Dia: 7 de outubro de 2021

O provedor de FPSO Yinson, está no caminho certo com um projeto de conversão de FPSO para um projeto operado pela Petrobras fora do Brasil com integração de módulo de superfície atualmente em andamento.

Yinson compartilhou uma atualização sobre o andamento de seu FPSO Anna Nery, que funcionará para a Petrobras no campo de petróleo de Marlim 2, na Bacia de Campos. A empresa fechou contrato com a Petrobras para entrega, operação e manutenção do FPSO do campo de Marlim 2 em março de 2020. Para isso, a Yinson está convertendo um petroleiro construído em 2002, o Falcon.

A empresa malaia disse que o projeto FPSO Anna Nery continua no caminho certo, com mais de 10,5 milhões de homens-hora sem nenhum acidente com perda de tempo (LTIs) até o momento. Após a conclusão dos trabalhos de reparo e extensão da vida útil da Cosco Changxing, a embarcação mudou-se recentemente para a Cosco Qidong, onde a integração e os testes do módulo de superfície foram iniciados.

De acordo com o vídeo de Yinson, o primeiro corte de aço aconteceu em 17 de abril de 2020 e a conclusão do FPSO está prevista para 2023.

Yinson disse: “Apesar dos desafios trazidos pela pandemia Covid-19, a equipe teve um bom desempenho. Gostaríamos de agradecer ao nosso cliente Petrobras, aos nossos contratados e subcontratados pelo apoio contínuo ”.

Quando seu contrato começar em 2023, o Anna Nery FPSO será instalado a cerca de 150 quilômetros da costa do Brasil em lâmina d’água de 930 metros. Terá capacidade para produzir 70 mil barris de petróleo e 4 milhões de metros cúbicos de gás por dia. A previsão é que atue no campo por 25 anos.

Os elevados teores de CO2 dos reservatórios do pré-sal impuseram um novo desafio para os sistemas de coleta com uso de dutos flexíveis: a corrosão sob tensão pelo CO2. A depender do material, níveis de tensão, teores de CO2 e o alagamento da região anular do duto, criam-se as condições para a ocorrência deste mecanismo, podendo levar à redução de vida útil dos dutos.

“Em resposta a este desafio, inédito na indústria, a Petrobras criou um amplo programa de integridade, envolvendo a academia, fornecedores, mercado, parceiros e demais stakeholders, com forte pilar tecnológico, que introduziu novas sistemáticas, metodologias e tecnologias para o gerenciamento de integridade e vem disponibilizando novas soluções de dutos”, informa o Diretor de Desenvolvimento da Produção, João Henrique Rittershaussen.

Com forte envolvimento do Centro de Pesquisa da Petrobras, Cenpes, e em parceria com diversas empresas no mercado, foram disponibilizadas novas ferramentas para identificar a presença de água no espaço anular dos dutos flexíveis, informação esta que é fundamental para o gerenciamento da integridade destes dutos, conferindo maior segurança operacional e garantia da vida útil dessas estruturas. Os dutos interligam as instalações submarinas às plataformas de produção de petróleo e a presença de água entre as camadas dessas estruturas pode levar à corrosão das camadas metálicas. O uso de tecnologias de inspeção trouxe um ganho estimado de cerca de US$1 bi em 18 meses.

Por serem capazes de identificar a presença de água no anular dos dutos em operação, as ferramentas evitam a desinstalação e reinterligação dos dutos, reduzindo os custos com recursos navais, bem como evitam perdas de produção de óleo devido as paradas para estas operações. A empresa é a maior usuária de dutos flexíveis da indústria de óleo e gás mundial e quase a totalidade da produção offshore é escoada por meio deles.

“Estamos vendo os resultados da aceleração da jornada de inovação na companhia, trazendo mais segurança e eficiência às atividades do negócio. Nossas equipes estão empenhadas em desenvolver, internamente ou por meio de parcerias, novos produtos e soluções que geram entregas de valor para a Petrobras”, afirma o diretor de Transformação Digital e Inovação, Nicolás Simone.

