Petrobras Magazine

Há 28 anos na Petrobras, o engenheiro civil e do petróleo Carlos Tadeu da Costa Fraga atua na vanguarda da tecnologia desde que, há seis anos, assumiu a função de gerente executivo do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello, o Cenpes. Nessa “usina de idéias e talentos”, acompanha os avanços obtidos no âmbito dos programas tecnológicos vigentes e contabiliza prêmios e patentes depositadas por conta das inovações desenvolvidas. Sobre os programas e suas contribuições, Carlos Tadeu fala em detalhes à revista Petrobras Magazine.

Na Petrobras, são maciços os investimentos em pesquisa e desenvolvimento, o que faz da companhia uma das que mais que mais investem em P&D no contexto mundial. Como são aplicados esses recursos no Cenpes?
De forma articulada com as áreas de negócio da Companhia, o Cenpes conduz as atividades do Sistema Tecnológico Petrobras, um conjunto de processos mediante os quais se acompanham tendências tecnológicas mundiais e se definem as estratégias tecnológicas da Petrobras e as principais linhas de pesquisa que irão compor sua carteira tecnológica. Feito isso, por intermédio dos programas tecnológicos e de projetos de pesquisa, são fornecidas soluções tecnológicas a todas as áreas da Companhia, em muitos casos em parceria com fornecedores e/ou instituições de pesquisa brasileiras ou estrangeiras. Enfim, o Cenpes é um grande gerador e acumulador de conhecimentos que são um grande diferencial competitivo da Petrobras e lhe asseguram confiança para ousar e buscar desafios cada vez maiores.

Bruno Veiga / Banco de Imagens Petrobras

A Petrobras tem know-how para explorar e produzir óleo e gás a 3.000m de profundidade

Keystone / Banco de Imagens Petrobras

A Petrobras explora e vai produzir petróleo a 2.500m de profundidade no Golfo do México

O Programa Tecnológico de Águas Profundas, o Procap, possibilitou à Petrobras explorar e produzir óleo e gás natural a mais de 2.000m de profundidade e contribuiu para que a Companhia conquistasse, em 1992 e 2001, dois prêmios OTC, considerados Oscars da indústria do petróleo, pelo desenvolvimento de tecnologias inovadoras que beneficiaram a indústria offshore mundial. A quantas anda o programa agora? A Petrobras atua em que profundidade máxima?
O Procap, em suas versões 1.000 e 2.000, tornou possível a exploração e a produção de óleo e gás a mais de mil e de dois mil metros de profundidade de lâmina d’água, respectivamente. Agora, em sua versão Procap 3.000, o programa já nos assegura conhecimentos e tecnologia para explorarmos e produzirmos a 3.000m de profundidade de lâmina d’água. Já exploramos acumulações a mais de 2.500m de profundidade no Golfo do México e também na Bacia de Campos, onde, por exemplo, perfuramos o poço exploratório 1-RJS-567, no bloco BC-100, a 2.853m de profundidade. Em breve, outro poço nosso começará a produzir 2.500m de profundidade no Golfo do México. Mas, por enquanto, a maior profundidade em que produzimos petróleo é 1.886m de lâmina d’água, no campo de Roncador, Bacia de Campos. Dominada essa tecnologia, nossa meta, agora, é desenvolver meios de explorar e produzir petróleo e gás em águas ultraprofundas, isto é, com mais de 3.000m de profundidade.

Muito do pioneirismo que tornou a Petrobras renomada no exterior se deveu ao Procap, não é mesmo?
Sem dúvida. Graças ao Procap, a Petrobras foi a primeira empresa no mundo a ancorar plataformas em águas profundas. Instalou, com o auxílio da robótica, a primeira Árvore de Natal Molhada, isto é, um conjunto de válvulas que, no solo marinho, controla a pressão e a vazão de um poço submarino, diverless, quer dizer, sem mergulhador, em profundidades onde o homem não podia chegar. Foi pioneira em usar risers flexíveis, que são dutos flexíveis de escoamento de óleo e/ou gás que conectam poços a plataformas. Além disso, foi também a primeira a usar risers rígidos associados a plataformas do tipo semi-submersível, em águas profundas. Graças às inovações desenvolvidas no âmbito do Procap, a Petrobras, em dezembro de 2008, apenas no Brasil, já contabilizava 728 poços submarinos em operação, 112 sistemas de produção no mar e produzia aproximadamente 1.893.000 barris de óleo equivalente por dia em campos marítimos, de um total de dois milhões e 340 mil boed. Esses números posicionam a Companhia como a maior operadora em águas profundas no mundo, responsável por praticamente 25% da produção mundial nesse ambiente.

