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Petróleo & Energia (gás, refino e gasolina)

Petrobras – Estimativa de grandes reservas na região do pré-sal faz governo propor mudanças no marco regulatório

Bia Teixeira
17 de outubro de 2009
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    Mistério no fundo do mar – Para atingir essa meta ambiciosa, a Petrobras prevê investimentos de US$ 111,4 bilhões, dos quais US$ 98,8 bilhões na Bacia de Santos e o restante na Bacia Capixaba. Está prevista a entrada em operação de 15 plataformas até 2013 e mais 30, até 2020. No mínimo dez plataformas serão alocadas para o pré-sal, podendo chegar a um terço do total de unidades produtoras, ou até mesmo metade, dependendo dos resultados obtidos no período.

    No momento, está em curso o teste de longa duração (TLD) de Tupi, além da produção do pré-sal no Parque das Baleias, na costa do Espírito Santo, no campo de Jubarte. E já houve sinais de que as coisas não serão fáceis. Não somente pelos desafios tecnológicos da empresa, como também de seus fornecedores de bens e serviços.

    Química e Derivados, Refinaria de Capuava, Petrobras

    Refinaria de Capuava processa o óleo leve de Tupi

    Quatro dias depois de anunciar o início do refino de óleo de Tupi, na refinaria de Capuava (Recap), na Grande São Paulo, a empresa informou ter detectado “um problema de fabricação nos parafusos de fixação” da árvore de natal molhada (equipamento submarino de controle de fluxo de poços), fornecida pela multinacional Cameron. Ressalvando que uma inspeção submarina não detectou vazamento de óleo ou dano, a companhia decidiu substituir de imediato o equipamento, incluindo a base adaptadora, que fica na cabeça do poço. O curioso é que a Petrobras não fez grande alarde sobre essa falha ou defeito de fabricação de um projeto que custou vários milhões de dólares. Técnicos afirmam que isso se deve ao fato de a falha não ter sido encontrada em Tupi, mas em uma operação na costa capixaba – Jubarte ou Golfinho –, fazendo tremer a estatal, que optou por parar tudo.

    Afinal, o óleo vem sendo extraído em condições bastante severas: profundidade de água de 2.140 metros, mais de 3.000 metros a partir do fundo do mar, abaixo de 2.000 mil metros de camada de sal e a uma distância de 300 km da costa do estado de São Paulo.

    O poço foi fechado para início da intervenção no dia cinco ou seis de julho, pouco mais de dois meses após entrar em operação. Correndo contra o relógio a Petrobras conseguiu retomar o TLD em dois meses, no dia cinco de setembro, com a instalação de novos equipamentos, previamente testados. Reiniciou assim a produção de um petróleo leve, de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de enxofre, que é primordial para ampliar o conhecimento da Petrobras e das parceiras (BG Group, com 25%; e Galp Energia, com 10%) sobre este tipo de reservatório. “O processamento desse petróleo será importante para avaliar o rendimento e a qualidade dos derivados produzidos”, informou a estatal.

    Equacionado o ‘problema de parafuso’, a estatal espera não se deparar com novos defeitos de fabricação, uma vez que a cadeia de fornecedores foi alertada para intensificar seu controle de qualidade em todas as etapas de produção de bens e serviços. Esta poderá ser uma das atribuições do grupo técnico do pré-sal que a Petrobras vai integrar, a convite da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

    O convite foi comunicado pela estatal no dia 7 de agosto, mesmo dia em que fez comunicado afirmando desconhecer qualquer proposta que a colocasse como operadora única do pré-sal. Na realidade, isso só seria confirmado no final do mês, no dia 31 de agosto, quando o governo apresentou seu pacote regulatório – inicialmente em regime de urgência, pleito logo abandonado em virtude da resistência encontrada dentro e fora do Congresso, por se tratar de uma proposta que afeta tantos interesses: econômicos e políticos, nacionais e estrangeiros.

    Ao mesmo tempo, a empresa espera manter seu nível de acerto no pré-sal: o documento apresentado pelo governo confirma que na região do pré-sal, que se estende da Bacia do Espírito Santo até a Bacia de Santos, a Petrobras perfurou 31 poços, com 87% de taxa de sucesso. Ou seja, pelo menos quatro poços não deram em nada.

    Com uma ressalva: foi de 100%, de acordo com o governo, a taxa de sucesso da estatal na Bacia de Santos, onde foram perfurados 13 poços. Quem se deu mal foi a norte-americana Exxon e a britânica BG, que perfuraram os dois únicos poços secos confirmados na Bacia de Santos. É bom lembrar que ambas são parceiras da Petrobras nesses projetos, mas detêm a responsabilidade pela fase exploratória.

    Mas há boatos de um poço seco perfurado pela Petrobras, no bloco BM-S-17, jamais confirmado – a empresa alega apenas que interrompeu, por duas vezes, a perfuração por problemas técnicos. A Petrobras prefere atentar para o seu sucesso em novas descobertas, a última delas, em meados de setembro, no bloco BM-S-9, por meio do poço Abaré Oeste, na área de avaliação de Carioca. Foi o quarto poço perfurado com sucesso neste bloco. Também está em avaliação a área de Guará. Esta, por sua vez, já havia confirmado na semana anterior uma altíssima produtividade dos reservatórios: vazões da ordem de sete mil bpd, volume limitado pela capacidade dos equipamentos do teste. A estimativa de produção inicial de um poço está sendo estimada em cerca de 50 mil barris de óleo por dia. Os dados confirmam reservas recuperáveis na faixa de 1,1 bilhão a 2 bilhões de barris de óleo leve e gás natural, com densidade em torno de 30º API.

    Química e Derivados, Refino planeja acompanhar demanda, Petrobras

    Refino planeja acompanhar demanda (carga processada em milhares de bpd). Clique para ampliar.



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