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Rio de Janeiro – Desenvolver uma infraestrutura de grande porte para a exploração de petróleo na camada pré-sal é um dos desafios postos à Petrobras, que completou (03OUT13) 60 anos de existência. A avaliação é de Segen Farid Estefen, diretor de Tecnologia e Inovação do Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia (Coppe), da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).
“Ela está em uma caminhada que envolve não só a melhoria de alguns processos, como perfuração, escoamento do óleo e, principalmente, do gás do pré-sal para a terra, como também, a estrutura das plataformas”, ressaltou o diretor da COPPE.
Segen Farid destacou que vários estaleiros estão desenvolvendo atividades de construção naval e de plataformas offshore (para exploração em alto-mar) para atender aos requisitos do pré-sal. Paralelamente, as sondas de perfuração completam o processo de exploração do pré-sal.
“Nós estamos vivendo uma fase de muito desenvolvimento em termos de infraestrutura”. Os resultados só vão aparecer quando a produção de petróleo no pré-sal for iniciada”, o que ele estima que ocorrerá daqui a três ou quatro anos. Farid ressaltou que só a partir de 2019 ou 2020 o país terá um substancial aumento na produção de petróleo. “Então, eu diria que a Petrobras tem, no seu DNA, o desafio da tecnologia”.
Entre todas as inovações tecnológicas que poderão levar a Petrobras a dominar a tecnologia do pré-sal, como já domina a de águas profundas, O diretor destacou o tratamento do gás carbônico, projeto coordenado pela Coppe em parceria com a estatal, que qualificou de “emblemático e primordial”.
No pré-sal, muitos reservatórios têm dióxido de carbono juntamente com óleo e gás. Esse é um gás danoso ao meio ambiente na medida em que contribui para o aumento da temperatura na Terra. Farid disse que a separação desse gás e sua eventual reinjeção no reservatório evitaria o efeito prejudicial do gás carbônico, incluindo problemas corrosivos para as tubulações que o transportam. Sendo reinjetado, ele pode aumentar a pressão do reservatório e melhorar o desempenho na produção de petróleo.
Os testes para separar o gás carbônico do gás natural que vierem a ser produzidos no pré-sal estão sendo iniciados em uma planta piloto no Centro de Excelência em Gás Natural, inaugurado em agosto passado. Para isso, ele explicou que estão sendo usadas membranas poliméricas, fruto do trabalho do Laboratório de Membranas do Programa de Engenharia Química da Coppe. “Se ficar comprovado nessa escala piloto os resultados obtidos em laboratório, eu acredito que esse vai ser um grande divisor de águas”.
O pré-sal é uma nova fronteira, assegurou Farid, porque envolve grandes profundidades, isto é, abaixo de 2 mil metros, grande afastamento da costa, da ordem de 300 quilômetros, além de o caminho para se atingir o reservatório apresentar uma camada de sal significativa que pode chegar a 2 quilômetros de extensão. Todo esse conjunto faz com que a exploração de petróleo e gás no pré-sal seja algo emblemático.
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Pré-sal - Infraestrutura para exploração ainda é desafio para a Petrobras
“Ela está em uma caminhada que envolve não só a melhoria de alguns processos, como perfuração, escoamento do óleo e, principalmente, do gás do pré-sal para a terra, como também, a estrutura das plataformas”, ressaltou o diretor da COPPE.
Segen Farid destacou que vários estaleiros estão desenvolvendo atividades de construção naval e de plataformas offshore (para exploração em alto-mar) para atender aos requisitos do pré-sal. Paralelamente, as sondas de perfuração completam o processo de exploração do pré-sal.
“Nós estamos vivendo uma fase de muito desenvolvimento em termos de infraestrutura”. Os resultados só vão aparecer quando a produção de petróleo no pré-sal for iniciada”, o que ele estima que ocorrerá daqui a três ou quatro anos. Farid ressaltou que só a partir de 2019 ou 2020 o país terá um substancial aumento na produção de petróleo. “Então, eu diria que a Petrobras tem, no seu DNA, o desafio da tecnologia”.
Entre todas as inovações tecnológicas que poderão levar a Petrobras a dominar a tecnologia do pré-sal, como já domina a de águas profundas, O diretor destacou o tratamento do gás carbônico, projeto coordenado pela Coppe em parceria com a estatal, que qualificou de “emblemático e primordial”.
No pré-sal, muitos reservatórios têm dióxido de carbono juntamente com óleo e gás. Esse é um gás danoso ao meio ambiente na medida em que contribui para o aumento da temperatura na Terra. Farid disse que a separação desse gás e sua eventual reinjeção no reservatório evitaria o efeito prejudicial do gás carbônico, incluindo problemas corrosivos para as tubulações que o transportam. Sendo reinjetado, ele pode aumentar a pressão do reservatório e melhorar o desempenho na produção de petróleo.
Os testes para separar o gás carbônico do gás natural que vierem a ser produzidos no pré-sal estão sendo iniciados em uma planta piloto no Centro de Excelência em Gás Natural, inaugurado em agosto passado. Para isso, ele explicou que estão sendo usadas membranas poliméricas, fruto do trabalho do Laboratório de Membranas do Programa de Engenharia Química da Coppe. “Se ficar comprovado nessa escala piloto os resultados obtidos em laboratório, eu acredito que esse vai ser um grande divisor de águas”.
O pré-sal é uma nova fronteira, assegurou Farid, porque envolve grandes profundidades, isto é, abaixo de 2 mil metros, grande afastamento da costa, da ordem de 300 quilômetros, além de o caminho para se atingir o reservatório apresentar uma camada de sal significativa que pode chegar a 2 quilômetros de extensão. Todo esse conjunto faz com que a exploração de petróleo e gás no pré-sal seja algo emblemático.
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