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OTC 2021 O reencontro da indústria mundial offshore
A Offshore Technology Conference – OTC 2021 que começa no próximo dia 16 de agosto sinaliza que a indústria de óleo e gás quer recuperar otempo perdido e retomar seus projetos
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Vinte e sete meses depois da histórica 50ª Offshore Technology Conference, em 2019, a indústria mundial volta a se reunir para debater os avanços e desafios, rumos e tendências desse setor, acostumada com cenários críticos, que deu uma demonstração de resiliência, sólida cultura de segurança e responsabilidade social durante a inesperada pandemia de Covid-19 que varreu o mundo (e continua a gerar ondas de casos).
Cerca de 2 mil expositores, entre players globais e empresas da cadeia produtiva, instituições setoriais, órgãos reguladores e entidades de fomento à indústria, confirmaram presença nesse que é o maior evento tecnológico offshore do mundo, que acontecerá nos dias 16 a 20 de agosto, no NRG Park (Reliant Park), em Houston (Texas), nos Estados Unidos.
OTC ONLINE
Uma das novidades do evento desse ano é o formato híbrido, que possibilitará a interação entre os profissionais do mundo inteiro e acesso ao que vem sendo feito de mais inovador nesse setor tanto presencial como virtual. Ou seja: quem não puder ir a Houston poderá ter acesso a toda a programação dos quatro dias da OTC 2021 pelo meio digital.
É a OTC online, demonstrando que o uso intensivo de tecnologia é mesmo uma característica dessa indústria. O evento virtual tornou ainda mais acessível a extensa programação técnica.
Pelo valor de US$ 280, o visitante virtual terá acesso às 46 sessões e 350 apresentações sobre tendências, desafios, tecnologias e inovações em aplicação nos mais distintos cenários da indústria offshore, que se desdobrou para manter a segurança e continuidade de suas operações durante a pandemia.
Há dois valores diferenciados de ingresso, visando incentivar
Foto: TN Petróleo
maior participação de profissionais e jovens talentos no evento: US$ 180 para os afiliados de uma das 13 entidades organizadoras da OTC (veja quem são clican-
do aqui https://www.otcnet.org/
organizations) e US$100 para os estudantes, que vão ser as futuras lideranças dessa indústria em transformação frente à necessidade de acelerarmos rumo a uma economia de baixo carbono. Registre-se aqui https://2021.otc-
net.org/register
Brasil continua sendo um dos destaques da OTC 2021
Temas relacionadas à indústria brasileira de óleo e gás estão presente em sessões nos quatro dias da conferência
MAIS UMA VEZ O BRASIL tem uma participação de destaque na OTC, que vem consagrando a expertise brasileira em inúmeras distinções oferecidas tanto à profissionais do setor, como a companhias, como a Petrobras, que vai receber pela quarta vez o Distinguished Achie-
vement Award for Companies (2020)
pelas inovações implementadas no desenvolvimento de Búzios, no pré-sal da bacia de Campos. A distinção concedia em 2020 será entregue este ano na solenidade de gala realizada no dia 15 de agosto, uma verdadeira avant-première da OTC.
Maior campo offshore do mundo em águas profundas com a previsão de produzir 2 milhões de barris por dia até o final dessa década, Búzios serão tema de uma robusta programação na sessão Buzios Project: A Brazilian Pre-Salt Super Giant, no primeiro dia do evento (16). Ao todo serão sete sessões poster apresentadas por profissionais da Petrobras e parceiros, incluindo o gerente executivo da Petrobras do ativo Búzios, Márcio Kahn, que está na matéria de capa dessa edição da TN Petróleo.
No dia 17, o painel The Brazilian Pre-Salt Development, traz como moderadores o presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás Natural (IBP), e Eberaldo Almeida, o diretor executivo de Exploração da instituição, de um debate que reunirá ainda os executivos das principais de oil companies como Equinor Brasil, Veronica Coelho; Exxon Mobil Brasil, Juan Lessmann; Shell Brasil,
Foto: TN Petróleo
Andre Araujo; o diretor geral da Total Energies Brasil, Philippe Blanchard; oCEO da brasileira Enauta, Décio Oddone, o Brazil Country Manager da Chevron, Mariano Vela, e o Diretor Executivo de Desenvolvimento da Produção da Petrobras.
Nesse mesmo dia, na parte da tarde, na seção Around the World, opainel Opportunities in Brazil´s
Energy Sector and the Role of Innovation and Digitalization in Se-
curing Brazil’s Energy Future vai reunir Rodolfo Saboia, Diretor Geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Nicolas Simone, diretor executivo de Transformação Digital e Inovação da Petrobras, representantes do departamento de Comércio dos Estados Unidos e das empresas Baker Hughes e da Chevron.
No dia 18, a Active Arena: Pa-
thway for a Sustainable Offshore: Markets, Community, Stakeholders
and Technology, vai contar com a participação de Aline Almeida, da PetroRio, ao lado de profissionais da American Bureau of Shipping (ABS), Tenaris, Talos Energy, NOV e do Bureau of Ocean Energy Management.
No dia seguinte (19), o painel
Best Practices in Dealing with a Pandemic such as COVID-19 in the
Offshore Industry terá a participação do diretor da ANP, Raphael Moura, que durante o primeiro ano de pandemia esteve à frente da Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente do órgão regulador.
Veja programação completa aqui
https://2021.otcnet.org/technical-program-2021
COMPLETAÇÃO totalmente elétrica de poços é a principal aposta das duas empresas, que somam expertises para fornecer soluções integradas nessa área
A Ouro Negro e a Superior Energy Services anunciam parceira estratégica para prover soluções integradas na área de poços, principalmente em ambientes mais complexos, como o pré-sal e em águas ultraprofundas. Ao somar a expertise consolidada pela Superior Energy em meio século de atuação internacional e a capacidade de P&D e inovação da Ouro Negro, as duas parceiras pretendem disponibilizar um portfólio de soluções disruptivas de completação de poços totalmente elétrica para a as oil companies que atuam no Brasil e no exterior.
RETOMADA DA EXPLORAÇÃO
As atividades de exploração devem retomar a curva ascendente, após o impacto nas atividades offshore decorrente da pandemia de Covid-19 em 2020, inclusive na perfuração de poços estabelecidos nos programa de atividades de exploração, e estipulados pelo Plano de Avaliação de Descobertas (PADs).
De acordo com a Superintendência de Exploração da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) existem 35 Plano de Avaliação de Descobertas (PADs) em andamento, dos quais 21 são no mar (9 dos quais nas bacias de Santos e Campos e 5 na de Sergipe). Estão suspensos 15 PADs e 11 se classificam como em postergação da declaração de comercialidade (81% no mar). Dos 29 poços exploratórios previstos para 2020, foram perfurados 16 (5 no mar e 11 em terra). Até o final de 2021, segundo a ANP, estão previstos 38 poços, que somam R$5,3 bilhões em investimentos. Já foram perfurados este ano oito poços exploratórios, 4 em terra e 4 em bacias marítimas – destes, 3 estão em atividade, sendo 2 na bacia de Campos e 1 na do Espírito Santo, operados por consórcios que abrangem Petrobras, ExxonMobil, Equinor e Total Energies, segundo dados da ANP.
