Andre Tosi Furtado
O petróleo e o gás natural produzidos em águas profundas deverão ocupar um lugar importante no abastecimento energético mundial. De fato, observa-se que a produção mundial de petróleo e de gás natural manteve-se em crescimento constante, desde 1985, acompanhando o consumo energético. Projeta-se que os hidrocarbonetos são e devem continuar sendo a principal fonte de energia usada no mundo no horizonte dos próximos 25 anos. A participação destes é estimada em 56% do abastecimento energético mundial para o ano 2020 (Alazard et Montardet, 1993). Nesse contexto, o offshore desempenhará um papel cada vez mais importante na determinação do montante das reservas e da produção mundial de petróleo e gás natural, embora os hidrocarbonetos provenientes destas jazidas sejam de maior custo. Hoje, 30% da produção de petróleo é proveniente das plataformas marítimas. Explica-se, em parte, o desenvolvimento da produção offshore pelo impacto que os dois choques do petróleo provocaram na organização e no nível tecnológico da indústria do petróleo. O desenvolvimento da produção offshore se deu fora do âmbito dos grandes exportadores da OPEP, como recurso dos países desenvolvidos importadores para reduzir sua dependência externa.
A indústria offshore nasce verdadeiramente nos anos 50 no Golfo do México. Desde então ela se expande para o Mar do Norte, que se torna a principal província petrolífera offshore. O desenvolvimento dessa indústria tem sido acompanhado pelo aumento das profundidade das láminas d’água. O descobrimento de novas jazidas em offshore está ocorrendo em águas cada vez mais profundas, nas principais zonas produtoras do Golfo do México, Mar do Norte, África, América do Sul e Ásia. Portanto, o aumento do potencial de produção de petróleo requer que se desenvolvam tecnologias capazes de produzir a grandes profundidades (Boy de la Tour et alii, 1986).
O desafio tecnológico que é colocado para a indústria do petróleo offshore encontra-se principalmente do lado do desenvolvimento de sistemas de produção que sejam adequados à valorização de jazidas localizadas em águas profundas. De fato, a tecnologia para perfuração a grandes profundidades já existe desde a década de 60, podendo em princípio alcançar até 5000 metros. A mesma observação se aplica à tecnologia de levantamento geofísicos submarinos. O grande gargalo tecnológico consiste em instalar sistemas de extração, condicionamento e transporte de petróleo e gás natural que sejam confiáveis e tenham custos competitivos.
As condições desse desafio tecnológico variam de acordo com a região produtora. Mesmo o termo de águas profundas tem uma acepção variável dependendo da província geológica. No Mar do Norte, jazidas localizadas sob láminas d’água superiores a 200 metros são denominadas de água profundas; já no Brasil e no Golfo do México, consideram-se profundidades superiores a 400 metros.
O avanço para essas áreas vem ocorrendo desde a década de 80. Entretanto, a evolução tecnológica na indústria do petróleo foi muito afetada pela evolução dos preços. Desde o início da década de 80, o volume de investimentos na exploração e desenvolvimento de petróleo sofreu uma queda substancial (Tabela 1). Esses investimentos retomaram a partir do final da década de 80, principalmente fora dos Estados-Unidos. O ambiente no qual ocorreram os investimento desde a segunda metade da década de 80 esteve condicionado pela busca de custos de produção mais baixos. Entretanto, uma das características centrais da evolução tecnológica foi que a produção offshore continuou aumentando de 735 milhões de toneladas em 1985 para 900 milhões de toneladas, em 1992. Nesse quadro, o desenvolvimento da tecnologia em águas profundas tem prosseguido, embora outros projetos de fronteira como o xisto bituminoso ou as areias asfálticas foram praticamente paralisados (Boy de la Tour, 1994).