José Caldas / Banco de Imagens Petrobras

Bacia do Solimões

Na atualidade, o mundo tem os olhos voltados para o Prosal, Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da Produção de Reservatórios Pré-Sal, criado há apenas um ano. O que está sendo feito no âmbito desse programa?
A Província Pré-Sal apresenta desafios tecnológicos em praticamente todas as áreas, entre os quais a perfuração de poços através de espessas camadas de sal em águas ultraprofundas. Mas, nesse primeiro ano de desenvolvimento dos trabalhos no âmbito do programa, constatamos que nossa experiência anterior é um grande trunfo. Por conta disso, os primeiros resultados começam a se materializar. Por intermédio de testes de longa duração, o primeiro poço da Província Pré-Sal no Espírito Santo, o ESS-103A, no campo de Jubarte, já está produzindo e, na primeira semana de maio deste ano, entrou em produção o primeiro poço da província na Bacia de Santos. Além disso, estamos implantando o Projeto Piloto da Província Pré-Sal na Bacia de Santos, o qual entrará em produção em 2010. A concepção da primeira fase do desenvolvimento da província na Bacia de Santos também está definida, sendo prevista a instalação de dois FPSOs-Piloto antecipados e oito FPSOs definitivos de grande porte. A exemplo do que a Petrobras fez com sucesso em empreendimentos anteriores na Bacia de Campos, o desenvolvimento em fases possibilitará a obtenção de informações e o teste de inovações tecnológicas, as quais serão implantadas em fases subsequentes. Enfim, estamos obtendo avanços importantes em múltiplas frentes.

Falando na Província Pré-Sal, um outro programa tecnológico está em vias de ser criado atrelado a essa nova fronteira exploratória, o ProCO2. Em que consistirá esse programa?
No âmbito do programa, serão desenvolvidas formas eficazes de captura e armazenamento de CO2 e será analisada a possibilidade de se injetar CO2 de volta em reservatórios como mecanismo de recuperação adicional de petróleo.

O que está sendo estudado e feito no âmbito do Programa Tecnológico de Fronteiras Exploratórias, o Profex?
A proposta do Profex é desenvolver e integrar conhecimentos e tecnologias que, a médio ou a longo prazo, contribuam para a descoberta de províncias petrolíferas em novas fronteiras exploratórias e para a capacitação da Petrobras no que diz respeito à exploração de acumulações naturais de hidratos de gás. No âmbito desse programa, estamos estudando a Bacia do Solimões, formação terrestre paleozóica, e a margem continental da América do Sul. Analisamos, também, como extrair e tornar comercialmente viável o gás dos hidratos naturais de gás, compostos sólidos constituídos de água e gases, como o metano e o dióxido de carbono, abundantes em sedimentos marinhos e existentes sob a forma de cristais nas margens continentais. Hoje, ninguém faz isso no mundo em escala comercial. Parceiros de peso nos auxiliam em nosso trabalho, como a Universidade de Tóquio, o Observatório Geofísico de Trieste e a Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

Como está progredindo o Programa Tecnológico de Modelagem de Bacias, o Promob?
No âmbito do programa, desenvolvemos os protótipos dos softwares SimBR e Steno, que têm facilitado o trabalho da Petrobras enormemente. O SimBR simula processos geológicos de desenvolvimento de sistemas petrolíferos, tais como os de deposição e erosão de sedimentos, compactação de rochas e alteração de sua porosidade e geração, migração e acumulação de petróleo. Já o Steno, software de modelagem estratigráfica, simula condições de sedimentação em bacias ao longo do tempo geológico e pode nos auxiliar a prever a ocorrência de rochas-reservatório, as quais podem reter petróleo, em novas locações de poços. Além disso, integramos nossas bases de dados e constituímos um banco de dados corporativo para consulta por áreas e unidades da Petrobras no Brasil e no exterior.

