UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES

PÓS-GRADUAÇÃO

PROJETO A VEZ DO MESTRE

Programas de Desenvolvimento Tecnológico e

Logística na Cadeia do Petróleo e Gás

Orientadora

Prof. Fabiane Muniz

Rio de Janeiro

Entrega: 20/09/2006

2

UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES

PÓS-GRADUAÇÃO

PROJETO A VEZ DO MESTRE

Programas de Desenvolvimento Tecnológico e

Logística na Cadeia do Petróleo e Gás

Apresentação de monografia à Universidade

Candido Mendes como requisito parcial para

obtenção do grau de especialista em Logística

Empresarial

Por: Ana Paula F. W. Abdelhay

3

4

AGRADECIMENTOS

Aos meus pais, amigos e parentes, e a

minha orientadora Fabiane Muniz pelo

apoio na elaboração deste trabalho

5

DEDICATÓRIA

Dedico a meus pais cujo apoio foi decisivo

para a existência deste trabalho.

6

RESUMO

O objetivo deste trabalho é o de aprofundar os estudos sobre as

inovações que já estão sendo utilizadas e as novidades tecnológicas que estão

em estudo atualmente para disponibilizar estas informações. A principal

motivação deste estudo é o de analisar as vantagens trazidas pelas novas

tecnologias da modalidade de transporte dutoviária, ou seja, transporte através

de dutos visando principalmente os gasodutos assim como mostrar as

inovações tecnológicas surgidas e que estão facilitando a logística dutoviária e

discutir qual a validade e aplicação das mesmas. Hoje a logística bem

planejada representa uma enorme economia de custos e grande parte da

satisfação do cliente. Dentre as cinco modalidades de transporte existente no

país, o transporte dutoviário, que é aquele que é feito através de dutos, como

exemplo, temos os gasodutos, que transportam gases, ou os oleodutos (que

transportam derivados de petróleo) se apresenta como o de menor custo e

maior rapidez na entrega. É um transporte onde às inovações tem auxiliado

muito para resolver pequenos problemas de logística assim como

possibilitando atendimento dos prazos necessários à entrega de petróleo e gás

para diversas regiões dentro e fora do país. A proposta da monografia é a de

detalhar algumas das maiores inovações, explicando do que se tratam, como

devem ser aplicadas e também quais foram os motivos que originaram a

necessidade destas inovações. É importante conhecer experiências pioneiras

e como elas estão contribuindo para que a logística integrada do transporte

dutoviário seja melhorada. Concluindo-se que a tecnologia a cada dia avança

nos possibilitando formas mais rápidas, mais baratas e mais práticas de

acesso a energia tão importante a nossa vida

7

METODOLOGIA

Os métodos utilizados para este trabalho foram referências

bibliográficas e literatura feita em sites da Internet. A importância da pesquisa

bibliográfica é a de reciclar conceitos e atualizar assuntos já estudados com as

novas tecnologias surgidas desde o estudo até a atualidade.

Segundo Marco Antonio Larosa, a metodologia consiste em um plano

detalhado de como alcançar os objetivos respondendo a questões e testando

hipóteses formuladas. Traduzindo o academês, a metodologia é o ato que guia

o aluno na investigação da verdade, cientificamente objetivando que o

educando adquira a teoria e os instrumentos metodológicos básicos para a

formação de um pesquisador. É importante, segundo o autor Larosa que seja

definida a problematização, que seja feita coleta de dados, mensuração,

formação do tema e das hipóteses, levantamente das variáveis e produção de

projeto inicial.

Ainda segundo Larosa a pesquisa científica utiliza métodos e técnicas

para a correta identificação do problema, a observação da realidade, a

verificação e a mensuração dos resultados de forma sistemática e racional.

A pesquisa bibliográfica garante uma diversidade de informações que

nos permitem ter acesso a bastante informação de fontes variadas e a diversos

atores que nos permite um maior conhecimento do assunto. No entanto é

necessário ter um filtro muito bom à leitura e a informação acessada pois a

Internet é uma rede aberta mas sem filtro portanto não separa um bom

trabalho de um outro cujo autor tenha tido menos preocupação com as fontes

por isso é importante sempre manter as fontes caso seja necessário um estudo

posterior mais aprofundado.

8

SUMÁRIO

INTRODUÇÃO 08

CAPÍTULO I - História do Petróleo no Brasil 09

CAPÍTULO II - Cadeia Petroquímica 16

CAPÍTULO III – Utilização da energia 20

CAPÍTULO IV – Gás Natural e Petróleo 22

CAPÍTULO V – Transporte e Armazenamento 24

CAPÍTULO VI – Etapas da Produção 26

CAPÍTULO VII – Prog. de Desenvolvimento e Inov. Tecnológicas 28

CONCLUSÃO 42

BIBLIOGRAFIA 43

WEBGRAFIA 44

ÍNDICE 45

FOLHA DE AVALIAÇÃO 47

9

INTRODUÇÃO

O objetivo deste trabalho é o de pesquisar as inovações que já estão

sendo utilizadas e as novidades tecnológicas que estão em estudo atualmente

para disponibilizar e aprofundar estas informações.

O capítulo I explica um pouco da história do petróleo aqui no Brasil,

desde o início das explorações.

No segundo capítulo, o tema abordado é o da cadeia petroquímica

abrangendo a origem e composição do petróleo, o refino e o transporte do

mesmo.

No terceiro capítulo explica-se sobre a utilização da energia gerada

pelo gás e pelo petróleo.

No quarto capítulo são abordados o Gás Natural e o Petróleo com

detalhes de cada um dos combustíveis

O capítulo V comenta sobre as formas existentes de transporte e

armazenamento, ou seja, sobre a logística do Petróleo e Gás Natural.

O capítulo VI detalha passo-a-passo etapas da produção iniciando com

a perfuração dos poços.

O último capítulo aborda a questão tecnológica e as inovações, a

pesquisa feita para este trabalho expõe algumas novidades que já estão em

uso tais como:

Produções em águas ultraprofundas;

Sistema de bombeamento submarino e seus desafios

10

GIRINOS, ou seja, gabaritos robotizados de incidência normal ao oleoduto

entre outros temas.

CAPÍTULO I

HISTÓRIA DO PETRÓLEO NO BRASIL

De acordo com a CEPETRO (Centro de Estudos de Petróleo), a história

do petróleo no Brasil pode ser dividida em quatro fases distintas:

A primeira fase vai até 1938, com as explorações sob o regime da livre

iniciativa. Neste período, a primeira sondagem profunda foi realizada entre

1892 e 1896, no Município de Bofete, Estado de São Paulo, por Eugênio

Ferreira Camargo.

A segunda fase corresponde à nacionalização das riquezas do nosso

subsolo, pelo Governo e a criação do Conselho Nacional do Petróleo, em

1938.

A terceira fase corresponde ao estabelecimento do monopólio estatal,

durante o Governo do Presidente Getúlio Vargas que, a 3 de outubro de 1953,

promulgou a Lei 2004, criando a Petrobras. Foi uma fase marcante na história

do nosso petróleo, pelo fato da Petrobras ter nascido do debate democrático,

atendendo aos anseios do povo brasileiro e defendida por diversos partidos

políticos.

Na quarta fase ocorre o fim do monopólio estatal do petróleo, durante o

primeiro governo do Presidente Fernando Henrique Cardoso.

11

1.1 - O Setor Petróleo de 1858 até 1938

Segundo a CEPETRO, a história do petróleo no Brasil começou na

Bahia, onde, no ano de 1858, o decreto n.º 2266 assinado pelo Marquês de

Olinda, concedeu a José Barros Pimentel o direito de extrair mineral

betuminoso para fabricação de querosene de iluminação, em terrenos situados

nas margens do Rio Marau, na Província da Bahia. No ano seguinte, em 1859,

o inglês Samuel Allport, durante a construção da Estrada de Ferro Leste

Brasileiro, observou o gotejamento de óleo em Lobato, no subúrbio de

Salvador.

