Relat_rio de Tecnologia Petrobras 2013

TECNOLOGIAPETROBRAS 2013

TECNOLOGIA PETROBRAS 2013 3

Conhecimento é soberania, e tecnologia é expressão do

conhecimento. Ao longo dos últimos 60 anos, a Petro-

bras construiu uma trajetória de superação de desafi os.

Estabelecemos a pesquisa como base para o conheci-

mento e desenvolvimento de novas tecnologias, e o

resultado veio em forma de superlativos: somos líderes

mundiais em tecnologia para exploração e produção

em águas profundas e ultraprofundas, onde se encon-

tram cerca de 90% de nossas reservas, e nos tornamos

uma das empresas mais inovadoras no setor petrolífe-

ro e de energia no mundo. Somos a empresa brasileira

que mais registra patentes no País (1.543) e no exterior

(2.850). Nos últimos 12 anos, tivemos um aumento mé-

dio de 700% no investimento em pesquisa e desenvol-

vimento (P&D), saindo do patamar de US$ 160 milhões,

MENSAGEMDA PRESIDENTE—

média de 2001 a 2003, para um patamar de US$ 1,24 bilhão, média de 2011 a 2013.

Em 2013, mantivemos o compromisso de investimen-tos em P&D e aplicamos US$ 1,1 bilhão, tendo sido a empresa com maior investimento em P&D em percen-tual da receita líquida, na comparação com outras gran-des empresas de petróleo do mundo.

Para nós, o histórico de investimentos da companhia em P&D está na visão de que somente a inovação po-de trazer um diferencial para a implantação de projetos e para o crescimento sustentável da Petrobras. Ainda na década de 1950, quando a Petrobras foi criada, os primeiros líderes da companhia já enxergavam a neces-sidade de criar uma estrutura de capacitação técnica brasileira na indústria de petróleo, capaz de projetar

unidades e instalações que pudessem atender às con-dições específi cas do País. Assim, em 1956, o Centro de Aperfeiçoamento de Pessoal (Cenap) – órgão de ensino e pesquisa de petróleo do Conselho Nacional de Petró-leo (CNP) – foi integrado à Petrobras e, em 1963, a Di-retoria Executiva aprovou a criação do atual Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobras (Cenpes), responsável pela gestão tecnológica da companhia e cujos 50 anos comemoramos em dezembro de 2013.

O resultado dessa cultura empresarial que busca ca-minhos pela inovação para superar desafi os aparen-temente intransponíveis é demonstrado pelas nossas descobertas de campos em terra ou no mar, em locais antes considerados de difícil produção, assim como pela extração e tratamento do óleo e gás neles en-contrados. No início dos anos 1980, por exemplo, fi ze-mos grandes descobertas em profundidades inéditas. Naquela época, não havia tecnologia comprovada no mundo para viabilizar a produção de petróleo em cam-pos gigantes em profundidades próximas a mil metros. Diante de tal desafi o, buscamos referências interna-cionais, desenvolvemos parcerias com fornecedores, atuamos em conjunto com universidades e centros de pesquisas e desenvolvemos tecnologia própria. Hoje, o Cenpes atua em parceria com mais de cem universi-dades e institutos de pesquisa nacionais, através de 49 redes temáticas. Assim, nossa experiência nos permitiu não apenas descobrir o pré-sal como produzir nestes reservatórios desafi adores - situados em lâmina d’água de aproximadamente 2.200 metros e localizados a 300

km da costa brasileira -, alcançando a marca de 500 mil barris de petróleo por dia em 2014, apenas oito anos após a descoberta de tais reservas.

Assim como os pioneiros da companhia, continuamos enxergando o futuro, antecipando cenários, expandin-do fronteiras e diversifi cando a geração de energia com novas matérias-primas e produtos. Elaboramos nosso Planejamento Estratégico 2030 com metas de médio e longo prazos que apontam para 2020 uma produção de 4,2 milhões de barris de petróleo por dia no Brasil, além de um aumento em nossa capacidade de refi no, atingin-do 3,3 milhões de barris, sufi cientes para atender à de-manda do País.

Este relatório Tecnologia Petrobras 2013 reúne os prin-cipais resultados obtidos nas áreas de engenharia bá-sica e pesquisa e desenvolvimento ao longo de 2013, apontando soluções que demonstram nosso avanço na indústria de energia. Nosso objetivo é a pesquisa aplicada na busca por resultados. Portanto, com uma gestão focada no melhor desempenho, na disciplina de capital e na excelência tecnológica e operacional vamos conduzindo a Petrobras na superação de seus desafi os.

Maria das Graças Silva FosterPresidente da PetrobrasAgosto de 2014

Integrantes da força de trabalho do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da PetrobrasFoto: Marco Aurélio Oliveira (ago/2014)


SUMÁRIO—

US$ 10,1 bi (5%)

US$ 9,7 bi (4%)

US$ 2,3 bi (1%) US$ 2,7 bi (1,2%) US$ 2,2 bi (1%)

US$ 1 bi (0,4%) US$ 153,9 bi (70%)

US$ 38,7 bi (18%)

E&P

Abastecimento

Gás & Energia

Internacional

Biocombustíveis

Distribuição

Engenharia, Tecnologia e Materiais

Demais áreas*

*Área Financeira, Estratégica e Corporativa - Serviços

10

20

HISTÓRICO

16GESTÃO TECNOLÓGICA

18RECURSOS FINANCEIROS

RECURSOS HUMANOS, INFRAESTRUTURA E PARCERIAS

ESTRATÉGIA TECNOLÓGICA

6

24EXPANSÃO DOS LIMITES

58SUSTENTABILIDADE

RESULTADOS

48AGREGAÇÃO DE VALOR E DIVERSIFICAÇÃO DOS PRODUTOS


ESTRATÉGIA TECNOLÓGICA—A estratégia tecnológica da Petrobras tem como premissa atender aos desafi os estabelecidos pela empresa, com foco na aplicabilidade direta nos negócios da companhia e no fomento do desenvolvimento tecnológico com conteúdo local, cumprin-do as exigências e obrigações de segurança, meio ambiente e saúde. Além disso, antecipar cenários e expandir fronteiras de forma sustentável, com base no monitoramento de tendências e oportunidades de mercado são compromissos da empresa.

Para que a inovação se traduza em resultados para o negócio, a Petrobras conta com recursos de porte adequado aos seus de-safi os. Além do efetivo de profi ssionais altamente capacitados e dedicados às atividades de pesquisa, desenvolvimento e en-genharia, o nosso Sistema Tecnológico abrange uma extensa rede de parcerias, entre universidades, instituições de pesqui-sa nacionais e fornecedores de bens e serviços. Os investimen-tos da Petrobras em P&D, nos últimos dez anos, comprovam uma gestão focada em soluções inovadoras que atendem às demandas de energia brasileira e mundial, mitigando riscos das atividades da indústria.

Expansão do Centro de Pesquisas da PetrobrasFoto: Geraldo Falcão / Banco de Imagens Petrobras (jan/2011)


Em 2013, a Petrobras completou 60 anos e sua história está diretamente ligada à superação de desafios. Desde a desco-berta do primeiro poço, no interior do estado da Bahia, pas-sando por processos pioneiros de refino no País, o domínio tecnológico na exploração de petróleo em águas ultraprofun-das até a produção de petróleo e gás do pré-sal, o papel da Petrobras sempre foi de valer-se das oportunidades, enfren-tando o desconhecido e buscando soluções inovadoras.

Por trás desses desafios, a base tecnológica sempre esteve presente. Em 1963, a Diretoria Executiva aprovou a criação do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes), responsá-vel pela gestão tecnológica da companhia. Os pioneiros da empresa já enxergavam a tecnologia como a chave para o su-cesso nessa indústria, tendo a cultura da inovação como um dos pilares para o crescimento da companhia.

Cinquenta anos depois, o Cenpes apresenta uma trajetória de conquistas, com desenvolvimento de processos e tecno-logias aplicados de forma pioneira e que geraram resultados positivos para a companhia e para a indústria brasileira no se-tor de petróleo, gás e energia.

HISTÓRICO—

ESTRATÉGIA TECNOLÓGICA | HISTÓRICO10

Construção do prédio original do Centro de Pesquisas da PetrobrasFoto: Arquivo Petrobras (1972)


Ileana Williams, uma das primeiras pesquisadoras da

Petrobras em laboratórioFoto: Arquivo Petrobras (1956)

Visita do então presidente da Petrobras Ernesto Geisel à Regap em 1970Foto: Arquivo Petrobras (abr/1970)

Com apenas um ano após sua fundação, em 1954, a Petrobras iniciava sua

produção de petróleo com 2,6 mil barris por dia, cerca de 1,7% do consumo

nacional, e tinha capacidade de refi no de 41 mil barris por dia. Até meados

da década de 1970, a implantação da indústria de refi no foi o principal dire-

cionador da estratégia da companhia, uma vez que o Brasil era importador

de petróleo e o objetivo era fomentar a capacidade nacional de processa-

mento e produção de combustíveis para abastecer o mercado interno.

Durante esse período, era necessário conhecer e assimilar as tecnologias

de refi no existentes no mundo, para depois adaptá-las à realidade nacio-

nal. Nesse contexto, na década de 1960, iniciou-se a operação da primeira

refi naria construída pela Petrobras – Refi naria Duque de Caxias (Reduc) –,

e foi criado o Cenpes, que passou a reunir todas as atividades de pesquisa

da companhia.

Em 1974, o campo de Garoupa, na Bacia de Campos, marca o início da fron-

teira exploratória dos primeiros campos em alto-mar da Petrobras. Após a

segunda crise mundial de petróleo, em 1979, com a alta de preço, a produ-

ção off shore (em mar) no cenário internacional dava seus primeiros passos

com a implantação de plataformas no Mar do Norte (Noruega e Reino Uni-

do), na Venezuela e no Golfo do México.

A descoberta de petróleo na Bacia de Campos mudou o cenário da indús-

tria de óleo e gás no País, levando a Petrobras a mudar sua estratégia de

inovação. Diante das condições encontradas nessa província petrolífera, a

Presidente Vargas visita a Refi naria Landulpho Alves (RLAM) – primeira refi naria do Brasil em Mataripe (BA), antiga Refi naria Nacional do Petróleo, que iniciou operação em 1950Foto: Renato Pinheiro / Banco de Imagens Petrobras (jun/1952)

Montagem da jaqueta da plataforma fi xa de Garoupa em 1979Foto: Banco de Imagens Petrobras (set/1979)

Operadora manipula amostra de petróleo extraído do pré-sal no FPSO Cidade de Angra dos Reis, na Bacia

de SantosFoto: André Motta de Souza (mar/2013)

companhia passou a desenvolver novas tecnologias a fi m de viabilizar, de

forma segura, efi ciente e rentável, a então planejada extração off shore em

águas cada vez mais profundas.

Assim, em 1986, foi criado o Programa Tecnológico de Capacitação em Águas

Profundas (Procap) para gerar suporte tecnológico à produção de Marlim e

Albacora, possibilitando a produção em até mil metros de lâmina d’água. A

segunda fase do programa iniciou-se em 1992, com o Procap 2000, tendo

como foco a produção de Marlim Sul e Roncador, este com 1.730 metros de

lâmina d’água, considerado a maior jazida brasileira até então. Já em sua ter-

ceira e última fase, iniciada em 2000, o Procap 3000 gerou suporte tecnoló-

gico à produção das fases ultraprofundas de Marlim Sul e Roncador.

Com a descoberta do campo de Lula, em 2006, iniciou-se uma nova fronteira

exploratória de petróleo e gás na região do pré-sal. Mais uma vez, a Petro-

bras identifi ca uma grande oportunidade de crescimento para a companhia,

com importante mudança de patamar na indústria mundial. Com extensa

experiência adquirida na exploração de águas ultraprofundas, a Petrobras

busca soluções tecnológicas para o novo cenário. Após apenas sete anos da

primeira descoberta, a marca de 300 mil barris de petróleo por dia extraídos

do pré-sal, alcançada em dezembro de 2013, confi rma que a empresa não só

adquiriu conhecimento como já o implementa na produção, em um intervalo

de tempo inferior ao que foi necessário para alcançar o mesmo patamar em

outras importantes áreas de produção marítima no mundo.

Plataforma semissubmersível P-18 (SS-44) no campo de MarlimFoto: Enrique Fernandez (mar/1984)

Navio operando com monoboia no campo de AlbacoraFoto: Eliana Fernandes / Banco de Imagens Petrobras (jul/1997)

Vista aérea do Centro de Pesquisas da PetrobrasFoto: Rogério Reis / Banco de Imagens Petrobras (mar/2012)

Em dezembro de 2013, o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobras completou 50 anos de ati-vidades. Em evento comemorativo, foram reconhecidos alguns dos processos e tecnologias que fizeram história pela sua relevância na indústria brasileira no setor de petróleo, gás e energia. Nessa celebração, que contou com a presença da presidente da Petrobras, Graça Foster, profissionais responsáveis pelas tecnologias premiadas receberam homenagens. Estiveram presentes também os diretores da Petrobras e ex-diretores de contato, além de ex-superintendentes e ex-gerentes executivos do Cenpes.