PARCERIA ESTRATÉGICA
“A Ouro Negro tem reiterado a importância das parcerias para alavancar a PD&I, de forma a dar suporte à indústria de óleo e gás, principalmente nas atividades estratégicas como a da exploração e produção offshore (E&P), nas quais as companhias têm enfatizado a importância em acelerar algumas etapas, como a de perfuração e completação de poços. Portanto, nada mais natural que fazer uma parceria que agregue valor e proporcione ainda mais agilidade, segurança e eficiência nessa atividade”, pontua oCEO da Ouro Negro, Eduardo Costa. “Temos um time altamente qualificado na área de engenharia de poços, quem vem gerando soluções disruptivas, testadas e qualificadas em laboratórios e por clientes. Portanto, sabemos que somos um parceiro que vai sempre somar!”, conclui
“A parceria tecnológica com a Ouro Negro é estratégica e um passo fundamental para o processo de evolução e digitalização de sistemas de completação de poços, além de atender à demanda do mercado por sistemas de completação digitalmente integrados e de alta confiabilidade”, afirma o Gerente Regional de Desenvolvimento de Negócios da Superior Energy Services, Frederico Carvalho.
Sobre as parceiras
Ouro Negro – Empresa brasileira de inovação tecnológica com foco na indústria de óleo e gás, a Ouro Negro disponibiliza soluções de monitoramento da integridade de equipamentos e estruturas, sistemas integrados de completação inteligente de poços, engenharia submarina, soluções baseadas no uso de laser de alta potência, sistemas robóticos para inspeção e operação em poços e subsea e inteligência computacional para a gestão da integridade de ativos.
www.ouronegro.com.br
Superior Energy Services - A Superior Completion Services fornece soluções de sistemas completação para intelligent completion, sistemas de segurança de poço, controle de areia, estimulação, produção e completação de poços de injeção para maximizar a segurança, eficiência e lucratividade de cada poço.
Uso do hidrogênio como energia do futuro e as oportunidades para o Rio de Janeiro
WEBSÉRIE ‘NOVAS ENERGIAS’, organizada pela Firjan, debaterá ocenário mundial do hidrogênio que prevê investimentos de US$ 500 bilhões até 2030. Projetos de Hidrogênio Verde no país já somam US$ 22 bilhões. Desenvolvimento dessa tecnologia apresenta oportunidades para o Brasil e para o Rio, em especial no Porto do Açu
Aposta estratégica de diversas grandes empresas e de governos ao redor do mundo, o uso do hidrogênio (H2) como energia do futuro é tema de debate da websérie “Novas Energias”, promovida pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan) na terça-feira (3/8), às 10h. Usada atualmente em mais de 130 países já comprometidos com a meta de zerar as emissões de gases do efeito estufa, o H2 trará uma série de oportunidades para o estado do Rio de Janeiro, como por exemplo no Porto do Açu, em São João da Barra, Norte Fluminense, que já negocia a instalação de usinas no local.
O Hydrogen Council, iniciativa global liderada por CEOs de 92 empresas líderes em energia, estima que o investimento total em produção de hidrogênio até 2030 será de US$ 500 bilhões, correspondendo a 11 milhões de toneladas em todo o mundo. Além de ser uma fonte limpa de energia, o H2 pode gerar produção de Hidrogênio Verde, oriundo de fontes renováveis eólica e solar; e de Hidrogênio Azul, fabricado com captura de carbono (CCUS) e gás natural.
Ao todo, projetos de Hidrogênio Verde no Brasil já somam US$ 22 bilhões. Neste ano, seis memorandos foram assinados por multinacionais para instalação de usinas em três estados, incluindo o Rio de Janeiro. A expectativa é de que em 30 anos, o Hidrogênio Verde (H2V) possa representar até 20% da matriz energética global.
Diante disso, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) introduziu o H2 como um dos temas prioritários de pesquisa e desenvolvimento. Atualmente, o Ministério de Minas e Energia trabalha nas diretrizes do Programa Nacional do Hidrogênio.
Com isso, abre-se a oportunidade de expandir e integrar a produção desse combustível às energias solar, eólica offshore e ao mercado de petróleo e gás, principalmente por meio do uso de plataformas antigas, como é o caso da Bacia de Campos. Motivo pelo qual o Porto do Açu é alvo de estudos da australiana Fortescue, uma das maiores produtoras de minério de ferro do mundo, para instalação de uma unidade com capacidade de 300 megawatts.
WEBSÉRIE REÚNE EMPRESAS
Outra vantagem do hidrogênio, além da não emissão de gases de efeito estufa, está a alta densidade energética, que permite várias formas de uso e de armazenamento. Com isso, seu uso poderá transformar a dinâmica de mercados estratégicos, não só o de energia elétrica como também o de transporte, já que a armazenagem é feita em cilindros semelhantes aos do GNV.
Este horizonte de oportunidades para o país e para o estado do Rio será detalhado na segunda websérie “Novas Energias”: “Rotas de Hidrogênio: energia do futuro e oportunidades para oRio”. Participam do debate: Filipe Segantine, gerente de Desenvolvimento de Negócios Sustentáveis do Porto do Açu; Ansgar Pinkowski, gerente de Inovação e Sustentabilidade da Câmara de Comércio e Indústria Brasil-Alemanha; e Luciano Basto Oliveira, consultor técnico da EPE. Os mediadores serão Fernando Montera, coordenador de Relacionamento Petróleo, Gás e Naval da federação, e Giorgio Rossi, coordenador da Firjan Internacional.
Uma doca de resiliência
Diversidade – em todos os sentidos -, ambiente colaborativo e proatividade, aliadas à capacitação do capital humano e paixão pela empresa, formam os ‘cais’ do porto seguro do Estaleiro Atlântico Sul S/A, em Ipojuca(PE). “No EAS sempre prezamos pela diversidade, não só de gênero, mas de idade, raça, formação. E assim criamos um time integrado, extremamente dedicado, caracterizado pela colaboração mútua e unido por sua paixão pela Companhia. A confiança deles é a minha grande motivação”, destaca Nicole Mattar Haddad Terpins, que assumiu o comando do maior estaleiro da América do Sul em agosto de 2019, dois meses após a entrega da última encomenda, quando ficou sem atividades. Advogada, Master em Direito Comercial e com expertise na área empresarial, operações de fusões e aquisições (inclusive no âmbito internacional), especialista em negociação (pela Harvard Institute of Negotiation) e planejamento estratégico – talentos reconhecido pelo Latin American Counsel Awards 2016 -Best corporate counsel, concedido anualmente pela Association of Corporate Counsel (ACC), entidade com mais de 40 mil membros em 85 países –, Nicole deixou claro que não ia deixar o ‘barco à deriva’. Seis meses depois de assumir, teve o pedido de recuperação judicial (02/2020) acatado pela Justiça de Pernambuco, que suspendeu as ações e execuções movidas por credores contra o estaleiro, dando o fôlego necessário para a companhia avançar. Com a dívida reestruturada (com o plano de recuperação homologado em junho desse ano), promoveu a retomada das atividades com o ingresso do EAS no mercado de reparo (10/2020), cumprindo com êxito os novos contratos. E segue prospectando novas oportunidades no mercado, como o seguimento offshore e de descomissionamento. Sem poder falar de contratos em negociação, ela afirma que está entusiasmada com o que há ainda a fazer, apostando em seu time.
Por Beatriz Cardoso
“Hoje, olhando para trás, vejo que as características que de início foram alvo de questionamentos têm sido essenciais para atingirmos nossos resultados”, diz a CEO do EAS nessa entrevista exclusiva à TN Petróleo. Há boas perspectiva para o estaleiro, instalado no Complexo Industrial e Portuário de Suape, que vai completar 16 anos (em novembro) e tem a expectativa de encerrar o ano com um desempenho positivo, continuando assim a contribuir para que Pernambuco, segundo a pesquisa mensal do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), continue a registrar as maiores altas de produção industrial do país desde 2020 (em plena pandemia). É o EAS voltando a quebrar paradigmas!