Tabela 1
Investimentos em Exploração e Produção da Indústria Mundial de Petróleo (bilhões de US$)
| 1980 | 1982 | 1984 | 1986 | 1988 | 1992 | 1992 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Estados-Unidos | 37,0 | 52,2 | 48,1 | 24,8 | 24,0 | 24,5 | 18,5 |
| Resto do Mundo | 35,1 | 39,2 | 35,8 | 29,6 | 30,5 | 36,0 | 44,0 |
| Total | 72,1 | 91,4 | 83,9 | 54,5 | 54,5 | 60,5 | 62,5 |
A queda abrupta do preço petróleo, em 1986, criou uma nova realidade para a indústria. As cotações que haviam alcançado 40 US$ por barril, no início da década, e vinham se mantendo em 29 US$, para o Arabian Light, no preço oficial da OPEP, despencaram naquele ano para chegar em 10 US$. A cotação voltou a subir mas se estabilizou desde então em torno de 16-20 US$, se excluirmos o curto período de explosão dos preços em 1990, quando as tropas iraquianas invadiram o Kuwait e a evolução excepcional recente (1996-97). Esse novo cenário gerou uma série de constrangimentos para as grandes companhias de petróleo que eram responsáveis pelo desenvolvimento de grande parte dos petróleos mais difíceis, situados na parte marítima da plataforma continental.
De forma geral, tanto para o offshore como para o onshore, a indústria do petróleo foi impelida a buscar novas soluções que resultassem em cortes dos custos de exploração e produção. Esse novo ambiente de seleção das inovações foi certamente redirecionando as trajetórias tecnológicas na indústria para a busca de soluções mais econômicas.
As novas tecnologias desempenharam um importante papel na introdução de inovações poupadoras de custos. As inovações que mais impactaram a atividade do setor foram a sísmica 3D (três dimensões), a qual melhorou consideravelmente a eficácia dos levantamentos sísmicos na detecção de reservas, reduzindo as necessidades de perfuração e melhorando o conhecimento do subsolo, e a perfuração horizontal, que melhorou o aproveitamento dos reservatórios e reduziu também a necessidade de perfuração (Boy de la Tour, 1994). É importante ressaltar que a primeira inovação derivou fundamentalmente do desenvolvimento e aplicação de novos instrumentos e métodos informáticos à indústria de prospecção geológica.
Do lado dos sistemas de produção marítimos, as inovações começaram a ser pautadas pela necessidade de redução de custos. O custo desses sistemas costuma variar entre centenas de milhões e bilhões de dólares. A plataforma Hibernia, que está prevista para entrar em operação durante o ano de 1996 no Mar Ártico, custou entre US$ 5 e 6 bilhões. De forma que um dos principais objetivos das inovações introduzidas nos sistemas de produção passa a ser a redução de custos. Em todo mundo, presenciou-se a emergência de novos conceitos de plataformas mais econômicas, como as plataformas sem tripulação (“unmanned”), que são completamente automatizadas e podem ser controladas a distância. Em águas profundas tenderam a predominar dois tipos de conceitos como veremos a seguir.
O desenvolvimento da produção offshore fez-se, em grande medida, a partir de plataformas fixas. Essa tecnologia foi desenvolvida entre as décadas de 30 e 50, primeiro na Venezuela e depois no Golfo do México. Ela consiste em grandes estruturas metálicas que repousam sobre o subsolo marinho. Nesse sistema, a árvore de natal (conjunto de válvulas que controla a produção do poço) e as unidades de processamento da produção estão posicionados sobre a plataforma: é a chamada completação seca.
A tecnologia de perfuração seguiu uma evolução diferenciada. O desafio principal consistia na construção de sondas marítimas móveis. As primeiras sondas foram instaladas sobre barcaças no Golfo México no final dos anos 30. Porém, sondas especificamente adaptadas para essa função foram desenvolvidas posteriormente. Os barcos sondas foram introduzidos nos anos 40, mas a verdadeira inovação consistiu nos “jacks-ups” ou plataformas auto-elevatórias, que datam da década de 50 (George, 1994). Na mesma época, foram lançadas sondas sobre as plataformas semi-submersíveis. Posteriormente, na década de 60 dentro do quadro do programa Mohole, patrocinado pela National Science Foundation, desenvolveu-se a tecnologia de perfuração de posicionamento dinâmico, para perfurar a grandes profundidades .