A seguir, são apresentados os processos e tecnologias premiados durante a cerimônia dos 50 anos do Cenpes. Tais tecnologias foram selecionadas tendo como critério a escala de aplicação na companhia e o consequente retorno financeiro.

TECNOLOGIAS PREMIADAS NA CERIMÔNIA

DOS 50 ANOS DO CENPES

—

CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DAS BACIAS SEDIMENTARES BRASILEIRAS (1973)

Em 1973, a Petrobras iniciou a caracterização geoquímica para avaliação de rochas, solos, óleos e gases das bacias sedimentares onde a companhia atua. Desde então, as análises de petróleo e das rochas geradoras dessas bacias, integradas ao trabalho de interpre-tação exploratória, compõem um importante diferencial competitivo da companhia na indústria petrolífera. Tais avaliações geoquímicas visam subsidiar as estratégias de ex-ploração, produção e preservação do meio ambiente, sendo fundamentais para a segura definição do risco geológico dos projetos e contribuindo para a manutenção dos elevados índices de sucesso em poços pioneiros perfurados pela Petrobras.

O laboratório de Biomarcadores é um dos laboratórios da Geoquímica do Centro de Pesquisas da Petrobras

Foto: Paulo Roberto Velloso (jun/2014)

12 ESTRATÉGIA TECNOLÓGICA | HISTÓRICO

13

Sistema PASS: ciclones fechados da PetrobrasIlustração: Arquivo Petrobras

SISTEMA “PASS”(1993) E DESENVOLVIMENTO DAS UFCCs DE CARGA PESADA

BOMBA CENTRÍFUGA SUBMERSA (1993)

O método de elevação artificial de petróleo, baseado na instalação de uma bomba centrífuga submersa (BCS) no fundo de poços, é capaz de duplicar a produção de óleo, quando comparado a poços equipados com gas-lift, dependendo das características do reservatório produtor. A primeira ins-talação de BCS em poço submarino no mundo foi realizada pela Petro-bras, no campo de Carapeba, na Bacia de Campos, em 1993. Atualmente, a companhia possui cerca de 20 sistemas de alta potência (> 1.000 hp) em operação, produzindo cerca de 150 mil barris de óleo por dia (bopd). Está prevista a instalação de 24 novos sistemas similares, dos quais 19 tornarão viável a produção de campos de óleos pesados de Papa Terra, Parque das Baleias e Marlim Leste, aumentando para 350 mil bopd. Com novos projetos previstos, serão ao todo 44 sistemas instalados, que pode-rão produzir cerca de 500 mil bopd, dependendo da produtividade de óleo dos futuros poços.

Exemplo de instalação de BCS em poço satélite submarinoIlustração: Arquivo Petrobras

Com o aumento da produção de petró-leos pesados da Bacia de Campos na década de 1990, foram desenvolvidas tecnologias para craquear 100% do re-síduo atmosférico proveniente desses petróleos, o que requer especial aten-ção para minimizar a formação de co-que e gás combustível. Algumas dessas soluções tecnológicas, proprietárias e patenteadas, foram aplicadas na criação do modelo Petrobras para craqueamento de resíduo, o PACRC (Petrobras Advanced Converter – Resid Cracking). Dentre es-tas tecnologias destacam-se o disper-sor de carga de alta eficiência Ultramist e o PASS, sistema de separação rápida (ciclones fechados), que, associados ao desenvolvimento próprio de catalisado-res, ajudam a viabilizar o processamento

de cargas com resíduo de carbono de até 10% em peso. O Petrobras Advanced Se-paration System (PASS) permite uma rá-pida e eficiente separação entre catalisa-dor e produtos da reação e evita a perda destes produtos para o regenerador. Com isso, a unidade passa a gerar mais produ-tos nobres, como GLP e gasolina. Aplica-da pela primeira vez em 1993 na Regap, a tecnologia PASS é capaz de gerar lucro estimado em US$ 200 milhões por ano através das 11 unidades onde está ins-talada. O PACRC, que é resultado de um desenvolvimento multidisciplinar, já foi implantado em três unidades da compa-nhia (Recap, RLAM e Refap) e totaliza 20 mil m³/d de capacidade de craqueamento de resíduo.


SISTEMA DE ANCORAGEM (1996)

O desenvolvimento de um sistema de ancoragem submarino, baseado na uti-lização conjunta de estacas-torpedo e cabos de poliéster, é uma das aplicações tecnológicas que comprovam a posição da empresa como referência mundial na produção offshore. Patenteadas em 1996, as estacas-torpedo utilizam a energia de queda livre para sua própria cravação no solo marinho. A P-50 foi a primeira plata-forma ancorada a utilizar tal tecnologia, em 2006. Atualmente, existem cerca de 1.400 estacas-torpedo instaladas, sendo mais de 700 em linhas flexíveis, cerca de 200 em sondas e mais de 400 em pontos fixos em Unidades Estacionárias de Pro-dução (UEPs). O uso de cabos de poliéster (material mais leve e eficiente, em compa-ração ao aço) permitiu ancoragem em raio mais curto e instalação de plataformas flu-tuantes de produção em águas profundas.

TECNOLOGIA “PRA” — PORE REGULATING AGENT (1997)

Patenteada em 1997, a tecnologia “PRA” é um processo de preparação de catalisadores de FCC (Craqueamento Catalítico Fluido) com carboidra-to solúvel (açúcar) de fácil remoção, que aumenta sua atividade e con-fere porosidade adequada ao processamento de cargas mais pesadas. Destaca-se o rápido desenvolvimento e implantação da tecnologia no negócio da companhia, em apenas três anos. Desde o primeiro teste, realizado na Regap em 1998, quando se comprovou o aumento de con-versão e rendimento de gasolina, sua aplicação foi expandida para mais oito unidades de FCC da companhia e por cerca de 15 anos proporcionou um lucro estimado superior a US$ 232 milhões. A excelência da inovação foi reconhecida por dois prêmios recebidos do Governo do Estado de S. Paulo (2000) e pela Finep (2003).

A tecnologia PRA permitiu acesso mais efetivo de hidrocarbonetos aos sítios ativos do catalisador, aumentando sua atividadeFoto: Edisson Morgado (mar/2001)

Sistema de ancoragem do FPSO Cidade de Paraty, no campo de Lula Nordeste na Bacia de SantosFoto: Steferson Faria / Banco de Imagens Petrobras (mai/2013)

ESTRATÉGIA TECNOLÓGICA | HISTÓRICO

Ilustração do sistema de ancoragem com cabos de poliésterIlustração: Matheus Alvarenga C. Miranda

14

GRAVEL PACK EM POÇOS HORIZONTAIS (1998)

Ilustração do sistema Gravel PackIlustração: Arquivo Petrobras

O sistema Gravel Pack é convencionalmente aplicado para controlar a produção de areia durante processo de perfuração, de forma a impedir a migração de areia para dentro do poço. A tecnologia foi utilizada de for-ma pioneira pela Petrobras, no campo de Marlim, em 1998. Foi aplicada em grandes extensões de poços horizontais de até 1.200 metros, o que viabilizou o controle de produção de areia associada ao óleo em mais de 380 poços. A implantação desta solução permitiu o desenvolvimento de diversos campos em águas profundas nas bacias de Campos e Espírito Santo. Tal metodologia posicionou a Petrobras em um patamar de lideran-ça tecnológica no segmento de controle de produção de areia.

Ilustração do FPSO com topside dos replicantesIlustração: Arquivo Petrobras

TOPSIDE DOS REPLICANTES (2010)

O conceito de replicar o mesmo projeto básico de uma planta modular para diferentes unida-des de produção dentro de um mesmo cenário é inovador na indústria petrolífera. Dessa for-ma, otimiza-se o trabalho de engenharia bási-ca das unidades, tornando-o mais ágil. Foram criados os projetos de Floating Production Sto-rage Offloading (FPSO), ou unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo, das unidades P-66 a P-71, com as mesmas plantas de processamento que estão sendo construídas em diversas fábricas de mó-dulos e sítios de integração em todo o Brasil. O conceito foi desenvolvido para reduzir ao má-ximo o tempo entre a descoberta e o início da produção nos campos do pré-sal.


GESTÃO TECNOLÓGICA—A Petrobras possui um sistema tecnológico instituído há mais de 25 anos que possibilita desenvolver tecnologias que viabilizem a realização de seu plano es-tratégico, ao mesmo tempo em que lhe permite estar preparada para lidar com as tendências e sinais de mudanças tecnológicas. O Cenpes é a unidade respon-sável pela realização de pesquisa e desenvolvimento da Petrobras, que se dá de forma compartilhada com segmentos de negócios, que são clientes e usuários das tecnologias. A pesquisa e o desenvolvimento tecnológico são feitos com a participação seletiva de parceiros, que são principalmente as Instituições de Ciência e Tecnologia e as empresas fornecedoras, nacionais e internacionais.

O desenvolvimento tecnológico tem origem no desdobramento do Plano Estra-tégico e do Plano de Negócios e Gestão (PNG) e nas tendências e sinais de mu-danças identificados no ambiente de negócios. Os projetos de P&D são oriun-dos de um conjunto de processos operacionalizados pela seguinte estrutura de comitês:

• Processo de Direcionamento Tecnológico Corporativo, operacionalizado pelo Comitê de Integração de Engenharia, Tecnologia e Materiais (CIETM) e que de-fine os Focos Tecnológicos, as Políticas Tecnológicas, os Objetivos para a Fun-ção Tecnologia, as Diretrizes para Alocação de Recursos e as Diretrizes para as Funções Transversais;

• Processo de Direcionamento Tecnológico para os Segmentos, que, a partir das orientações do Plano Estratégico da Companhia, do Plano de Negócios e Ges-tão, das tendências e sinais de mudança no ambiente tecnológico, e também de produtos do Direcionamento Tecnológico Corporativo, gera um conjunto de desafios tecnológicos priorizados, agrupados sob a forma de programas e áreas tecnológicas com suas metas. O Direcionamento Tecnológico para os Segmentos é operacionalizado através dos Comitês Tecnológicos Estratégicos (CTE), um para cada segmento de negócio (Exploração & Produção, Abaste-cimento e Gás & Energia), que são constituídos pelos gerentes executivos de cada segmento de negócios e do Cenpes;

• A Gestão da Demanda é o processo por meio do qual são elaboradas e analisa-das propostas de projetos que permitam dar conta dos desafios tecnológicos associados a cada programa ou área tecnológica e que visem a atender ne-cessidades tecnológicas do sistema Petrobras. Esse processo é operaciona-lizado pelos Comitês Tecnológicos Operacionais (CTOs), que são organizados por disciplina. A Gestão da Demanda também pode dar encaminhamento a propostas de pré-projetos, projetos de disponibilização da tecnologia e assis-tências técnicas. Ao final são geradas listas de projetos priorizados com seu orçamento no horizonte do PNG.

ESTRATÉGIA TECNOLÓGICA | GESTÃO TECNOLÓGICA16

De 2008 a 2013, os projetos de P&D seguiram uma es-tratégia pautada em três eixos direcionadores do desen-volvimento tecnológico da companhia: a Expansão dos Limites Atuais dos Negócios da Petrobras, a Agregação de Valor e Diversificação dos Produtos da companhia e a Sustentabilidade na Indústria de Energia, nos quais estavam agrupados os focos tecnológicos. No final do ano de 2013, foi concluído um novo ciclo de revisão do Direcionamento Tecnológico, gerando novos focos tec-nológicos, relacionados a Exploração & Produção; Abas-tecimento, Transporte e Distribuição; Biocombustíveis; Petroquímica; Gás & Energia; Tecnologias Transversais e de Sustentabilidade, e Visão de Futuro. Com base no novo conjunto de focos tecnológicos, foram elaborados

novos desafios tecnológicos, os quais nortearam as es-colhas dos projetos tecnológicos para o ciclo que se ini-ciou em 2014.

Em paralelo, ao longo do segundo semestre de 2013, houve revisão do processo de Gestão da Tecnologia da companhia, resultando em aprimoramento do modelo de governança do Sistema Tecnológico. O novo modelo, a ser implementado a partir de 2014, tem como propósi-to aprimorar a gestão de P&D e aumentar a contribuição da Tecnologia para resultados dos negócios, mediante uma Sistemática de Aprovação e Acompanhamento dos Projetos de P&D.

Corredor da expansão do Centro de

Pesquisas da PetrobrasFoto: André Motta de Souza / Banco de Imagens Petrobras (mai/2012)


Em 2013, a Petrobras aplicou US$ 1,1 bilhão em Pesquisa e Desenvolvi-

mento (P&D), figurando entre as maiores empresas investidoras de P&D

na área de energia no mundo. A gestão desses recursos é coordenada

pelo Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez

de Mello (Cenpes) e segue as diretrizes estabelecidas no Plano de Negó-

cios e Gestão (PNG) da companhia. A maior parte desse investimento é

destinada à área de Exploração & Produção, o que reflete a distribuição

dos recursos financeiros totais da Petrobras por área de negócios, pre-

vistos no PNG.