Studio Lumix Fotos: TN Petróleo – Você está completando dois anos como CEO do EAS, empresa na qual está desde 2014, com várias conquistas na sua gestão. Qual o balanço que você faz desse período? Nicole Mattar – Foi um período de muitos desafios, mas extremamente gratificante. Muito aprendizado e muitas realizações. Ainda há muito o que fazer, mas estou muito satisfeita com oque alcançamos até aqui. Reestruturamos nossa dívida, entramos em um novo nicho de negócio, voltamos a operar e desenvolvemos novas oportunidades para nossos ativos. E tudo isso no contexto de uma recuperação judicial, o que certamente traz um nível maior de dificuldade. O que foi superado com muita dedicação e trabalho em
equipe, adotando uma atitude honesta, transparente e proativa, que nos rendeu credibilidade junto aos nossos credores, clientes e colaboradores. E, claro, muita fé, pois sem Deus, nada disso seria possível. Em resumo, faço um balanço bastante positivo, mas com maior entusiasmo em relação ao que ainda temos a fazer.
Mulher, sem formação em área de exatas (como Engenharia), de alguma forma, teve algum impacto na sua interação com clientes, fornecedores e até os próprios colaboradores? Como vc vê essa conquista de gênero e que reforça a diversidade? De início, senti sim um certo impacto. Na verdade, um certo ceticismo quanto a possibilidade de o estaleiro retomar suas atividades, ademais sob a liderança de uma mulher. Mas nunca deixei isso me abater. Como costumo dizer aos meus filhos, não controlamos as ações dos outros, mas sim a nossa reação em relação a tais ações. Meu propósito sempre falou mais alto do que minhas frustrações. E uma atitude humilde me ajudou a atrair as pessoas com habilidades complementares a minha. Temos um time fantástico: a confiança deles é a minha grande motivação. Hoje, olhando para trás, vejo que as características que de início foram alvo de questionamentos têm sido essenciais para atingirmos nossos resultados. No EAS sempre prezamos pela diversidade, não só de gênero, mas de idade, raça, formação. E assim criamos um time integrado, extremamente dedicado, caracterizado pela colaboração mútua, e unido por sua paixão pela Companhia.
A advogada CEO do maior estaleiro da América do Sul... Sua formação como advogada e experiências adquiridas em mais de dez anos de atuação, inclusive em negociações internacionais e reestruturação de empresas, pesou na sua gestão e na reestruturação da dívida e no processo de retomada da EAS? Certamente, e positivamente. Somos uma construção de nossas experiências, aprendemos a cada dia, com cada pessoa, cada situação pela qual passamos. Tive a chance de participar de grandes negociações, conheci pessoas admiráveis atuando na área de M&A (Merger & Aquisitions), dentro e fora do mundo jurídico, e sempre procurei extrair ao máximo de todas essas oportunidades. Minha formação, bem como minha experiência como advogada, me ajudou a criar um ambiente seguro para perseguirmos nossos objetivos. E as habilidades que eu não detinha, eu procurei junto a pessoas extremamente competentes, que trouxe para o time. Ademais, acredito que visão estratégica e habilidade de lidar com pessoas é algo que você desenvolve muito mais através de suas experiências e observações do que de sua formação.
A alienação de ativos está prevista no plano de recuperação. Vocês já definiram quais ativos pretendem se desfazer? Nosso plano de recuperação (PRJ) foi homologado e agora estamos em fase de cumprimento do mesmo. A retomada da operação foi o início. Agora estamos focados em aumentar a geração de caixa, a partir do crescimento do volume de negócios e da alienação de ativos. Estamos trabalhando junto a interessados, avaliando as melhores oportunidades para determinados ativos que podem ser vendidos.
Quais os principais contratos captados desde a aprovação do plano e que são estratégicos para avançar com a retomada do EAS? Desde outubro do ano passado, quando iniciamos nossas atividades de reparo, completamos oito (8) projetos, entre docagens e reparos emergenciais. Os projetos de reparo são projetos de curtíssimo prazo; as docagens de classe tendem a demorar menos de 30 dias e os reparos emergenciais ainda menos. A dinâmica é totalmente diferente da construção naval: não temos um único projeto de longo prazo para um único cliente. Temos vários projetos, vários clientes, com escopos e demandas completamente diversas. Por exemplo, nesse momento, temos um navio no dique e dois no cais do EAS. E assim que esses projetos saírem, já esperamos por outros. Para avançamos com a retomada o que precisamos é ocupar ao máximo as nossas instalações.
Reparo de navios de cabotagem de novos clientes tem sido o principal negócio do estaleiro. Mas não era o core business. Vocês hoje consideram que essa é mais uma expertise do EAS? Sim, sem dúvida. Entramos no mercado de reparo com a ambição de sermos os melhores no Brasil, comparáveis com os estaleiros internacionais, tanto em velocidade como em qualidade. E ainda agregamos uma atitude extremamente colaborativa, que valoriza muito a perspectiva dos nossos clientes. Além de tratarmos nossos clientes a ‘pão de ló’ – perdão ojargão (risos) – deixamos claro que pretendemos que eles contribuam para o nosso processo de melhoria e aprendizado. Criamos um ambiente de diálogo aberto, que faz com que ocliente, além de se sentir confortável, se sinta ‘parte’ da história que estamos construindo e da qual nos orgulhamos muito.
Quais as perspectivas de outros negócios outras áreas? Mercado internacional está na mira – na América Latina, por exemplo? Além dos reparos, temos trabalhado em cotações para construção e descomissionamento de embarcações. Acreditamos também no mercado offshore, mas odesafio é maior tendo em vista a distância entre o estaleiro e os principais campos. O mercado internacional está sim na mira das atividades de reparo, em especial os navios de longo curso que passam pela rota de Suape. Infeliz-
mente, há desafios de competitividade em função do nosso famigerado ‘custo Brasil’, principalmente no que diz respeito ao preço dos insumos e disponibilidade de determinados serviços e produtos. A cadeia de fornecimento precisa ser aprimorada para auxiliar na concorrência com os estaleiros europeus. Estamos trabalhando nisso junto a algumas entidades parceiras.
Vocês já tiveram 7 mil colaboradores treinados e capacitados no Sistema Lean, Six Sigma, Toyota e demais processos de melhoria contínua adotados pelo EAS. Vão conseguir absorver esse capital humano, que é um grande ativo? O fato de já termos tido um número expressivo de empregados tem nos garantido a rápida mobilização de pessoal. Nos últimos 5 anos treinamos mais de 3.500 pessoas e mantivemos todos os cadastros atualizados. Comunidades foram formadas em torno do EAS e nós testemunhamos a felicidade, a satisfação, a paixão com o que os nossos funcionários recebem o convite para retornar ao estaleiro. Isso é muito, muito gratificante!
O EAS já obteve a certificação internacional para descomissionamento de plataformas? Quais as expectativas para essa atividade que representa a ‘desconstrução’ daquilo que um estaleiro constrói (rs)? Estamos trabalhando para obter a certificação. Após auditoria interna e de terceiros, estamos seguros de que cumprimos com todos os requisitos internacionais. As expectativas desse mercado são muito boas e temos sido procurados para cotações. Entretanto, os projetos estão mais para o longo prazo, e não há ainda uma visão bem definida de quando essa demanda irá, de fato, se materializar. Ademais, ainda vemos a necessidade de aprimoramento da regulamentação para que os estaleiros tenham mais segurança quanto a aplicação das normas trabalhistas e ambientais.
