento. As
dimensões foram previstas para o uso em dutos com curvas cujo raio seja
igual ou maior que 3 vezes o diâmetro nominal do duto.
Paralelamente iniciaram-se juntamente com a PUC/RJ os trabalhos de
especificação e delineamento de um software para aquisição e gravação dos
dados. Todos os principais componentes (carcaça, imã permanente, escovas e
hastes sensoras) do módulo de magnetização foram fabricados pela Petrobrás
ou por empresas nacionais.
Com tudo isso, hoje o PIG é uma conquista que possibilita a
localização dos pontos nos dutos que necessitam de reparos, minimizando
custos e evitando paradas no fornecimento de energia além de acompanhar
evoluções de defeitos que podem necessitar de reparos preventivos.
34
7.4 - PRAVAP – PROGRAMA DE RECUPERAÇÃO
AVANÇADA DE PETRÓLEO
O Programa Pravap coordena tecnologias que viabilizam recuperação
em reservatórios.
Embora o fator médio de recuperação de petróleo de um reservatório
gire entre 20% e 30%, não são raros os casos em que, se por um lado esse
fator ultrapassa 60%, por outro pode se situar em patamares inferiores até
mesmo a 10%. Esses baixos valores são ao mesmo tempo fonte de motivação
e oportunidade no desenvolvimento de novas tecnologias na área de
geoengenharia de reservatório, para o aumento da eficiência dos processos de
recuperação e conseqüentemente da produção e reservas de óleo e gás.
Coordenado pelo Centro de Pesquisas da Petrobras Cenpes, o
Programa de Recuperação Avançada de Petróleo - Pravap - representa um
esforço corporativo em P&D na busca de inovações tecnológicas que
viabilizem a apropriação de reservas adicionais e aumento da produção em
seus campos já descobertos e, na maioria das vezes, maduros.
Entre os muitos problemas que afetam a recuperação nos reservatórios
de petróleo, um em particular tem a ver com a imiscibilidade e a diferença de
viscosidade entre os fluidos existentes na jazida. O fato de o óleo ser, de um
modo geral, mais viscoso do que a água, faz com que, no escoamento
simultâneo destes dois fluidos através do meio poroso que constitui o
reservatório, a água tenda a se deslocar numa velocidade mais elevada em
relação ao óleo no seu trajeto em direção aos poços produtores.
Como conseqüência, e a depender do contraste de viscosidade entre
os dois fluidos, não é raro ocorrer à irrupção prematura e crescente da água
35nos poços produtores, comprometendo a vazão de óleo produzido e com ela a
recuperação final, ou seja, ficam comprometidas as reservas daquela jazida.
Surgiram, com base nessas observações, várias propostas que visam
contornar esse problema, atenuando os seus efeitos sobre a recuperação.
Uma delas vale-se do método convencional de recuperação por injeção de
água aditivada de polímeros solúveis de elevado peso molecular.
Em pequenas concentrações, estes produtos fazem com que a
viscosidade da água - o fluido deslocante aproxime-se da viscosidade do óleo -
o fluido deslocado. Nestas condições, a água injetada no reservatório promove
um deslocamento uniforme - do tipo pistão – em relação à fase óleo.
O resultado é o retardo da irrupção de água nos poços produtores em
consequentemente a maximização da eficiência da recuperação. Este
processo, no entanto, limita-se à classe dos óleos de viscosidade moderada,
não se aplicando aqueles ditos óleos efetivamente “pesados” ou muito visco-
sos”.
Para os óleos pesados que possuem pouca ou nenhuma mobilidade
no reservatório, o enfoque tecnológico dado foi o de atuar na, redução da
viscosidade do próprio óleo, mediante o uso de energia térmica.
Originalmente desenvolvidos para os campos de óleos extremamente
viscosos da Califórnia e da Venezuela, os métodos da injeção de vapor e da
combustão parcial in situ do óleo mediante a injeção de ar com pré-ignição,
viabilizaram a produção de petróleo em campos considerados não comerciais
pelos métodos convencionais de recuperação.
A injeção de vapor em particular, veio a se consagrar ao longo dos
anos e é hoje praticamente a única alternativa economicamente viável para o
aproveitamento dos óleos pesados. No Brasil essa tecnologia é largamente
utilizada pela Petrobras em campos localizados na região Nordeste e começa
a ser testado nas acumulações da Bacia do Espírito Santo.