Em 1930, setenta anos depois e após vários poços perfurados sem

sucesso em alguns estados brasileiros, o Engenheiro Agrônomo Manoel Inácio

Bastos, realizando uma caçada nos arredores de Lobato, tomou conhecimento

que os moradores usavam uma lama preta, oleosa para iluminar suas

residências. A partir de então retornou ao local várias vezes para pesquisas e

coletas de amostras, com as quais procurou interessar pessoas influentes,

porém sem sucesso, sendo considerado como "maníaco". Em 1932 foi até o

Rio de Janeiro, onde foi recebido pelo Presidente Getúlio Vargas, a quem

entregou o relatório sobre a ocorrência de Lobato.

Finalmente, em 1933 o Engenheiro Bastos conseguiu empolgar o

Presidente da Bolsa de Mercadorias da Bahia, Sr. Oscar Cordeiro, o qual

passou a empreender campanhas visando a definição da existência de

petróleo em bases comerciais na área. Diante da polêmica formada, com

apaixonantes debates nos meios de comunicação, o Diretor-Geral do

Departamento Nacional de Produção Mineral - DNPM, Avelino Inácio de

Oliveira, resolveu em 1937 pela perfuração de poços na área de Lobato, sendo

que os dois primeiros não obtiveram êxito.

Em 29 de julho de 1938, já sob a jurisdição do recém-criado Conselho

Nacional de Petróleo - CNP, foi iniciada a perfuração do poço DNPM-163, em

Lobato, que viria a ser o descobridor de petróleo no Brasil, quando no dia 21

12de janeiro de 1939, o petróleo apresentou-se ocupando parte da coluna de

perfuração.

O poço DNPM-163, apesar de ter sido considerado antieconômico, foi

de importância fundamental para o desenvolvimento da atividade petrolífera no

Estado da Bahia. A partir do resultado desse poço, houve uma grande

concentração de esforços na Bacia do Recôncavo, resultando na descoberta

da primeira acumulação comercial de petróleo do país, o Campo de Candeias,

em 1941.

Até 1938 os capitais privados nacionais e estrangeiros podiam ser

aplicados em quaisquer atividades petrolíferas no País. Os capitais

internacionais da indústria de petróleo, concentravam-se principalmente nas

mãos das empresas resultantes do desmembramento da Standard Oil, norte

americana, em 1911, e da Royal Dutch/Shell empresa formada pela união de

duas empresas, uma holandesa e outra inglesa. Entretanto, nada de

significativo foi feito no País em conseqüência dos seguintes fatores:

As multinacionais tinham excelentes concessões na Venezuela, no

México, no Oriente Médio e em alguns outros países; exploravam o petróleo

nesses países a um baixo custo e pagavam baixas taxas e royalties, impostos

ou participações. Por esta razão não investiam nada significativo fora das áreas

que geologicamente são extremamente favoráveis para conter expressivas

jazidas de petróleo.

Essas empresas dominavam a tecnologia de refino e do transporte

internacional; suas grandes refinarias, localizadas principalmente nos seus

países de origem, ficavam com a maior parcela do lucro que a atividade

proporcionava. Era o monopólio de fato no refino. Assim pagando petróleo a

preços ínfimos (reduzindo com isso o repasse para os países que permitiam a

exportação no seu território) e vendendo derivados a preços elevados, não

havia porque investir em exploração e refino em países como o Brasil;

13O empresariado nacional não tinha tecnologia nem recursos financeiros

para investir maciçamente nesse segmento.

A distribuição dos derivados de petróleo no País era considerada

cartelizada.

O País importava derivados diretamente, mediante operações entre filial-

matriz das multinacionais que distribuam os produtos no território nacional,

com possibilidade de superfaturamento nas importações.

Politicamente campanhas eram desenvolvidas para mostrar não só a

incapacidade do povo brasileiro para assumir um risco da magnitude do

negócio petróleo, e até mesmo eram perseguidos os que defendiam a idéia de

que poderia haver petróleo no País.

1.2 - O Setor Petróleo de 1938 até 1953

Após 1938 e até 1953 somente à empresas brasileiras era permitido

refinar petróleo no País. Isto decorreu de Lei Federal de 1938 que se

fundamentava na linha de que o segmento petróleo era estratégico para o

País.

No mundo, a distribuição de derivados, a produção de petróleo e o

refino continuaram praticamente em mãos das mesmas multinacionais. Isto

quer dizer que de 1938 a 1953 o panorama mundial continuou o mesmo:

Refino concentrado nos países ricos ou em pontos estratégicos como as

Antilhas e gerando elevados lucros para essas multinacionais;

Produção de petróleo a baixo custo e sua pesquisa somente naqueles

mesmos já citados países com excelentes perspectivas de descoberta

de jazidas de óleo. No entanto, já o México, em 1938, nacionalizara seu

petróleo após intensa disputa com os Estados Unidos.

14

Distribuição em nível mundial e em nível interno nos países,

considerada cartelizada por multinacionais, que assim poderiam

impedir, pelo seu poder de compra e importação de derivados, o

surgimento de refinarias nos países em desenvolvimento, de

propriedade de capitais nacionais.

Não há, assim, razão lógica para se acreditar que as multinacionais

poderiam ter se interessado pelo Brasil na área de refino e de produção de

óleo. Nenhum país sem amplas perspectivas de produção de óleo merecia os

investimentos das multinacionais como nenhum país subdesenvolvido foi

contemplado com instalação de refinarias, salvo se integrado aos esquemas

internacionais de refino do Cartel das Sete Irmãs, nome cunhado mais tarde

pelo Presidente da Ente Nationale de Idrocarburi (ENI), estatal italiana, Enrico

Mattei, para designar a união das multinacionais que dominam o mercado

mundial.

Pequenas refinarias foram construídas em alguns países, porém com

esquemas de refino voltados para os interesses de do mercado dos EUA, ou

para aproveitar pequenas produções locais de óleo; neste caso, os altos

custos do transporte de derivados justificavam a construção de pequenas

refinarias mais simples, na verdade pequenas destilarias primárias de Petróleo.

Em 1938 foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), com a

incumbência de explorar petróleo e de participar na criação de parque

refinador no País. Em 1941 jorrou petróleo comercial pela primeira vez,

resultante de trabalhos do CNP, sendo que em 1939 ocorrera a descoberta de

petróleo na Bahia, em função dos trabalhos desenvolvidos por Oscar Cordeiro

e pelo CNP.

Em decorrência do grande racionamento de combustíveis imposto por

ocasião da 2ª Guerra Mundial - 1939/1945 - da pequena escala dos

investimentos privados na área do petróleo e do direcionamento, no mundo,

dos investimentos das multinacionais para áreas de seu exclusivo interesse,

um forte movimento político e popular tomou conta do País, resultando, em

151953, na instituição do Monopólio Estatal do Petróleo e na criação da

PETROBRÁS, para executá-lo em nome da União.

A industria do petróleo tinha quase 100 anos. No mundo, constituía-se

no maior negócio, era o ponto nevrálgico de ação de todos os governos e de

revoluções e guerras. As pressões internacionais relacionadas com o petróleo

eram marcantes.

O País já tinha em 1953 um consumo de 150.000 barris por dia de

derivados e contava com uma refinaria particular do Grupo Ipiranga, de 6.000

barris por dia; e uma refinaria na Bahia operada pelo CNP com capacidade de

3.700 barris por dia; quase no final do debate que caminhava para a instituição

do Monopólio da União, três grupos empresariais receberam concessões para

construir três refinarias. Foram então construídas as refinarias de Manaus, de

5.000 barris por dia e inaugurada em 1957, a Refinaria de Manguinhos, de

10.000 barris por dia e inaugurada em 1954, e a refinaria de Capuava,

inaugurada em 1954, com 20.000 barris por dia.

O CNP operava desde 1950 uma refinaria de 3.700 barris por dia na

Bahia e construía uma refinaria em Cubatão, de 45.000 barris por dia,

inaugurada em 1955.

A produção de petróleo no País, após o esforço do CNP, atingiu a

25.000 barris por dia, valor muito baixo quando comparado à demanda.