No âmbito do Programa Tecnológico de Recuperação Avançada de Petróleo, o Pravap, braço tecnológico do Programa de Revitalização de Campos com Alto Grau de Explotação da área de E&P, o Recage, os resultados têm sido animadores, não é verdade?
Sim. No mundo, o fator de recuperação de petróleo em campos maduros, isto é, que já atingiram seu pico de produção e entraram em declínio, é de 35% em média. Graças ao Pravap, atingimos fator de recuperação de 50%, por exemplo, no campo de Marlim, que produz há 20 anos. E houve casos de campos recuperados que atingiram um segundo pico de produção maior do que o primeiro. Graças ao programa, campos maduros como os de Carmópolis, Canto do Amaro, Bonito, Albacora ganharam vigor novo. Diversas técnicas têm sido implementadas para recuperar nossos campos. Entre elas, por exemplo, a injeção de água, de dióxido de carbono (CO2) ou de vapor em poços, a injeção alternada de água e gás, a injeção submarina de água do mar e o uso de produtos químicos. O programa é de extrema importância para a Petrobras, pois a maioria dos campos da Companhia é madura. E tem gerado otimização de custos, aumento de produção e aumento de nossas reservas.

Keystone / Arquivo Petrobras

A Petrobras atingiu recorde de produção de óleo pesado viscoso no mar

O Programa Tecnológico de Óleos Pesados, Propes, encerrou-se em 2008 com ótimos resultados, segundo avaliação do Cenpes. O que a Petrobras aprendeu com o programa?
Criado em 2002, o Propes, que permeou a trajetória do petróleo desde a exploração até o refino, contribuiu, decisivamente, para a viabilidade da produção de óleos pesados em ambiente offshore. Com isso, a companhia atingiu recorde de produção de óleo pesado viscoso no mar, um total de cerca de um milhão de barris. Já o projeto piloto implementado no reservatório de Siri, situado no campo de Badejo, na Bacia de Campos, possibilitou a produção de óleo extrapesado, de 12,3º API, e de alta viscosidade em larga escala em alto-mar. Tecnologias foram consolidadas no âmbito do projeto, tais como a perfuração de poços horizontais de longa extensão com controle de areia, sistemas de bombeio centrífugo para a elevação artificial de óleo, plataformas equipadas para possibilitarem processamento de grandes vazões de líquido e o uso de plataformas itinerantes de produção viabilizando Testes de Longa Duração em campos de óleo pesado. Mais especificamente, na área de processamento de óleo, foram desenvolvidas novas tecnologias para separar água e óleo. No que diz respeito à recuperação avançada de óleo pesado, por sua vez, foi desenvolvido um projeto de injeção de água viscosificada em poço no campo de Papa-Terra. Já no que diz respeito à redução da viscosidade de óleo extrapesado, um projeto foi implementado no campo de Tambuatá, na Bacia de Santos.