36Uma outra categoria de métodos de recuperação é aquela à base de
injeção de gases miscíveis ou parcialmente, miscíveis, cujo princípio ativo é o
de também atuar na viscosidade do óleo a ser recuperado mediante o efeito de
solvência. E o caso dos processos via injeção de gás carbônico, nitrogênio e o
próprio gás natural de petróleo. A Petrobras já dispõe de boa base de
experiência nesta área com projetos de injeção de C02 e gás natural.
Por fim, há as linhas de investigação tal como a utilização de
microorganismos do tipo anaeróbico ou facultativo. Estas bactérias, quando
injetadas no reservatório em meio aquoso e com os nutrientes adequados,
promovem uma melhora do processo de recuperação através dos produtos do
seu metabolismo, tais como polímeros, tensoativos e solventes gasosos.
O ideal tecnológico corresponderia ao desenvolvimento de bactérias
cujo cicio metabólico compreendesse a quebra das cadeias mais longas dos
hidrocarbonetos, resultando num óleo mais leve e equivalendo-se a um
craqueamento biológico do petróleo. Um processo desta natureza cumpriria na
verdade um duplo papel pois não apenas favoreceria a recuperação do petró-
leo do tipo pesado, como também o tornaria mais atraente comercialmente do
ponto de vista do seu refino.
Através da infiltração de águas meteóricas, as bactérias indígenas a
este meio, uma vez em contato com o óleo, metabolizam seletivamente as
frações mais leves dos hidrocarbonetos, tornando assim o petróleo mais
pesado ainda no reservatório.
Com este objetivo, a primeira carteira do Pravap foi composta por sete
projetos, propostos pelas Unidades Operativas, e aprovadas com base no risco
tecnológico associado e a atratividade das tecnologias a serem desenvolvidas.
Conforme sua concepção de programa corporativo cujos projetos se
propõem a cumprir o ciclo completo de pesquisa, desenvolvimento e
implantação tecnológica, as equipes montadas para este fim foram de
37natureza multidisciplinar, e seus membros provenientes tanto do centro de
pesquisas como da área operacional.
Além disso, os trabalhos tiveram também a participação de entidades
externas à Petrobras, como universidades, institutos de pesquisa e outras
organizações, do país e do exterior.
Esta primeira carteira de projetos do Pravap de 1993, com o prazo
global de cinco anos, foi reavaliada em 1997 com a incorporação de quatro
novos projetos e prorrogação do prazo até meados de 2001.
Em 1999, dois novos projetos foram aprovados e o prazo do programa
estendido até 2002. Estas duas reavaliações foram marcadas pela reorientação
do foco do Pravap, visando os grandes alvos empresariais da companhia
localizados na Bacia de Campos.
Atualmente, o Pravap não é apenas um programa de recuperação
avançada: seu escopo é muito mais amplo, principalmente na linha de
otimização da explotação ou do gerenciamento dos reservatórios,
independentemente do seu estágio de maturidade.
O Pravap possui ainda outra atribuição além do desenvolvimento de
tecnologia propriamente dito que é a de estender os benefícios deste
desenvolvimento para a companhia como um todo consistindo uma
transferência Interna de tecnologia.
Isto passa por um amplo e intenso processo de divulgação,
implantação e assistência ao usuário final, ou seja, é realizado um seminário
técnico de âmbito nacional, onde são apresentados os principais resultados
alcançados pelos projetos em carteira durante o ano em curso, bem como
palestras de revisão do estado da arte sobre os temas da carteira de projeto e
a cargo de especialistas do país e do exterior.
Este enfoque, aliado à representatividade dos participantes
provenientes das várias Unidades Operativas, Sede e Centro de Pesquisas,
38contribui sobremaneira para o coroamento dos objetivos do programa que é o
da transferência interna, para os usuários finais, das tecnologias
desenvolvidas.
No tocante aos benefícios auferidos até o momento pelo Pravap,
podemos dizer que, para a realização orçamentária de US$ 26 milhões na sua
carteira original de projetos, o programa contribuiu decisivamente para um
ganho adicional estimado de US$ 148 milhões na atividade operacional de
exploração e Produção de energia.