Assim, o País se via em 1953, como era a regra no mundo, exceto para

alguns poucos países, sem produção de petróleo e sem refino em escala

suficiente para atender ao mercado nacional.

É bom lembrar que o lucro da atividade no País estava na distribuição

de derivados, praticamente nas mãos das multinacionais e, portanto, não havia

a geração interna de recursos para se investir no petróleo. Por outro lado, o

lucro na atividade de petróleo no mundo estava na transformação, em

refinarias dos países ricos, do óleo barato do Oriente Médio e seu manuseio

16até as distribuidoras dos países importadores de derivados, que pagavam

preços considerados elevados por esses produtos.

Somente a instalação de um parque de refino no País, com escala,

poderia reverter a situação de carência de recursos e nele desenvolver e

indústria petrolífera, já que todos os esforços que se faziam para descobrir

petróleo não apresentavam resultados compensadores. Além disso, o refino

nacional teria que contar com o mercado nacional, sob pena de as

multinacionais continuarem importando derivados de suas matrizes,

inviabilizando-o por "dumping", comum na época, ou por recusa de compra de

um outro derivado de petróleo, o que seria fatal para o refinador. O petróleo

contém todos os produtos e ao refiná-lo TODOS os derivados são produzidos;

perda de mercado para um derivado determina fechamento de refinaria.

Neste período desenvolveu-se a experiência do Grupo Ipiranga, primeira

tentativa nacional significativa para romper o fechado círculo das

multinacionais. Pelas notícias que se têm não foi fácil para a Ipiranga

conseguir mercado para seus produtos, já que tinha que conseguir o petróleo

do exterior e depender do mercado interno dominado pelas multinacionais.

Com a instalação da Petrobras, em 10 de maio de 1954, portanto, sete

meses após sua criação, o Brasil trilhou um caminho diferente tendo nas suas

próprias mãos o destino da indústria que alimenta o mundo de energia. O

sucesso de tal empreitada se mostra nos resultados obtidos pelo povo

brasileiro através da estatal do petróleo.

17

CAPÍTULO II

CADEIA PETROQUÍMICA

Para explicar um pouco sobre a cadeia petroquímica, é importante

definir-se o que é o Petróleo, esse combustível tão falado e gerador de grande

parte da energia do mundo, de onde vem, qual é sua composição?

De acordo com a Petrobras, O petróleo é uma substância oleosa,

inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e de cor

variando entre o negro e o castanho escuro.

Embora objeto de muitas discussões no passado, hoje tem-se como

certa a sua origem orgânica, sendo uma combinação de moléculas de carbono

e hidrogênio.

Admite-se que esta origem esteja ligada à decomposição dos seres que

compõem o plâncton - organismos em suspensão nas águas doces ou

salgadas tais como protozoários, celenterados e outros - causada pela pouca

oxigenação e pela ação de bactérias.

Estes seres decompostos foram, ao longo de milhões de anos, se

acumulando no fundo dos mares e dos lagos, sendo pressionados pelos

movimentos da crosta terrestre e transformaram-se na substância oleosa que é

o petróleo. Ao contrário do que se pensa, o petróleo não permanece na rocha

que foi gerado - a rocha matriz - mas desloca-se até encontrar um terreno

apropriado para se concentrar.

Estes terrenos são denominados bacias sedimentares, formadas por

camadas ou lençóis porosos de areia, arenitos ou calcários. O petróleo aloja-se

ali, ocupando os poros rochosos como forma "lagos". Ele acumula-se,

18formando jazidas. Ali são encontrados o gás natural, na parte mais alta, e

petróleo e água nas mais baixas.

2.1 - O refino do petróleo

Algumas noções sobre o refino do Petróleo através de informações do

site da Petrobras: Apesar da separação da água, óleo, gás e sólidos

produzidos, ocorrer em estações ou na própria unidade de produção, é

necessário o processamento e refino da mistura de hidrocarbonetos

proveniente da rocha reservatório, para a obtenção dos componentes que

serão utilizados nas mais diversas aplicações (combustíveis, lubrificantes,

plásticos, fertilizantes, medicamentos, tintas, tecidos, etc..). As técnicas mais

utilizadas de refino são:I) destilação, II) craqueamento térmico, III) alquilação e

IV) craqueamento catalítico.

19

2.2 - O transporte do petróleo

Pelo fato dos campos petrolíferos não serem localizados,

necessariamente, próximos dos terminais e refinarias de óleo e gás, é

necessário o transporte da produção através de embarcações, caminhões,

vagões, ou tubulações (oleodutos e gasodutos).

Segundo Saul Gonçalves d´ávila, professor da Faculdade de

Engenharia Química da Unicamp, petróleo e gás natural são normalmente

percebidos pelo grande público como sendo essencialmente fontes primárias

de combustíveis, seja para uso em meios de transporte na forma de gasolina,

diesel ou mesmo gás, seja para geração de calor industrial por combustão em

fornos e caldeiras. Todavia, nem todos têm presente que é também do

processamento inicial desses mesmos recursos naturais que provêm as

matérias-primas básicas de um dos pilares do sistema industrial moderno, a

indústria petroquímica.

Partindo geralmente ou da nafta, que é uma fração líquida do refino do

petróleo, ou do próprio gás natural tratado, os sofisticados processos

petroquímicos são capazes de quebrar, recombinar e transformar as moléculas

originais dos hidrocarbonetos presentes no petróleo ou no gás, gerando, em

grande escala, uma diversidade de produtos, os quais, por sua vez, irão

constituir a base química dos mais diferentes segmentos da indústria em geral.

Atualmente, é possível identificar produtos de origem petroquímica na quase

totalidade dos itens industriais consumidos pela população tais como

embalagens e utilidades domésticas de plástico, tecidos, calçados, alimentos,

brinquedos, materiais de limpeza, pneus, tintas, eletro-eletrônicos, materiais

descartáveis e muitos outros.

Tipicamente, podem ser distinguidos três estágios, ou gerações,

industriais na cadeia da atividade petroquímica: (1) indústrias de 1a. geração,

que fornecem os produtos petroquímicos básicos, tais como eteno, propeno,

butadieno, etc; (2) indústrias de 2a. geração, que transformam os

20petroquímicos básicos nos chamados petroquímicos finais, como polietileno

(PE), polipropileno (PP), polivinilcloreto (PVC), poliésteres, óxido de etileno

etc.; (3) indústrias de 3a. geração, onde produtos finais são quimicamente

modificados ou conformados em produtos de consumo. A indústria do plástico

é o setor que movimenta a maior quantidade de produtos fabricados com

materiais petroquímicos.

A manutenção da competitividade exige que as modernas indústrias

petroquímicas estejam fisicamente interligadas em 'pólos petroquímicos', com

os fornecedores de nafta ou de gás natural a montante (upstream), e com as

empresas utilizadoras de seus produtos a jusante (downstream).

Normalmente, nas atividades de 1a. geração dos pólos estão também

incluídas a prestação de serviços de utilidades, tais como fornecimento de

água industrial, energia, tratamento de efluentes, manutenção, etc. Enquanto

que a totalidade das plantas de 1a. e 2a. gerações freqüentemente ficam

localizadas nos pólos, a maioria das indústrias de 3a. geração se apresenta

distribuída por outras regiões, mesmo afastadas.

Em geral, a competitividade da indústria petroquímica está criticamente

associada a fatores como grau de verticalização empresarial, grandes

economias de escala, disponibilidade e garantia de fornecimento de matéria-

prima, altos investimentos em tecnologia e logística de distribuição de

produtos. Tais fatores fazem com que o segmento petroquímico seja um

campo onde jogam apenas empresas de grande porte, as mais importantes

com elevado grau de internacionalização das atividades.

21

CAPÍTULO III

UTILIZAÇÃO DA ENERGIA

A Logística da cadeia de petróleo e gás tem sido estudada, sua forma

de armazenamento e de distribuição visando maior rapidez na entrega, maior

alcance de atendimento e redução dos custos.

Um dos centros de pesquisa vinculado a Petrobrás e que busca a

tecnologia como base para a consolidação e a expansão do petróleo no

cenário da energia mundial é o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento

Leopoldo Américo Miguez de Mello (CENPES).

