Autor: redacao

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.

Drydocks World Dubai, uma parte da DP World, iniciou as operações para converter um navio-tanque Aframax capaz de transportar 700.000 barris de petróleo para uma unidade flutuante de armazenamento e descarregamento (FSO) para o projeto da Perenco localizado na costa do Brasil.

Anunciando o início da conversão na terça-feira, Drydocks disse que o extenso trabalho de modificação e extensão da vida útil incluirá o fornecimento de um novo revestimento do casco, projetado para tornar o desempenho do FSO confiável para serviço offshore ininterrupto pelos próximos 20 anos.

Além disso, o trabalho inclui a fabricação e instalação de uma torre externa para redução do tempo, fabricação e integração de heliponto, instalação de skid de medição e modificação do sistema de carga e instalação de Carretel e Guindaste de Mangueira.

O COO da Drydocks World, Neil Millar , comentou: “Hoje é um marco importante para a Drydocks World, pois começamos a trabalhar em um projeto de conversão para nosso cliente, Dixstone, subsidiária da Perenco, uma empresa de petróleo com sede em Paris”.

O Gerente de Projeto da FSO Pargo, Thomas Milani , comentou: “Nossa equipe de Dixstone está animada para estabelecer o primeiro marco nas obras de conversão da FSO Pargo. Esperamos entregar ao nosso cliente Perenco Petróleo e Gas do Brasil um projeto de alta qualidade dentro do prazo e do orçamento ”.

Mapa da Perenco do Brasil

Após as atividades de exploração entre 2009 e 2015, a Perenco retornou ao Brasil em outubro de 2019 após a conclusão da aquisição das concessões de produção na Bacia de Campos da Petrobras, anunciada em novembro de 2018 .

Desde então, a Perenco opera as concessões do Pargo, Carapeba e Vermelho com 100 por cento de participação. Esses campos estão localizados a 70 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em águas com profundidade de 100 metros.

O campo Pargo foi descoberto em 1975, e os campos de Carapeba e Vermelho em 1982, e sua produção foi iniciada em 1988. Os campos estão localizados em águas rasas com reservatórios de profundidade entre 2.700 e 3.750 metros.

Segundo informações do site da Perenco, o cluster Pargo produz atualmente 5.000 boepd a partir de seis plataformas de produção. Os três ativos oferecem um STOIIP (Stock Tank Of Initially In Place) de 1,5 bilhão de bbls, dos quais 504 milhões já foram produzidos. Todo o petróleo bruto é exportado da plataforma de Garoupa até o terminal onshore de Cabiunas.

A Petrobras informa que a parceira CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. (CNODC) não manifestou interesse no exercício da opção de compra de parcela adicional, de 5%, no contrato de partilha de produção do excedente da Cessão Onerosa, para o campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos.

Desta forma, após a conclusão da operação de compra de parcela adicional de 5% pela CNOOC Petroleum Brasil Ltda. (CNOOC), a Petrobras passará a deter 85% dos direitos de exploração e produção do volume excedente da Cessão Onerosa do campo de Búzios, enquanto a CNOOC deterá 10% e a CNODC, 5%. Já as participações na Jazida Compartilhada de Búzios, incluindo as parcelas do Contrato de Cessão Onerosa e do Contrato de Concessão BS-500 (100% Petrobras), serão de 88,99% da Petrobras, 7,34% da CNOOC e 3,67% da CNODC.

A efetividade da transação com a CNOOC está sujeita à aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e do Ministério de Minas e Energia (MME).

O impacto na curva de produção da Petrobras só iniciará após o fechamento da transação, não sendo esperado impacto na meta de produção de 2021.

Serão doadas 7.200 cestas para 2.400 famílias, por intermédio do projeto Conectora de Oportunidades. No total, 21.297 famílias serão beneficiadas no estado do Rio de Janeiro.

A pandemia de Covid-19 agravou o desemprego no Brasil e aumentou o número de pessoas em situação de vulnerabilidade social. Para apoiar estas famílias em contexto de insegurança alimentar, a Petrobras iniciou a doação de 180 mil cestas básicas ou cartões alimentação em diversos estados brasileiros. Em Macaé, desde a última sexta-feira (1), 7.200 cestas estão sendo entregues para, aproximadamente, 2.400 famílias. A ação ocorre por intermédio do projeto Conectora de Oportunidades e terá outras entregas nos próximos dias.

Em todo o país, a doação totaliza R$ 22,7 milhões investidos e irá beneficiar 60 mil famílias, que receberão a doação por três meses. Para definir as famílias contempladas foram considerados critérios de atendimento a comunidades vizinhas de unidades de operações de refino e gás natural da companhia e quantitativo de famílias identificadas em situação de vulnerabilidade social, conforme dados do Cadastro Único.

“Acompanhamos as comunidades vizinhas às nossas operações e percebemos as dificuldades acentuadas nesse período ainda tão crítico da pandemia. Com isso temos buscado maneiras de ajudar a amenizar a situação”, afirma Bianca Efrom, gerente de Integração Regional de Responsabilidade Social RJ-MG-ES da Petrobras.

Para a Prefeitura de Macaé, que foi responsável pela lista de distribuição com base no Cadastro Único para programa sociais do Governo Federal, “colaborar com a Petrobras nessa iniciativa vai ao encontro do propósito dessa gestão que enxerga na solidariedade uma missão que se propaga e contagia, fazendo com que, cada vez mais, essa seja uma marca da população macaense, atendendo às necessidades dos que estão em situação mais vulnerável e, ao mesmo tempo, promovendo uma cultura de acolhimento e apoio, em tempos tão difíceis como estes da pandemia da Covid-19.”