7.5 - PROPES : PROGRAMA DE ÓLEOS PESADOS
A Petrobras investiu no desenvolvimento de tecnologias para viabilizar a
monetização de uma reserva de 3 bilhões de barris de óleo pesado (Campo de
Jubarte).
Na unidade de produção, os problemas de formação de espuma – que
dificultam a separação do óleo, gás e água – exigiram a adequação de
equipamentos e o uso de produtos químicos.
Jubarte é um dos campos de óleo pesado mas não é a única
descoberta de petróleo pesado – nem o único laboratório da Petrobras.
Algumas tecnologias vêm sendo testadas nos campos de Fazenda Alegre, na
parte onshore da Bacia do Espírito Santo, e de Siri, na Bacia de Campos – que
têm reservas de óleo ultrapesado, de 13º API.
A quantidade de reservas desse tipo de petróleo pode ser bem maior do
que essa já provada, basta que novas tecnologias viabilizem o
desenvolvimento da produção ou aumentem o fator de recuperação – que em
campos de óleos abaixo de 19º API em média giram em torno de 20%. No
campo de Marlim, onde o óleo produzido tem 20º API, o fator de recuperação
39final atingirá 40%. Já para o campo de Jubarte, com 17º API, a Petrobras
espera chegar a 30%.
O desenvolvimento dessas tecnologias está sob coordenação do
Programa de Óleos Pesados Offshore – Propes, criado em outubro de 2002
para viabilizar a incorporação de reservas e a produção desse tipo de petróleo.
Hoje o Propes tem como meta viabilizar a produção daqueles 450 mil
barris diários em 2010. Para isso trabalha em conjunto com várias unidades de
negócios da companhia – e até mesmo com institutos de pesquisa externos –
investindo recursos financeiros e humanos – aquele chamado H/H. No total,
são 44 projetos, que vão desde a perfuração de poços horizontais até o
processamento em unidades de produção.
Os desafios para produzir petróleo com grau API abaixo dos 19º, só
mesmo investindo pesado em tecnologia – em todas as fases do processo.
O primeiro desafio é ter poços horizontais, que aumentem a vazão do
óleo. Na medida em que a Petrobras começou a descobrir essas reservas de
óleo pesado, ao norte da Bacia de Campos, nota-se que as vazões dos poços
não são suficientes para justificar o desenvolvimento desses reservatórios.
No campo de Pampo, que tinha óleo de 13º API, a Petrobras teve sua
primeira experiência offshore. Até então, a literatura existente dava conta que a
relação de produtividade em poços horizontais eram de duas a cinco vezes
maior do que um poço vertical – a surpresa do poço 39 foi uma produtividade
oito vezes maior.
Na formação de Siri, em lâmina d’água de 100 metros na Bacia de
Campos, a Petrobras perfurou um poço horizontal com trecho de 2.000 metros,
numa formação do tipo carbonato – que não desagrega tão facilmente –
diferente da maioria das jazidas encontradas no Brasil, que estão em arenito.
Estudos iniciais dão conta de que em um projeto definitivo para a área, caso
40todas as premissas se confirmem, a produção seria de 100 mil barris diários –
a companhia busca uma unidade para fazer um teste de longa duração e
avaliar o comportamento do reservatório.
Mas nos outros casos o desafio é fazer a tela expansível funcionar, ou
então desenvolver metodologias de gravel pack para grandes extensões
horizontais. Só que, em poços de longa extensão, o esforço necessário para
expandir as telas seria incompatível com a tecnologia existente – em quase
todos os poços horizontais a Petrobras utiliza o gravel pack.
Outro desafio é encontrar o método ideal para elevação desse óleo.
Com a P-34 testam-se três sistemas diferentes: dois poços com gás lift, um
poço com a bomba próxima da árvore de natal, e outro sistema com a bomba
dentro do poço.
O gás lift é o sistema padrão da Petrobras para elevação artificial em
águas profundas. Relativamente de baixo custo e de fácil manutenção, uma
linha injeta gás junto à coluna de produção, “empurrando” o óleo para a
plataforma. Só que os sistemas de gás lift não têm se mostrado eficientes para
a produção de óleos pesados – primeiro porque a quantidade de gás
demandada para o petróleo pesado é bem maior e, por vezes, o gás
transpassa o óleo.
A solução mais eficiente seria o uso de bombeio elétrico, embora a
manutenção desses equipamentos tornem a opção mais cara – imagine
quanto custa uma operação de substituição de uma bomba submersa.