RECURSOS FINANCEIROS—

Investimentos em P&D por área (2011-2013)

Exploração & Produção

Abastecimento

Biocombustíveis

Gás e Energia

Meio Ambiente

P&D outras atividades60,2%

21,7%

4,3%4,5% 9%

0,3% Total US$ 3,7 bilhões

ESTRATÉGIA TECNOLÓGICA | RECURSOS FINANCEIROS18

Média 2001/03US$ 160 milhões

132 147

US

$ M

ilhão

Média 2011/13US$ 1.243 milhões

7,8x

Investimentos em P&D da Petrobras

Investimento total US$ 220,6 bilhões

Investimentos previstos pela Petrobras por segmento de negócio (2014-2018)

US$ 10,1 bi (5%)

US$ 9,7 bi (4%)

US$ 2,3 bi (1%) US$ 2,7 bi (1,2%) US$ 2,2 bi (1%)

US$ 1 bi (0,4%) US$ 153,9 bi (70%)

US$ 38,7 bi (18%)

E&P

Abastecimento

Gás & Energia

Internacional

Biocombustíveis

Distribuição

Engenharia, Tecnologia e Materiais

Demais áreas*

*Área Financeira, Estratégica e Corporativa - Serviços

1.132

2.290,81.262,7

1.8181.044

Investimentos em P&D em 2013 de grandes empresas de energia*

*Percentual de investimento em P&D em relação à receita líquida anual.Fonte: Evaluate Energy, 2014

US$ MM


O complexo de prédios que forma o Cenpes ocupa hoje cerca de 300 mil metros quadrados, na Cidade Universitária, zona norte do Rio de Janeiro. Em suas instalações de arquitetura inovadora, com avançados critérios de ecoeficiência, reúnem-se mais de 200 laboratórios, plantas experimentais e um Núcleo de Visualização e Colaboração (NVC) – volta-do para estudos com simulação tridimensional.

Além das instalações do Rio de Janeiro, outros cinco núcleos experi-mentais estão localizados próximos às áreas de negócio afins. Nesses núcleos são realizados testes em escala semi-industrial, processo fun-damental para o escalonamento da tecnologia e sua futura disponibili-zação para uso pela companhia.

Em sua atuação em pesquisa e desenvolvimento, o Cenpes contava até o final de 2013 com 1.959 empregados, sendo 241 doutores, 477 mes-tres e 628 graduados de nível superior, além de 613 técnicos dando su-porte nos laboratórios e plantas piloto.

Além de contar com infraestrutura e pessoal próprios, a Petrobras tam-bém possui diversos parceiros que complementam os recursos neces-sários para a condução da atividade de P&D da empresa.

Nos últimos anos, o Brasil tornou-se atrativo para diversos fornecedo-res de bens e serviços da indústria de energia. Com novas oportunida-des no mercado nacional, principalmente com aplicação de novos pro-dutos e soluções na região do pré-sal, empresas apresentam interesse em gerar tecnologia local, por meio de centros de pesquisa cativos e em parceria com Instituições nacionais de Ciência e Tecnologia (ICTs), incentivados pelos investimentos do setor.

RECURSOS HUMANOS,INFRAESTRUTURA E PARCERIAS—

ESTRATÉGIA TECNOLÓGICA | RECURSOS HUMANOS, INFRAESTRUTURA E PARCERIAS20

Algumas dessas empresas instalaram seus centros de pesquisa no Parque Tecnológico da UFRJ, na Ci-dade Universitária – região estrategicamente próxi-ma ao Centro de Pesquisas da Petrobras. A Schlum-berger, uma das maiores fornecedoras de serviços especializados na área de exploração e produção do mundo, foi a primeira a inaugurar seu centro de pes-quisas, em 2010.

Nos anos seguintes, instalaram-se, também no Parque Tecnológico da UFRJ, a Baker Hughes, cujo foco para pesquisas é a otimização da pro-dução em águas profundas e nos reservatórios do pré-sal, e a FMC Technologies, com seu centro de pesquisas e plantas experimentais voltados ao desenvolvimento de sistemas submarinos de pro-dução e processamento de petróleo e gás.

Em 2013, mais uma fornecedora parceira da Pe-trobras, Halliburton, inaugurou seu centro de pesquisas para o desenvolvimento de tecnologias voltadas para exploração e produção de hidrocar-bonetos em águas profundas, também com ênfa-

se no pré-sal. Outra linha de pesquisa se pautará nos estudos de perfuração e completação de po-ços, caracterização de reservatórios e eficiência da produção. Além dessas empresas, novas instala-ções estão previstas para os próximos anos, como a General Electric e a BG Group, que inauguram em 2014 seus respectivos centros de pesquisas no Parque Tecnológico da UFRJ.

A Petrobras também conta com uma vasta rede de colaboradores, atuando em parceria com mais de cem universidades e institutos de pesquisa brasi-leiros, através de 49 redes temáticas. Em dezembro de 2013, a Petrobras possuía 954 termos de coo-peração tecnológica com 88 instituições de Ciência e Tecnologia brasileiras. Em 2013, foram aplicados US$ 266 milhões em universidades e Instituições nacionais, destinados à realização de projetos de Pesquisa & Desenvolvimento (P&D), à capacitação de técnicos e pesquisadores e à ampliação da infra-estrutura laboratorial.

Passagem subterrânea do Centro de

Pesquisas da PetrobrasFoto: André Valentim / Banco de Imagens Petrobras (dez/2013)


RESULTADOS2013—Este relatório apresenta alguns dos principais resulta-dos de tecnologia obtidos ao longo de 2013 em ativida-des de Pesquisa & Desenvolvimento e Engenharia Bási-ca. Estes resultados estão organizados de acordo com três grandes eixos direcionadores do desenvolvimento tecnológico da companhia: a expansão dos limites atuais de negócios da Petrobras, a agregação de valor e diver-sifi cação dos produtos da companhia e a sustentabilida-de da indústria de energia. Ao divulgá-los, a Petrobras apresenta aos seus investidores e parceiros algumas das tendências nas quais são realizados investimentos para garantir o crescimento sustentável da companhia.

Simulação realizada na sala do Núcleo de Visualização e

Colaboração do Centro de Pesquisas da PetrobrasFoto: André Valentim / Banco de Imagens Petrobras (dez/2013)


Este eixo compreende todos os projetos voltados para a ex-pansão dos negócios convencionais da Petrobras: explora-ção de novas fronteiras; otimização da produção; produção no pré-sal; sistemas submarinos de produção; reservatórios não convencionais; logística e comercialização do gás natu-ral; logística das operações integradas; suprimento e expor-tação de petróleo e derivados; e refino de óleos do pré-sal e flexibilização do parque de refino.

A seguir, são apresentados os resultados das pesquisas vol-tadas para a busca de novas técnicas e métodos, além da melhoria constante dos processos produtivos, de forma a maximizar os resultados para o negócio.

EXPANSÃO DOS LIMITES—

Operação de MPD (Managed Pressure Drilling) na Sonda SS-46 (Ocean Baroness) Foto: Guilherme Siqueira Vanni (out/2011)

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Metalurgia da Coluna de Produção (COP)

SCr 13%

A partir de teste planejado pela Petro-bras e realizado em poço do pré-sal, seguido de ensaios laboratoriais e mo-delagem numérica, foi possível avaliar a interação química entre a rocha-reserva-tório (carbonato) e a água injetada e ve-rificar que a água produzida nos campos do polo pré-sal da Bacia de Santos será menos ácida que o previsto inicialmente. Com isso, os efeitos de corrosão espera-dos também foram reduzidos. A Petro-

Economia na seleção de materiais para poços produtores do pré-sal

Esquema de um poço produtor do polo pré-sal, com aplicação de aço inoxidável supermartensítico (SCr 13%) em coluna de produçãoIlustração: M.Quatro Design

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bras pôde, assim, selecionar metalurgia menos nobre – aço inoxidável supermar-tensítico em lugar do superduplex – para construção dos próximos poços não in-jetores do pré-sal. Estima-se, com isso, uma economia, de forma conservadora, de US$ 188 milhões para os projetos de desenvolvimento do pré-sal, consi-derando apenas os custos de materiais para poços.

RESULTADOS 2013 | EXPANSÃO DOS LIMITES26

Metalurgia da Coluna de Produção (COP)

SCr 13%

O método de elevação empregado no campo de Serraria, localizado no ativo de Produção do Alto do Rodrigues, da Unidade Operacional do Rio Grande do Norte e Ceará (UO-RNCE), é o de bom-beio mecânico, muito afetado por incrus-tações, implicando parada de produção e necessidade de intervenção para troca de equipamento de bombeio. Neste campo foi realizado um piloto para avaliar o de-sempenho de equipamentos magnéticos para prevenção de incrustações inorgâ-nicas. Os dados coletados apontaram bom desempenho da tecnologia de dis-

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Equipamento magnético de fundo de poço reduz necessidade de intervenções para remoção de incrustação

positivo magnético (DMA), de conteúdo nacional, que tem permitido a operação contínua do poço no qual está instalado, desde agosto de 2012. O tempo médio entre falhas do poço, antes da instala-ção do equipamento, era de 133 dias e, a partir da instalação do DMA, três inter-venções no poço foram evitadas no ano de 2013, assim como todas as quedas de produção a elas associadas. Os resulta-dos positivos obtidos com o equipamen-to nacional DMA nesse poço já trouxeram uma economia de cerca de US$ 185 mil para o ativo e está sendo estudada sua aplicação no pré-sal. Ensaios labora-toriais serão realizados em condições representativas em equipamentos mon-tados no Instituto de Pesquisas Tecnoló-gicas (IPT) e na UFRJ.


Aplicada, pela primeira vez no mundo, ferramenta de desconexão de fundo de poço (WDT – Wet Disconnection Tool) eletro-hidráulica na Bacia de Campos03

—Esta ferramenta, desenvolvida em parce-ria Petrobras-Halliburton, poderá reduzir em pelo menos 20% o tempo de inter-venções para substituição de coluna de produção em poços com completação inteligente, em comparação com a inter-venção sem esta ferramenta. Adicional-mente, por reduzir o número de opera-ções no caminho crítico de intervenção, confere maior confiabilidade a essas operações e evita que sejam perdidos o controle e o monitoramento do poço. A ferramenta, de 3½ polegadas, passou por teste, finalizado em janeiro de 2013, no campo de Carapeba, na Bacia de Cam-pos. A completação inteligente pressu-põe a instalação de diferentes sensores de monitoramento de poço e válvulas com atuação remota para o controle da vazão produzida ou injetada. As linhas elétricas e hidráulicas deste sistema po-dem ser danificadas durante a retirada da coluna de completação para manuten-ção. Para evitar este tipo de dano, a WDT

atua como conector que divide a coluna em duas partes e permite desconectar e reconectar a parte superior e as linhas de controle que passam através dela sem a necessidade de intervir na parte inferior da coluna, evitando os riscos inerentes a esta etapa da intervenção. Além do desenvolvimento com outros dois for-necedores, a Petrobras está adaptando e qualificando a ferramenta com a Halli-burton para uso nos campos do pré-sal, onde há condições mais severas, como níveis de pressão mais elevados e riscos de incrustação. A aplicação no pré-sal de uma ferramenta de 4½ polegadas de três fornecedores (Halliburton, Baker Hughes e Schlumberger) está prevista para me-ados de 2017 e deverá ser realizada no campo de Franco.

Operação de MPD na sonda SS-77 (Ocean Valor). O sistema permite controle automático e em tempo real de pressão exercida no anular do poçoFoto: Guilherme Siqueira Vanni (nov/2013)


Tecnologia de MPD/MCD viabiliza perfuração de poço em Franco, reduzindo a zero o tempo perdido devido à perda de circulação

Foi concluída com êxito a perfuração de poço no campo de Franco em outubro de 2013, utilizando a tecnologia MPD/MCD (Managed Pressure Drilling/Mud Cap Drilling). A apli-cação gerou uma redução de tempo em torno de sete dias de perfuração e economia de US$ 7 milhões. O objetivo era atingir os reservatórios carbonáticos do pré-sal com pro-fundidade de 5.788 metros. Devido ao elevado risco de ocorrência de perdas severas de circulação durante a perfuração do reservatório, foi mandatória a utilização da tecnologia de perfuração MPD/MCD. Essa técnica é indicada para mitigar os riscos operacionais du-rante a perfuração de poços com objetivos pós-sal e pré-sal, onde a faixa de pressão em que se pode operar é estreita. Essa foi a primeira operação de MPD no pré-sal e em águas profundas a partir de unidade de posicionamento dinâmico, na América Latina. Até 2018 está prevista a perfuração de 129 poços com essa técnica, em poços de desenvolvimento e exploratórios, no polo pré-sal da Bacia de Santos (PPSBS), Margem Equatorial, Bacia de Campos e Bacia do Espírito Santo.