As ferramentas de inspeção vêm sendo usadas nos campos do pré-sal, em especial nos dutos de produção de óleo e de injeção de gás das plataformas da das unidades de negócio de Santos, Búzios e Libra e utilizam diferentes métodos para detectar a presença de água nos dutos. Além das soluções disponibilizadas junto ao mercado, a Petrobras conduziu desenvolvimentos internos, tal como a ferramenta MD-Seal, que é capaz de medir a pressão interna do duto por meio de uma válvula. O resultado indica a presença ou não do líquido. Outra ferramenta, denominada Anel Coletor, identifica a existência de água por meio de ultrassom no conector. A propagação do som é alterada em função da ausência ou presença de água em regiões específicas.

As ferramentas das empresas do mercado também utilizam o princípio de ultrassom, e a inspeção se dá pelo corpo tubular dos dutos. Algumas destas empresas utilizam Inteligência Artificial, capaz de “enxergar” detalhes além da capacidade do olho humano, para interpretar os dados coletados.

A necessidade de desenvolvimento e uso de diferentes técnicas de detecção da presença de água deve-se à diversidade dos modelos de dutos flexíveis existentes no mercado para diferentes usos, injeção de gás ou produção de óleo, e às configurações de instalação, sendo os flowlines, os dutos assentados no leito marinho, e os risers, os dutos que interligam os flowlines às plataformas de produção.

Além de qualificar e validar ferramentas disponíveis no mercado, a Petrobras estimula a experimentação e a inovação por meio de termos de cooperação com instituições de ciência e tecnologia (ICTs), como universidades. A ferramenta MDSeal, por exemplo, foi desenvolvida com a Universidade Federal do Rio Grande do Sul e o Senai.

Volume de 44.650 m³ de petróleo produzido no campo de Sépia foi enviado para Revap e Replan

A primeira operação de transferência de óleo do FPSO Carioca – primeiro sistema de produção definitivo instalado no campo de Sépia, no pré-sal da Bacia de Santos – destinou petróleo para produção de derivados na Refinaria Henrique Lage (Revap) e na Refinaria de Paulínia (Replan), em São Paulo. O petróleo produzido no campo foi transportado pelo navio Rio Grande, que descarregou 44.650 m³ do produto no Terminal de São Sebastião (SP). De lá, o petróleo seguiu para as refinarias por meio de oleodutos.

O FPSO Carioca é a maior plataforma em operação no Brasil em termos de complexidade. Quando atingir o pico de produção, também será a maior unidade em termos de produção de petróleo. A plataforma está localizada a aproximadamente 200 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em profundidade de água de 2.200 metros, e tem capacidade para processar diariamente até 180 mil barris de óleo e comprimir até 6 milhões de m³ de gás natural. Em setembro, a unidade produziu, em média, 48 mil barris por dia.  O escoamento da produção de petróleo do FPSO é realizado por navios aliviadores e a produção de gás é escoada pelas rotas de gasodutos do pré-sal.

Sépia

Com o início da produção no Campo de Sépia, a Petrobras reafirma e consolida o foco de sua estratégia nos reservatórios em águas profundas e ultraprofundas, em projetos que têm como premissa a segurança e o respeito ao meio ambiente, acelerando a geração de valor para a sociedade. A Petrobras domina a tecnologia de produção de petróleo em alto mar com segurança, eficiência, menor custo e menos emissões. Possui grandes reservas com elevado potencial de geração de valor para a empresa e de retorno para a sociedade.

A Diretoria da ANP aprovou o relatório final da análise de impacto regulatório (AIR) que tem o objetivo de aperfeiçoar a aplicação da Resolução ANP n° 19/2013, que estabelece os critérios e procedimentos para execução das atividades de certificação de conteúdo local. No relatório final, a Agência conclui pela necessidade de alteração na Resolução ANP n° 19/2013. A partir de agora, será elaborada uma minuta de resolução para efetuar essas mudanças, que passará por consulta e audiência públicas.

Os compromissos de conteúdo local são os assumidos pelas empresas de exploração e produção de petróleo e gás natural de contratação de um percentual mínimo de bens e serviços nacionais. A atividade de certificação, regulada pela Resolução ANP n° 19/2013, é exercida por instituições acreditadas pela ANP (os organismos de certificação) e consiste em aferir o percentual de conteúdo local em determinado fornecimento de bem ou serviço e atestá-lo publicamente.