O GIGANTE DO ATLÂNTICO SUL
COM UMA ÁREA TOTAl de 1,6 milhão metros quadrados, o EAS nasceu em pleno boom da indústria naval nesse século, quando o Brasil chegou a ter a quinta maior carteira mundial de encomendas de petroleiros (sem contar as plataformas em construção, licitadas e programadas), gerada pelas encomendas do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) da Transpetro.
Criado em 2005 e com as atividades iniciadas formalmente em 2008, desde que bateu quilha do seu primeiro Suemax (11/09/2009) até a entrega do seu quinto e último Aframax para a Transpetro, o Candido Portinari (batizado em 27/06/2019), foram nada menos que quinze petroleiros em uma década de atividade. Entre eles, o primeiro Aframax construído no Brasil: o petroleiro Castro Alves, de 248 metros de extensão e 120 mil TPB ( tonelagem de porte bruto).
No total, a EAS construiu dez Suezmax – os petroleiros João Cândido (2012), Zumbi dos Palmares e Dragão do Mar ( 2013), Henrique Dias (2014), André Rebouças, Marcilio Dias e José do Patrocínio (2015), Machado de Assis e Milton Santos (2016) e Abdias Nascimento ( 2017) e cinco Aframax. - Castro Alves, Carlos Drummond e Olavo Bilac (2018), Garrincha e Portinari(2019).
Também construiu o casco da P-55, que entrou em operação na bacia de Campos (Roncador) em janeiro de 2014, a maior plataforma semissubmersível feita no país, e ainda fez a conversão e integração da P-62, um FPSO (sigla em inglês para unidade que produz, armazena e transfere petróleo) com capacidade para produzir diariamente 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás (2013).
A tempestade que se abateu sobre oEAS começou com o cancelamento de encomendas da Petrobras e da Sete Brasil, maiores clientes, na pior crise da indústria de óleo e gás no Brasil. Quando Nicole Mattar assumiu, oGoverno lançou o programa BR do Mar, para estimular o crescimento da navegação de cabotagem, e ampliou os incentivos para a importação de navios.
Sem novas encomendas, devido à mudanças na política de incentivo a indústria naval, o estaleiro passou quase um ano sem atividades, acumulando uma dívida de R$ 1,3 bilhão. Com o plano de recuperação judicial aprovado, com o apoio de mais de 90% dos credores, o estaleiro vem dando os primeiros passos para se reerguer definitivamente, apoiado na sólida reputação que o gigante do Atlântico Sul conquistou junto ao mercado em 10 anos de entregas bem-sucedidas.
P-74 P-76
Agência Petrobras Fotos:
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Campo de Búzios
BÚZIOS: A TECNOLOGIA CONDUZ O JOGO DA SORTE
Do poço ao topside, soluções inovadoras vêm demonstrando que é a tecnologia que ‘dita o jogo’ no campo de Búzios, no pré-sal da bacia de Santos, pois não basta ter um reservatório de tal magnitude (espessuras de até 480 metros) e condições favoráveis para se obter tantos recordes e quebra de paradigmas. Os desafios são enormes nesse ativo que é considerado a maior descoberta de petróleo em águas profundas do mundo, com reservas estimadas de 10 bilhões de barris de petróleo e gás (2 terços das atuais reservas provadas do país). E só são superados, no dia a dia, com tecnologia & inovação, temperadas com uma certa ‘dose’ de ousadia,- como verão nessa reportagem especial, que vai mostrar as inovações e avanços alcançados no desenvolvimento desse megacampo. Os marcos consolidados no projeto de Búzios - entre os quais a instalação de quatro FPSOs (P-74, P-75, P-76 e P-77) em menos de um ano (11 meses) em um único campo de produção - foram consagrados pela OTC 2020 ao conceder à Petrobras o seu quarto Distinguished Achievement Award for Companies, o maior prêmio da indústria mundial offshore. “O principal objetivo das tecnologias utilizadas no Campo é buscar manter a produção em patamares elevados, reduzindo o declínio ao longo da vida do ativo e aumentando o fator de recuperação e reservas”, destaca Márcio Kahn, gerente executivo do Ativo Búzios E&P da Petrobras. Ele comanda o time que está demostrando que em Búzios, quem conduz o ‘jogo da sorte’ é a tecnologia e a experiência consolidada pela indústria brasileira offshore em águas profundas. Expertise e ousadia, sem adivinhações, a despeito do misticismo em torno da concha que deu o nome ao campo!
Por Beatriz Cardoso
Ativo de classe mundial, gigante do pré-sal, estrela offshore, todos os adjetivos se aplicam ao campo de Búzios, no pré-sal da bacia de Santos, operado pela Petrobras (90%) em parceria com as companhias chinesas CNOOC Petroleum Brasil Ltda. (CNOOC) e a CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. (CNODC), cada uma com 5% de participação.
Situado a cerca de 180 km da costa brasileira, com o reservatório a mais de 5 mil metros de profundidade (no subsolo), o campo de atualmente quatro unidades estacionárias de produção (UEPs) operando em águas profundas de 2 mil metros.
Com reservatórios de até 480 metros de espessura (ou seja, da altura do Pão de Açúcar, com 396 metros e cartão postal do Rio de Janeiro) de excelente qualidade e 60 poços perfurados, Búzios concentra o maior volume de óleo e gás em águas profundas do mundo.
O ativo tem uma área de 852 km², equivalente a 70% do território da cidade de Nova Iorque (que tem um quarto de área molhada) ou 85% do deserto do Atacama (o mais alto do mundo, com cerca de 1000 km²). Para uma referência mais brasileira, basta saber que é maior que a baía de Guanabara e que em sua área caberiam nada menos que 115 mil campos de futebol.
Com uma produção diária total de 687 mil barris de óleo equivalente (boed), dos quais 551,8 mil barris de óleo (bbl/dia) e 21,5 milhões de metros cúbicos (Mm³/d), de acordo com o boletim de produção mensal de junho da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o campo de Búzios é um exemplo inegável do enorme potencial dos ativos no pré-sal.
Segundo boletim da ANP, dos 30 maiores poços produtores do país, 14 estão em Búzios, que responde por um quarto da produção total do pré-sal, que é de 2,15 milhões de boe/d (mais de 72% da produção nacional). “Entre os 20 poços de maior produção operados pela Petrobras, 13 eram de Búzios até abril deste ano”, pontua Márcio Kahn, gerente executivo do ativo Búzios E&P da Petrobras. Entre eles, recordistas de produção, que superaram a marca dos 60 mil barris dia.
PROJETO PREMIADO
A instalação offshore com maior produção de petróleo no país em junho, com 156.416 bbl/d, foi a P-75, uma das quatro plataformas do tipo FPSO (sigla em inglês para unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência) em operação em Búzios.
Essa frota foi um dos fatores que concorreram para a Petrobras receber o maior prêmio da indústria offshore mundial: o Distinguished
Achievement Award for Companies
2020, concedido pela Offshore Technology Conference (OTC) pelo conjunto de tecnologias e inovações desenvolvidas para este projeto.
Um dos marcos que levaram a essa premiação foi a instalação dos quatro FPSOs (P-74, P-75, P-76 e P-77) em menos de um ano (11 meses) em um único campo de produção. Na época, na série Búzios, publicada no site da Petrobras, entre as ‘5 curiosidades sobre o maior campo em águas profundas do mundo’ (https://nossaenergia. petrobras.com.br/pt/energia/5-curiosidades-sobre-o-maior-campo-em-aguas-profundas-do-mundo/) a operadora destacou ter conseguido atingir a capacidade máxima de produção com apenas três poços nas plataformas P-75 e P-76. E do primeiro óleo à carga máxima, passaram-se somente 7 meses e 21 dias no caso da P-76.