Várias outras tecnologias complementares foram desenvolvidas paralelamente para possibilitar a produção offshore: as mais importantes eram as de colocação de dutos de escoamento da produção e de sísmica em meio marítimo.
Esse conjunto de tecnologias permitiu a expansão continua da produção offshore, inclusive para o Mar do Norte que, a partir da década de 70, passou a rivalizar com o Golfo do México em ordem de importância para o volume de investimentos. Todavia, no início da década de 80 ficou cada vez mais claro que embora existisse tecnologia sísmica e de perfuração para atuar em águas profundas, o mesmo não ocorria com a de produção. O sistema tecnológico de produção, apoiado em plataformas fixas, constituído no Golfo do México deveria de ser radicalmente reformulado para alcançar profundidades maiores.
Na verdade, a extensão das tecnologias já postas em funcionamento no Golfo do México, nas décadas de 50 e 60, para o Mar do Norte já demandara importantes aprimoramentos: as profundidades em que passara a se a trabalhar excediam os 100 metros de lámina d’água e as estruturas, que tiveram de ser fabricadas para explorar as jazidas localizadas no centro e ao norte dessa região, eram de gigantescas dimensões. Elas foram fabricadas para enfrentar condições climáticas extremamente adversas tais como enormes ondas que podiam chegar a alcançar 30 metros de altura. No caso das plaforma de concreto, serem capazes de estocar grandes volumes de produção e até mesmo enfrentar o gelo.
As primeiras aplicações da tecnologia de completação molhada, a qual consiste em colocar a árvore de natal debaixo d’água, foram introduzidas no Mar do Norte. Mas elas foram consideradas marginais, por terem a finalidade de viabilizar a produção em regiões de difícil acesso e sem infra-estrutura de escoamento. Foi nessa região que se desenvolveram os primeiros sistemas de produção flutuante (SPF), durante a década de 70. Esses sistemas eram compostos de árvores de natal molhadas (ANM), template, risers e barco que efetua o processamento e estocagem da produção. Esse sistema foi aplicado à Bacia de Campos, cujo desenvolvimento iniciou-se praticamente na mesma época. As vantagens eram as seguintes: permitir uma produção rápida; a utilização de poços de exploração; por em operação campos marginais a custos mais baixos; recuperar as instalações e reutilizá-las; melhorar o escoamento da jazida; pôr em funcionamento campos em águas profundas (Susbielles, 1980).
Mesmo assim, o SPF foi concebido inicialmente como sendo apenas um sistema de produção feito para operar provisoriamente ou em campos marginais. As plataformas fixas continuavam sendo o sistema de produção dominante. A necessidade de se pensar em novos conceitos surgiu apenas quando tornou-se imperioso valorizar reservas a grandes profundidades.
De fato, as plataformas fixas sejam elas de aço ou cimento não podiam ser utilizadas em águas profundas, por uma questão de custo crescentes. Esses tendiam a aumentar exponencialmente de acordo com a profundidade. A plataforma da Shell Oil instalada em Bullwinkle no Golfo do México a uma profundidade de 411 metros é, até 1996, a plataforma fixa mais profunda do mundo. Sua instalação, ocorrida em 1988, constitui uma proeza em termos de engenharia dada a dimensão das jaquetas.