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A antecipação da análise de incertezas para o campo de Marlim Sul em cerca de cinco meses foi possível graças ao desenvolvimento de uma nova técni-ca para a etapa de ajuste de histórico em modelos geológicos e de simulação de fluxo em reservatório. Esta técnica, baseada em filtros de Kalman, é usual-mente utilizada pelas ciências meteo-

Modelo de simulação de fluxo do Módulo 1 de Marlim Sul. Os cilindros azuis correspondem a poços injetores de água, e os vermelhos representam os poços produtores de petróleoIlustração: Arquivo Petrobras

Redução do tempo de análise de incertezas de curva de produção do Módulo 1 de Marlim Sul05

—rológica e oceanográfica e foi adaptada com sucesso para sistemas de previsão de produção de campos de petróleo. A nova técnica permite incorporar, de for-ma rápida, dados de produção de cam-po nos modelos, gerando previsões de produção mais confiáveis. O sistema foi aplicado também no ajuste de histórico do campo de Jubarte.


Sistema de monitoramento automatizado do desempenho das atividades de perfuração reduz tempo de uso de sonda

Sonda West Eminence SS69 da empresa Seadrill é uma das 12 sondas analisadas durante monitoramentoFoto cedida: © Seadrill

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Reprojeto e qualificação de conectores do sistema EPR para testes de longa duração

Novo conector roscado do sistema EPR aplicado em teste de longa duração na Bacia de SantosFoto: Francisco Ramos (out/2013)

Uma equipe multidisciplinar da Petrobras e da empresa Weatherford realizou um extensivo trabalho de reprojeto e qualificação da solução modificada para os conectores ros-cados do sistema Early Production Riser (EPR ou Riser de Pro-dução Antecipada), que está sendo utilizado em teste de lon-ga duração (TLD) na área de Lula Central, no pré-sal da Bacia de Santos. Na maior parte dos campos do pré-sal da Bacia de Santos, o óleo produzido é rico em gás carbônico (CO2) e gás sulfídrico H2S, formando um ambiente agressivo ao material utilizado neste tipo de conector. Esse ambiente, em contato com regiões de concentração de tensões no interior da conexão, propicia a ocorrência de trincamento do material, levando à ruptura do conector. O reprojeto impede o ingres-so de fluidos agressivos no interior da conexão, bloqueando uma das causas raiz das falhas. O conector modificado repre-sentou uma solução sem custo significativo adicional e sem impacto no prazo do TLD. Modificados pela operadora do sis-tema, a Weatherford, os novos conectores foram qualificados dentro do prazo esperado e encontram-se em operação no TLD no poço LL7 de Lula Central.

A utilização de sensores, associados a monito-ramento automatizado em 12 sondas, durante um período em que foram realizadas duas mil conexões mensais por sonda, permitiu anali-sar o desempenho de cada uma delas. Para tal análise foi utilizado o software ProNova, da em-presa TDE. Este estudo subsidiou a definição do tipo de sonda e procedimentos operacionais mais eficazes, resultando na redução de 10,8% no tempo entre a colocação da cunha, ferramenta que sustenta a coluna de per-furação durante uma conexão, e sua retirada (tempo cunha a cunha). Em determinado mês de medição, a redução de tempo de sonda obtida foi de cinco dias, o que equivale a aproximadamente US$ 5,25 milhões, comparando com o mesmo mês do ano anterior. Atualmente, 30% da frota é acompanhada pela ferramenta, que recebeu investimento de US$ 3,23 milhões. Prevê-se que, em 2014, 100% da frota seja monitorada pelo sistema de controle.


Otimização das operações de bombeio de inibidor de incrustação com Simulador de Operações Remotas (SOR)

A operação de bombeio de solução ini-bidora de incrustações inorgânicas, efe-tuada em poço do pós-sal, foi executada em conformidade com simulações de oti-mização realizadas com o Simulador de Operações Remotas (SOR) desenvolvido pela Petrobras. A otimização da operação permitiu triplicar a vazão de bombeio, re-duzindo de 27 para 9 horas o tempo de bombeio com barco de estimulação, ge-rando uma economia de US$ 37.500. Adi-cionalmente, a redução da perda de pro-dução causada pela intervenção gerou

Na ilustração à direita, são representadas as cartas de vazão e pressão previstas pelo SOR para uma operação de bombeio remoto na Bacia de CamposIlustração: M.Quatro Design

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uma antecipação de receita de aproxi-madamente US$ 696.000. A utilização da ferramenta SOR para otimizar as opera-ções permite aumentar a disponibilidade dos barcos e, consequentemente, reduzir o tempo perdido de sonda. Os resultados positivos mostram que a ferramenta SOR pode trazer ganhos substanciais à com-panhia, o que tem motivado sua utiliza-ção para a otimizar as futuras operações de inibição ou remoção de incrustação da Petrobras.


Aplicação no pré-sal de nova metodologia para previsão de risco de formação de fratura durante injeção de água

Metodologia desenvolvida na Petrobras e aplicada em poço do pré-sal permitiu prever o risco de formação de fraturas, recomendar a redução da vazão de injeção de água e indicar a melhor zona para injeção do reservatório. Para isso, foram incorporados aos programas Propag, desenvolvido pela Petrobras em parceria com a Universidade Esta-dual de Campinas (Unicamp), e Pfrat, criado pela Petrobras, parâmetros relevantes que infl uenciam diretamente no surgimento de fraturas, como o efeito térmico criado pelo contraste entre a temperatura da água injetada e a do reservatório, a variação de parâ-metros geomecânicos e diferentes níveis de vazão de injeção de água. Esta metodologia já havia sido aplicada no campo de Marlim e de Marlim Sul, na Bacia de Campos, tendo previsto o aparecimento de fraturas para níveis de vazão de injeção elevados, que foram também reduzidos. A Petrobras, em parceria com a Universidade Estadual de Campinas (Unicamp), Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-RJ) e Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), está desenvolvendo um simulador complexo, que integra simulação geomecânica e de reservatório, com término previsto para o fi nal de 2015.

Injeção de água com vazão controlada e distância segura da camada de sal acima do reservatório, evitando a criação e propagação de fraturaIlustração: Matheus Alvarenga C. Miranda

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Aumento de Índice de Produtividade (IP) e uniformização de fl uxo para poços de Jubarte

Aumento de vazão e uniformização do fl uxo são garantidos através do equipamento composto por tubo com camadas fi ltrantes, intercaladas com malhas difusoras de fl uxo (destaque para tela com furação diversiva)Ilustração: M.Quatro Design

Com base em estudo anteriormente re-alizado para o campo de Baleia Anã na Unidade Operacional do Espírito Santo (UO-ES), onde foi verifi cada a gran-de infl uência do aumento do diâmetro das telas de contenção de areia no ín-dice de produtividade (IP) dos poços, a UO-ES solicitou estudo semelhante pa-ra o campo de Jubarte. Os resultados apontaram uma expectativa de aumento médio de cerca de 10% no IP dos poços analisados. Ao tomar como base a pro-dutividade de um dos poços do campo, o ganho de produção corresponde a um ganho fi nanceiro bruto de cerca de US$ 700 mil por dia. Esse aumento de vazão, do ponto de vista econômico, cobriria o

custo adicional acarretado pela instala-ção de telas de maior diâmetro. Foi re-alizado também, a exemplo do poço de Baleia Anã, um estudo de uniformização de fl uxo nos três poços do campo de Ju-barte analisados, por meio da utilização de furação diversiva. Esta técnica foi de-senvolvida na Petrobras e já foi utilizada com sucesso em outros campos ope-rados pela empresa. Foram dimensio-nadas furações diversivas para as telas que equiparão os três poços horizontais de Jubarte considerados neste estudo. Espera-se, com a furação diversiva, pro-mover um atraso na produção de água pelo poço, aumentando, desta forma, sua vida útil.

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Programa SEEDS melhora o gerenciamento do risco operacional durante a perfuração de poço e a capacidade de identificar oportunidades de melhoria na frota de sondas

O programa SEEDS permite quantificar e minimizar o tempo de exposição a situa-ções de risco, no caso de um evento de desconexão de emergência, possibilitan-do a escolha adequada da sonda que irá executar o poço. O programa já está sen-do utilizado na Petrobras, contribuindo para identificação de oportunidades de melhoria na frota de sondas e reduzindo a possibilidade de eventos catastróficos (blowout), que podem ocasionar danos ao meio ambiente, danos materiais e de segurança do pessoal a bordo. O pro-grama SEEDS – gerador de cronograma

Ilustração do equipamento de segurança BOP (Blowout Preventer) utilizado para isolar o poço no caso de um evento de desconexão de emergênciaIlustração: Matheus Alvarenga C. Miranda

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EDS (Emergency Disconnection System) – automatiza e acelera o processo de geração do documento que contém as recomendações, padrões e cronograma das operações de construção do poço, contribuindo para melhor gestão do co-nhecimento e capacitação de pessoal nos temas essenciais de segurança de poço. A Petrobras atuou, juntamente com a empresa Intelie, na coordenação do pro-jeto e no desenvolvimento dos modelos de sequenciamento das operações de poço e de escolha do EDS.


Estudo laboratorial pioneiro, nas condições do campo de Lula, ratifica potencial de incremento no fator de recuperação através da aplicação do método de Injeção Alternada de Água e Gás (WAG)

Ensaios realizados no Centro de Pesquisas da Petrobras indicam que a técnica de Inje-ção Alternada de Água e Gás (WAG) tem potencial para aumentar o fator de recuperação nos campos do pré-sal. Ao utilizar amostras de fluidos do campo de Lula, nas condições originais de pressão e temperatura do campo, observou-se em laboratório um aumento na recuperação de óleo em relação ao valor obtido com injeção contínua de água, que é o método convencional empregado para melhoria de recuperação do campo. Estes resul-tados reforçam a estratégia da Petrobras de usar o método WAG no pré-sal. Esse método baseia-se na injeção de bancos de um fluido gasoso ou supercrítico, preferencialmente miscível com o óleo, em alternância com bancos de água, de forma a garantir maior efi-ciência de deslocamento do fluido injetado. Existiam dúvidas sobre o comportamento de injeção durante as mudanças de ciclos (água/gás), que também foram esclarecidas através dos ensaios laboratoriais, o que aumentou a confiabilidade do método. O equipa-mento utilizado nos ensaios, único na indústria de petróleo mundial, pode simular todas as operações envolvidas no método WAG em condições reais de reservatório. Isto permi-tirá à Petrobras investir neste método com maior confiança, em relação tanto aos ganhos de recuperação quanto às questões operacionais.

Laboratório do Centro de Pesquisas da Petrobras com foco em estudos sobre Injeção Alternada de Água e Gás (WAG)Foto: Talita Chaves (jun/2014)

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Teste com tecnologia inovadora para catalisador de FCC (Craqueamento Catalítico em Leito Fluidizado) permite processamento de carga mais pesada

Unidade de Craqueamento Catalítico Fluido da Refinaria Presidente Bernardes Foto: Wilson Melo (abr/2013)

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A tecnologia FlexCool, testada na unidade de FCC da Refinaria Presidente Bernardes--Cubatão (RPBC), reduziu a temperatura do regenerador e, consequentemente, permitiu aumentar de 2.000 m³/d para 2.450 m³/d o processamento do Resíduo Atmosférico (RAT), fração pesada do pe-tróleo. Em consequência do maior pro-cessamento de RAT na unidade, é possível aumentar a produção de diesel e reduzir a produção de óleo combustível na refina-ria, gerando um ganho potencial de US$ 19,5 milhões por ano. A Fábrica Carioca de Catalisadores S.A. (FCC S.A.), que lançou a tecnologia no mercado latino-americano com o nome FlexCool, forneceu o produto

para o teste de campo na RPBC e já fa-bricou mais de mil toneladas do mesmo. Previamente testada em escala de labora-tório, em planta piloto e na planta de de-monstração da SIX, a tecnologia FlexCool permite absorver o aumento de tempe-ratura do regenerador causado pelo pro-cessamento de carga mais pesada. Serão realizados novos testes para comprovar a efetividade desta nova tecnologia em ou-tras refinarias da Petrobras que apresen-tam restrições na temperatura do rege-nerador, como é o caso do teste comercial na Refinaria Landulpho Alves (RLAM), com conclusão prevista para até o fim de 2014.


Elaboração de modelo para planejamento integrado de refi narias de São Paulo

O modelo combina os planos de pro-dução das quatro refi narias de São Paulo – Refi naria de Paulínia (Replan), Refi naria Henrique Lage (Revap), Re-fi naria Presidente Bernardes (RPBC) eRefi naria de Capuava (Recap) – em um plano integrado, que incorpora a malha logística existente entre elas e conside-ra o mercado a ser atendido, de forma a otimizar as decisões de planejamento das refi narias entre si e maximizar o resulta-do global. Desenvolvido pela Petrobras, o modelo considera as premissas esta-belecidas pelo Plano de Abastecimento (Planab) de entrada e saída de petróleo e derivados na região e permite identifi -car e detalhar as sinergias existentes en-tre as refi narias. Dessa forma, decisões e ajustes são antecipados no planejamento

conjunto da produção e movimentação, tornando possível prever e solucio-

nar contingências que alterem a produção da região, estabelecen-

do a logística de suprimento de

Planejamento integrado das refi narias de São Paulo: Replan, Revap, RPBC e Recap

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petróleo e derivados com base em crité-rios econômicos. Implementado na área de São Paulo em outubro de 2013, o plano integrado foi desenvolvido dentro da car-teira do Programa de Produção de Médios e Gasolina (Promega) e gerou, no primeiro mês de utilização, um ganho de US$ 3,4 milhões. Prevê-se aplicar a metodologia também na Região Nordeste quando a Refi naria do Nordeste (RNEST) entrar em operação e for possível a integração com a Refi naria Landulpho Alves (RLAM) e a Refi naria Potiguar Clara Camarão (RPCC). Na Região Sudeste, a previsão é de que sejam integrados os planos de produção entre Rio de Janeiro e Minas Gerais a partir da inauguração do Complexo Petroquími-co do Rio de Janeiro (Comperj), que então será integrado às refi narias de Duque de Caxias (Reduc) e Gabriel Passos (Regap).