Em julho de 2020, as quatro unidades alcançaram o recorde de 674 mil barris de petróleo por dia (suficiente para encher com óleo 43 piscinas olímpicas).
O projeto de Búzios prevê ainda mais quatro unidades. O quinto, previsto para entrarem operação em 2022, é o FPSO Almirante Barroso, que está sendo concluído pela Modec, com capacidade para processar 150.000 bbl/d e dia e 212 milhões de pés cúbicos de gás diários e capacidade de armazenamento de 1.400.000 barris.
O sexto é o FPSO Almirante Tamandaré, contratado junho à SBM Offshore, deverá produzir a partir do segundo semestre de
Ilustração: Agência Petrobras
2024. Com capacidade de processamento diário de 225 mil barris de óleo e 12 milhões de m3 de gás será a maior unidade a operar no offshore brasileiro (superando a da Equinor, contratada junto a Modec para o campo de Bacalhau) e uma das maiores do mundo. Ele também terá capacidade de injeção de água de 250 mil barris por dia.
APRENDIZAGEM GERA GANHOS
As outras duas unidades previstas para as etapas 7 e 8 de Búzios representam os projetos Búzios-5, 6, 7 e 8 respectivamente, a P-78 e P-79, são resultado da estratégia da Petrobras de desenvolver novos projetos de plataformas próprias, dentro do chamado Projeto Referência, que incorpora padronização adicional de especificações e aprimoramentos no modelo de abordagem ao mercado, como a redução de interfaces, contratação de um único fornecedor na modalidade EPC, responsável por todas as etapas do projeto; pré-qualificação de fornecedores; alinhamento de interesses no contrato e melhor detalhamento do projeto básico.
“A padronização permite ganhos de custo, pela economia de escala, de prazo, pela repetição, e de operacionalização, pela aplicação de lições aprendidas do comissionamento das primeiras unidades a entrar em operação. Nos projetos originais da Cessão Onerosa (P-74 a P-77), tivemos ganho de redução de prazo de comissionamento de gás, após as primeiras unidades, e aumento
Ilustração: MODEC
FPSO ALMIRANTE BARROSO
FPSO ALMIRANTE TAMANDARÉ
da eficiência operacional a cada unidade instalada”, explica Márcio Kahn.
Ele observa que a Petrobras reviu as lições aprendidas no processo de construção e comissionamento de FPSOs, com o objetivo de verificar as principais causas de atrasos na execução dos projetos. Como resultado dessas análises, para as últimas licitações, a companhia definiu uma estratégia baseada em três pilares.
O primeiro é a redução de interfaces, preferencialmente com apenas uma empresa responsável pela construção de toda a unidade, incluindo o casco, planta de processamento e os equipamentos críticos. Também há um processo rigoroso de seleção de empresas de EPC e de subcontratadas, como estaleiros e empresas de engenharia. E, por fim, um alinhamento de interesses no contrato, buscando atender objetivos finais de entrega e partida da unidade de produção. “Assim, esperamos reduzir significativamente os riscos no prazo de execução das unidades”, complementa o executivo.
A P-78, que será construída pela Keppel Shipyard, com capacidade de processamento de 180 mil barris de óleo por dia e 7,2 milhões de m3 de gás por dia, tem entrega prevista pra 2024. Já a P-79 (Búzios 8), com igual capacidade, está sob responsabilidade da joint venture formada pelas empresas Saipem e DSME, segundo contrato firmado em junho passado com a Petrobras, no valor de US$ 2,3 bilhões e previsão de entrega para 2025.
Segundo Márcio Kahn, a Petrobras concluiu recentemente o Projeto Básico de Alta Capacidade (PBAC), que já está sendo usado na licitação de EPC de Búzios 9, em andamento, para uma unidade com capacidades de 225 mil barris de óleo por dia e 12 milhões de m³/d de gás natural.
“Essa licitação prevê possibilidade de fornecimento de mais unidades com a mesma capacidade, de modo que é provável que tenhamos mais FPSOs com essa capacidade e nesse modelo no excedente da Cessão Onerosa”, observa o gerente executivo. “Não obstante, cabe ressaltar que cada unidade prevista para as áreas de produção passa por um processo de Análise de Viabilidade Técnica e Econômica específico, que pode eventualmente levar a definição futura por unidades com diferentes capacidades e até contratadas por meio de outros modelos, como o de afretamento”, ressalva.
ROMPENDO PARADIGMAS
Antes mesmo de entrar em operação, o projeto Búzios demonstrou sua vocação para romper paradigmas e inovar. A começar pelo primeiro manifold do mundo de injeção simultânea de água e gás. Márcio Kahn conta que o MSIAG-2 (manifold submarino de injeção de água e gás para dois poços) foi concebido pelo corpo técnico da companhia, envolvendo especialistas das áreas de garantia de escoamento, reservatórios, equipamentos e seus subcomponentes, como válvulas submarinas e sistema de controle. Em seguida, foi contratado o seu detalhamento e fabricação junto aos fornecedores de equipamentos submarinos.
“Este equipamento já é aplicado, com injeção de um só fluido por vez, em outros campos como Tupi, por exemplo. A operação inédita de injeção simultânea de água e gás (i.e., água em um poço e gás em outro poço) foi possível através de novos procedimentos operacionais, que reduzem o risco de formação de bloqueios por hidratos”, explica Marcio Kahn.
“Isto permitiu a otimização do gerenciamento do reservatório, distribuindo melhor os fluidos injetados a partir de modelos computacionais, sem restrições do tipo de fluido (água ou gás) a ser injetado em cada poço do sistema de produção”, complementa o executivo.
Outra novidade foi a utilização das maiores estacas-torpedo empregadas na indústria offshore mundial, reduzindo o raio de ancoragem e a quantidade de linhas de amarração para posicionar um FPSO (de 24 para 20 linhas), ganhando mais espaço para as conexões dos risers submarinos.
4º PRÊMIO OTC SERÁ ENTREGUE EM AGOSTO
DEVIDO À PANDEMIA DE COVID-19, que provocou o cancelamento da OTC 2020,o Distinguished Achievement Award for Companies 2020 será entregue agora, dia 15 de agosto, em cerimônia que marcará a abertura da OTC 2021, que será realizada pela primeira vez em formato híbrido (presencial e virtual). O Brasil terá uma participação de destaque no maior evento tecnológico mundial: nos quatro dias da conferência (16 a 19), se fará presente em distintos eventos da programação. Entre os quais uma sessão exclusivamente sobre o projeto de Búzios - Brazilian Pre-Salt Super Giant, no dia 16, com nada menos que sete sessões poster sobre as inovações aplicadas no desenvolvimento desse campo.
“A otimização do projeto do sistema de ancoragem possibilitou não só interligar mais risers à unidade de produção (FPSO), como também aproximá-la dos poços (uma redução de 500 a 1000 metros), reduzindo o comprimento de dutos e umbilicais necessários para interligação destes poços. O menor comprimento das linhas reduz o custo de implantação do sistema submarino com materiais e instalação e diminui também a perda de carga nos dutos, tornando possível uma maior vazão de produção”, detalha Márcio Kahn.
Segundo ele, o grande diferencial foi a adoção de uma abordagem integrada de projeto, visando a otimização conjunta de sistema de risers e ancoragem. “Para tal, foram feitas múltiplas análises de engenharia durante a fase de projeto, envolvendo ambos os sistemas. No caso dos risers foi obtida uma redução de custos de cerca de 25% com a otimização e padronização das configurações, graças a uma maior integração com os fornecedores e ao refinamento das condições operacionais das linhas e das análises de engenharia”, complementa ogerente executivo.
