Transpor a camada de sal: o novo desafio

A descoberta da reserva de petróleo e gás no Campo de Tupi, que poderá vir a ser a maior do Brasil, representa mais um grande desafio. O país que é referência mundial na exploração de petróleo em águas profundas precisa agora superar novos obstáculos: desenvolver e aprimorar tecnologias para viabilizar a produção abaixo da camada de sal, a mais de 6 mil metros de profundidade.

Confirmando a capacidade de antecipar soluções tecnológicas para demandas que se apresentarão no futuro, pesquisadores da COPPE, meses antes do anúncio da reserva de Tupi, já tinham em mãos o projeto de uma nova câmara hiperbárica capaz de simular pressões e temperaturas do ambiente marinho até 7 mil metros de profundidade. A estimativa é que esta câmara – quarta a ser produzida no Laboratório de Tecnologia Submarina (LTS) da COPPE para testar equipamentos usados na extração de petróleo no mar – entre em operação no início de 2009.

Em 1989, quando a exploração de petróleo no Brasil ainda não ultrapassava lâminas d’água de 500 m, a COPPE projetou e construiu a primeira câmara hiperbárica capaz de simular pressões e temperaturas do ambiente marinho até mil metros de profundidade A segunda, projetada três anos depois, simula condições marinhas de até cinco mil metros, e a terceira, com capacidade para sete mil metros, vem sendo utilizada no momento para testar, em tempo real, sensores de poços inteligentes que monitoram as condições dos poços petrolíferos abaixo do fundo do mar.

O Diretor de Tecnologia e Inovação da COPPE, Segen Estefen, explica que nas condições dos poços pré-sal, que se encontram em profundidades de cerca de quatro mil metros abaixo do fundo do mar, é fundamental a utilização de instrumentação avançada com sensores de fibra ótica, os poços inteligentes, para se obter dados em tempo real, viabilizando as tomadas de decisão para otimizar o desempenho dos poços. “Os sensores informam aos operadores os níveis de pressão, temperatura e vazão no poço monitorado. Como estão sujeitos à temperatura elevada associada a alta pressão, devem ser testados em uma câmara termo-hiperbárica em laboratório antes da utilização no campo”.

A modelagem de ondas acústicas poderá ajudar a Petrobras a explorar o Campo de Tupi. A técnica vem sendo aperfeiçoada pela equipe do Laboratório de Métodos Computacionais em Engenharia (LAMCE) da COPPE, sob a coordenação do professor Luiz Landau. Conhecidas tecnicamente como sísmicas, as ondas acústicas são emitidas em direção ao fundo mar e se propagam no interior das rochas. As ondas são monitoradas por um equipamento chamado hidrofone. De acordo com o tempo de retorno e a intensidade das ondas refletidas é possível, através de técnicas de migração, conhecer as estruturas geológicas em subsuperficie. Depois, para obter algumas propriedades importantes das rochas, que indica se ela tem ou não reservas de petróleo, são utilizadas técnicas avançadas de inversão.

“Trabalhamos com modelos que tornam visíveis na tela do computador as informações fornecidas pelas ondas sísmicas. De acordo com sua intensidade, podemos visualizar quando a onda chega a uma camada de sal, ponto em que ela começa a perder energia, provocando uma queda de resolução das camadas subjacentes. Estes modelos podem ser utilizados como ferramenta para implementação de novas técnicas de imageamento que visam melhorar a resolução das estruturas abaixo do sal”, explica o professor.

Custo é o principal obstáculo

Mesmo sabendo que não são poucos os desafios tecnológicos a serem enfrentados, os pesquisadores avaliam que o alto custo é hoje o principal desafio. Este poderá chegar a U$ 30 bilhões, de acordo com os cálculos do pesquisador da COPPE, Giuseppe Bacoccoli, que levou em conta os módulos de produção, incluindo plataformas, dutos e perfuração de poços.

Bacoccoli estima que com a perfuração de apenas um poço em Tupi, a Petrobras gastará em torno de U$ 120 milhões, o que representa mais de dez vezes o custo da perfuração de outros poços, como os da Bacia de Campos. Segundo o pesquisador, a jazida descoberta está abaixo de 2 mil metros de água, mais 2 mil metros de sedimentos e mais 2 mil metros de sal. “Nesta profundidade, o sal se torna uma massa plástica e impermeável que acaba fechando o poço após ser perfurado. Para evitar este fechamento se faz necessário a utilização de revestimentos feitos de tubos de aço com altíssima resistência, que suporte a temperatura ambiente que chega a variar entre 200º e 300º C. Além disso, a impermeabilidade do sal gera uma pressão ainda maior no poço, que precisa ser bem controlada na hora da perfuração para evitar uma explosão, que jorraria petróleo para todo lado”, explica.

Dominar a tecnologia de perfuração da camada de sal é o primeiro passo. O desafio seguinte será levar o petróleo do campo de Tupi até a superfície. Segundo o professor do Programa de Engenharia Civil da COPPE, Edson Castro Prates de Lima, para transportar o óleo é preciso dispor de dutos (risers) resistentes à pressão da camada de água, que aumenta em cada 10 metros de profundidade. O duto tem que ser robusto e, ao mesmo tempo, leve, e ter capacidade para conservar a temperatura do óleo que sai fervendo das rochas e chega ao topo do poço, já no leito marinho, a 100º C. Sem a proteção térmica o óleo resfria e gera coágulos que entopem o duto.

“Do leito marinho até a superfície serão 2 mil metros a serem percorridos no fundo do mar, onde a temperatura da água é em torno de 4º C, o que poderá provocar uma queda de temperatura no óleo, caso o riser não o proteja”, explica Edson. A solução apontada pelo professor implica na utilização de um tubo de aço flexível feito a base de titânio, que apesar de ser considerado caro, é um material bem resistente e adequado para este transporte. “Caso seja inviável economicamente, uma outra opção é injetar nos risers produtos químicos que evitem o adensamento do óleo”, complementa o professor Segen.

Para o professor Nelson Ebecken, coordenador do Núcleo de Transferência de Tecnologia (NTT) da COPPE, o desafio é ótimo para a academia, pois motiva várias teses de mestrado e doutorado sobre o tema. O professor já perdeu a conta de quantas teses defendidas na instituição já contribuíram para a solução de problemas envolvendo a exploração de petróleo. Entre os alunos, Nelson ressalta o engenheiro Álvaro Maia da Costa, atual assessor do diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme de Oliveira Estrella. A tese de doutorado de Maia, defendida no Programa de Engenharia Civil da COPPE, em 1984, abordava exatamente o comportamento da rocha de sal.

Nos três últimos anos Bacoccoli vem acompanhado detalhadamente o comportamento da rocha de sal. O pesquisador, que vem levantando dados geológicos e geofísicos sobre o Campo de Tupi, afirma que o Brasil tem tudo para superar as dificuldades em relação aos altos investimentos que serão necessários. “Uma vez confirmada as reservas recuperáveis de 8 bilhões de barris de óleo, do qual 85% é leve, todos os investimentos serão compensados. Além disso, esta é uma estimativa inicial e o reservatório pode ser maior do que imaginamos, e mesmo assim já estamos aumentando as nossas reservas em 50%”, conclui o pesquisador que estima para o ano de 2014 o pico de produção no Campo de Tupi, com cerca de 1 milhão de barris ao dia.