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André Motta de Souza | Banco de Imagens Petrobras (jun/2012)

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Geraldo Falcão | Banco de Imagens Petrobras (fev/2010)

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2)


Tecnologias aplicadas em Unidade de Destilação Atmosférica aumentam eficiência de dessalgação de petróleos do pré-sal

As tecnologias implementadas na unidade de dessalgação da Refinaria de Capuava (Recap) – reciclo interno de salmoura, reúso de água fresca e variação do ponto de injeção de água de diluição – geraram maior eficiência no processo de dessalgação, com redução de 75% no teor de cloretos do vaso de topo atmosférico. Essas soluções foram consoli-dadas pela Petrobras no projeto básico desenvolvido para a unidade, que funciona como piloto para avaliação de tecnologias que estão sendo testadas para otimização dos siste-mas de dessalgação de petróleos do pré-sal. Até o segundo semestre de 2014 o projeto selecionará também o dispositivo de mistura e a variação de pressão mais adequados para misturar, de forma mais eficiente, a água e o óleo no processo de dessalgação e, com isso, reduzir ainda mais a concentração de cloretos no petróleo dessalgado.

Unidade de Destilação Atmosférica da Refinaria de Capuava (Recap)Foto: Arquivo Recap (jul/2012)

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Desenvolvimento de estudo para seleção da alternativa de adequação da plataforma de Mexilhão (PMXL-1) para permitir o escoamento de 10 milhões de m3/d de gás dos campos do pré-sal (Rota 1)

A Petrobras desenvolveu um estudo pa-ra selecionar a melhor alternativa para adequação da plataforma de Mexilhão (PMXL-1) com o objetivo de permitir o escoamento de 10 milhões de m3/d de gás dos campos do pré-sal (Rota 1), além de analisar oportunidades para adequação desta rota de escoamento do pré-sal. Para isso, foram avaliadas quali-

Plataforma fixa de Mexilhão operando na Bacia de SantosFoto: André Motta de Souza / Banco de Imagens Petrobras (abr/2013)

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RESULTADOS 2013 | EXPANSÃO DOS LIMITES

tativamente as alternativas identificadas para adequação da plataforma PMXL-1, atendendo aos requisitos de segurança e flexibilidade operacional. Este estudo forneceu subsídios na escolha da alter-nativa para a fase posterior de FEL 2 (Front-End Loading ou requisitos de definição de um projeto).

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Desenvolvimento de Projeto Básico para análise estrutural e naval dos cascos das plataformas P-74, P-75, P-76 e P-77 garante certificação em menor prazo e redução de custos com materiais

As análises estruturais dos cascos apresentadas nos projetos de conversão dos quatro navios do tipo VLCC (Very Large Crude Carrier) para as futuras Unidades de Produção (UEPs) da Cessão Onerosa garantiram, em menor prazo, maior confiabilidade e integri-dade estrutural dos cascos, com menor troca de chapas de aço do que as previstas ini-cialmente. Na plataforma P-75 foi gerada uma economia de duas mil toneladas de aço, o equivalente a US$ 16,2 milhões. Para essas análises foi necessário levar em consideração condições mais severas de ondas do que aquelas encontradas na Bacia de Campos. O consórcio Enseada Indústria Naval, vencedor da licitação para realizar a conversão, está implementando as alterações necessárias apontadas nas análises estruturais. A Petro-bras continua trabalhando nos cascos dos Floating Production Storage and Offloading (FPSO), de forma a reduzir ainda mais a utilização de materiais. A entrega dos cascos convertidos da P-75 e P-77 está prevista para o segundo semestre de 2015.

Ilustração da P-75, uma das novas plataformas com projeto básico desenvolvido pela PetrobrasIlustração: Matheus Alvarenga C. Miranda

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Redução de 25% no custo de fabricação das estacas de ancoragem para 15 unidades de produção

As novas alternativas de estacas-torpedo substituem o lastro misto (bloco cilín-drico que garante penetração no solo, composto por chumbo e ferro-gusa) por lastro de ferro-gusa, reduzindo o custo final em 25%. Esta redução de custo em escala representa grande economia para a companhia, uma vez que os novos tor-pedos serão aplicados em 15 unidades de produção – oito Floating Production Storage and Offloading (FPSO) repli-cantes, quatro FPSO da Cessão Onerosa, além dos FPSO Cidade de Itaguaí (Irace-ma Norte), Cidade de Maricá (Lula Alto) e Cidade de Saquarema (Lula Central) – com a instalação de 24 torpedos em cada unidade. Foram realizadas análises geotécnicas, hidrodinâmicas, estruturais,

Estaca-torpedo T-120 – um dos modelos aplicados nas unidades de produção offshore da PetrobrasFoto: Vanessa Penna (abr/2014)

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de logística e de içamento, para garantir a viabilidade operacional dos torpedos do tipo T-98 e T-120, com novo material. O diâmetro do tubo, a ponteira e o lastro de ferro-gusa foram padronizados para ambas as soluções, que sofreram alte-ração no comprimento a fim de manter o desempenho das estacas originais. A empresa Delp, vencedora da licitação, fabricou o protótipo do novo modelo T-120, que será testado junto à locação da unidade de produção do pré-sal FPSO Cidade de São Paulo (Piloto de Sapinhoá). A solução T-120 será aplicada nas 15 uni-dades relacionadas acima, enquanto os torpedos T-98 serão aplicados nos testes de longa duração (TLD).


Desenvolvimento e seleção em laboratório de antiespumantes para petróleo, a fim de aumentar o tempo de campanha de hidrotratamento (HDT) nas unidades de refino

A Petrobras orientou o desenvolvimento e selecionou em laboratório 16 antiespu-mantes para petróleo com até 72% me-nos silício em sua composição. Alguns desses produtos foram testados em campo e apresentaram a mesma eficiên-cia daqueles atualmente utilizados pela companhia. O silício é um dos principais responsáveis pelo envenenamento dos catalisadores das Unidades de Hidrotra-tamento, causando redução do tempo de campanha destas unidades na refi-naria. Em uma refinaria como a Henrique Lage (Revap), estima-se que a diminui-ção do tempo de campanha de uma das unidades de HDT possa implicar um lu-cro cessante de cerca de US$ 46 milhões. A licitação do produto de menor teor de silício na Unidade Operacional da Bacia de Campos (UO-BC) apresentou redu-

À esquerda, amostra de óleo contendo um dos antiespumantes selecionados durante ensaio de laboratórioFoto: Roberto Paes Leme (abr/2014)

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ção de 21% dos custos com a compra de antiespumantes, gerando uma econo-mia de US$ 649 mil. Os resultados apre-sentados na UO-BC motivaram outras Unidades Operacionais de Exploração e Produção da Região Sudeste a iniciarem a troca de seus antiespumantes por es-ses produtos selecionados pela Petro-bras. Estima-se que até o final de 2014 todas as Unidades Operacionais dessa região adotem os produtos com menor teor de silício das empresas Dow Corning e Bluestar, vencedoras da licitação para o Sudeste, o que permitirá uma redução de 30% no preço do produto e uma eco-nomia de US$ 9,3 milhões para o E&P. A Petrobras continuará testando novos fornecedores com o objetivo de garantir preços competitivos no mercado.


Instalação do primeiro Sistema de Árvore de Natal Molhada (ANM) com interfaces padronizadas nos campos de Sapinhoá e Lula-Nordeste, no polo pré-sal

A Petrobras padronizou o conjunto de conexões e interfaces dos equipamentos que com-põem o sistema de ANM dos campos de Sapinhoá e Lula-Nordeste, no polo pré-sal. Isso permite utilizar equipamentos intercambiáveis, possibilitando envolver vários fabrican-tes no fornecimento do mesmo tipo de sistema. Assim, a Petrobras ganha flexibilidade na instalação, operação e manutenção do equipamento submarino. Além disso, reduz os custos por meio do aumento da concorrência e da disponibilidade de ferramentas, o que gera economia e facilidade no desenvolvimento do polo pré-sal. A ANM do polo pré-sal foi criada para cenários com 2.500 metros de profundidade e pressão nominal máxima de 10.000 psi. Esse projeto teve como piloto o mesmo tipo de equipamento instalado no campo piloto de Lula e que, atualmente, opera com oito poços. As principais inova-ções das ANMs dos campos de Sapinhoá e Lula-Nordeste são: interfaces do suspensor de coluna, módulos de conexão vertical com maior resistência mecânica, compactação do equipamento para operação com as novas sondas do pré-sal, qualificação de novas vedações metal-metal e elastoméricas para altas concentrações de CO2 e qualificação de novos conectores submarinos, dentre outras. Estão sendo fabricados em torno de 180 novos conjuntos de ANMs para o pré-sal, que poderão ser usados em cenários com as mesmas condições de pressão, profundidade e características do fluido produzido que são atendidos pela especificação desta classe de equipamento. Também estão sendo desenvolvidos tipos de monitoramento que auxiliarão na instalação e operação do equi-pamento ao longo do tempo de operação.

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Sistemas de Árvore de Natal Molhada fornecidos para o polo pré-salFoto: Imagem cedida pela FMC Technologies (jul/2014) Ilustração: Imagem cedida pela Aker Solutions


Caracterização geoquímica de óleos e gases do pré-sal auxilia identificação de áreas promissoras à exploração na Bacia de Santos

A análise integrada de dados geoquími-cos de óleos, betumes e gases de cerca de 80 poços do pré-sal da Bacia de Santos possibilitou a caracterização de quatro sistemas petrolíferos responsáveis pelas acumulações descobertas até o momen-to nesta região. O cenário da geração, migração e acumulação de petróleo, construído com base nestes dados, foi bastante detalhado, permitindo a inferên-cia das possíveis rotas de migração dos

Ilustração dos Blocos Exploratórios da Bacia de SantosIlustração: Tecnopop / Banco de Imagens Petrobras

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hidrocarbonetos desde as áreas-fonte até as trapas, onde se acumulam. O uso integrado de dados de geoquími-ca, geologia e geofísica promove uma melhoria constante do entendimento sobre os sistemas petrolíferos ativos na área, com o objetivo de identificar pros-pectos de menor risco exploratório. Es-tas informações são estratégicas para as decisões corporativas da companhia em futuras licitações na região do pré-sal.


Principais resultados do Programa de Produção de Médios e Gasolina (Promega)

O Programa de Produção de Médios e Gasolina (Promega) tem o objetivo de elevar a produção de destilados médios (óleo diesel e querosene de aviação) e gasolina do parque de refino atual com base no aumento da capacidade e efici-ência das unidades de processo com bai-xo investimento, reduzindo a importação dos derivados e aumentando a margem da Petrobras. A meta é elevar a produção diária de gasolina em mais 80 mil barris e em 160 mil barris de destilados médios até dezembro de 2015.

Para atingir este objetivo, a Petrobras analisou suas unidades de processo para identificar e eliminar gargalos. O Centro

DESTILAÇÃO

Concluídos 13 projetos relacionados a adaptações nas unidades para au-mentar a carga a ser processada; aumento da recuperação de calor nas baterias de preaquecimento, permitindo menor consumo energético nos fornos; adequação das dessalgadoras para processamento de petróleo do pré-sal e melhorias de fracionamento, para aumentar a produção de destilados.

RESUMO POR TECNOLOGIA DOS PRINCIPAIS PROJETOS REALIZADOS

À esquerda: Aumento da recuperação de calor nas baterias de preaquecimento da Revap, permitindo menor consumo energético nos fornos

À direita: Adequação das dessalgadoras da Revap para processamento de petróleo do pré-salFotos: Deisi Spricigo (jun/2014)

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de Pesquisas e Desenvolvimento da Pe-trobras (Cenpes) está contribuindo efeti-vamente para os resultados do Promega através do desenvolvimento e inserção de novas tecnologias. O Cenpes já reali-zou 30 projetos e diversas ações de oti-mização nas refinarias.

Criado em junho de 2012, o Promega já atingiu resultados significativos: aumen-tou a produção média de gasolina em 41 mil barris por dia (bpd) e a de óleo diesel em 81 mil bpd, e expandiu a capacidade das refinarias em 69 mil bpd e a utilização dessa capacidade em 177 mil bpd.


COQUEAMENTO RETARDADO

Concluídos três projetos relacionados à melhoria da eficiência energética, que propiciará melhor recuperação de calor nas baterias de preaquecimento, permitindo menor consumo energético nos fornos.