Também foram utilizadas, de forma pioneira, linhas flexíveis de 8” de diâmetro interno, no lugar das linhas de 6”. Kahn lembra que elas já haviam sido utilizadas no teste de longa duração (TLD) de Libra (atual campo de Mero).
“Sua ampla utilização em Búzios, a primeira em sistemas definitivos para águas ultraprofundas neste diâmetro, gerou ganhos de produção expressivos: em relação aos de 6”, os ganhos dos poços com linhas de 8” estão na faixa de 20 mil barris por dia para cada poço, com maior aproveitamento do alto potencial deles neste campo”, diz ele, observando que o aumento da vazão se dá não somente em função do diâmetro das linhas submarinas, mas também de diversos outros fatores, como o potencial de produtividade de cada poço, sua distância até o FPSO etc.
Em relação ao potencial impacto de uma ruptura e, consequente, maior vazamento, devido a presença de H2S e CO2, que são altamente corrosivos, a operadora tem programas e ferramentas tecnológicas para minimizar esse risco. “Para garantir a integridade do sistema submarino, em alinhamento com as normas técnicas e diretrizes da ANP, a Petrobras possui um programa específico de inspeção periódica, monitoração e modelagem computacional que nos permite acompanhar a situação de cada linha submarina em operação no campo de Búzios”, enfatiza Márcio Kahn.
ENGENHARIA DA INOVAÇÃO
O projeto de desenvolvimento de Búzios, que produziu seu primeiro óleo em abril de 2018 e soma cerca de meio milhão de boe extraídos em pouco mais de 3 anos e meio (o que equivale amenos de 1,5% do total de óleo recuperável estimado com as atuais tecnologias) foi marcado por avanços que vão desde o reservatório ao topside.
As maiores inovações estão sob as águas profundas e não se limitam ao manifold submarino de injeção de água e gás para dois poços do campo. Na realidade começam nos poços, desde opioneiro. Hoje, Búzios soma 60 poços perfurados, dos quais 33 em operação - 18 produtores e 15 injetores. “Destes, alguns são poços de aquisição de dados de reservatórios e outros que serão interligados em projetos futuros”, diz Márcio Kahn.
Ele lembra que após os resultados da licitação do Excedente da Cessão Onerosa, em 2019, foi elaborado um novo Plano de Desenvolvimento para o campo, que prevê a perfuração de cerca de 200 poços, de forma a maximizar o fator de recuperação da jazida.
Os poços de Búzios incorporam em seus projetos uma parcela significativa do aprendizado obtido durante o desenvolvimento da produção dos demais campos do pré-sal da bacia de Santos. Mas uma das principais novidades in-
1 Completação inteligente consiste na instalação de um conjunto de equipamentos e sensores no poço, que permitem o melhor gerenciamento do reservatório de maneira remota. A partir dos equipamentos instalados no poço, podemos monitorar, em tempo real, os dados de produção e o desempenho dos poços, além de controlar remotamente a vazão em cada uma das zonas de interesse - otimizando a produção e o gerenciamento do reservatório de maneira integrada em todo o campo.
corporadas ao projeto de poço atual no ativo é a completação inteligente compatível com um sistema de completação inferior instalado em poço aberto, o que otimiza duração e custo dos poços.
Segundo a Série Búzios, do site da Petrobras, essa técnica “viabilizou a instalação de parte dos equipamentos de completação diretamente no poço aberto - eliminando a descida do revestimento cimentado em frente ao reservatório, sem abrir mão da segurança”. O que teria reduzido o tempo estimado de construção em aproximadamente 15 dias, levando a “uma economia média de US$ 14 milhões por poço.” Embora tenha sido em Búzios que a Petrobras construiu os dois primeiros poços com este tipo de completação, essa configuração vem sendo utilizada de forma maciça em todos os cenários possíveis, possibilitando a otimização de custos em toda a carteira da Petrobras. Márcio Kahn agrega que a ampliação do seu uso nesse campo requereu odesenvolvimento de uma variante da solução original, com completação seletiva em até três intervalos.
“A busca por configurações de completações com colunas desacopladas – propiciando um cenário mais favorável para operações de manutenção (workover) dos poços – é uma realidade no campo de Búzios, como parte do desenvolvimento das novas arquiteturas de construção de poço”, complementa. Segundo ele, a aplicação de um sistema de completação inferior desacoplado, especificamente projetado para o cenário em questão, permite ainda efetuar sua instalação “com uso das técnicas MPD utilizadas na perfuração dos poços que encontrem cenários de perda severa de fluido”.
De acordo com a Petrobras, foi a primeira vez que a completação inteligente foi feita em duas zonas em um cenário de possível perda severa de fluidos.
EFICIÊNCIA DE POÇO
Estes são alguns dos ganhos do Programa de Eficiência de Poços (PEP70), que reduziu em 47% o tempo de perfuração dos poços nesse ativo – que era de 171 dias em 2017 e chegou a 91 dias, em 2020.
O objetivo é implementar um processo de evolução contínua na construção de poços, por meio da utilização de uma arquitetura de poço aberto concebida para receber, em ondas, as tecnologias já mapeadas e que ainda estão em desenvolvimento - sem a necessidade de alterações significativas no processo construtivo, segundo Márcio Kahn.
“Nesta linha está prevista a utilização de uma configuração de completação inteligente onde as próprias válvulas de controle dos intervalos (ICV – Interval Control Valve) serão instaladas
diretamente no poço aberto. Como passo adicional, no sentido de promover a ampliação das funcionalidades e da confiabilidade dos poços, está prevista a aplicação futura de sistemas de completação inteligente com atuação totalmente elétrica”, acrescenta o gerente executivo.
Como referência, a meta do programa é que a construção de poços em Búzios tenha uma média de aproximadamente 70 dias de duração, em sua fase final de implantação, representando uma redução de 30% dos custos envolvidos nessa atividade.
DESVENDANDO O RESERVATÓRIO
Entre os poços já perfurados (e os 200 previstos para a segunda fase, do excedente de Búzios, estão os de aquisição de dados, que são rotineiramente utilizados durante as fases exploratórias e de delimitação de campos de petróleo. “O objetivo deles é fornecer informações que permitam conhecer a jazida e calibrar os modelos de reservatório, de forma que, quanto mais complexa for a geologia e maior a área do campo, maior é a importância destes poços”, explica Márcio Kahn.
Segundo ele, devido a sua geologia desafiadora e dimensão do campo, estes poços são vitais para o adequado entendimento e desenvolvimento da jazida, permitindo mitigar riscos e otimizar o plano de explotação do reservatório. Além de possibilitar a identificação, com maior precisão, dos limites do reservatório e ampliar o conhecimento sobre o campo, o objetivo é aumentar o potencial de produção do campo a partir dos dados obtidos com essa tecnologia.
Por isso mesmo, desde o leilão do excedente da cessão onerosa de Búzios, já foram perfurados 9 poços especiais de aquisição de dados que futuramente serão aproveitados como produtores e/ou injetores. “Hoje temos um poço em perfuração e outros estão em fase de estudos de viabilidade”, complementa o executivo. Além disso, para gerenciar o reservatório e gerar imagens mais precisas, a operadora realizou a
maior aquisição sísmica 3D OBN (Ocean Bottom Nodes) do mundo em águas ultraprofundas, instalando receptores no solo marinho para capturar dados sísmicos de uma área de 1.640 km². Dessa forma poderia montar um modelo 3D do reservatório e simular as mais distintas situações.
