Com o petróleo rompendo a barreira dos cem dólares, as empresas correm contra o tempo para maximizar a extração nas reservas existentes. Num quadro de demanda ainda crescente, especialistas calculam que, nos próximos vinte anos, o petróleo ainda estará na base da matriz energética mundial. Geraldo Spinelli, gerente corporativo de Elevação e Escoamento da Petrobras, explica que um dos principais desafios para viabilizar tecnologias que dispensem plataformas submarinas (subsea to shore) é desenvolver sistemas de bombeamento suficientemente potentes, assim como encontrar a melhor forma de fazer a separação dos fluidos produzidos.
Para aumentar os limites de pressão necessários à produção, a Petrobras está buscando novas tecnologias de bombeamento. Uma destas linhas tecnológicas é o bombeamento multifásico submarino por bombas volumétricas (SBMS-500). Um protótipo desta bomba será instalado este ano, na plataforma P-20, no campo de Marlim, na Bacia de Campos.
A tecnologia garante a elevação artificial e o transporte simultâneo de óleo e gás, superando uma limitação das bombas centrífugas convencionais, que têm pouca tolerância ao gás. O sistema é adequado a óleos pesados, viscosos e que requerem altos incrementos de pressão para produção. Como é instalado no leito do mar, o SBMS-500 é uma alternativa, também, para economizar espaço nas plataformas, na produção convencional.
Outra linha tecnológica que vem sendo investigada, e que já apresenta resultados promissores, é o uso de bombas centrífugas para a produção de óleo em águas profundas.
– Sistemas de bombeamento centrífugo submerso (BCS) não são novos e têm sido largamente empregados dentro de poços de completação seca, no mar e em terra, onde são muito efetivos. Nestes casos, seu custo de substituição é considerado barato na indústria. Mas uma bomba defeituosa no fundo de um poço com completação molhada pode ser um problema logístico e de produção. Além dos custos de substituição da bomba, a dependência de recursos, como sonda marítima, que nem sempre estão prontamente disponíveis, podem significar a paralisação da produção. O desafio é aumentar a confiabilidade destas bombas, e buscar arranjos alternativos que facilitem a intervenção quando elas falham, como instalar as bombas em alojadores no leito marinho ao invés do poço produtor – disse.
A Petrobras já discute a utilização de bombas centrífugas submersas em poços de completação molhada (BCSS) desde o início da década passada, paralelamente ao crescimento da exploração da Companhia em águas profundas. Desde então, a Petrobras vem realizando parcerias com empresas fabricantes de sistemas de BCS e de equipamentos submarinos para desenvolver sistemas.
ÁGUAS PROFUNDAS
O primeiro teste de BCS instalado dentro de poço com completação molhada foi realizado em águas rasas no campo de Carapeba, na Bacia de Campos, em meados dos anos noventa. Com resultados positivos, o próximo passo foi testar a tecnologia no campo de Albacora, em águas profundas, na mesma bacia.
– Investimos muito em planejamento e testes para garantir que a ESP tivesse a maior vida útil possível, o que de fato ocorreu. Fechamos o poço depois de três anos devido mais a restrições do reservatório do que problemas com a bomba – analisou.
primeira aplicação da tecnologia fora de um poço produtor ocorreu num sistema de separação gás-líquido e bombeamento conhecido como VASPS, desenvolvido numa parceria entre a Petrobras, a Eni-Agip e a ExxonMobil. O protótipo foi instalado no campo de Marimbá, a uma profundidade de 395 metros. Nessa aplicação, o fluxo líquido era separado do gás e bombeado através da BCSS para a plataforma. Isto impulsionou a produção para aproximadamente 1.000 m³/d – em comparação com os 800 m³/d obtidos com a elevação artificial de petróleo com auxílio de gás (gas lift).
A partir de 2000, a Petrobras encarou novos desafios para exploração de reservas em águas profundas e ultra-profundas, constituídas de óleo pesado (17º API ou menos). Em razão disso, e pelo interesse do Brasil em alcançar e manter a auto-suficiência em petróleo, foi lançado o Programa de Inovação Tecnológica para Produção de Óleos Pesados em Águas Profundas (PROPES). O PROPES direcionou muito de seu esforço de pesquisa para o desenvolvimento de tecnologia BCSS.