Quanto ao gás que sempre foi visto como o primo pobre, passou a ser

um combustível nobre. Ele pode ser considerado um irmão gêmeo do petróleo

porque, na verdade, é a porção do petróleo que se encontra na natureza na

fase gasosa. Pode sair do poço sozinho ou associado ao óleo, gerando

subprodutos com diferentes características, segundo o aproveitamento de

seus componentes.

Durante muito tempo, atividades de perfuração voltadas exclusivamente

para encontrar o petróleo contribuíram para que o gás natural fosse visto como

produto inferior, uma espécie de primo pobre do petróleo. Porém, na década

de 70, ele passou a ser usado como combustível alternativo, substituindo

derivados, numa tendência estimulada pelas crises internacionais que

aumentaram muito os preços do óleo cru nos mercados mundiais.

Hoje, o gás é considerado um combustível nobre, por causa das muitas

vantagens decorrentes de sua utilização, sejam econômicas, ambientais e de

processo sobre outros combustíveis. Entre essas vantagens, pode ser citada a

preservação da qualidade do ar, a possibilidade de substituir qualquer fonte de

energia convencional e o fato de ser um produto acabado - já estar pronto para

a utilização, quando extraído - , não necessitando de estoques e permitindo

22redução de custos. Na indústria, o emprego do gás representa redução de

despesas com manutenção de equipamentos, porque a queima completa do

gás não deixa resíduos nos fornos e caldeiras.

Há, também, comprovada melhoria de rendimento dos equipamentos

em relação ao óleo combustível - sem falar na diminuição dos gastos com

transporte, porque o gás é entregue diretamente através de dutos, a partir das

fontes de produção.

Uma aplicação do gás que vem sendo incentivada é como combustível

automotivo. É o Gás Natural Comprimido, utilizado em frotas de ônibus

urbanos e táxis, que permite a redução à metade da emissão de gases

poluentes. Além disso, é um combustível mais barato e aumenta a vida útil dos

veículos.

Outro uso para o gás natural que está sendo muito estimulado pelo

governo é em usinas termelétricas. Atualmente, empresas de petróleo

associadas à iniciativa privada, visando projetos de construção de

termelétricas, de norte a sul do Brasil, que deverão entrar em operação entre

2001 e 2004. Destes projetos, 12 são de usinas produtoras apenas de energia

elétrica. Os outros serão destinados à produção de energia elétrica e vapor,

necessário nas refinarias.

23

CAPÍTULO IV

GÁS NATURAL E PETROLEO

4.1 - Gás Natural

O gás natural é um combustível limpo, um produto sem restrições

ambientais e que reduz significativamente os índices de poluição. O

combustível do futuro, como já está sendo chamado, colabora diretamente

para a melhoria da qualidade de vida nas grandes metrópoles. Utilizado como

matéria-prima nas indústrias siderúrgica, química, petroquímica e de

fertilizantes, o gás natural fornece calor, gera eletricidade e força motriz.

Na área de transportes tem a capacidade de substituir o óleo diesel, a

gasolina e o álcool, participando assim, direta e indiretamente da vida de toda

a população. O gás natural é uma nova e promissora fronteira que se abre no

horizonte energético brasileiro. Tanto a produção interna, quanto o suprimento

externo, são fontes seguras de abastecimento de combustível. Por todas as

suas virtudes energéticas, econômicas e ambientais, o gás natural deverá

multiplicar a sua presença na matriz energética brasileira, saltando dos atuais

3% para 7% em 2010. Além disso, a área de Gás&Energia atua no

desenvolvimento de fontes alternativas de energia e investe em conservação

de energia e energia renovável, como forma de agregar valor aos seus

negócios.

24

4.2 - Petróleo

4.2.1 - Refino

O refino vem acompanhando de perto as transformações do mundo do

petróleo e adequando-se ao novo modelo de mercado do setor no Brasil. O

desafio de processar a crescente produção de óleo pesado brasileiro,

permitindo a conversão para derivados de alto valor agregado, vem sendo

vencido com investimentos e grandes avanços tecnológicos.

A atuação do downstream (abastecimento) é fundamental para

consolidar os objetivos estratégicos das empresas de petróleo, para seu alto

desempenho na área de energia.

Segundo informação da Petrobrás referente a distribuição do petróleo,

os produtos finais das estações e refinarias (gás natural, gás residual, GLP,

gasolina, nafta, querosene, lubrificantes, resíduos pesados e outros

destilados) são comercializados com as distribuidoras, que se incumbirão de

oferecê-los, na sua forma original ou aditivada, ao consumidor final.

25

CAPÍTULO V

TRANSPORTE E ARMAZENAMENTO

O Transporte e Armazenamento no ramo de energia precisa ser feito de

tal forma que seja rentável na indústria de petróleo e gás, nos mercados

nacional e internacional, respeitando o meio ambiente, considerando os

interesses dos seus acionistas e contribuindo para o desenvolvimento do país.

Ele pode ser feito por dutos (Gás Natural) utilizando a modalidade dutoviária e

ainda podendo ser feito através de UPGN s – Unidades Processadoras de Gás

Natural e EDGs – Estações Distribuidoras de Gás Natural.

O Cliente final do Gás Natural são grandes empresas ou fábricas, como

exemplo, CVRD (Vale do Rio Doce), Brahma e também as distribuidoras de

Gás da cidade (PBGas – Cia. de Gás da Paraíba, CEMIG – Gás de MG, CEG,

COMGAS (SP) dentre outras).

A Logística do gás não somente envolve a sistema dutoviária como

também sistemas de lançadores - recebedores para limpeza dos dutos (PIGS),

a tecnologia da automação (Cromatógrafos, visando medição de vazão),

válvulas para ajustes de pressão, demais aparelhos que poderão fazer

medições de transferência de custódia entre a geradora e a receptora do

combustível. Obras civis também são necessárias visando à operação e

manutenção dos dutos, ou seja, existe um custo logístico e uma operação de

infra-estrutura que deve ser planejada cuidadosamente.

5.1 - Distribuição

Para a distribuição de Petróleo e seus derivados é necessária a grande

capilaridade, ou seja, estar presente em diversos segmentos da indústria:

26automotivo, marítimo, ferroviário e na aviação. Os produtos do Petróleo estão

voltados para diferentes aplicações no mercado por isso é necessário um

rígido sistema de controle para atuar nestes diversos mercados com

fornecimento de derivados específicos para cada setor.

Como exemplo de escoamento, segundo dados da TRANSPETRO :

Atualmente, cerca de 82% da produção da Bacia de Campos é escoada

através de operações denominadas offloadíng, onde o petróleo produzido e/ou

armazenado nas unidades de produção é transferido para navios aliviadores.

Inicialmente, as operações eram realizadas apenas com navios convencionais

que demandam manobras complexas que podem ser impactadas pelas

condições meteoceanográficas (vento, correnteza, ondas etc.).

A partir de análises conjuntas entre as áreas de negócio da Petrobras e

da TRANSPETRO, foi elaborado um plano de renovação da frota, que deverá

estar concluído até final de 2006, quando 100% dos navios aliviadores

passarão a ter posicionamento dinâmico (há hoje seis em operação). Um

grande esforço tem sido feito nos terminais oceânicos, com objetivo de

adequá-Ios a este novo cenário operacional.

Na logística de distribuição existe também a preocupação na elaboração

de especificações e procedimentos, além de promover a capacitação da força

de trabalho em posicionamento dinâmico. O uso de navios aliviadores de

posicionamento dinâmico retrata a permanente busca no aperfeiçoamento dos

processos quanto aos aspectos de Segurança, Meio Ambiente e Saúde.

27

CAPÍTULO VI

ETAPAS DA PRODUÇÃO

Uma vez descoberto o petróleo, normalmente são perfurados os poços

de extensão (delimitação), para estimar as dimensões da jazida. A seguir,

perfuram-se os poços de desenvolvimento, que colocarão o campo em

produção.