Unidade de Coque da Replan, uma das unidades que receberam melhoria de eficiência energéticaFoto: Marcos Perón (jul/2011)

HIDROTRATAMENTO (HDT)

Concluídos nove projetos relacionados a substituições de internos dos reato-res, que permitirão a melhoria do de-sempenho do hidrotratamento e adap-tações nas unidades para aumentar a carga a ser processada.

Substituições de internos dos reatores na ReparFoto: André Valentim / Banco de Imagens Petrobras (out/2012)

CRAQUEAMENTO CATALÍTICO EM LEITO FLUIDIZADO (FCC)

Concluídos cinco projetos relacionados à adequação dos dispersores de carga, para permitir aumento da carga a ser processada e melhorias no fraciona-mento, além de aumentar a recupera-ção de gasolina e de outros produtos.

Adequação dos dispersores de carga na RecapFoto: Banco de Imagens Petrobras (jul/2014)


Neste eixo estão os projetos voltados à ampliação da di-versidade de fontes de energia e da carteira de produtos oferecidos pela Petrobras. Compreende a constante bus-ca por qualidade e desempenho no desenvolvimento de novos combustíveis, lubrificantes e produtos especiais; a petroquímica; amônia e ureia, com uso voltado para a área de fertilizantes; desenvolvimento e aprimoramento de bio-combustíveis e bioprodutos; geração de energia a partir da termeletricidade e de outras fontes renováveis.

AGREGAÇÃO DE VALOR E DIVERSIFICAÇÃO DOS PRODUTOS—

Frasco em laboratório de análise de diesel da Refinaria Landulpho Alves (RLAM)Foto: André Valentim / Banco de Imagens Petrobras (ago/2012)

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Controle automático de pH para produção de biodiesel

Instalado na Usina de Biodiesel Darcy Ribeiro, em Minas Gerais, o controle auto-mático de pH para a unidade de Transesterificação, se comparado à tecnologia es-trangeira antes utilizada, evitará uma série de gastos anuais estimados, no con-junto, em US$ 463 mil. Dentre os benefícios proporcionados pela tecnologia está a redução de reparos ou substituições de equipamentos e tubulações, que sofriam corrosão em ambiente de elevada acidez, o ganho de confiabilidade com o aumen-to do número de horas de operação por ano, menor consumo de ácido clorídrico, me-nor demanda por supervisão operacional e diminuição de perdas de produção de biodiesel. O controle automático atua de forma a antecipar as características das correntes a serem neutralizadas, agindo de forma preventiva na correção do pH. A tecno-logia estrangeira empregada anteriormente previa um funcionamento automático, mas na prática exigia constantes ajustes e controles por parte dos técnicos, com paradas de produção e consequentes perdas econômicas. Com os resultados obtidos, a Petrobras Biocombustível já estuda as adaptações necessárias à implantação nas demais unida-des. O controle automático já foi instalado na Usina de Biodiesel de Quixadá, no Ceará, e deverá ser implantado nas duas unidades da Usina de Biodiesel de Candeias, na Bahia.

Usina Darcy Ribeiro, Minas Gerais, onde foi instalado o controle automático de pH para produção de biodieselFoto: Juarez Cavalvanti / Banco de Imagens Petrobras (jun/2010)

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RESULTADOS 2013 | AGREGAÇÃO DE VALOR E DIVERSIFICAÇÃO DOS PRODUTOS50

Trata-se da primeira aplicação de controle avançado em uma unidade de produção de ureia da Petrobras, com o objetivo de reduzir a variabilidade do processo, maxi-mizando a produção de ureia e a eficiência energética. Implantado na Fábrica de Ferti-lizantes Nitrogenados da Bahia (Fafen-BA) em setembro de 2013, o sistema garante monitoramento constante da planta atra-vés de modelo matemático desenvolvido especialmente para a unidade, rejeitando perturbações e respeitando as restrições de processo. Em atuação pontual do con-trole avançado na unidade, obteve-se re-sultado preliminar com aumento de apro-ximadamente 2% da eficiência energética, após redução do consumo de vapor por unidade de ureia produzida. Atualmen-te, a unidade produz em torno de 1,5 mil toneladas de ureia por dia e o sistema de controle avançado contribui para manter a máxima produção possível. Desde 2012, o

Desenvolvimento de nova formulação para o diesel Podium S-10

Unidade de Hidrotratamento da Reduc recebeu investimento para aumentar a oferta do Diesel S10 no mercadoFoto: Agência Petrobras (dez/2011)

02— Um novo pacote de aditivos foi balanceado,

com base no óleo diesel S-10 e na adição de até 10% (em volume) de biodiesel, para uso na nova formulação do diesel Podium S-10. Com desempenho comprovado em ensaios laboratoriais e testes em veículos e motores, no Brasil e no exterior, a formulação desen-volvida, em comparação com o óleo diesel regular atualmente comercializado, apresenta maior estabilidade à oxidação, o que proporciona maior compatibilidade com motores com tecnologia da fase P-7 do Programa de Controle de Poluição do Ar por Veículos Au-tomotores (Proconve). Uma nova geração de aditivos detergentes/dispersantes eleva a detergência a um nível nunca antes praticado pela empresa, reduzindo os depósitos nos bicos injetores de motores em até 44%. Adicionalmente, a otimização do melhorador de cetano, o componente mais caro do pacote, possibilitou a diminuição dos custos com aditivação em até 27%.

Implantação de controle avançado em unidade de produção de ureia garante maior eficiência energética03

—Amostra de ureia produzida na Fafen-BAFoto: Daniel Moreno (dez/2012)

sistema vem operando na unidade de amônia, uma das matérias-primas pa-ra produção de ureia, também na Fa-fen-BA. O sistema de controle avan-çado também está sendo implantado na unidade de amônia na Fábrica de Fertilizantes de Sergipe, com conclu-são prevista para 2014.


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Testes de desempenho atestam benefícios da Gasolina S-50

Ensaios realizados pela Petrobras com-provaram que a Gasolina S-50 promo-ve menor formação de depósitos nas válvulas de admissão e nas câmaras de combustão, bem como redução nas emissões de alguns importantes po-luentes legislados e não legislados, em especial nos veículos mais novos, ho-mologados segundo os critérios fixados para a fase L-6 do Programa de Controle de Poluição do Ar por Veículos Automo-tores (Proconve). Dentre as emissões veiculares legisladas, houve redução das emissões de óxidos de nitrogênio (NOx) em até 59%, de monóxido de carbono

Ensaio em dinamômetro de chassi no Cenpes para medição das emissões de poluentesFoto: Agência Petrobras (jan/2014)

(CO) em até 46% e de hidrocarbonetos não queimados (NMHC) em até 55%, em comparação com a gasolina comum S-800 anteriormente comercializada. Além do benefício ambiental, a nova ga-solina possui maior estabilidade à oxida-ção, prolonga a vida útil do catalisador e promove baixa formação de depósitos no motor, o que contribui para a obten-ção de melhor desempenho do veículo. Para produzir o novo combustível, foram investidos, ao longo dos últimos sete anos, cerca de US$ 9,5 bilhões na cons-trução de 21 unidades nas refinarias da companhia. A Petrobras realizou a ava-liação do pool de gasolinas de diferentes refinarias de forma a garantir o atendi-mento da especificação de gasolina automotiva para 2014, identificando as melhores opções para adequar a produ-ção de gasolina às novas exigências de qualidade.


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Comprovação da tecnologia para produzir Arla-32 próximo aos maiores mercados consumidores a partir de ureia sólida

O Arla-32 (marca fantasia Flua da Pe-trobras) é um reagente produzido pelas Fábricas de Fertilizantes que consiste em uma solução de ureia a 32% em água. É usado no sistema de escapamento dos veículos com motores a diesel que aten-dem à normalização do Programa de Controle de Poluição do Ar por Veículos Automotores (Proconve P-7). É utilizado em conjunto com catalisadores específi-cos para abatimento de óxidos de nitro-gênio (NOx) presentes nos escapes des-tes veículos. Testes em bancada da nova tecnologia de processo comprovaram a viabilidade de eliminação de 100% do biureto, subproduto resultante do pro-cesso de produção da ureia que precisa ser eliminado para a fabricação do rea-gente Arla-32. O desenvolvimento desse

Flua é a marca fantasia para o reagente Arla-32, produzido nas Fábricas de Fertilizantes da PetrobrasIlustração: Agência Petrobras

novo processo de remoção permite que a dissolução da ureia sólida em água – a fabricação do Arla-32 propriamente di-ta – ocorra próxima aos mercados con-sumidores. Com isso, a ureia pode ser transportada de forma concentrada e sólida até os mercados consumidores, com importante redução do custo logís-tico. O desenvolvimento do processo de remoção foi realizado em parceria com o Instituto de Química da Universidade Es-tadual do Rio de Janeiro (Uerj). Até o se-gundo semestre de 2014 o processo será validado em escala industrial, na Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados da Bahia (Fafen-BA), além da avaliação da tecno-logia para outras aplicações, como remo-ção de outras substâncias e sua aplicação no processo de produção de ureia.


Instalação de equipamento piloto para regulação de tensão em usina de energia eólica aumenta a confiabilidade na produção de energia elétrica e permite a redução de perdas de produção de óleo

A flutuação de tensão elétrica pode ocorrer em unidades industriais e em sistemas elétricos que interagem com geração eólica, em função da intermi-tência e intensidade aleatória deste tipo de geração. A Petrobras desenvolveu um Compensador Dinâmico de Reativos (batizado de Statcom-BR) em parceria com a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e o instalou para testes e avaliação na Usina Eólica Experimental da Petrobras em Macau (RN), que possui interface com a Unidade Operacional do Rio Grande do Norte e Ceará (UO-RNCE). A operação do equipamento impediu que flutuações de tensão causadas por inter-mitência na geração eólica causassem desligamentos e danos a equipamentos conectados na rede local da unidade.

Primeira torre anemométrica do Brasil, instalada na plataforma PAG-2, localizada no Rio Grande do NorteFoto: Alcyr Silva (ago/2013)

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Além de evitar paradas de produção, principalmente nos campos de Macau--A e Serra, o protótipo também permitiu reduzir gastos referentes à compra de energia elétrica para suprir os campos da região quando a Usina Eólica era re-tirada de operação pelas flutuações de tensão. Até 2016 serão avaliadas novas funcionalidades, como a implementação de funções de telecomando para controle re-moto do equipamento e a sua garantia de continuidade operacional. O aumento na confiabilidade da energia gerada, assim co-mo a continuidade operacional de plantas ligadas a ela justificam a realização de estu-dos de viabilidade de aplicação do Statcom--BR em outras unidades da Petrobras.


Instalação da primeira torre anemométrica do Brasil em ambiente marinho

A medição de potencial de geração eólica é realizada tipicamente por meio de torres anemométricas, que são estruturas me-tálicas com altura entre 80 e 120 metros e que contêm instrumentos capazes de medir as condições dos ventos. A Petro-bras possui mais de 40 torres anemomé-tricas instaladas em diferentes localida-des no território brasileiro. Foi instalada em 2013 a primeira torre anemométri-ca do País em ambiente marítimo, que permitirá medir e avaliar os ventos, em ambiente marinho, para fins de geração elétrica. A torre, de 80 metros, foi insta-lada na plataforma PAG-2, localizada a 20

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quilômetros da costa de Guamaré, no Rio Grande do Norte (RN). Equipada com me-didores de velocidade (anemômetros), direção (biruta), pressão barométrica (barômetro) e temperatura e umidade (termo-higrômetro) do vento, o equipa-mento permitirá à Petrobras verificar o potencial eólico offshore de regiões no mar territorial brasileiro e, assim, elaborar estudo técnico e econômico para avaliar a geração de energia elétrica no mar. Com a torre será possível ainda traçar o perfil de velocidade do vento, importante para a definição da altura de instalação dos ae-rogeradores, item que impacta sensivel-mente o custo de instalação das futuras usinas. Resultados preliminares indicam que a produção de energia no mar pode-ria ser, para a mesma potência instalada, superior à produção em terra. Além da avaliação do potencial de geração eólica local, os resultados apresentados ao lon-go de um ano comporão um atlas do po-tencial eólico da costa do Rio Grande do Norte e permitirão verificar o ganho em relação às torres localizadas em terra. Os dados anemométricos obtidos servirão, ainda, para validar uma tecnologia por-tátil de medição de parâmetros eólicos a laser, chamada Lidar (Light Detection and Ranging), instalada junto à torre na pla-taforma PAG-2 e que representa uma nova metodologia para medição de po-tencial eólico. Caso seja aprovada, essa tecnologia será aplicada em outros pon-tos da costa. Este projeto é desenvolvido pela Petrobras em parceria com o Centro de Tecnologias do Gás e Energias Reno-váveis (CTGAS-ER).