– Com a experiência adquirida em poços com óleos leves, imaginamos que a tecnologia poderia ser economicamente competitiva comparada ao gas lift, que era nosso método usual nesses casos. De fato, em poços de alta produtividade com óleo pesado, verificamos que as taxas de vazão das bombas centrífugas eram bem superiores às conseguidas com o gas lift.
MAIS ENERGIA
De acordo com a empresa, os testes com a nova tecnologia chegam a apontar para vazões maiores que 3,000 m³/d de oleo viscoso (17º API) , em sistemas aptos a operar em profundidades de até 2.500 m. As bombas desenvolvidas para testes em águas profundas diferem das versões para águas rasas pelas maiores necessidades de potência.
– A potência necessária é diretamente proporcional à altura de elevação do óleo. Águas mais profundas necessitam de mais energia – explicou Spinelli.
Os equipamentos para estes cenários desafiadores também merecem cuidados especiais, que buscam garantir um longo período de operação sem falhas. Com isso, a Petrobras espera aumentar a vida útil das bombas para até quatro anos – hoje a duração média de uma BCS oscila entre dois a três anos.
– Antes de instalar uma bomba em poços de completação molhada, realizamos uma série de testes adicionais de integração, na parte elétrica e de vibrações. Em maio de 2007, ultrapassamos pela primeira vez a casa dos mil HP de potência, com a instalação no campo de Jubarte (óleo pesado), na Bacia de Campos, de uma bomba Baker Centrilift de 1.200 HP. A bomba têm trabalhado continuamente numa profundidade próxima de 2.300 m, dentro do poço JUB-6 – disse.
A expectativa máxima de produção com o sistema de elevação por gás era de 10,000 B/D. Com a nova tecnologia, atingiu a marca de 24,000 B/D – um acréscimo de 140%.
Uma outra BCSS de 1.200 HP, fornecida pela Schlumberger-REDA, foi instalada num alojador no leito marinho, na linha de produção do poço JUB-2, a uma profundidade de 1.300 m. O equipamento está previsto para iniciar sua operação no primeiro semestre de 2008. Com este conceito inovador, no caso de uma falha da bomba, os custos de intervenção são substancialmente reduzidos.
RESULTADOS CONCRETOS E NOVAS PERSPECTIVAS
Além dos protótipos em Jubarte, no campo de Golfinho, a Petrobras instalou três bombas centrífugas de 1.500 HP em alojadores no leito marinho, a quase 1.400 m. Duas destas bombas, alimentadas por 4 kV de tensão, já estão funcionando com excelentes resultados desde o final de 2007. A terceira bomba entrará em funcionamento ainda em 2008.
– Instalando as bombas no leito marinho, ao invés de colocá-las no fundo de poços, conseguimos reduzir bastante os custos de intervenção e as perdas de produção associadas. Além do conceito da bomba colocada em um alojador no leito marinho, estamos desenvolvendo uma alternativa na qual a BCS é instalada numa estrutura de suporte também no leito do mar – detalhou. Agora, buscamos numa segunda fase do projeto alternativas para instalação e recuperação destas BCS localizadas no fundo do mar por meio de cabo e de embarcações mais simples, sem a utilização de sondas marítimas, que além de apresentar altos custos, atualmente são um recurso extremamente crítico e escasso no mercado.
Outras iniciativas para expandir os limites da tecnologia estão em curso, incluindo uma bomba de 2.000 HP, alimentada por 7 kV de tensão no campo de Marlim Leste, na Bacia de Campos. Aumentando a capacidade de potência e tensão será possível bombear a produção em poços cada vez mais distantes da plataforma. Segundo Spinelli, a Petrobras está otimista com os resultados alcançados, mas também ciente de que todos estes avanços tecnológicos estão em seus primórdios.
– Há vários aspectos que precisam ser examinados com cautela nos próximos anos, mas os resultados iniciais são encorajadores.
Autor: Site do Clube de Engenharia