A tecnologia vem sendo utilizada por várias operadoras. De acordo com Márcio Kahn, a Petrobras conduziu levantamento similar no campo de Mero, perfazendo 728 Km² de aquisição OBN. Também foram realizados dois levantamentos OBN no campo de Tupi, como piloto 4D no pré-sal, que apresentaram bons resultados em relação à aplicação desta tecnologia.
“A Petrobras possui uma carteira já aprovada até 2026 com diversos levantamentos sísmicos (OBN e Streamer), todos voltados ao monitoramento da produção. Inclusive, neste momento, estamos adquirindo dados OBN no campo de Sapinhoá”, informa Márcio Kahn.
Segundo ele, o monitoramento sísmico é um dos pilares do programa corporativo RES20, que busca incorporar 20 bilhões de barris de reserva para a companhia. “Usar das melhores práticas e tecnologias são procedimentos comuns das equipes de Reservatórios da Petrobras, que empregam as melhores técnicas em geoengenharia bem como a inteligência artificial, para atingirmos a meta proposta”, explica o executivo.
RUMOS AOS 2 MILHÕES DE BARRIS
Ao término da fase atual de desenvolvimento, a expectativa é de alcançar uma produção superior a 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), tornando Búzios o ativo da Petrobras com a maior produção (superando o atual campeão Tupi, hoje produzindo quase 1,2 mil boed/d,somando quase 2,5 milhões de boe de produção acumulada (que representam 10% do volume de óleo recuperável).
“Atingir essa marca é um grande desafio para a Petrobras e seus parceiros, CNODC e CNOOC, o que colocaria o campo de Búzios como maior produtor em águas profundas do mundo. Assim, o principal objetivo das tecnologias utilizadas no Campo é buscar manter a produção em patamares elevados, reduzindo o declínio ao longo da vida do ativo e aumentando o fator de recuperação e reservas”, diz Márcio Kahn, gerente executivo do ativo Búzios E&P da Petrobras. Razão pela qual a Petrobras continua sua ‘prospecção tecnológica’, para incrementar ainda mais o acervo de inovações utilizadas no gigante Búzios.
PRINCIPAIS HIGHLIGHTS TECNOLÓGICOS DE BÚZIOS
UTILIZAÇÃO DE MÉTODO de recuperação WAG (Water Alternating Gas) para maximização do fator de recuperação, com primeiro manifold na indústria offshore capaz de injetar água e gás simultaneamente;
Poços injetores preparados para injetar água ou gás, com infraestrutura submarina e de topside que possibilitem as referidas injeções. A alternância de fluidos diminui consideravelmente o risco de canalização de gás e água, melhora a eficiência de varrido na jazida e otimiza ogerenciamento no reservatório;
Primeira utilização intensiva, na indústria offshore, de completação inteligente em poços com cenário de perda intensa de fluidos, em 2 ou 3 zonas, de forma a otimizar o gerenciamento de fluidos no reservatório;
Perfuração de poços em 4 ou 5 fases com reservatório em poço aberto de 8 ½”, reduzindo duração e custo;
Aplicação de novas tecnologias de perfuração de poços, que otimizam duração, segurança e custo dos poços: 1.Barreira mecânica de anular; 2.Sistema de Cabeça de Poço – Drill-Through; 3.Dispositivos de Corte de Linhas para facilitar o Workover; 4.Brocas otimizadas no pós-sal e disruptivas no reservatório para melhoria do RoP (rate of penetration); 5.Instalação de BAP e ANM com SESV;
Otimização do projeto do sistema de ancoragem no pré-sal, utilizando as maiores estacas-torpedo empregadas na indústria offshore mundial;
Configuração otimizada de risers, desenvolvida com engajamento antecipado dos fornecedores, levando a menores distâncias de interligação, melhoria das condições operacionais e da economicidade dos projetos;
Uso de risers rígidos em configuração keel hauling em FPSOs spread moored (1o do mundo);
Sistema de coleta com linhas de 8” que possibilitam captar a alta produtividade dos poços do campo;
Utilização de FPSOs de alta capacidade (180 mil a 225 mil bopd, entre os maiores do mundo) para produzir os volumes do excedente da cessão onerosa, de forma a maximizar a taxa de drenagem do reservatório.
BÚZIOS - Concha gastrópode que já foi utilizada como moeda por volta do século 11 a.C e que até o século 19 continuavam sendo empregadas em transações em algumas regiões da África. É também amplamente usada nos cultos afro-brasileiros na técnica divinatória.
PetroRio
2 em 1: a conexão inteligente da PetroRio
APetroRio tem mostrado na prática que “eficiência é o nosso campo” é mais do que um lema ou marketing institucional. Com investimentos da ordem de US$45 milhões em plena pandemia, companhia brasileira realizou em apenas 11 meses o tieback (interligação) dos campos de Polvo e Tubarão Martelo (TBM), que passam agora a ser produzidos por uma única unidade offshore, o FPSO Bravo, criando assim o primeiro cluster privado de produção de ativos maduros de uma petrolífera independente na bacia de Campos.
“Com a interligação dos dois campos o FPSO Bravo agora processa cerca de 90 mil barris por dia, ocupando cerca de 58% de sua capacidade, com bastante potencial de crescimento, possibilitando a entrada de produção de novos poços. É bem mais eficiente do que antes, quando utilizávamos apenas cerca de 30% da capacidade total”, afirma o gerente de Engenharia de Poços & Subsea, Jean Carlos Calvi. Dupla eficiência, uma vez que, segundo ele o projeto estava planejado para ser executado em 24 meses e com um valor três vezes maior,. “O que demonstra a grande capacidade da companhia de realização de projetos”, complementa.
O gerente da PetroRio revela que a escolha do tieback se mostrou a melhor opção, uma vez que o custo final é menor que o de um ano de operação de um FPSO. “Antes tínhamos dois campos com 2 FPSOs. Agora, temos 2 campos com apenas 1 FPSO. Se levarmos em consideração que este FPSO é próprio e aquele que estamos desmobilizando é afretado, a conta fica melhor ainda”, afirma Calvi.
O que levou a companhia a esta decisão, sem dúvidas, foi a redução do custo operacional total (OpEx) e, consequentemente, do lifting cost i.e. o custo de elevação de um barril de petróleo. Porém, Jean Calvi acredita que as consequências positivas vão muito além. “Menos unidades significam menos riscos operacionais, tanto para colaboradores como para o meio ambiente”, observa.
Ele explica que o tieback tem várias aplicações, todas elas diretamente relacionadas à otimização. E adianta que a PetroRio vai fazer o mesmo em Wahoo, conectando-o também ao FPSO Frade. “Com isso, viabilizamos a produção de um campo que não seria viável caso fosse desenvolvido do ‘zero’, gerando valor para a companhia”, pontua o gerente. Isso porque uma vez que ele é utilizado para conectar estruturas submarinas a unidades de produção existentes, esse remanejamento permite a redução do número de unidades no campo, reduzindo o OPEX total. “Reduzindo o lifting cost, ocorre um prolongamento da vida útil econômica do campos, trazendo mais resiliência e força ao ativo”, agrega Calvi.
O tieback é muito utilizado no Golfo do México, permitindo que jazidas com menores volumes se tornem economicamente viáveis. O que o faz crer que o Brasil tem um mar de oportunidade a ser explorado. “Com os desinvestimentos da Petrobras, o mercado tem mais diversidade, similar ao ambiente do Golfo do México, com vários players diferentes”, aponta.
Por essa razão, a solução apresenta-se como uma das alternativas de revitalização e prolon-
Plataforma de Polvo A
gamento da vida útil de ativos maduros provenientes dos desinvestimentos da Petrobras. “Ele permite otimizar a produção de um campo por meio de redução de custo operacional, interligando ativos anteriormente desprezados e otimizando a infraestrutura submarina”, explica.