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Produção do primeiro lote de fertilizantes mistos pastilhados em planta piloto

Visão geral do pastilhador (Tecnologia Rotoform 3000 da Sandvik) com detalhe das pastilhas formadas em sua superfícieFoto: Joacy Ferreira de Oliveira Filho (mar/2013)

Foto detalhe: Joacy Ferreira de Oliveira Filho (dez/2012)

A Planta Piloto de Fertilizantes Mistos (PPFM), instalada na Fábrica de Fertilizan-tes Nitrogenados de Sergipe (Fafen-SE), é uma instalação de Pesquisa e Desen-volvimento da Petrobras para produzir fertilizantes nitrogenados à base de ureia contendo outros componentes em sua formulação para testes de novos produ-tos fertilizantes de maior valor agregado. Foram produzidos os primeiros lotes de fertilizantes com ureia e enxofre elemen-tar ou sulfato de amônio na formulação, além de micronutrientes como boro, co-bre e zinco. Estes lotes serão utilizados em testes agronômicos conduzidos em parceria com a Embrapa, até 2016, na Re-gião Nordeste do País, em cultivos de pro-dutos como cana-de-açúcar, milho e al-godão, para avaliar o desempenho destes novos fertilizantes e permitir o registro de futuros novos produtos fertilizantes da Petrobras. A PPFM processa 500 Kg/h

e utiliza a tecnologia de pastilhamento, inovadora na área de fertilizantes mistos e que proporciona o desenvolvimento de produtos diferenciados e de maior valor agregado à ureia, gera pastilhas mais uniformes e promove uma aduba-ção mais homogênea do solo. Estima-se que a tecnologia de pastilhamento para misturas, patenteada pela empresa sueca Sandvik, possa representar uma redução de até 30% nos custos de produção, se comparada à tradicional granulação ou perolação. Até o fi nal de 2014 serão sele-cionados materiais mais resistentes para a unidade de produção e será avaliada a possibilidade de uma futura unidade in-dustrial. Atualmente, a Petrobras, única produtora de ureia no País, possui três plantas de produção de ureia: em Laran-jeiras (SE), Camaçari (BA) e Araucária (PR).


Desenvolvimento de revestimento de alta tecnologia para reparo de turbinas a gás de usinas termelétricas

Componentes críticos em turbinas a gás são fabricados em metal revestido com ligas cerâmicas para resistir às altas temperaturas no interior destes equipa-mentos e necessitam de reparo eventual para manter a disponibilidade e a confia-bilidade das usinas da Petrobras. Uma nova liga cerâmica, desenvolvida pela Petrobras em parceria com o Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento (Lactec), Universidade Federal do Paraná (UFPR) e Universidade Tecnológica Fede-ral do Paraná (UTFPR), emprega em sua composição diferentes metais de terras raras e elementos químicos abundantes no Brasil. Testes laboratoriais compro-varam que, se comparados aos materiais tradicionalmente usados, principalmente zircônia e ítria, os novos elementos au-mentaram a resistência a elevadas tem-peraturas dos revestimentos de turbinas usadas na geração de energia elétrica. Aliada a esse desenvolvimento, foi testa-da com sucesso a tecnologia de aplicação e remoção de revestimentos cerâmicos e metálicos nas palhetas das turbinas, lo-calizadas em uma área com temperaturas elevadas (acima de 1.100°C) e sujeita à oxidação e corrosão do material. As altas temperaturas estão diretamente relacio-nadas à eficiência das turbinas, de forma que aumentar a resistência do material representa oportunidade de aumento da eficiência do equipamento. Esses de-senvolvimentos são fundamentais para o domínio da tecnologia de manutenção

Palheta móvel de turbina a gás logo após a aplicação de revestimento de barreira térmicaFoto: André Chicoski | Lactec (dez/2011)

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desses equipamentos pela Petrobras e para, assim, evitar uma espera de até um ano no envio e retorno do material para reparo no exterior. Aplicada às palhetas, estima-se que a nova liga seja testada em condições reais em uma turbina até o final de 2015.


Os projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) compre-endidos neste eixo são transversais aos projetos desenvolvi-dos nos outros dois eixos e voltados para a sustentabilidade em todos os produtos e processos da Petrobras. O objetivo é mitigar possíveis impactos que possam ser neutralizados ou mesmo transformados em resultados ambientais e eco-nômicos positivos, com a conversão de resíduos e emissões em insumos que gerem valor para a indústria. A gestão de água e efluentes, incluindo a de CO2 e outras emissões, bem como os projetos de aprimoramento da eficiência energéti-ca, as iniciativas de P&D na área de biodiversidade e a busca de soluções na área de integridade, segurança e confiabili-dade estão neste eixo.

SUSTENTABILIDADE—

Baleias Jubarte no Parque Nacional de Abrolhos, litoral sul da Bahia. Graças às ações promovidas pelo Projeto Baleia Jubarte, patrocinado pela Petrobras, o cetáceo que dá nome ao projeto foi retirado da lista das espécies ameaçadas de extinção

Foto: Banco de Imagens Petrobras

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Medição de material particulado no turbogerador em Unidade de Craqueamento Catalítico em Leito Fluidizado

Os dados gerados por nova metodolo-gia e equipamento desenvolvido pela Petrobras auxiliaram no diagnóstico do impacto da concentração de finos de catalisador (micropartículas oriundas da quebra do catalisador e não retidas nos ciclones na unidade industrial de Craqueamento Catalítico em Leito Flui-dizado – UFCC-2) na geração de energia elétrica pelo turboexpansor. Com esse diagnóstico foram realizados os ajus-tes necessários para dobrar a potência gerada, alcançando 25 MW, o equiva-lente ao gasto de US$ 21 milhões/ano na compra dessa energia pela Refinaria Landulpho Alves (RLAM). Até então, a medição não era realizada devido aos

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Unidade de Craqueamento Catalítico (U-39) da RLAMFoto: Leonardo Siqueira (jul/2014)

riscos envolvidos na execução, que acontece a 700 ºC de temperatura e pressão de 2,3 kgf/cm². O equipamento poderá ser utilizado também em unida-des do refino que estão operando próxi-mas ao limite de emissões determinado pelo órgão ambiental, uma vez que auxi-lia no diagnóstico do sistema de FCC pa-ra diminuir as emissões de particulados. O desenvolvimento desse equipamento contou com a participação de técnicos e pesquisadores do Núcleo Experimental de Tecnologias de Refino, localizado na SIX, em São Mateus do Sul.

RESULTADOS 2013 | SUSTENTABILIDADE60

Definição de probabilidade de ciclones nas bacias de Santos e Campos e confirmação da segurança de parâmetros de engenharia usados na Petrobras02

—A Petrobras comparou os parâmetros de ventos utilizados nas especificações técnicas para projetos de engenharia da companhia com a probabilidade de ocorrência de ciclones extratropicais e confirmou a segurança desses valores mesmo em cenários extremos tes-tados – se mantida a magnitude prevista dos ventos. As pesquisas realizadas mostraram que a probabilidade mensal de ocorrência desses eventos é inferior a 10% e se distribui de forma relativamente homogênea ao longo dos meses do ano, alcançando uma média anual de 14 ciclones nas bacias de Santos e Campos. Por meio de parceria com o Labo-ratório de Prognósticos de Mesoescala da Universidade Federal do Rio de Janeiro (LPM/UFRJ), foram utilizadas informações climatológicas e gerados dados por modelagem nu-mérica para prever o nascimento e a trajetória de ciclones extratropicais.

Regiões onde nascem os ciclones (ciclogêneses). Médias sazonais para o período de 1979 a 2009 para a climatologia Era-Interim: (a) Verão, (b) Outono, (c) Inverno e (d) PrimaveraIlustração: Ronaldo Palmeira e Ariane Campani


Qualifi cado reparo por material compósito em dutos com amassamento na solda

A Petrobras realizou testes de fadiga em dutos com amassamento na solda com o ob-jetivo de avaliar a efi ciência do material compósito no processo de reparo. O processo convencional (soldagem de dupla calha) exige altos parâmetros de segurança, com ele-vado custo operacional. Já a operação a frio, com aplicação de material compósito, reduz o tempo de reparo (de sete para uma hora e meia) e os riscos de segurança, uma vez que em ambos os casos não há interrupção de passagem de fl uido. Durante o teste, realizado na Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS), os dutos foram reparados com mantas de materiais compósitos de três fornecedores – Rust Engenharia, Optec e TDW. Os dois primeiros utilizaram matriz de resina epóxi com reforço de fi bra de vidro, enquan-to o último usou reforço por meio de fi bra de carbono. Os resultados comprovaram a efi ciência do reparo por material compósito até o limite de 6% de profundidade da mossa na solda, segundo os critérios estabelecidos pela norma BS 8010 (com previsão de cem anos de vida operacional do duto). A técnica foi inserida na Norma de Reparo de Tubula-ções da Petrobras, para manutenção de oleoduto e gasoduto terrestre.

03—Em processo inédito desenvolvido pela equipe da Petrobras, técnico aplica material compósito durante reparo em duto com amassamento provocado em teste de fadigaFotos: Valber Azevedo Perrut (jun/2010)


Aumento de eficiência energética de planta petroquímica na Argentina

A Petrobras elaborou uma solução simples para melhoria da eficiência energética na bateria de preaqueci-mento das unidades de hidrotrata-mento de nafta e reforma catalítica da planta petroquímica de Puerto General San Martin (PGSM), localizada em Ro-sário, Argentina. Após identificação de falhas nos dispositivos de selagem nos trocadores de calor, o que gerava eficiência abaixo dos valores previs-tos, a Petrobras propôs o uso de selos mais modernos e resistentes, forne-cidos pela empresa alemã Kempchen, com investimento de US$ 60 mil. As-

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Imagem das baterias de preaquecimento das unidades de hidrotratamento de nafta e reforma catalítica da planta petroquímica de Puerto General San Martin (PGSM)Foto: Arquivo Petrobras (set/2011)

sim, evitou-se a compra de novos per-mutadores, previstos inicialmente ao custo de US$ 2 milhões. Como resul-tados econômicos obtidos, estima-se um ganho de US$ 2,5 milhões/ano, in-cluindo os ganhos com a recuperação de produtos (gás liquefeito de petró-leo, benzeno, solventes parafínicos e aromáticos), além da redução na emis-são de gás carbônico em 10 mil t/ano. O projeto faz parte do programa de melhoria da eficiência energética das instalações da Petrobras.


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Aplicação do Sistema Argus 1.0 nas unidades de Hidrotratamento (HDT) e de Geração de Hidrogênio (UGH)

O Sistema Argus disponibiliza informa-ções críticas para o acompanhamento das unidades de HDT e UGH do parque de refino da Petrobras de forma padro-nizada e on-line, o que permite avaliação contínua de desempenho das unidades, contribuindo para o aumento da confia-bilidade e da eficiência operacional, iden-tificação de oportunidades de melhorias e redução do esforço no acompanha-mento das unidades de refino. O sistema auxiliou no acompanhamento do de-sempenho da U-2800 (HDT) da Refinaria Duque de Caxias (Reduc) durante teste industrial que buscava avaliar a possibi-lidade de aumento no volume de carga processada na unidade para produção de diesel S-500 e S-10. O piloto do Argus foi lançado para a U-3900 (UGH) e U-2800

(HDT) da Reduc. Com os resultados ob-tidos, houve a expansão do sistema para as outras unidades de HDT e UGH e in-clusão das Unidades de Hidrodessulfuri-zação de nafta craqueada (HDS) ainda na primeira versão do sistema. Em 2013 o Argus foi reconhecido como o sistema de acompanhamento de unidades de refino, sendo solicitada a sua extensão para os processos de Destilação, Coqueamento, Craqueamento Catalítico, Recuperação de Enxofre e Lubrificantes. A próxima versão disponibilizará os relatórios de acompanhamento das unidades em até 50% do tempo atualmente gasto e con-sultas globais que propiciarão a compa-ração das variáveis essenciais das unida-des com referências e métricas, além do estabelecimento de metas.

Apresentação do Sistema Argus, aplicado para avaliação contínua de desempenho das unidades de HDT e UGH da ReducFoto: Roberto Paes Leme (abr/2014)


Dados ambientais da Bacia de Santos subsidiam processos de licenciamento da região

Mapa extraído do relatório “Caracterização Ambiental da Bacia de Santos” com as médias mensais “climatológicas” de temperatura da superfície do mar calculadas a partir de dados Modis (Moderate Resolution Imaging Spectroradiometer)Ilustração: Milton Kampel / Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (Inpe)

A Petrobras concluiu a primeira fase da Caracterização Ambiental da Bacia de Santos, gerando uma extensa base de dados ambientais da região que vem fornecendo subsídios para o licencia-mento de empreendimentos nessa ba-cia: Estudo de Impacto Ambiental (EIA) da Etapa II do pré-sal, que contempla 20 empreendimentos, Plano de Prote-ção à Fauna Oleada, no âmbito do Pla-no de Emergência a Vazamento de Óleo (Pevo) e outros projetos de monito-ramento conduzidos pela Unidade de Operações da Bacia de Santos (UO-BS). O estudo é um importante instrumento de suporte para a Fase II do Plano de Ca-racterização Regional da Bacia de Santos (PCR-BS), em negociação com o órgão ambiental (Ibama). A área de estudo irá de Cabo Frio (RJ) a Santa Catarina, em profundidades de 25 metros a 2.400 me-tros, num total de 350 mil km2 (área geo-gráfica da Bacia de Santos). Com a con-clusão do PCR-BS, a companhia irá dispor

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de um diagnóstico ambiental robusto com informações fundamentais para sua gestão ambiental, para suporte à tomada de decisão nos novos empreendimentos, nos processos de licenciamento e na rea-lização de estudos de impacto ambiental, além de atender à Licença de Operação para as atividades de perfuração desta região. Na primeira etapa, o projeto con-templou o levantamento e a organização de cerca de 790 mil dados ambientais estruturados por meio de sistemas de informações geográficas, que antes se encontravam dispersos em várias publi-cações científicas. Desta forma, a dispo-nibilização de informações ambientais para a companhia foi otimizada. O estudo contou com a participação de pesqui-sadores da Universidade de São Paulo (USP), Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Universidade do Estado do Rio de Janeiro (Uerj), Universidade Federal Fluminense (UFF), Universidade do Vale do Itajaí (Univali), Universidade Estadual Paulista (Unesp), Universida-de Estadual de Campinas (Unicamp), Universidade Federal do Paraná (UFPR), Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), Universidade do Sul de Santa Ca-tarina (Unisul) e do Instituto de Pesca de São Paulo.