Em função dessa limitação técnica do sistema de produção dominante, a década de 80 presenciou a emergência de novos conceitos que deveriam substituir a plataforma fixa no desenvolvimento de campos em águas profundas. Eram soluções que deveriam permitir a exploração da jazida a partir de árvores de natal secas (instaladas sobre a superfície da água), mas que utilizavam novos tipos de plataformas capazes de ter uma certa flexibilidade de movimento entre a superfície do mar e o subsolo. Entre as soluções mais importantes tinhamos as plataformas de torre complacente, de torre articulada e de pernas atirantadas, esta última denominada em inglês de “tension-leg platform”(TLP). Das duas primeiras soluções, apenas um projeto de torre complacente foi implantado no Golfo do México para a Exxon, a 305 metros de profundidade.
Em compensação, a TLP teve um maior sucesso, sendo desenvolvida para profundidades bem superiores a da torre complacente. Ela constituiu-se na tecnologia preferida das grandes companhias, que apostaram em seu desenvolvimento para solucionar o desafio da produção em águas profundas. Existem, na atualidade, cinco TLP em funcionamento: duas no Golfo do México (Jolliet a 536 e Auger a 871 metros) e três no Mar do Norte (Hutton a 149, Snorre a 310 e Heidrun a 345 metros). A plataforma de Heidrun foi implantada em 1995 e é a primeira a ser construída em concreto, ao passo que a plataforma de Auger da Shell é a mais profunda. Espera-se que em 1996 seja instalada uma nova TLP pela Shell no campo de Mars a 894 metros de profundidade (Abbott et alii, 1995).
Um outro conjunto de tecnologias que despertou grande interesse da parte das empresas líderes foi o do bombeio multifásico e da separação associada ao bombeio submarino. Essas tecnologias podem facilitar o aproveitamento de jazidas em águas profundas, trazendo os hidrocarbonetos para águas mais rasas onde eles seriam processados em plataformas tradicionais. Ela permitirá um melhor aproveitamento da energia dos poços, na medida em que o bombeio fôr realizado a partir do fundo do mar, melhorando o fator de recuperação dos reservatórios. Entretanto, essas tecnologias ainda estão hoje, uma década depois dos primeiros projetos haverem sido lançados, em estágio experimental à espera de uma aplicação em escala industrial. A Petrobrás junto com outras operadoras (Exxon, Shell, Total, BP, Texaco e AGIP), empresas de bens de capital (Aker, Kvaerner, Weir Pumps) e o Instituto Francês do Petróleo participam do seu desenvolvimento (Offshore, dezembro 1994). Provavelmente, essas tecnologias, que ainda se encontram em fase de teste para águas rasas, deverão tardar algum tempo até tornar-se operacional em águas profundas.
Em lugar de escolher a tecnologia da TLP para desenvolver a produção em águas profundas, onde liderava a Shell Oil a filial americana da Royal Dutch Shell, a Petrobrás optou por um sistema de produção alternativo. Analisaremos mais adiante as razões que levaram a essa escolha singular. Aqui trataremos fazer uma breve comparação entre os dois sistemas.
O SPF operado pela Petorbrás manteve a sua liderança nos recordes de profundidade, embora a Shell Oil, com a implantação da TLP de Auger em 1994, tenha adquirido uma efêmera liderança na instalação de plataformas e poços. Entretanto, a Petrobrás restabeleceu rapidamente sua incontestável vantagem no desenvolvimento de sistemas de produção em águas profundas. No mesmo ano, ela instalou uma ANM a 1027 metros de profundidade. Paralelamente, implantou a maior plataforma semi-submersível e a única especificamente desenhada para águas profundas a 910 metros e dutos até 886 metros assumindo, novamente desde então, a liderança mundial em profundidade de poço, plataforma e sistema de dutos.