A fase seguinte é denominada completação, quando o poço é

preparado para produzir. Uma tubulação de aço, chamada coluna de

revestimento, é introduzida no poço. Em torno dela, é colocada uma camada

de cimento, para impedir a penetração de fluidos indesejáveis e o

desmoronamento das paredes do poço. A operação seguinte é o canhoneio:

um canhão especial desce pelo interior do revestimento e, acionado da

superfície, provoca perfurações no aço e no cimento, abrindo furos nas zonas

portadoras de óleo ou gás e permitindo o escoamento desses fluidos para o

interior do poço. Outra tubulação, de menor diâmetro (coluna de produção), é

introduzida no poço, para levar os fluidos até a superfície. Instala-se na boca

do poço um conjunto de válvulas conhecido como árvore-de-natal, para

controlar a produção.

Algumas vezes, o óleo vem à superfície, espontaneamente, impelido

pela pressão interna dos gases. Quando isso não ocorre, é preciso usar

equipamentos para bombear os fluidos. O bombeio mecânico é feito por meio

do cavalo-de-pau, um equipamento montado na cabeça do poço que aciona

uma bomba colocada no seu interior. Com o passar do tempo, alguns

estímulos externos são utilizados para extração do petróleo. Esses estímulos

podem, por exemplo, ser injeção de gás ou de água, ou dos dois

simultaneamente, e são denominados recuperação secundária. Dependendo

28do tipo de petróleo, da profundidade e do tipo de rocha-reservatório, pode-se

ainda injetar gás carbônico, vapor, soda cáustica, polímeros e vários outros

produtos, visando sempre aumentar a recuperação de petróleo.

O petróleo segue então para os separadores, onde é retirado o gás

natural. O óleo é tratado, separado da água salgada que geralmente contém,

e armazenado para posterior transporte às refinarias ou terminais. Já o gás

natural é submetido a um processo no qual são retiradas partículas líquidas,

que vão gerar o gás liqüefeito de petróleo (GLP) ou gás de cozinha. Depois de

processado, o gás é entregue para consumo industrial, inclusive na

petroquímica. Parte deste gás é reinjetado nos poços, para estimular a

produção de petróleo.

Na produção, o gás passa inicialmente por vasos separadores que

retiram a água, os hidrocarbonetos que estiverem em estado líquido e as

partículas sólidas (pó, produtos de corrosão e outros). Se estiver contaminado

por compostos de enxofre, o gás é enviado para unidades de dessulfurização

para a retirada dos contaminantes. Na próxima fase uma parte do gás é

utilizada no próprio sistema de produção, em processos conhecidos como

reinjeção e gás lift, os quais, têm o objetivo de aumentar a recuperação de

petróleo do reservatório.

A produção pode ocorrer em áreas de difícil acesso, distantes dos

grandes centros de consumo. Este motivo torna a produção e o transporte às

etapas mais críticas do sistema. O próximo passo é a chegada do gás nas

unidades industriais, conhecidas como UPGN (Unidades de Processamento de

Gás Natural). Nesta fase ele será desidratado e fracionado, gerando as

seguintes correntes: metano e etano (que formam o gás processado ou

residual); propano e butano (que formam o GLP - gás liqüefeito de petróleo ou

gás de cozinha); e um produto na faixa da gasolina, denominado C5+ ou

gasolina natural.

29

CAPÍTULO VII

PROGRAMAS DE DESENVOLVIMENTO E

INOVAÇÕES TECNOLÓGICAS

7. 1 - PROCAP-3000

Segundo o site de tecnologia da Petrobras

www2.petrobras.com.br/tecnologia/port/areadeatuacao_exploracaoaguas.asp,

o PROCAP 3000 é considerado como a próxima fronteira de exploração em

águas ultraprofundas.

Nos últimos 23 anos, a Petrobras, pioneira no uso do conceito de

produção flutuante, enfatizou sempre a inovação e o aperfeiçoamento, com

base em sua experiência profissional. O primeiro PROCAP - Programa de

Desenvolvimento Tecnológico de Sistemas de Produção em Águas Profundas -

foi lançado em 1986 com o objetivo de melhorar a competência técnica da

empresa na produção de petróleo e gás natural em águas com profundidade

de até 1000m. Para isso, foram escolhidos como unidade de desenvolvimento,

os campos de Albacora e Marlim

Os resultados obtidos neste primeiro programa e as demais

descobertas em águas mais profundas encorajaram a empresa a criar, em

1993, um novo programa, o PROCAP-2000 - Programa de Inovação

Tecnológica para Sistemas de Exploração em Águas Profundas. Implementado

para dar continuidade aos esforços do primeiro, este foi um desafio muito

maior.

30

Desafios

A produção da Petrobras em águas profundas e ultraprofundas têm

aumentado sistematicamente. Em 2003, a produção de óleo diária doméstica

mais alta da Petrobras foi de 1.640.509 bpd, da qual 64% em águas profundas

e ultraprofundas. Essas cifras colocam a Petrobras como maior produtora em

águas profundas do mundo, com cerca de 65% da área de seus blocos

exploratórios offshore a profundidades de lâmina d'água de mais de 400 m.

Os principais objetivos deste programa são :

Viabilizar a produção de novas descobertas à profundidade de

até 3000 m;

Reduzir os gastos de extração dos campos em desenvolvimento

de produção à profundidade de lâmina d'água acima de 1000

m;

Reduzir o custo de lifting cost nos campos, atualmente em

produção, à profundidade de lâmina d'água acima de 1000 m.

31

7.2 - GIRINO : GABARITO INTERNO ROBOTIZADO DE

INCIDÊNCIA NORMAL AO OLEODUTO.

Na área de exploração e produção de petróleo, a câmara hiperbárica é

uma das principais apostas da Petrobras para atingir profundidade de 3 mil

metros. O equipamento é equipado com duas câmaras de vídeo comuns e

outra 3D. Possui três flangers de acesso, todos com sistema de fechamento

rápido. Tem capacidade de atuar com um braço robótico em seu interior para

teste de interfaces submarinas e dispõe de sistema de supervisão e controle

para a operação da câmara hiperbárica e aquisição dos dados de teste.

Além da câmara, o Gabarito Interno Robotizado de Incidência Normal

ao Oleoduto (Girino), ferramenta tele-operada para inspeção e manutenção

de oleodutos, e o veículo operado remotamente (ROV), espécie de braço

mecânico que manuseia peças no fundo do mar, são outros destaques.

O Girino, que começou a ser desenvolvido no fim de 1997, ainda não

atua nos campos petrolíferos. O equipamento consiste em uma sonda capaz

de averiguar o interior de dutos e transportar ferramentas de operação,

acessórios de inspeção e sistemas de injeção química para desobstrução.

Com monitoramento remoto a partir da embarcação de apoio, o veículo

operado remotamente tem como vantagem a substituição do trabalhador em

condições adversas pois o trabalhador só pode ir até 300 metros de

profundidade, devido à pressão e à temperatura, já o equipamento ultrapassa

esse limite e tem flexibilidade para manusear peças

32

7.3 - PIG INSTRUMENTADO

Os pigs instrumentados são as únicas ferramentas eficientes para a

inspeção geral de dutos com longa extensão que transportam óleo e seus

derivados. Esse método de inspeção, não implica no comprometimento da

continuidade operacional do duto.

As principais vantagens do seu uso são:

Localizar e possibilitar o reparo;

Acompanhar a evolução de defeitos nos dutos.

Isto representa uma ação preventiva quanto a evitar perdas por

vazamentos e também quanto a impactos ambientais.

Desde sua primeira utilização industrial na Petrobras em 1984, seus

técnicos identificaram a necessidade de desenvolver e nacionalizar esta

tecnologia. A Petrobrás possui mais de 8 mil km de dutos e está incorporando

novas instalações desde a década de 90. Considerando o volume de linhas a

serem inspecionadas e que os custos de inspeção estão acima de

US$2500/Km, concluiu-se que os benefícios resultantes do controle desta

tecnologia são evidentes principalmente quanto aos aspectos econômicos e a

disponibilidade do equipamento em âmbito nacional evitando as morosas e

dispendiosas contratações internacionais.