J.Valpereiro / Banco de Imagens Petrobras

A Petrobras adapta seu parque de refino para aumentar a produção de diesel

André Valentim / Banco de Imagens Petrobras

Unidade de Craqueamento Catalítico Fluido

Falando em petróleos pesados, o Cenpes tem um programa focado no processamento de petróleos pesados e extrapesados, o Programa Tecnológico de Refino, Proter. Como está avançando?
Na área de Abastecimento, um dos maiores desafios da Petrobras é adequar seu parque de refino para aumentar a produção de diesel, com reduzido impacto ambiental, utilizando óleos pesados. Busca-se, também, aumentar a capacidade de hidrotratamento (HDT) das refinarias do Sistema Petrobras para atender à demanda do mercado por combustíveis cada vez mais limpos. No caso do processamento de petróleos pesados, após o processo inicial de destilação, ainda resta metade do volume sob a forma de resíduo atmosférico (RAT), o qual necessita de processamento adicional para ser transformado em frações leves e valorizadas de petróleo, tais como óleo diesel e gasolina. Isso ocorre no âmbito do Proter, que engloba projetos que visam ao desenvolvimento de tecnologias inovadoras de conversão de frações pesadas de petróleo em combustíveis e produtos petroquímicos em plantas de Craqueamento Catalítico Fluido e de Coqueamento Retardado. Essas tecnologias têm grande relevo no esquema de refino atual. Na Refinaria Abreu e Lima, por exemplo, será implantado um processo de coqueamento de RAT que aumentará em 28% a produção de óleo diesel em comparação com uma planta de Coqueamento de configuração tradicional. Nas refinarias RLAM, Recap e Refap, por sua vez, já é possível processar RAT nas Unidades de Craqueamento Catalítico Fluido e elevar em 10% a produção de componentes de diesel. Já no Comperj, será implantada a tecnologia de FCC Petroquímico para aumentar a produção de eteno e, principalmente, de propeno. Por fim, para produzirmos gasolina com baixo teor de enxofre, além de termos adquirido a tecnologia da AXENS, implantaremos tecnologia própria na nova unidade de HDT da Recap, a qual deverá entrar em operação no fim de 2010.

Ainda na área de refino, existe o Programa Tecnológico de Otimização e Confiabilidade, o Prorec. No âmbito desse programa, quais conquistas vêm sendo feitas?
No âmbito do programa, um dos maiores desafios enfrentados é a corrosão naftênica de materiais metálicos, isto é, a corrosão causada por compostos naftênicos que podem estar presentes no petróleo. Graças ao Prorec, foi possível identificarmos os limites de utilização dos diversos materiais metálicos com os quais lidamos, informar às refinarias do Sistema Petrobras o valor máximo de acidez de petróleo e derivados que podem processar com segurança e processar petróleos com níveis significativos de acidez. Implementamos projetos de adequação metalúrgica em unidades de destilação do refino, de modo a prolongar a vida útil de equipamentos, e, agora, realizamos testes com inibidores de corrosão naftênica para otimizar tais processos. Além disso, avaliamos as variáveis que influenciam a integridade de equipamentos e riscos de falhas estruturais em função do tempo de uso, otimizamos inspeções e manutenções e, assim, prolongamos a vida útil de equipamentos. Os conhecimentos que adquirimos até agora nos permitiram aprimorar especificações técnicas na compra de equipamentos e otimizar a fabricação e os custos desses equipamentos.

Lu Autuori / Banco de Imagens Petrobras

A Petrobras pesquisa materiais que reduzem a corrosão em dutos

No que diz respeito ao gás natural, quais têm sido as contribuições Programa Tecnológico de Gás Natural, o Progas, para a Petrobras?
O programa tem como desafios flexibilizar a cadeia logística de gás no Brasil e desenvolver soluções para transportar gás, de forma competitiva e flexível, de áreas distantes da costa brasileira até mercados consumidores. Para concretizar tais metas, atuamos em três frentes. Com a entrada em operação dos campos existentes na Província Pré-Sal , estudamos, como alternativa de escoamento do gás natural obtido, o transporte sob a forma de gás natural liquefeito embarcado. O gás natural seria convertido em líquido, tendo seu volume reduzido cerca de 600 vezes e transportado em navios até um terminal de regaseificação instalado em terra, onde a carga processada seria transformada em gás novamente. Para tanto, é preciso desenvolver plantas de liquefação de gás em águas profundas, Definiremos como será a unidade de GNL embarcado no segundo semestre de 2009. Outra alternativa estudada é o gás natural comprimido embarcado. O gás natural seria comprimido até atingir 250kgf/cm2, seria armazenado em cilindros dispostos em navios de GNC e tais navios transportariam o combustível até uma linha de gasodutos, de onde o gás seria escoado para unidades de processamento em terra. Essa tecnologia estará disponível para a Petrobras até o fim de 2009. Por fim, também pesquisamos a tecnologia gás-to-liquids ou GTL, transformação química do gás natural em derivados de alta qualidade, alto valor agregado e baixo impacto ambiental. Seu uso em ambiente offshore ainda é embrionário, mas estamos desenvolvendo uma planta-piloto, para instalação em um navio de produção, de modo a avaliar a tecnologia em maior escala. A planta começará a operar em 2010, no estado de Sergipe.