OUTRAS INICIATIVAS

A Petrobras vem realizando uma série de ações voluntárias de apoio à sociedade no enfrentamento da pandemia da Covid-19. Foram realizadas em 2020, por exemplo, doações de testes para diagnóstico, EPIs, equipamentos hospitalares e de combustível, visando abastecer ambulâncias, veículos de transporte de equipes de saúde e geradores de hospitais públicos que atendem pacientes com Covid-19.

Para 2021, a Petrobras iniciou a doação de 2,5 mil cilindros de oxigênio para beneficiar as secretarias estaduais de saúde. Até o momento, Amazonas, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Paraná, Pernambuco, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul e Sergipe já receberam cilindros. A companhia também investiu na aquisição de 12 micro usinas de oxigênio para abastecer hospitais públicos, com capacidade de suprir cerca de 20 leitos de UTI cada uma. Os estados onde as usinas serão instaladas seguem os mesmos critérios adotados para a doação dos cilindros de oxigênio: possuírem unidades de operações da Petrobras e criticidade das taxas de contaminação e mortalidade pela Covid-19.

O valor destinado pela Petrobras para essas ações voluntárias de apoio à sociedade no enfrentamento da pandemia da Covid-19 já alcançou R$ 100 milhões. Parte do valor aprovado para a realização destas ações é procedente de recursos recuperados pela Petrobras em acordo de leniência assinado recentemente.

Com o objetivo de tornar a calibração de pressão mais acessível e versátil, o Fluke P5514B gera pressão de até 10.000 psi (70 MPa) e pode ser utilizado na bancada ou no campo de trabalho externo

A Fluke Calibration acaba de anunciar a expansão da sua linha de instrumentos de pressão, com o lançamento do novo Comparador de Pressão Hidráulica P5514B. O Fluke Calibration P5514B é uma bomba de teste de pressão simples, robusta e econômica que pode ser utilizada para calibrar medidores de pressão, pressostatos e transdutores, por meio de recursos de ajuste preciso e fino. De acordo com o Gerente de produtos da Fluke, Osvaldo Conegundes, a nova ferramenta chega ao mercado com o objetivo de tornar a calibração de pressão mais acessível e versátil. “O P5514B oferece uma pressão consistente e controlada com precisão para verificar os instrumentos em relação aos medidores”.

O P5514B apresenta uma série de melhorias em relação à sua versão anterior, o P5514, uma vez que, seu formato, foi redesenhado e ergonomicamente projetado para simplificar a realização de testes. Além disso, o novo layout horizontal pode ser facilmente montado em uma bancada e o design portátil também permite aplicações no campo externo de trabalho.

Outro recurso do novo Comparador de Pressão Hidráulica é o moderno controle de ajuste fino. Agora, com este mecanismo, ao gerar uma pressão de até 10.000 psi (70 MPa), é possível habilitar calibrações de pontos cardeais. O lançamento apresenta um design robusto, com melhoria na vedação da válvula do reservatório, tornando-se um gerador de pressão ainda mais estável, comparado as versões anteriores.

A fim de melhorar a funcionalidade e as vedações, os conectores de teste também foram atualizados. Não há necessidade do uso de ferramentas para conectar os instrumentos em teste, portanto, o conector UT pode ser facilmente conectado a um medidor e pressionado para conexões sem ferramentas. A partir desta atualização, os “o’rings” foram aprimorados para garantir conexões sem vazamentos, permitindo uma conexão e desconexão mais acessível com todos os padrões de referência, bem como o que está sendo testado.

Funcionalidades inovadoras do novo Comparador de Pressão Hidráulica

Conegundes explica que os Comparadores de Pressão ou Bombas de Teste Hidráulico, como o Fluke Calibration P5514B, fornecem pressão a um medidor de referência e ao dispositivo em teste para calibração. “Esses instrumentos econômicos, que incluem diversos recursos de nossa linha popular de testadores de peso morto hidráulico, são capazes de gerar facilmente altas pressões e muitas vezes incluem um ajuste fino de controle ‘Vernier’ para ajustes precisos”, esclarece.

O especialista destaca ainda que a combinação do Comparador de Pressão Hidráulica P5514B da Fluke Calibration com um manômetro de referência 2700G, por exemplo, cria uma alternativa fácil de utilizar os testadores de peso morto tradicionais. “Os dois instrumentos trabalhando em conjunto cobrem uma ampla gama de necessidades de carga de trabalho, além de construírem uma solução completa de calibração de pressão de bancada, fornecendo a precisão, confiabilidade e ainda capacidade necessária para calibrar medidores com mostrador, medidores de teste digitais e transmissores de pressão”, finaliza Conegundes.

Sobre a Fluke Calibration

 A Fluke Calibration é líder em instrumentação de precisão e softwares de calibração para medições em elétrica, temperatura, pressão, vazão e RF. Os produtos da Fluke Calibration são encontrados em laboratórios de calibração no mundo inteiro, incluindo institutos nacionais de metrologia, que exigem os mais altos níveis de desempenho e confiabilidade, e são apoiados pelo Estado da Arte em metrologia e assistência técnica. Eles são amplamente conhecidos por engenheiros de qualidade, técnicos de calibração e metrologistas em geral, como equipamentos que transmitem confiabilidade em medições críticas para as suas organizações, em termos de qualidade, segurança, confiabilidade e custo.