O que nos importa não é apenas saber quem detém a liderança, mas se o sistema adotado pela Petrobrás resulta ser operacional e mais econômico que a TLP. Embora existissem sérias dúvidas inicialmente quanto a possibilidade de extensão dos SPF para grandes profundidades, devido a questões de segurança e operacionalidade, esse sistema logrou responder aos principais desafios que lhe foram colocados graças a uma série de aperfeiçoamantos e modificações que foram sendo introduzidos nos sistemas de amarração e conexão, além do desenvolvimento da tecnologia de instalação. Ao passo que a TLP demostrou não ser ainda uma tecnologia completamente madura. Algumas das plataformas apresentaram sérios problemas de estabilidade como o efeito de ressonância (“ringing”). Por isso, as empresas de engenharia estão pensando em introduzir uma nova geração de TLP, denominadas de TRP (“Tension Raft Jacket”) cuja base, desta vez de concreto, se encontraria a uma profundidade muito maior, estabilizando a plataforma (LeBlanc, 1995).
O desempenho mais satisfatório dos SPF foi acompanhado também por uma maior rentabilidade econômica. Na realidade, esses sistemas apresentaram uma série de vantagens sobre os demais, como um menor tempo de instalação, a possibilidade de servirem como unidades provisórias de produção e a possibilidade de remoção para novos espaços. O sistema de produção de Marlim I, que envolveu a construção de uma nova plataforma, custou no total US$ 1,331 bilhões para uma produção de 100.000 bbl/dia de petróleo e de 1.017 mil m3/dia de gás natural. Já o sistema baseado numa TLP de Auger apresentou um custo total quase equivalente de US$ 1,2 bilhões para uma produção de 46.000 bbl/dia de petróleo e de 3.540 mil m3/dia de gás natural. A Tabela 2 mostra algumas comparações de custo de desenvolvimento entre o SPF e a TLP
Tabela 2
Comparação do Custo de Desenvolvimento de
Alguns Sistemas de Produção Offshore em Águas Profundas
| Capacidade de Produção (mil bep/dia)(*) | Custo Total de Desenvolvimento (milhões de US$) | Custo de Desenv./ Capacidade de Produção (US$/bep/dia) | |
| Piloto Marlim | 50.000 | 295 | 5.900 |
| Marlim | I | 106.000 | 1.331 12.556 |
| Albacora | I | 206.600 | 1.916 9.273 |
| Auger | 68.085 | 1.200 | 17.625 |
Deve-se salientar que muitas das semi-submersíveis usadas nos SPF da Petrobrás são plataformas de perfuração recondicionadas.O que não foge da regra internacional. Apenas 2 das 24 plataformas semi-submersíveis de produção em uso no mundo são novas, entre as quais a Petrobrás XVIII que opera no campo de Marlim. As diferenças de custo entre sistemas novos e recondicionados são substanciais, como indica uma comparação entre o piloto de Marlim (uma plataforma recondicionada) e Marlim I (Tabela 2).
As grandes companhias operadoras têm reconhecido que os SPF apresentam melhores custos e opções para o desenvolvimento de campos produtores em águas profundas. Todavia, a solução que vem sendo apontada por companhias como a BP para o desenvolvimento dos campos em águas profundas situados nas West Shetlands é a do FPSO (“Floating Production Storage Offloading System”) (Frazer, 1995). As novas versões desse sistema integram num único barco a unidade de processamento e o sistema de ancoragem, anteriormente ligado a uma monobóia. No início de 1995 haviam 27 FPSO em funcionamento no mundo e 11 estavam em construção. Entre os que estão em funcionamento 40% são novas construções, enquanto o restante é de unidades reconvertidas. O custo do FPSO pode variar bastante dependendo dessas características, do tamanho e sofisticação, entre US$ 50 e 750 milhões (OGJ, 8/5/95).
O uso do barco está se mostrando ainda mais vantajoso que o da plataforma pela sua maior capacidade de carregamento tanto de unidades de processamento como de estocagem do petróleo e mesmo de gás natural. Existem novos desenvolvimentos que poderão embutir unidades de processamento de gás natural (liqueficação ou produção de metanol). Essa nova orientação da indústria está tendo repercussões importantes para o desenvolvimento de novos sistemas pela Petrobrás.