DESAFIOS EM DOSE DUPLA
A execução do projeto em menos da metade do tempo previsto foi desafiadora por vários motivos. Primeiro, pela complexidade técnica. “Pode parecer simples conectar duas unidades, mas os desafios técnicos são imensos. Como toda a energia da plataforma de Polvo A é gerada no FPSO Bravo, mudanças no sistema elétrico e de automação foram necessárias”, observa Calvi.
Realizada com um navio Pipe Lay Support Vessel (PLSV), o lançamento das linhas e umbilical também é complexo, por ser uma operação que não pode ter erro, principalmente no caso das linhas. O período do ano também impactou, segundo ele, pelas condições meteorológicas adversas no período, adicionando ainda mais dificuldade ao projeto.
“O flow assurance é o ‘coração’ de qualquer tieback pois, no final, o que queremos garantir é que o petróleo extraído chegue ao FPSO, que processará todo óleo, gás e água produzidos. Em campos de lâmina de água rasa esse flow assurance fica mais simples, pois a temperatura no leito marinho é maior, reduzindo a chance de geração de hidrato”, explica o gerente da PetroRio.
O outro grande desafio foi o fato de o projeto ter sido iniciado em plena pandemia de Covid-19, em agosto de 2020. “Em vários momentos enfrentamos dificuldades de movimentação de pessoal e material. Com cerca de 80 fornecedores e centenas de pessoas envolvidas, o desafio foi imenso. Tivemos que nos adaptar para conseguir acompanhar a fabricação dos equipamentos tanto no exterior quanto dentro do Brasil, quando o acesso às fabricas ficou mais restrito”, lembra.
Mas, para Jean Calvi, o tempo reduzido de execução foi, de longe, o maior desafio, juntando a complexidade técnica, a pandemia e os prazos apertados. “Um grande diferencial para superarmos tudo isso foi o comprometimento da equipe interna da PetroRio e dos fornecedores em cumprir os prazos propostos de forma que a entrega fosse feita em 11 meses”, diz o gerente.
Ele revela que a equipe se baseou nos tempos de execução de projetos realizados no Golfo do México, na qual a cadeia é bem mais eficiente. “Essa é uma de nossas metas: ajudar na transformação da cadeia de suprimentos no Brasil, com projetos que geram retornos mais rápido”, salienta. Explica que, em geral, projetos similares levam cerca de 24 meses para serem planejados e executados. “O tempo definitivamente é um marco para a indústria no Brasil, pois não temos nenhum projeto similar com execução nesta ordem de grandeza temporal”, garante.
GANHOS E AVANÇOS
O gerente de Engenharia de Poços & Subsea da PetroRio explica que o tieback vai reduzir os custos operacionais anuais porque a produção de dois campos diferentes – distantes cerca de 10km – será escoada por apenas uma unidade de produção. “Os ganhos financeiros são imensos, pois o FPSO Polvo, que era afretado, gerava um custo anual de cerca de US$50 milhões, considerando também os custos de logística marítima e aérea”.
Agrega que a eficiência do FPSO Bravo também é maior, por ser uma unidade com características superiores. “O ganho de eficiência deverá aumentar o nível de produção dos ativos”, diz Calvi. “Um projeto com VPL menor que um ano é incrível, lembrando que, obviamente, o valor do custo dessa redução não depende do preço do Brent: ficará no caixa da companhia para a realização de novos investimentos nos campos”, afirma.
Além da redução de custos, há ainda os ganhos sociais, fiscais, de meio ambiente e segurança operacional. “O projeto permitiu a manutenção do emprego de vários trabalhadores, pois caso os dois campos permanecessem operando ‘stand alone’ o tempo de vida de ambos seria bem menor. Essa extensão vai gerar também mais royalties e benefícios para sociedade brasileira, sem contar com a redução das emissões de CO2”, contabiliza.
A companhia ainda está fazendo os ajustes operacionais após a conclusão do tieback, por isso é cautelosa quanto ao aumento da produção dos dois campos, que hoje soma cerca de 17 mil bpd. “Estamos realizando um workover (troca de bomba) em um dos poços de Tubarão Martelo. Assim que essa operação for finalizada a sonda King Maker irá iniciar a completação de um poço nesse campo, oTBMT-10, que já está com a completação inferior instalada”, conta o executivo.
Segundo ele, a aquisição de Tubarão Martelo permitiu que esse poço entrasse em produção, pois, como parte do reservatório a ser explotado está dentro do
FPSO Bravo
Ring Fence de Polvo, a produção desse poço não era permitida. O TBMT-10H foi perfurado até 3450 m MD (Measured Depth / 1943m TVD (True Vertical Depth) em configuração de poço 36”, 26”, 17 ½” e 8 ½”. A fase horizontal de 8 1/2” foi navegado nos calcarenitos do Albo Cenomaniano, de acordo à orientação do serviço de geoposicionamento.
“Posteriormente o poço teve a completação inferior instalada e foi realizada uma estimulação com acidificação seletiva para melhorar a produtividade. Logo em seguida fizemos um teste de formação, atestando a capacidade produtiva do poço”, ressalta o gerente. Segundo ele, o reservatório onde o poço foi perfurado está entre os dois campos. Por isso, não era permitida a produção do poço, por haver um compartilhamento da área entre duas diferentes operadoras. “Com a aquisição do campo de Tubarão Martelo, adquirimos o direito de iniciar a produção do poço”, destaca.
“Com esses poços online temos a possibilidade de chegar a 20 mil bpd no polo Polvo x TBM. E estamos avaliando oportunidades geológicas para futuras perfurações nos dois campos. A ideia é replicar o modelo de sucesso de Polvo e ir expandindo o campo aos poucos”, complementa.
O FPSO Bravo (ex-FPSO OSX-3) e o campo de Tubarão Martelo foram adquiridos em fevereiro de 2020, mas a PetroRio tornou-se operadora, com 80% do ativo, somente em agosto do mesmo ano. Tudo era parte de uma estratégia para ampliar a vida útil de Polvo. “O ativo de TBM sempre foi um desejo da PetroRio, pois fazia sentido unir as operações dos dois campos, que são vizinhos”, afirma.
As sinergias eram claras, segundo ele: permitiam a redução significativa do custo e, consequentemente, o aumento da vida útil dos dois campos, além de trazer benefícios sociais, fiscais e ao meio ambiente. “A PetroRio está sempre em busca de ativos que tenham sinergias com os campos já operados. A extensão de vida útil significa produzir mais, mais empregos e uma geração de valor imensa para toda a sociedade”.
O ganho ambiental também é positivo, pois as sinergias possibilitaram a redução das emissões do polo de 18,6 para 13,7 kg de CO2 por barril. Isto é, cerca de 26% de redução. Isso se deu principalmente com a redução do consumo de diesel utilizado no FPSO Polvo, que está sendo descomissionado. “O consumo era muito alto, cerca de 45 M³ por dia”.
Além disso, houve a redução da queima de combustível nas embarcações de apoio e aeronaves. A geração de resíduos de todas estas embarcações também é bem significativo em termos ambientais, segundo Jean Calvi. “Para cada plataforma/embarcação produtora de petróleo que vemos no campo, existe uma grande cadeia de apoio que permite a operação. Aeronaves levando equipe, embarcações transportando rancho, equipamentos, fluidos, todo tipo de material. Esta cadeia, que muitas vezes não está visível, também gera impacto ambiental e emissões de CO2”,conclui.