A proposta é tentar desenvolver, junto aos fornecedores, sistemas de
bombeamento que tenham maior confiabilidade, para que essas bombas
durem mais tempo. A outra opção é tirar a bomba de dentro do poço: com a
bomba no fundo do mar, a manutenção é facilitada
41No campo de Siri, com lâmina d’água rasa – e acesso ao poço feito
através da própria plataforma – a opção mais eficiente foi utilizar bombeio
elétrico.
Em parceria com pesquisadores da Universidade de Campinas, a
Petrobras estuda o método core flow – que consiste em lubrificar com água as
paredes das linhas de escoamento de óleo.
Outra linha de pesquisa estuda o bombeio de cavidade progressiva – a
tecnologia atual mostra que essas bombas conseguem escoar fluidos sólidos e
pesados, só que em vazões de até dois mil barris por dia.
Seja qual for o método de elevação, o problema é controlar a
temperatura da linha quando ocorre uma parada imprevista no fluxo.
Estudos vêm sendo feitos, tanto para conhecer qual a temperatura e
qual o tempo para a formação do hidrato, quanto para desenvolver soluções
que mantenham as linhas de produção aquecidas.
Estamos desenvolvendo um sistema elétrico que utilize a energia
também para aquecer a linha no momento em que a bomba pare de funcionar.
Quando o óleo fica emulsionado em água, o escoamento e a elevação também
viram um problema. Para isso, a saída é encontrar o desemulsificante e o
antiincrustrante correto.
Em outra linha, os pesquisadores trabalham para desenvolver
quebradores de emulsão – que evitam a formação de emulsão no início, ou até
mesmo quebrando a emulsão ao longo da linha.
Uma vez na plataforma, o desafio é separar esse óleo – que traz um
volume de água maior do que os campos de óleo leve. Na plataforma PPM-1,
instalada no campo de Pampo, a Petrobras vem testando os hidrociclones
para separação de água. Os técnicos avaliam que a utilização de hidrociclones
apresenta grandes perspectivas em redução de área e capacidade de carga
requerida para instalação offshore. Outra vantagem é que o hidrociclone já
42deixa a água em condição de descarte – com limite de 20 ppm de óleo – ou
para reinjeção.
Os pesquisadores também estudam a aplicação de produtos químicos
de forma a utilizar equipamentos de separação com maior capacidade sem
que haja a necessidade de aumentar o tamanho das plantas.
7.6 – RETEP: REDE DE EXCELÊNCIA EM TECNOLOGIA
DE ENGENHARIA DE POÇO
A Retep - Rede de Excelência em Tecnologia de Engenharia de Poço -
Segmento Pesquisa, Desenvolvimento e Suporte Tecnológico é produto de um
dos Projetos Estratégicos da Petrobras, configurado em 1992, denominado
Projeto de Formação de Centros de Excelência.
Em março de 1998, iniciou-se o detalhamento do Projeto Retep
conquistando-se, após atender a todos os requisitos do modelo teórico de
formatação de Centros de Excelência, o reconhecimento pelo Comitê de
Avaliação do inequívoco estágio de excelência da Rede formada. Em
decorrência, em 24 de setembro de 1998, a Diretoria Executiva da Petrobras
homologou a Retep, a primeira Rede de Excelência da Petrobras.
O objetivo central da Retep é o de garantir o aprimoramento tecnológico
da Engenharia de Poço, mediante a otimização das atividades de P&D e de
Suporte Tecnológico, agindo de forma integrada, em âmbito nacional e
internacional, a fim de acelerar a exploração e o desenvolvimento dos campos
da Petrobras de forma diferenciada e competitiva.
Mantendo até então o foco nas demandas tecnológicas da Petrobras, a
43
Retep centra suas atividades na exploração e no desenvolvimento de campos
localizados em águas profundas e ultra-profundas, reservatórios profundos,
rochas problemáticas e ambientes hostis. Como resultado, os principais
produtos gerados pela Rede são: Modelagem Física e Computacional,
Procedimentos Operacionais, Ensaios Laboratoriais, Análises de Causa e
Efeitos, bem como Projetos e Especificação de Equipamentos.