Falando em navios, dutos e escoamento, o Programa Tecnológico de Transporte, Protran, também faz parte do portfólio de programas tecnológicos do Cenpes. A quantas anda esse programa?
Temos implementado projetos de pesquisa relacionados a navios e redes de dutos e investido em infraestrutura objetivando a excelência operacional em diversos modais de transporte. Nesse esforço, contamos com parcerias com universidades brasileiras e o Centro de Tecnologia de Dutos da Petrobras, o CTDUT, onde testamos e validamos tecnologias e equipamentos. Pesquisamos, por exemplo, materiais que reduzam a corrosão em tanques, navios e dutos; a minimização de problemas de contaminação que alterem a qualidade dos produtos transportados; as movimentações do solo, para nos prevenirmos antes que causem danos à integridade de dutos; validamos sensores e equipamentos responsáveis pela vigilância nas faixas de dutos e tanques; e implementamos métodos de reparo que possibilitem o restabelecimento de operações de forma mais rápida e segura.

Rogério Reis / Banco de Imagens Petrobras

A Petrobras patenteou tecnologia para produzir biodiesel de sementes de plantas oleaginosas típicas do Brasil

O que há de novo no âmbito do Programa Tecnológico de Energias Renováveis, o Proger, hoje focado, a curto e médio prazos, em biocombustíveis?
Desenvolvemos tecnologia patenteada pela Petrobras para produzir biodiesel com matérias-primas de baixo custo abundantes no Brasil e com alto teor de óleo na semente, tais como palma, pinhão-manso, dendê, girassol e mamona, diferentemente do que ocorre no mundo, onde a soja e a colza são mais utilizadas. Temos condições de produzir biodiesel de qualidade internacional com 30% de óleo de mamona na mistura. E já temos pronto o projeto de uma planta de biodiesel com tecnologia 100% brasileira. Adaptações em plantas já existentes estão sendo estudadas por nossos especialistas. Estudos também estão em andamento para viabilizar a constituição de fazendas de criação de algas para a produção de biodiesel com o óleo extraído dessas algas. No que se refere ao diesel obtido pelo processo H-Bio, isto é, com tecnologia patenteada pela Petrobras que possibilita o processamento de óleo vegetal misturado a frações de diesel de petróleo, já contamos com seis refinarias da Petrobras adaptadas para produzi-lo quando for considerado comercialmente vantajoso. Já no que diz respeito ao etanol, concluiremos, ainda no primeiro semestre de 2009, o projeto de uma planta de demonstração de etanol de lignocelulose, isto é, produzido de resíduos vegetais como o bagaço e a palha da cana-de-açúcar . A planta começará a operar em 2010 ou 2011. A produção prevista será de cerca de dez mil litros de etanol por dia.

Geraldo Mello / Banco de Imagens Petrobras

Gasolina Podium

Guido Paternò / Banco de Imagens Petrobras

Cenpes, o centro de P&D da Petrobras

O Programa Tecnológico de Inovação em Combustíveis, o Inova, tem propiciado o lançamento de muitas novidades no mercado?
No âmbito do programa, estamos sempre buscando desenvolver produtos diferenciados, com ganhos de desempenho, novos componentes, produzidos por intermédio de novas rotas e com redução de emissões de gases de efeito estufa. Alguns dos produtos que desenvolvemos foram a gasolina Podium brasileira; a gasolina Podium para o mercado argentino; o Diesel Podium para pick-ups, com formulação e aditivação avançadas; o Diesel Verana para o segmento náutico; e 22 formulações diferentes de gasolina para a Fórmula 1, visando a um desempenho cada vez melhor. Atualmente, estamos trabalhando para desenvolver o bioquerosene de aviação e a gasolina de aviação sem chumbo.