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Aplicação de metodologia integrada no gerenciamento de área impactada por atividades industriais gera benefícios ambientais, sociais e econômicos

A Petrobras aplicou, entre 2003 e 2013, metodologia integrada de gerenciamento de áreas impactadas, na remediação da Lagoa de Baixo, área sob influência de atividades industriais, localizada no Rio Grande do Norte. Com a aplicação dessa metodologia, que se baseia na avaliação do risco à saúde humana, a companhia antecipou-se àquela preco-nizada em 2009, pelo Conselho Nacional de Meio Ambiente (Conama). O projeto contem-plou a caracterização ambiental da área, com a avaliação integrada de dados químicos, físico-químicos, biológicos e microbiológicos. Associado à realização de testes de trata-bilidade, o estudo proporcionou embasamento técnico para a compreensão do cenário e tomadas de decisão em conjunto com o órgão de controle ambiental estadual – Insti-tuto de Desenvolvimento Sustentável e Meio Ambiente do Rio Grande do Norte (Idema). Definiu-se, assim, a estratégia de melhor relação custo/benefício para a recuperação da área, com remoção de hot spots (material de maior concentração de contaminantes entre 2012/2013 e destinado à fabricação de cimento), combinada ao monitoramento previsto até 2016. A adoção desta estratégia proporcionou à Petrobras a recuperação da área, o cumprimento das condicionantes com menor impacto ambiental e economia estimada de US$ 6,72 milhões, além do ganho em credibilidade – e consequente suporte para ob-tenção de novas licenças. A replicação desta sistemática se mostrou vantajosa, porque permitiu a gestão ambiental baseada em critérios técnicos e com sustentabilidade social (redução dos riscos à saúde humana), ambiental (reabilitação da área com baixo impacto) e econômica (melhor alocação de recursos).

Lagoa de Baixo, próxima ao Polo Industrial de Guamaré, no Rio Grande do NorteFoto: Ivonildo Silveira Botelho (dez/2011)


Nova ferramenta aprimora processo de identificação de área contaminada em solos, com redução de custos A Petrobras testou com sucesso a ferra-menta Ultra Violet Optical Screening Tool (UVOST) da empresa Dakota Technolo-gies, capaz de detectar em tempo real a presença de petróleo e seus produtos em subsolo. Além de proporcionar me-lhor gestão do processo de remediação, a caracterização acelerada in situ minimi-za as incertezas existentes durante a in-vestigação de áreas contaminadas, redu-zindo em 50% o tempo de resposta das análises químicas e em até 20% os custos de investigação. Através da técnica de Laser Induced Fluorescence (LIF), os com-postos orgânicos presentes no subsolo contaminado emitem radiação quando

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Acima: Detalhe do equipamento Ultra Violet Optical Screening Tool (UVOST) capaz de detectar e diferenciar contaminantes em solosFoto: Marcus Baessa (jun/2013)

À direita: Técnicos realizam perfilagem com o UVOST acoplado a uma sondaFoto: Marcus Baessa (mar/2014)

estimulados por luz, o que possibilita sua identificação pela fluorescência. Em parceria com a Universidade Estadual Paulista (Unesp), foram realizados testes de bancada para avaliar a capacidade do equipamento de detectar e diferenciar tipos de óleo, com variação de grau API, além dos produtos comercializados pela Petrobras, como diesel, gasolina, quero-sene de aviação (QAV) e biodiesel. Com base nos resultados dos testes, foi pos-sível avaliar sua potencialidade e incluir esta ferramenta como uma das técnicas de investigação a serem utilizadas pela área de E&P.


Jardim do Terminal da Ilha d’Água, com a Baía de Guanabara ao fundoFoto: Geraldo Falcão / Banco de Imagens Petrobras (dez/2009)


Conclusão da avaliação ambiental da Baía de Guanabara

Foi realizada importante revisão biblio-gráfica de pesquisas ambientais e es-tudos sobre impactos das atividades econômicas na Baía de Guanabara, no período entre 1900 e 2007, reunidos em artigos escritos por 77 autores de nove universidades brasileiras: Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Uni-versidade do Estado do Rio de Janeiro (Uerj), Universidade Federal Fluminense (UFF), Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio), Universida-de Federal do Estado do Rio de Janeiro (Unirio), Universidade Federal de Per-nambuco (UFPE), Universidade Federal da Paraíba (UFPB), Universidade Federal Rural de Pernambuco (UFRPE) e Univer-sidade de Taubaté (Unitau). O levanta-mento ambiental contempla dados de

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caracterização físico-química e geoló-gica da região associados às atividades econômicas, assim como a biodiversida-de da baía e seus aspectos ecológicos. A caracterização científica obtida possi-bilita a gestão ambiental mais eficiente pela Petrobras, o que inclui maior agili-dade para licenciamento de unidades na região. Como resultado final do projeto, a Petrobras lançou o livro “Baía de Gua-nabara – Síntese do conhecimento am-biental”, de 816 páginas em dois volu-mes, obra de caráter técnico-científico, que irá atender a comunidade acadê-mica como material de referência. O li-vro, patrocinado pela companhia, terá distribuição gratuita em instituições de ensino, bibliotecas e empresas de con-sultoria que atuem na área ambiental.

O livro “Baía de Guanabara – Síntese do conhecimento ambiental” reúne, em dois volumes, importante levantamento ambiental da regiãoFoto: Talita Chaves (jun/2014)


GLOSSÁRIO— ÁGUAS PROFUNDAS Entre 300 metros e 1.500 metros (984 pés e 4.921 pés) de profundidade.

ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS Acima de 1.500 metros (4.921 pés) de profundidade.

ANM Árvore de Natal Molhada - Equipamento submarino composto por um conjunto de válvulas operadas remotamente por acionadores hidráulicos, sensores de pressão e de temperatura. É instalado na cabeça do poço de completação molhada, no leito marinho.

CRAQUEAMENTO CATALÍTICO Processo pelo qual as moléculas de hidrocarbonetos são quebradas (craqueadas) em frações mais leves pela ação de um catalisador.

DESTILAÇÃO Processo pelo qual os líquidos são separados ou refinados por vaporização seguida de condensação EPR (Early Production Raiser).

FATOR DE RECUPERAÇÃO Razão entre o volume recuperável e o original, ou seja, o percentual do volume original que se espera produzir de um reservatório.

FEED Sigla em inglês, para Front-End Engineering Design. Entre o projeto básico e a obra, é a etapa de análise de consistência do projeto básico e pré-detalhamento.

FPSO Sigla em inglês para Floating Production, Storage and Offloading. Unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo.

GAS LIFT Método de produção baseado na injeção controlada de gás no poço produtor.

GLP Gás Liquefeito de Petróleo – Mistura de hidrocarbonetos saturados e não saturados, em sua maior parte com três e quatro átomos de carbono, utilizada como combustí-vel doméstico.

GNL Gás Natural Liquefeito – Mistura de hidrocarbonetos (metano, etano, propano e butano), em geral contendo dióxido de carbono, nitrogênio, enxofre, sedimentos e água, e que nas condições atmosféricas se apresenta no estado gasoso.

MATERIAL COMPÓSITO Formado pela combinação de dois materiais-base, na qual o material, chamado fase de reforço, encontra-se na forma de fibras, placas ou partículas embebidas no outro material, chamado matriz.

RESERVA NA CAMADA DE PÓS-SAL Formação geológica contendo depósitos de petróleo ou gás natural localizados acima de uma camada de sal.

RESERVA NA CAMADA DE PRÉ-SAL Formação geológica contendo depósitos de petróleo ou gás natural localizados abaixo de uma camada de sal.

RISER FLEXÍVEL Duto de escoamento responsável pela ligação entre o poço e a unidade flutuante e que, por conta de sua constituição, tem flexibilidade maior do que aqueles fabricados com tubos metálicos rígidos.

GLOSSÁRIO70

RISER RÍGIDO Riser fabricado em tubos de aço rígido, que na interligação entre a linha de produção e a unidade estacionária de produção (UEP) assume a conformação de uma catenária livre.

TLD Teste de Longa Duração.

TRAPA Configuração geométrica de estruturas de rochas sedimentares que retém os fluidos migrantes, oriundos de escoamentos ascensionais de óleo ou gás, de tal forma que impossibilite o escape futuro desses fluidos, obrigando-os a se acumularem. Conhecida também como armadilha.

Unidades de Medida e AbreviaturasoAPI – Medida padrão da densidade de petróleo desenvolvida pelo American Petroleum Institute

bbls – barris

blpd – barris de líquido por dia

bopd – barris de óleo por dia

bpd – barris por dia

kg/h – quilograma por hora

kgf/cm2 – quilograma-força por centímetro quadrado

m3/d – metros cúbicos por dia

m/h – metro por hora

Nm3/d – normal metros cúbicos por dia

ppm – partes por milhão

Biblioteca do CenpesFoto: Talita Chaves (ago/2014)


DIRETORIA EXECUTIVA—

Maria das Graças Silva FosterPresidente

Almir Guilherme BarbassaDiretor da Área Financeira e de Relacionamento com Investidores

José Alcides Santoro MartinsDiretor da Área de Negócio de Gás e Energia

José Eduardo de Barros DutraDiretor da Área Corporativa e de Serviços

José Miranda Formigli FilhoDiretor da Área de Negócio de Exploração e Produção

José Antonio de FigueiredoDiretor da Área de Engenharia, Tecnologia e Materiais

José Carlos CosenzaDiretor da Área de Abastecimento

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RESPONSÁVEIS PELAS INFORMAÇÕESAndré CordeiroGerente Executivo do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello

Wilson SantarosaGerente Executivo de Comunicação Institucional

COORDENAÇÃO EDITORIALFrancisco Pais, Clarisse Furlani, Cristina Velloso e Paulo Godinho

REDAÇÃOLiza Albuquerque

Fábia Andérez (S2Publicom) e Mário César Filho (Protemp)

PRODUÇÃO EDITORIALJuliana Rodrigues e Liza Albuquerque

Fábia Andérez (S2Publicom), Mário César Filho (Protemp) e Vanessa Penna (Protemp)

REVISÃOFani Knoplock

PROJETO GRÁFICOM.Quatro Design

DIAGRAMAÇÃOM.Quatro Design Luciano Skorianez (Protemp) e Cícero Sydronio (S2Publicom)

CAPALuciano Skorianez (Protemp)

IMPRESSÃOGráfica Stamppa

EXPEDIENTE—

Publicado em setembro de 2014, referente ao período de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2013As fotos cujas autorias não estão creditadas pertencem ao Arquivo Petrobras. Todos os direitos reservados.


DESVENDANDO A CAPA—

Foto: Rogério Reis (ago/2011)

Foto: Geraldo Falcão (set/2009)

Foto: André Valentim (dez/2013)

Tecnologia Petrobras 2013 traz em sua capa a representação do mapa do Brasil, com destaque para o litoral brasileiro do Nordeste até o Sudeste, região que con-centra importantes bacias produtoras ma-rítimas da Petrobras.

Para essa ilustração, foram aplicadas tex-turas correspondentes a amostras de rochas e fluidos da área do pré-sal, no Sudeste brasileiro. Essas amostras fazem parte do acervo do Laboratório de Rochas – um dos principais laboratórios do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Pe-trobras (Cenpes). Nesse laboratório, equi-pes de geólogos da companhia estudam amostras para obter parâmetros (tipo de rocha, porosidade, permeabilidade e ou-tros) de suporte às atividades de Explora-ção (prospecção) e Explotação (produção) da Petrobras.

Pode-se dizer que o geólogo é um detetive da Terra e que, no âmbito da Petrobras, pro-cura desvendar processos geológicos que favoreçam a ocorrência de petróleo, seja na sua geração, armazenamento ou extração. Assim, por trás de uma imagem que reme-te ao mapa do Brasil, os pesquisadores da companhia são capazes de enxergar além, procurando pistas nas próprias rochas.

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Relat_rio de Tecnologia Petrobras 2013

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