CONCLUSÃO
É importante que as empresas ou distribuidoras de energia planejem e
mantenham uma boa estrutura logística, o que pode representar vários
quilômetros de dutos, dependendo do nível de abastecimento pode até
significar navios do poço ao fornecimento.
Como visto neste estudo, as apostas para o futuro se concentram na
Bacia de Campos, onde estão, neste momento as maiores perspectivas de
descoberta de novas jazidas e as melhores oportunidades exploratórias.
Mesmo que não se encontre mais nada, com as reservas atuais e mantendo os
níveis de produção, ainda assim o futuro está garantido pelos próximos 20
anos.
Com a construção do LENEP - Laboratório de Exploração e Produção
de Petróleo da Universidade Estadual do Norte Fluminense, a Petrobras trouxe
para a região professores que estão formando a mão-de-obra do futuro.
44O objetivo maior é criar um pólo de excelência composto não só pela
Petrobras, mas também por todas as empresas prestadoras de serviços e
todos os municípios diretamente ligados a empresa.
São condições extremamente favoráveis, com uma indústria crescente e
uma busca incessante por novas tecnologias que permitam melhorias
contínuas.
Existe necessidade de uma infra – estrutura, muitas vezes pesada, mas
necessária para a distribuição de nossa energia por toda a extensão do país.
Algumas empresas (ONIP) já trabalham visando atingir este objetivo.
45
BIBLIOGRAFIA
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Janeiro 2001
2 - CARDOSO, Luiz Cláudio Santos - Logística do Petróleo: Transporte e
Armazenamento – Editora Interciencia – Rio de Janeiro 2001
3 – CORRÊA, Oton Luiz Silva – Petróleo – Editora Interciencia – Rio de
Janeiro 2001
3 – LAROSA, Marco Antonio e Fernando Arduini Ayres – Como Produzir uma
Monografia – 5ª edição – Rio de Janeiro 2005
5 – MACHADO, José Carlos V. – Reologia e Escoamento de Fluidos – Ênfase
Na Indústria do Petróleo -– Editora Interciencia - Rio de Janeiro 2001
6 - SARACENI, Pedro – Transporte Marítimo de Petróleo e Derivados – Editora
Interciencia - Rio de Janeiro
7 – THOMAS, José – Fundamentos de Engenharia de Petróleo – 2ª edição –
Editora Interciencia - Rio de Janeiro 2004
46
WEBGRAFIA:
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www.cepetro.unicamp.br/petroleo/index_petroleo.html (24/07/2006)
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47
ÍNDICE
FOLHA DE ROSTO 01
AGRADECIMENTO 03
DEDICATÓRIA 04
RESUMO 05
METODOLOGIA 06
SUMÁRIO 07
INTRODUÇÃO 08
CAPÍTULO I - História do Petróleo no Brasil 09
1.1 - O Setor Petróleo de 1858 até 1938 10
1.2 - O Setor Petróleo de 1938 até 1953 12
CAPÍTULO II - Cadeia Petroquímica 16
2.1 - O refino do petróleo 17
2.2 - O transporte do petróleo 18
CAPÍTULO III – Utilização da energia 20
CAPÍTULO IV – Gás Natural e Petróleo 22
4.1 - Gás Natural 22
484.2 – Petróleo 23
4.2.1 – Refino 23
CAPÍTULO V – Transporte e Armazenamento 24
5.1 – Distribuição 24
CAPÍTULO VI – Etapas da Produção 26
CAPÍTULO VII – Prog. de Desenvolvimento e Inov. Tecnológicas 28
7. 1 - PROCAP-3000 28
7. 2 - GIRINO 30
7. 3 – PIG INSTRUMENTADO 31
7. 4 - PRAVAP 33
7. 5 - PROPES 37
7. 6 – RETEP 41
CONCLUSÃO 42
BIBLIOGRAFIA 43
WEBGRAFIA 44
ÍNDICE 45
FOLHA DE AVALIAÇÃO 47
49
FOLHA DE AVALIAÇÃO
Nome da Instituição:
Universidade Candido Mendes / PROJETO: A Vez do Mestre
Título da Monografia:
Programas de Desenvolvimento Tecnológico e
Logística na Cadeia do Petróleo e Gás
Autor: Ana Paula Furquim Werneck Abdelhay
Data da entrega: 20/09/2006
Avaliado por: Fabiane Muniz
Conceito:
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