Para viabilizar esta nacionalização foram aglutinados no Cenpes os

conhecimentos adquiridos e gerados dentro da empresa ao longo destes anos.

Criou-se um projeto de Pesquisa e Desenvolvimento com a participação de

empresas nacionais e de universidades de Joinville, São Paulo e Rio de

Janeiro.

33Para o início dos trabalhos experimentais foi montado um sistema

mecânico/eletromagnético que de modo simplificado e compacto contempla

todas as partes fundamentais do princípio de funcionamento do pig magnético.

Um disco com defeitos, simula a parede do duto. Um eletroímã magnetiza a

região sob inspeção simulando a magnetização aplicada pelo PIG. Sensores

colocados na distância média entre os pólos do eletroímã detectam os defeitos

e um cordão de solda existentes no disco.

Para o movimento relativo entre os sistemas de magnetização/sensores

e o disco com defeitos utilizou-se um motor elétrico. A partir do sistema

descrito foi possível executar ensaios de detecção dos defeitos (corrosão e

cordão de solda) colocados em ambas as superfícies do disco com diversos

tipos de sensores.

Estes ensaios permitiram a seleção de uma bobina sensora com a

melhor relação sinal/ruído e a definição do magnetismo necessário a ser

aplicado. A partir dos ensaios realizados e dos resultados alcançados iniciou-

se a etapa de especificação do projeto e detalhamento das partes

componentes de um módulo de magnetização e sensoreamento. As

dimensões foram previstas para o uso em dutos com curvas cujo raio seja

igual ou maior que 3 vezes o diâmetro nominal do duto.

Paralelamente iniciaram-se juntamente com a PUC/RJ os trabalhos de

especificação e delineamento de um software para aquisição e gravação dos

dados. Todos os principais componentes (carcaça, imã permanente, escovas e

hastes sensoras) do módulo de magnetização foram fabricados pela Petrobrás

ou por empresas nacionais.

Com tudo isso, hoje o PIG é uma conquista que possibilita a

localização dos pontos nos dutos que necessitam de reparos, minimizando

custos e evitando paradas no fornecimento de energia além de acompanhar

evoluções de defeitos que podem necessitar de reparos preventivos.

34

7.4 - PRAVAP – PROGRAMA DE RECUPERAÇÃO

AVANÇADA DE PETRÓLEO

O Programa Pravap coordena tecnologias que viabilizam recuperação

em reservatórios.

Embora o fator médio de recuperação de petróleo de um reservatório

gire entre 20% e 30%, não são raros os casos em que, se por um lado esse

fator ultrapassa 60%, por outro pode se situar em patamares inferiores até

mesmo a 10%. Esses baixos valores são ao mesmo tempo fonte de motivação

e oportunidade no desenvolvimento de novas tecnologias na área de

geoengenharia de reservatório, para o aumento da eficiência dos processos de

recuperação e conseqüentemente da produção e reservas de óleo e gás.

Coordenado pelo Centro de Pesquisas da Petrobras Cenpes, o

Programa de Recuperação Avançada de Petróleo - Pravap - representa um

esforço corporativo em P&D na busca de inovações tecnológicas que

viabilizem a apropriação de reservas adicionais e aumento da produção em

seus campos já descobertos e, na maioria das vezes, maduros.

Entre os muitos problemas que afetam a recuperação nos reservatórios

de petróleo, um em particular tem a ver com a imiscibilidade e a diferença de

viscosidade entre os fluidos existentes na jazida. O fato de o óleo ser, de um

modo geral, mais viscoso do que a água, faz com que, no escoamento

simultâneo destes dois fluidos através do meio poroso que constitui o

reservatório, a água tenda a se deslocar numa velocidade mais elevada em

relação ao óleo no seu trajeto em direção aos poços produtores.

Como conseqüência, e a depender do contraste de viscosidade entre

os dois fluidos, não é raro ocorrer à irrupção prematura e crescente da água

35nos poços produtores, comprometendo a vazão de óleo produzido e com ela a

recuperação final, ou seja, ficam comprometidas as reservas daquela jazida.

Surgiram, com base nessas observações, várias propostas que visam

contornar esse problema, atenuando os seus efeitos sobre a recuperação.

Uma delas vale-se do método convencional de recuperação por injeção de

água aditivada de polímeros solúveis de elevado peso molecular.

Em pequenas concentrações, estes produtos fazem com que a

viscosidade da água - o fluido deslocante aproxime-se da viscosidade do óleo -

o fluido deslocado. Nestas condições, a água injetada no reservatório promove

um deslocamento uniforme - do tipo pistão – em relação à fase óleo.

O resultado é o retardo da irrupção de água nos poços produtores em

consequentemente a maximização da eficiência da recuperação. Este

processo, no entanto, limita-se à classe dos óleos de viscosidade moderada,

não se aplicando aqueles ditos óleos efetivamente “pesados” ou muito visco-

sos”.

Para os óleos pesados que possuem pouca ou nenhuma mobilidade

no reservatório, o enfoque tecnológico dado foi o de atuar na, redução da

viscosidade do próprio óleo, mediante o uso de energia térmica.

Originalmente desenvolvidos para os campos de óleos extremamente

viscosos da Califórnia e da Venezuela, os métodos da injeção de vapor e da

combustão parcial in situ do óleo mediante a injeção de ar com pré-ignição,

viabilizaram a produção de petróleo em campos considerados não comerciais

pelos métodos convencionais de recuperação.

A injeção de vapor em particular, veio a se consagrar ao longo dos

anos e é hoje praticamente a única alternativa economicamente viável para o

aproveitamento dos óleos pesados. No Brasil essa tecnologia é largamente

utilizada pela Petrobras em campos localizados na região Nordeste e começa

a ser testado nas acumulações da Bacia do Espírito Santo.

36Uma outra categoria de métodos de recuperação é aquela à base de

injeção de gases miscíveis ou parcialmente, miscíveis, cujo princípio ativo é o

de também atuar na viscosidade do óleo a ser recuperado mediante o efeito de

solvência. E o caso dos processos via injeção de gás carbônico, nitrogênio e o

próprio gás natural de petróleo. A Petrobras já dispõe de boa base de

experiência nesta área com projetos de injeção de C02 e gás natural.

Por fim, há as linhas de investigação tal como a utilização de

microorganismos do tipo anaeróbico ou facultativo. Estas bactérias, quando

injetadas no reservatório em meio aquoso e com os nutrientes adequados,

promovem uma melhora do processo de recuperação através dos produtos do

seu metabolismo, tais como polímeros, tensoativos e solventes gasosos.

O ideal tecnológico corresponderia ao desenvolvimento de bactérias

cujo cicio metabólico compreendesse a quebra das cadeias mais longas dos

hidrocarbonetos, resultando num óleo mais leve e equivalendo-se a um

craqueamento biológico do petróleo. Um processo desta natureza cumpriria na

verdade um duplo papel pois não apenas favoreceria a recuperação do petró-

leo do tipo pesado, como também o tornaria mais atraente comercialmente do

ponto de vista do seu refino.

Através da infiltração de águas meteóricas, as bactérias indígenas a

este meio, uma vez em contato com o óleo, metabolizam seletivamente as

frações mais leves dos hidrocarbonetos, tornando assim o petróleo mais

pesado ainda no reservatório.

Com este objetivo, a primeira carteira do Pravap foi composta por sete

projetos, propostos pelas Unidades Operativas, e aprovadas com base no risco

tecnológico associado e a atratividade das tecnologias a serem desenvolvidas.

Conforme sua concepção de programa corporativo cujos projetos se

propõem a cumprir o ciclo completo de pesquisa, desenvolvimento e

implantação tecnológica, as equipes montadas para este fim foram de

37natureza multidisciplinar, e seus membros provenientes tanto do centro de

pesquisas como da área operacional.

Além disso, os trabalhos tiveram também a participação de entidades

externas à Petrobras, como universidades, institutos de pesquisa e outras

organizações, do país e do exterior.