A ANP identificou oportunidades de melhoria no que está previsto na resolução em relação aos seguintes procedimentos de certificação de conteúdo local: conversão de moedas; operações de revenda de produtos nacionais; serviços e conjuntos de origem estrangeira; e parâmetros de certificação de Sistemas – mais especificamente na definição do valor total do Sistema e do método a ser utilizado conforme níveis de atividades realizadas em território nacional. Um Sistema, no contexto do conteúdo local, é uma reunião coordenada e lógica de um grupo de equipamentos, máquinas, materiais e serviços associados que, juntos, funcionam como estrutura organizada destinada a realizar funções específicas – por exemplo, uma plataforma ou um navio de apoio completos.

A AIR é um instrumento que visa reunir a maior quantidade possível de informações sobre uma determinada possibilidade de melhoria regulatória identificada no escopo de atuação da Agência, para avaliar os possíveis impactos das alternativas de ação disponíveis para o alcance dos objetivos pretendidos. Neste caso, essa ferramenta foi utilizada pala avaliar a melhor solução regulatória para o aperfeiçoamento das regras de certificação de conteúdo local. Foram avaliados seis possíveis pontos de melhoria e, para cada um deles, o relatório final apontou se a melhor alternativa seria aprofundar os estudos, não realizar qualquer ação regulatória ou alterar a resolução, passando por futuras consulta a audiência públicas.

O relatório preliminar da AIR passou por consulta pública, na qual foram recebidas 67 contribuições. Essas sugestões foram avaliadas pela Agência para elaboração do documento final.

A Diretoria da ANP aprovou a adesão da Agência à Infraestrutura Nacional de Dados Espaciais (INDE), que tem como finalidade o ordenamento na produção, armazenamento e compartilhamento dos dados geoespaciais no Brasil.

A adesão da ANP se dá como parte do Planejamento Espacial Marinho (PEM), projeto da Comissão Interministerial para os Recursos do Mar (CIRM) criado em 2020. Nesse projeto, foi identificado que a INDE seria o melhor meio de disponibilizar os dados georreferenciados, de forma ágil e atualizada.

Entre os dados considerados importantes para o PEM, estão as informações sobre o setor de petróleo e gás natural. Assim, a ANP irá incluir nessa plataforma dados sobre: as áreas contratadas, ou seja, os limites dos blocos exploratórios e dos campos de produção de petróleo e gás natural; a localização das infraestruturas de escoamento e produção (poços, unidades de produção e dutos, e áreas de transferência de carga); as bases de armazenamento, unidades de processamento de gás natural, terminais marítimos, portos, boias e refinarias); e informações/levantamentos do fundo oceânico (piston core e outros estudos envolvendo a avaliação geotécnica do solo marinho); entre outros.

O PEM é um processo público de análise e alocação da distribuição espacial e temporal de atividades humanas em áreas marinhas, com objetivos ecológicos, econômicos e sociais, configurando-se como um instrumento para a governança e soberania nacional sobre as águas jurisdicionais brasileiras.

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou quatro resoluções relacionadas ao setor regulado pela ANP.

A primeira cria dois grupos de trabalho (GTs) voltados à interação do setor de exploração e produção de petróleo e gás natural e o meio ambiente, ambos com participação da ANP, além do Ministério de Minas e Energia (MME) e outros órgãos. Um dos GTs tem o objetivo de propor estratégias para aumentar a sinergia entre o planejamento da oferta de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural e o processo de licenciamento ambiental. Já o outro deverá propor estratégias para otimizar o processo de licenciamento ambiental relacionado à exploração e produção de petróleo e gás natural.

A segunda resolução aprovada estabelece diretrizes para a garantia do abastecimento nacional de GLP no novo cenário de downstream, com a venda de refinarias da Petrobras. A terceira cria um GT para analisar e propor critérios para a previsibilidade do teor obrigatório de biodiesel no óleo diesel. E, por fim, foi aprovada resolução que define as metas compulsórias anuais de redução de emissões de gases causadores do efeito estufa para a comercialização de combustíveis referente ao período 2022 – 2031, no âmbito do RenovaBio.