O Cenpes também tem programas tecnológicos ambientais. Como está o andamento, por exemplo, do Programa Tecnológico de Meio Ambiente, o Proamb?
O programa tem como desafios desenvolver tecnologias que minimizem os impactos das atividades da Petrobras em sistemas e recursos hídricos. Para atingir tal fim, trabalhamos pela redução de resíduos gerados em nossos processos, pela atuação sustentável em ecossistemas sensíveis e pelo uso sustentável de recursos hídricos. Para minimizar resíduos gerados, estamos testando, em escala piloto, o tratamento térmico de resíduos, o qual possibilita o processamento de borras oleosas, antes um passivo ambiental, de modo a se obter óleo de boa qualidade. Também terá pré-operação iniciada neste ano o biorreator piloto para tratamento de solos que recuperará solos contaminados por petróleo e/ou derivados e possibilitará seu reúso. Em ecossistemas sensíveis, mais especificamente na Amazônia, implementamos projetos como o EcoUrucu, que objetiva aprimorar a sustentabilidade de processos de produção de óleo e gás na província petrolífera de Urucu; o Piatam, por intermédio do qual é realizado monitoramento sócio-ambiental na rota de transporte de petróleo e derivados da Petrobras; e o Projeto Cognitus, no âmbito do qual estamos desenvolvendo robôs para coleta de dados ambientais. Quanto ao reúso de efluentes, em parceria com a área de Abastecimento, implantamos tecnologias com esse fim nas refinarias Revap, Repar e Recap, na fábrica de lubrificantes Lubnor e no Cenpes, ao passo que projetos conceituais já foram elaborados para a implementação também no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro. O reuso de água por meio da tecnologia de eletrólise diversa está em validação na refinaria Regap. Já o reuso de água produzida nos processos de exploração e produção está sendo adotado para a recuperação de petróleo em unidades da Petrobras no Ceará, em Sergipe e no Rio Grande do Norte. Por fim, desenvolvemos tecnologia para que a água produzida juntamente com o petróleo seja utilizada na irrigação de plantas oleaginosas que servirão de matérias-primas para produção de biodiesel no Ceará e na cogeração de energia elétrica na usina termelétrica Termo Açu, no Rio Grande do Norte.

E como vai o Programa Tecnológico para a Mitigação de Mudanças Climáticas, o Proclima?
O programa, criado em 2007, tem quatro focos – seqüestro de carbono, eficiência energética, avaliação do desempenho ambiental de combustíveis fósseis e renováveis ao longo de seu ciclo de vida e desenvolvimento de tecnologias e modelos para a avaliação dos impactos das mudanças climáticas nos negócios da Petrobras. Do que já foi implementado, cabe destacar, no âmbito do seqüestro de carbono, que começamos a injetar CO2 no aqüífero Rio Pojuca, no Recôncavo Baiano, com a meta de totalizar a injeção de 50 toneladas por ano no local. Trata-se do primeiro projeto de seqüestro geológico de dióxido de carbono em andamento na América do Sul. Outros projetos ainda estão sendo formatados ou se encontram em estágio inicial.

Ao que se pode ver, o espírito empreendedor prevalece no âmbito de todos os programas tecnológicos do Cenpes.
É verdade. A capacidade de implementar novas soluções tecnológicas é um grande diferencial da Petrobras e do Cenpes, que fornece soluções tecnológicas para a Companhia por meio de programas tecnológicos e projetos de pesquisa. O sucesso tecnológico depende fundamentalmente de alguns fatores. Primeiramente, é preciso haver alinhamento às necessidades do usuário final e foco. Em segundo lugar, é necessário integrar todos aqueles que possam contribuir para as inovações desejadas, inclusive fornecedores e a Academia. Em terceiro lugar, o empenho pela implementação tem que ser incansável. Boas idéias, se não implementadas, não passarão disso. A inovação somente se materializa quando implementada industrialmente. A Petrobras tem consciência plena desses fatores. E nos encoraja a assumir atitudes empreendedoras. Está em nosso DNA.