Esta primeira carteira de projetos do Pravap de 1993, com o prazo

global de cinco anos, foi reavaliada em 1997 com a incorporação de quatro

novos projetos e prorrogação do prazo até meados de 2001.

Em 1999, dois novos projetos foram aprovados e o prazo do programa

estendido até 2002. Estas duas reavaliações foram marcadas pela reorientação

do foco do Pravap, visando os grandes alvos empresariais da companhia

localizados na Bacia de Campos.

Atualmente, o Pravap não é apenas um programa de recuperação

avançada: seu escopo é muito mais amplo, principalmente na linha de

otimização da explotação ou do gerenciamento dos reservatórios,

independentemente do seu estágio de maturidade.

O Pravap possui ainda outra atribuição além do desenvolvimento de

tecnologia propriamente dito que é a de estender os benefícios deste

desenvolvimento para a companhia como um todo consistindo uma

transferência Interna de tecnologia.

Isto passa por um amplo e intenso processo de divulgação,

implantação e assistência ao usuário final, ou seja, é realizado um seminário

técnico de âmbito nacional, onde são apresentados os principais resultados

alcançados pelos projetos em carteira durante o ano em curso, bem como

palestras de revisão do estado da arte sobre os temas da carteira de projeto e

a cargo de especialistas do país e do exterior.

Este enfoque, aliado à representatividade dos participantes

provenientes das várias Unidades Operativas, Sede e Centro de Pesquisas,

38contribui sobremaneira para o coroamento dos objetivos do programa que é o

da transferência interna, para os usuários finais, das tecnologias

desenvolvidas.

No tocante aos benefícios auferidos até o momento pelo Pravap,

podemos dizer que, para a realização orçamentária de US$ 26 milhões na sua

carteira original de projetos, o programa contribuiu decisivamente para um

ganho adicional estimado de US$ 148 milhões na atividade operacional de

exploração e Produção de energia.

7.5 - PROPES : PROGRAMA DE ÓLEOS PESADOS

A Petrobras investiu no desenvolvimento de tecnologias para viabilizar a

monetização de uma reserva de 3 bilhões de barris de óleo pesado (Campo de

Jubarte).

Na unidade de produção, os problemas de formação de espuma – que

dificultam a separação do óleo, gás e água – exigiram a adequação de

equipamentos e o uso de produtos químicos.

Jubarte é um dos campos de óleo pesado mas não é a única

descoberta de petróleo pesado – nem o único laboratório da Petrobras.

Algumas tecnologias vêm sendo testadas nos campos de Fazenda Alegre, na

parte onshore da Bacia do Espírito Santo, e de Siri, na Bacia de Campos – que

têm reservas de óleo ultrapesado, de 13º API.

A quantidade de reservas desse tipo de petróleo pode ser bem maior do

que essa já provada, basta que novas tecnologias viabilizem o

desenvolvimento da produção ou aumentem o fator de recuperação – que em

campos de óleos abaixo de 19º API em média giram em torno de 20%. No

campo de Marlim, onde o óleo produzido tem 20º API, o fator de recuperação

39final atingirá 40%. Já para o campo de Jubarte, com 17º API, a Petrobras

espera chegar a 30%.

O desenvolvimento dessas tecnologias está sob coordenação do

Programa de Óleos Pesados Offshore – Propes, criado em outubro de 2002

para viabilizar a incorporação de reservas e a produção desse tipo de petróleo.

Hoje o Propes tem como meta viabilizar a produção daqueles 450 mil

barris diários em 2010. Para isso trabalha em conjunto com várias unidades de

negócios da companhia – e até mesmo com institutos de pesquisa externos –

investindo recursos financeiros e humanos – aquele chamado H/H. No total,

são 44 projetos, que vão desde a perfuração de poços horizontais até o

processamento em unidades de produção.

Os desafios para produzir petróleo com grau API abaixo dos 19º, só

mesmo investindo pesado em tecnologia – em todas as fases do processo.

O primeiro desafio é ter poços horizontais, que aumentem a vazão do

óleo. Na medida em que a Petrobras começou a descobrir essas reservas de

óleo pesado, ao norte da Bacia de Campos, nota-se que as vazões dos poços

não são suficientes para justificar o desenvolvimento desses reservatórios.

No campo de Pampo, que tinha óleo de 13º API, a Petrobras teve sua

primeira experiência offshore. Até então, a literatura existente dava conta que a

relação de produtividade em poços horizontais eram de duas a cinco vezes

maior do que um poço vertical – a surpresa do poço 39 foi uma produtividade

oito vezes maior.

Na formação de Siri, em lâmina d’água de 100 metros na Bacia de

Campos, a Petrobras perfurou um poço horizontal com trecho de 2.000 metros,

numa formação do tipo carbonato – que não desagrega tão facilmente –

diferente da maioria das jazidas encontradas no Brasil, que estão em arenito.

Estudos iniciais dão conta de que em um projeto definitivo para a área, caso

40todas as premissas se confirmem, a produção seria de 100 mil barris diários –

a companhia busca uma unidade para fazer um teste de longa duração e

avaliar o comportamento do reservatório.

Mas nos outros casos o desafio é fazer a tela expansível funcionar, ou

então desenvolver metodologias de gravel pack para grandes extensões

horizontais. Só que, em poços de longa extensão, o esforço necessário para

expandir as telas seria incompatível com a tecnologia existente – em quase

todos os poços horizontais a Petrobras utiliza o gravel pack.

Outro desafio é encontrar o método ideal para elevação desse óleo.

Com a P-34 testam-se três sistemas diferentes: dois poços com gás lift, um

poço com a bomba próxima da árvore de natal, e outro sistema com a bomba

dentro do poço.

O gás lift é o sistema padrão da Petrobras para elevação artificial em

águas profundas. Relativamente de baixo custo e de fácil manutenção, uma

linha injeta gás junto à coluna de produção, “empurrando” o óleo para a

plataforma. Só que os sistemas de gás lift não têm se mostrado eficientes para

a produção de óleos pesados – primeiro porque a quantidade de gás

demandada para o petróleo pesado é bem maior e, por vezes, o gás

transpassa o óleo.

A solução mais eficiente seria o uso de bombeio elétrico, embora a

manutenção desses equipamentos tornem a opção mais cara – imagine

quanto custa uma operação de substituição de uma bomba submersa.

A proposta é tentar desenvolver, junto aos fornecedores, sistemas de

bombeamento que tenham maior confiabilidade, para que essas bombas

durem mais tempo. A outra opção é tirar a bomba de dentro do poço: com a

bomba no fundo do mar, a manutenção é facilitada

41No campo de Siri, com lâmina d’água rasa – e acesso ao poço feito

através da própria plataforma – a opção mais eficiente foi utilizar bombeio

elétrico.

Em parceria com pesquisadores da Universidade de Campinas, a

Petrobras estuda o método core flow – que consiste em lubrificar com água as

paredes das linhas de escoamento de óleo.

Outra linha de pesquisa estuda o bombeio de cavidade progressiva – a

tecnologia atual mostra que essas bombas conseguem escoar fluidos sólidos e

pesados, só que em vazões de até dois mil barris por dia.

Seja qual for o método de elevação, o problema é controlar a

temperatura da linha quando ocorre uma parada imprevista no fluxo.

Estudos vêm sendo feitos, tanto para conhecer qual a temperatura e

qual o tempo para a formação do hidrato, quanto para desenvolver soluções

que mantenham as linhas de produção aquecidas.

Estamos desenvolvendo um sistema elétrico que utilize a energia

também para aquecer a linha no momento em que a bomba pare de funcionar.

Quando o óleo fica emulsionado em água, o escoamento e a elevação também

viram um problema. Para isso, a saída é encontrar o desemulsificante e o

antiincrustrante correto.

Em outra linha, os pesquisadores trabalham para desenvolver

quebradores de emulsão – que evitam a formação de emulsão no início, ou até

mesmo quebrando a emulsão ao longo da linha.

Uma vez na plataforma, o desafio é separar esse óleo – que traz um

volume de água maior do que os campos de óleo leve. Na plataforma PPM-1,

instalada no campo de Pampo, a Petrobras vem testando os hidrociclones

para separação de água. Os técnicos avaliam que a utilização de hidrociclones

apresenta grandes perspectivas em redução de área e capacidade de carga

requerida para instalação offshore. Outra vantagem é que o hidrociclone já

42deixa a água em condição de descarte – com limite de 20 ppm de óleo – ou

para reinjeção.

Os pesquisadores também estudam a aplicação de produtos químicos

de forma a utilizar equipamentos de separação com maior capacidade sem

que haja a necessidade de aumentar o tamanho das plantas.

7.6 – RETEP: REDE DE EXCELÊNCIA EM TECNOLOGIA

DE ENGENHARIA DE POÇO

A Retep - Rede de Excelência em Tecnologia de Engenharia de Poço -

Segmento Pesquisa, Desenvolvimento e Suporte Tecnológico é produto de um

dos Projetos Estratégicos da Petrobras, configurado em 1992, denominado

Projeto de Formação de Centros de Excelência.

Em março de 1998, iniciou-se o detalhamento do Projeto Retep

conquistando-se, após atender a todos os requisitos do modelo teórico de

formatação de Centros de Excelência, o reconhecimento pelo Comitê de

Avaliação do inequívoco estágio de excelência da Rede formada. Em

decorrência, em 24 de setembro de 1998, a Diretoria Executiva da Petrobras

homologou a Retep, a primeira Rede de Excelência da Petrobras.

O objetivo central da Retep é o de garantir o aprimoramento tecnológico

da Engenharia de Poço, mediante a otimização das atividades de P&D e de

Suporte Tecnológico, agindo de forma integrada, em âmbito nacional e

internacional, a fim de acelerar a exploração e o desenvolvimento dos campos

da Petrobras de forma diferenciada e competitiva.

Mantendo até então o foco nas demandas tecnológicas da Petrobras, a

43

Retep centra suas atividades na exploração e no desenvolvimento de campos

localizados em águas profundas e ultra-profundas, reservatórios profundos,

rochas problemáticas e ambientes hostis. Como resultado, os principais

produtos gerados pela Rede são: Modelagem Física e Computacional,

Procedimentos Operacionais, Ensaios Laboratoriais, Análises de Causa e

Efeitos, bem como Projetos e Especificação de Equipamentos.

CONCLUSÃO

É importante que as empresas ou distribuidoras de energia planejem e

mantenham uma boa estrutura logística, o que pode representar vários

quilômetros de dutos, dependendo do nível de abastecimento pode até

significar navios do poço ao fornecimento.

Como visto neste estudo, as apostas para o futuro se concentram na

Bacia de Campos, onde estão, neste momento as maiores perspectivas de

descoberta de novas jazidas e as melhores oportunidades exploratórias.

Mesmo que não se encontre mais nada, com as reservas atuais e mantendo os

níveis de produção, ainda assim o futuro está garantido pelos próximos 20

anos.

Com a construção do LENEP - Laboratório de Exploração e Produção

de Petróleo da Universidade Estadual do Norte Fluminense, a Petrobras trouxe

para a região professores que estão formando a mão-de-obra do futuro.

44O objetivo maior é criar um pólo de excelência composto não só pela

Petrobras, mas também por todas as empresas prestadoras de serviços e

todos os municípios diretamente ligados a empresa.

São condições extremamente favoráveis, com uma indústria crescente e

uma busca incessante por novas tecnologias que permitam melhorias

contínuas.

Existe necessidade de uma infra – estrutura, muitas vezes pesada, mas

necessária para a distribuição de nossa energia por toda a extensão do país.

Algumas empresas (ONIP) já trabalham visando atingir este objetivo.

45

BIBLIOGRAFIA

1 – BARRETO, Carlos – A Saga do Petróleo Brasileiro- Editora Nobel - Rio de

Janeiro 2001

2 - CARDOSO, Luiz Cláudio Santos - Logística do Petróleo: Transporte e

Armazenamento – Editora Interciencia – Rio de Janeiro 2001

3 – CORRÊA, Oton Luiz Silva – Petróleo – Editora Interciencia – Rio de

Janeiro 2001

3 – LAROSA, Marco Antonio e Fernando Arduini Ayres – Como Produzir uma

Monografia – 5ª edição – Rio de Janeiro 2005

5 – MACHADO, José Carlos V. – Reologia e Escoamento de Fluidos – Ênfase

Na Indústria do Petróleo -– Editora Interciencia - Rio de Janeiro 2001

6 - SARACENI, Pedro – Transporte Marítimo de Petróleo e Derivados – Editora

Interciencia - Rio de Janeiro

7 – THOMAS, José – Fundamentos de Engenharia de Petróleo – 2ª edição –

Editora Interciencia - Rio de Janeiro 2004

46

WEBGRAFIA:

www.dep.fem.unicamp.br/boletim/BE18/out_03_7.htm (24/10/2006)

www.cepetro.unicamp.br/petroleo/index_petroleo.html (24/07/2006)

www.terra.com.br/istoe/especiais/petrobras6/em_busca_da_inovacao.htm

(24/07/2006)

www2.petrobras.com.br/tecnologia2/port/centro_pesquisasdapetrobraslinhatem

po.asp (24/07/2006)

www.dep.fem.unicamp.br/boletim/bolnovembro/artigoPravap.htm (24/07/2006)

http://inventabrasilnet.t5.com.br/piginstr.htm (24/07/2006)

www.dep.fem.unicamp.br/boletim/bolnovembro/artigoPravap.htm (24/07/2006)

www.clube-do-petroleo-e-gas.com.br/reportagens/ed_270/270.html

(24/07/2006)

www.cepetro.unicamp.br/noticias/online/maio2006.pdf (24/07/2006)

www.clube-do-petroleo-e-gas.com.br/reportagens/ed_270/270.html

(17/07/2006)

www2.petrobras.com.br/internas/tecnologia/poco.stm (14/07/2006)

www.terra.com.br/istoe/especiais/petrobras6/em_busca_da_inovacao.htm

(14/07/2006)

http://inventabrasilnet.t5.com.br/piginstr.htm (14/07/2006)

www.dep.fem.unicamp.br/boletim/BE18/out_03_7.htm (12/07/2006)

47

ÍNDICE

FOLHA DE ROSTO 01

AGRADECIMENTO 03

DEDICATÓRIA 04

RESUMO 05

METODOLOGIA 06

SUMÁRIO 07

INTRODUÇÃO 08

CAPÍTULO I - História do Petróleo no Brasil 09

1.1 - O Setor Petróleo de 1858 até 1938 10

1.2 - O Setor Petróleo de 1938 até 1953 12

CAPÍTULO II - Cadeia Petroquímica 16

2.1 - O refino do petróleo 17

2.2 - O transporte do petróleo 18

CAPÍTULO III – Utilização da energia 20

CAPÍTULO IV – Gás Natural e Petróleo 22

4.1 - Gás Natural 22

484.2 – Petróleo 23

4.2.1 – Refino 23

CAPÍTULO V – Transporte e Armazenamento 24

5.1 – Distribuição 24

CAPÍTULO VI – Etapas da Produção 26

CAPÍTULO VII – Prog. de Desenvolvimento e Inov. Tecnológicas 28

7. 1 - PROCAP-3000 28

7. 2 - GIRINO 30

7. 3 – PIG INSTRUMENTADO 31

7. 4 - PRAVAP 33

7. 5 - PROPES 37

7. 6 – RETEP 41

CONCLUSÃO 42

BIBLIOGRAFIA 43

WEBGRAFIA 44

ÍNDICE 45

FOLHA DE AVALIAÇÃO 47

49

FOLHA DE AVALIAÇÃO

Nome da Instituição:

Universidade Candido Mendes / PROJETO: A Vez do Mestre

Título da Monografia:

Programas de Desenvolvimento Tecnológico e

Logística na Cadeia do Petróleo e Gás

Autor: Ana Paula Furquim Werneck Abdelhay

Data da entrega: 20/09/2006

Avaliado por: Fabiane Muniz

Conceito: