Petrobras Magazine

El ingeniero civil y de petróleo Carlos Tadeu da Costa Fraga forma parte del equipo Petrobras hace 28 años y actúa en la vanguardia de la tecnología desde que asumió, hace seis años, la función de gerente ejecutivo del Centro de Investigaciones y Desarrollo Leopoldo Américo Miguez de Mello, CENPES. En esta “fábrica de ideas y talentos”, acompaña los avances obtenidos en el ámbito de los programas tecnológicos vigentes y acumula premios y patentes otorgados por las innovaciones desarrolladas. A continuación, Carlos Tadeu Fraga cuenta en detalles a la revista Petrobras Magazine sobre los programas y sus contribuciones.

En Petrobras, son sólidas las inversiones en investigación y desarrollo, lo que hace de la compañía una de las grandes inversionistas en P&D en el contexto mundial. ¿Cómo son aplicados esos recursos en el CENPES?
De forma articulada con las áreas de negocio de la Compañía, el CENPES conduce las actividades del Sistema Tecnológico Petrobras, un conjunto de procesos a través de los cuales se acompañan las tendencias tecnológicas mundiales y se definen las estrategias tecnológicas de Petrobras y las principales líneas de investigación que compondrán su cartera tecnológica. Después de eso, por intermedio de los programas tecnológicos y de proyectos de investigación, suministra soluciones tecnológicas a todas las áreas de la Compañía, en muchos casos en sociedad con proveedores y/o instituciones de investigación brasileñas o extranjeras. En fin, el CENPES es un gran generador y acumulador de conocimientos que marcan la diferencia competitiva de Petrobras y le dan confianza para emprender y buscar desafíos cada vez mayores.

Bruno Veiga / Banco de Imágenes Petrobras

Petrobras tiene know-how para explorar y producir petróleo y gas a 3.000m de profundidad

Keystone / Banco de Imágenes Petrobras

Petrobras explora y va a producir petróleo a 2.500m de profundidad en el Golfo de México

El Programa Tecnológico de Aguas Profundas, el Procap, le ha permitido a Petrobras explorar y producir petróleo y gas natural a más de 2.000m de profundidad y ha contribuido para que la Compañía conquistara, en 1992 y 2001, dos premios OTC, considerados Óscares de la industria de petróleo, por el desarrollo de tecnologías innovadoras que han beneficiado a la industria offshore mundial. ¿Cómo anda el programa actualmente? ¿Cuál es la profundidad máxima en que opera Petrobras?
El Procap, en sus versiones 1.000 y 2.000, ha hecho posible la exploración y la producción de petróleo y gas a más de mil y dos mil metros de profundidad de lámina de agua, respectivamente. Actualmente, en su versión Procap 3.000, el programa ya nos asegura conocimientos y tecnología para explorar y producir a 3.000m de profundidad de lámina de agua. Ya hemos explorado acumulaciones a más de 2.500m de profundidad en el Golfo de México y también en la Cuenca de Campos, donde hemos perforado, por ejemplo, el pozo exploratorio 1-RJS-567, en el bloque BC-100, a 2.853m de profundidad. En breve, otro de nuestros pozos comenzará a producir a 2.500m de profundidad en el Golfo de México. Sin embargo, por ahora, la mayor profundidad en que producimos petróleo es de 1.886m de lámina de agua, en el campo de Roncador, Cuenca de Campos. Dominada esa tecnología, nuestra meta, ahora, es desarrollar medios para explorar y producir petróleo y gas en aguas ultra-profundas, es decir, a más de 3.000m de profundidad.

Gran parte del pionerismo que ha hecho de Petrobras una Compañía tan renombrada en el exterior se ha debido al Procap. ¿Verdad?
Por supuesto. Gracias al Procap, Petrobras fue la primera empresa en el mundo en anclar plataformas en aguas profundas. Instaló, con la ayuda de la robótica, el primer Árbol de Navidad Mojado, un conjunto de válvulas que, en suelo marino, controla la presión y el flujo de un pozo submarino, diverless, que quiere decir, sin buceador, en profundidades donde el hombre no podría llegar. Fue pionera en usar risers flexibles, que son ductos flexibles de flujo de petróleo y/o gas que conectan pozos a plataformas. También, fue la primera a usar risers rígidos asociados a plataformas de tipo semisumergible, en aguas profundas. Gracias a las innovaciones desarrolladas en el ámbito del Procap, Petrobras en diciembre de 2008, sólo en Brasil, ya contabilizaba 728 pozos submarinos en operación, 112 sistemas de producción en el mar y producía alrededor de 1.893.000 barriles de petróleo equivalente por día en campos marítimos, de un total de dos millones 340 mil boed. Dichos datos colocan a la Compañía como la mayor operadora del mundo en aguas profundas, responsable por prácticamente el 25% de la producción mundial en ese ambiente.

José Caldas / Banco de Imágenes Petrobras

Cuenca del Solimões

Actualmente, el mundo tiene los ojos puestos en el Prosal, Programa Tecnológico para el Desarrollo de la Producción de Reservorios Presal, creado hace apenas un año. ¿Qué se está realizando en este programa?
La Provincia Presal presenta desafíos tecnológicos en prácticamente todas las áreas, entre ellos, la perforación de pozos a través de espesas capas de sal en aguas ultraprofundas. Sin embargo, en este primer año de desarrollo de los trabajos en el ámbito del programa, constatamos que nuestra experiencia anterior fue un gran triunfo. Por eso, los primeros resultados comienzan a materializarse. Por intermedio de pruebas de larga duración, el primer pozo de la Provincia Presal, en Espírito Santo, el ESS-103A ,en el campo de Jubarte, ya está produciendo y, la primera semana de mayo de este año, entra en producción el primer pozo de la provincia en la Cuenca de Santos. Además, estamos implantando el Proyecto Piloto de la Provincia Presal en la Cuenca de Santos, que entrará en producción en 2010. La concepción de la primera etapa del desarrollo de la provincia en la Cuenca de Santos también está definida, previendo la instalación de dos FPSOs Piloto anticipados y ocho FPSOs definitivos de gran porte. Siguiendo el ejemplo de lo que Petrobras logró con éxito en emprendimientos anteriores en la Cuenca de Campos, el desarrollo en etapas permitirá obtener informaciones y la prueba de innovaciones tecnológicas, las cuales serán implantadas en etapas subsecuentes. En fin, estamos obteniendo avances importantes en múltiples áreas.

Hablando de la Provincia Presal, existe otro programa tecnológico que está siendo creado de acuerdo con esa nueva frontera exploratoria, el ProCO2. ¿En qué consistirá ese programa?
En el ámbito del programa, se desarrollarán formas eficaces de captura y almacenamiento de CO2 y será analizada la posibilidad de inyectar CO2 de vuelta en reservorios como mecanismo de recuperación adicional de petróleo.

¿Qué se está estudiando en el ámbito del Programa Tecnológico de Fronteras Exploratorias, el Profex?
La propuesta del Profex es desarrollar e integrar conocimientos y tecnologías que, a mediano o largo plazo, contribuyan para el descubrimiento de provincias petrolíferas en nuevas fronteras exploratorias y con la capacitación de Petrobras en lo referente a la exploración de acumulaciones naturales de hidratos de gas. En el ámbito de este programa, estamos estudiando la Cuenca de Solimões, formación terrestre paleozoica, y la margen continental de América del Sur. También, analizamos cómo extraer y tornar comercialmente viable el gas de los hidratos naturales de gas, compuestos sólidos constituidos de agua y gases, como el metano y el dióxido de carbono, abundantes en sedimentos marinos y existentes bajo la forma de cristales en las márgenes continentales. Actualmente, nadie en el mundo hace eso en escala comercial. Algunos socios de peso como la Universidad de Tokio, el Observatorio Geofísico de Trieste y la Pontificia Universidad Católica de Rio de Janeiro, nos ayudan en nuestro trabajo.

¿Cómo va el progreso del Programa Tecnológico de Modelado de Cuencas, el Promob?
En el ámbito del programa, desarrollamos los prototipos de los softwares SimBR y Steno, que han facilitado enormemente el trabajo de Petrobras. El SimBR simula procesos geológicos de desarrollo de sistemas petrolíferos, tales como los de deposición y erosión de sedimentos, compactación de rocas y alteración de su porosidad y generación, migración y acumulación de petróleo. Ya el Steno, software de modelado estratigráfico, simula condiciones de sedimentación en cuencas a lo largo del tiempo geológico y puede ayudarnos a prever el aparecimiento de rocas-depósito, las cuales pueden retener petróleo, en nuevas localizaciones de pozos. Además, integramos nuestras bases de datos y constituimos un banco de datos corporativo para consulta por áreas y unidades de Petrobras, en Brasil y en el exterior.

En el ámbito del Programa Tecnológico de Recuperación Avanzada de Petróleo, el Pravap, brazo tecnológico del Programa de Revitalización de Campos con Alto Grado de Explotación del área de E&P, el Recage, los resultados han sido alentadores, ¿no es verdad?
Sí. En el mundo, el factor de recuperación de petróleo en campos maduros, o sea, que ya han alcanzado su ápice de producción y entraron en declive, es de 35% de promedio. Gracias al Pravap, alcanzamos un factor de recuperación de 50%, por ejemplo, en el campo de Marlim, que produce hace 20 años. Y hubo casos de campos recuperados que alcanzaron un segundo pico de producción mayor que el primero. Gracias al programa, campos maduros como los de Carmópolis, Canto do Amaro, Bonito, Albacora ganaron nuevo vigor. Se han implementado diversas técnicas para recuperar nuestros campos, como por ejemplo, la inyección de agua, de dióxido de carbono (CO2) o de vapor en pozos, la inyección alternada de agua y gas, la inyección submarina de agua del mar y el uso de productos químicos. El programa es de extrema importancia para Petrobras, pues la mayoría de los campos es madura y ha generado optimización de costos, aumento de producción y aumento de nuestras reservas.

Keystone / Archivo Petrobras

Petrobras alcanzó récord de producción de petróleo pesado viscoso en el mar

El Programa Tecnológico de Petróleos Pesados, el Propes, terminó en 2008 con excelentes resultados, según la evaluación del CENPES. ¿Qué ha aprendido Petrobras con el programa?
Creado en el 2002, el Propes, que fortaleció la trayectoria del petróleo desde la exploración hasta el refino, contribuyó, decisivamente, para la viabilidad de la producción de petróleos pesados en ambiente offshore. Con eso, la compañía alcanzó el récord de producción de petróleos pesados viscosos en el mar, un total aproximado de un millón de barriles. Ya el proyecto piloto implementado en el reservorio de Siri, situado en el campo de Badejo, en la Cuenca de Campos, posibilitó la producción de petróleo extrapesado, de 12,3º API, y de alta viscosidad en gran escala en alta mar. Tecnologías se consolidaron en el ámbito del proyecto, tales como la perforación de pozos horizontales de larga extensión con control de arena, sistemas de bombeo centrífugo para la elevación artificial de petróleo, plataformas equipadas que permiten el procesamiento de grandes flujos de líquido y el uso de plataformas itinerantes de producción viabilizando Pruebas de Larga Duración en campos de petróleo pesado. Más específicamente, en el área de procesamiento de petróleo, se desarrollaron nuevas tecnologías para separar agua y petróleo. Respecto a la recuperación avanzada de petróleo pesado, a su vez, fue desarrollado un proyecto de inyección de agua viscosificada en pozo, en el campo de Papa-Terra. En relación a la reducción de la viscosidad de petróleo extrapesado, se implementó un proyecto en el campo de Tambuatá, en la Cuenca de Santos.

J.Valpereiro / Banco de Imágenes Petrobras

Petrobras adapta su parque de refino para aumentar la producción de

André Valentim / Banco de Imágenes Petrobras

Unidad de Craqueo Catalítico Fluido

Hablando de petróleo pesado, el CENPES tiene un programa centrado en el procesamiento de petróleos pesados y extrapesados, el Programa Tecnológico de Refino, el Proter. ¿Cómo va este programa?
En el área de Abastecimiento, uno de los mayores desafíos de Petrobras es adecuar su parque de refino para aumentar la producción de diésel, con reducido impacto ambiental, utilizando petróleos pesados. Además, se pretende aumentar la capacidad de hidrotratamiento (HDT) de las refinerías del Sistema Petrobras para atender a la demanda del mercado que busca combustibles cada vez más limpios. En el caso del procesamiento de petróleos pesados, después del proceso inicial de destilación, aún queda la mitad del volumen bajo la forma de residuo atmosférico (RAT), el cual necesita procesamiento adicional para ser transformado en fracciones ligeras y valorizadas de petróleo, tales como diésel y gasolina. Esto ocurre en el ámbito del Proter, que engloba proyectos que buscan el desarrollo de tecnologías innovadoras de conversión de fracciones pesadas de petróleo en combustibles y productos petroquímicos en plantas de Craqueo Catalítico Fluido y de Coquización Retardada. Esas tecnologías tienen una gran importancia en el esquema de refino actual. En la Refinería Abreu e Lima, por ejemplo, será implantado un proceso de coquización de RAT que aumentará en un 28% la producción de diésel en comparación a una planta de Coque de configuración tradicional. En las refinerías RLAM, Recap y Refap, a su vez, ya es posible procesar RAT en las Unidades de Craqueo Catalítico Fluido y elevar en un 10% la producción de componentes de diésel. Ya en el Comperj, será implantada la tecnología de FCC Petroquímico para aumentar la producción de etileno y, principalmente, de propeno. Por último, para producir gasolina con bajo grado de azufre, además de haber adquirido la tecnología de AXENS, implantaremos tecnología propia en la nueva unidad de HDT de la Recap, la que deberá comenzar a operar a fines de 2010.

En el área de refino también existe el Programa Tecnológico de Optimización y Confiabilidad, el Prorec. En el ámbito de ese programa, ¿Cuáles han sido sus conquistas?
En el ámbito del programa, uno de los mayores desafíos enfrentados es la corrosión nafténica de materiales metálicos, es decir, la corrosión causada por compuestos nafténicos que pueden estar presentes en el petróleo. Gracias al Prorec, fue posible identificar los límites de uso de los diversos materiales metálicos con los cuales lidiamos, informar a las refinerías del Sistema Petrobras el valor máximo de acidez de petróleo y derivados que pueden procesar con seguridad y procesar petróleos con niveles significativos de acidez. Implementamos proyectos de adecuación metalúrgica en unidades de destilación del refino, para prolongar la vida útil de equipamientos, y, ahora, realizamos pruebas con inhibidores de corrosión provocada por la nafta para optimizar dichos procesos. Además, evaluamos las variables que influyen en la integridad de equipamientos y riesgos de fallas estructurales en función del tiempo de uso, optimizamos inspecciones y mantenimientos y, así, prolongamos la vida útil de equipamientos. Los conocimientos que adquirimos hasta ahora nos han permitido mejorar las especificaciones técnicas en la compra de equipamientos y optimizar la fabricación y los costos de dichos equipos.

Lu Autuori / Banco de Imágenes Petrobras

Petrobras investiga materiales que reducen corrosión en ductos

Respecto al gas natural, ¿cuáles han sido las contribuciones del Programa Tecnológico de Gas Natural, el Progas, para Petrobras?
El programa tiene como desafíos flexibilizar la cadena logística de gas en Brasil y desarrollar soluciones para transportar gas, de forma competitiva y flexible, de áreas distantes de la costa brasileña hasta los mercados consumidores. Para concretizar dichas metas, actuamos en tres áreas. Con la puesta en marcha de los campos existentes en Provincia Presal, estudiamos, como alternativa de flujo del gas natural obtenido, el transporte bajo la forma de gas natural licuado embarcado. El gas natural sería convertido en líquido, reduciendo su volumen en aproximadamente 600 veces y sería transportado en barcos hasta un terminal de regasificación instalado en tierra, donde la carga procesada se transformaría en gas nuevamente. Para eso, es necesario desarrollar plantas de licuefacción de gas en aguas profundas. Definiremos como será la unidad de GNL embarcado en el segundo semestre de 2009. Otra alternativa estudiada es el gas natural comprimido embarcado. El gas natural se comprimiría hasta alcanzar 250kgf/cm2, se almacenaría en cilindros dispuestos en barcos de GNC y dichos barcos transportarían el combustible hasta una línea de gasoductos, de donde el gas seguiría hacia las unidades de procesamiento en tierra. Esta tecnología estará disponible para Petrobras a fines de 2009. Finalmente, también investigamos la tecnología gas-to-liquids, GTL, transformación química del gas natural en derivados de alta calidad, alto valor agregado y bajo impacto ambiental. Su uso en ambiente offshore aún es embrionario, pero estamos desarrollando una planta piloto, para la instalación en un barco de producción, para evaluar la tecnología en mayor escala. La planta comenzará a funcionar en 2010, en el estado de Sergipe.

Hablando de barcos, ductos y flujo, el Programa Tecnológico de Transporte, el Protran, también hace parte del portafolio de programas tecnológicos del CENPES. ¿Cómo va este programa?
Hemos implementado proyectos de investigación relacionados a barcos y redes de ductos e invertido en infraestructura buscando la excelencia operacional en las diversas formas de transporte. En este esfuerzo, también participan algunas instituciones asociadas como universidades brasileñas y el Centro de Tecnología de Ductos de Petrobras, CTDUT, donde probamos y validamos tecnologías y equipamientos. Investigamos, por ejemplo, materiales que reduzcan la corrosión en tanques, barcos y ductos; la disminución de problemas de contaminación que alteren la calidad de los productos transportados; los movimientos del suelo, para prevenir cualquier daño a la integridad de los ductos; validamos sensores y equipamientos responsables por la vigilancia en los rangos de ductos y tanques e implementamos métodos de reparación que permitan el restablecimiento de operaciones de forma más rápida y segura.

Rogério Reis / Banco de Imágenes Petrobras

Petrobras patentó tecnología para producir biodiésel de semillas de plantas oleaginosas típicas del Brasil

¿Qué hay de nuevo en el ámbito del Programa Tecnológico de Energías Renovables, el Proger, hoy centrado, a corto y mediano plazo, en biocombustibles?
Desarrollamos una tecnología patentada por Petrobras para producir biodiésel con materias primas de bajo costo abundantes en Brasil y con alto contenido de aceite en la semilla, tales como palma, piñón manso, dendê, girasol e higuereta, diferentemente de lo que ocurre en el mundo, donde la soya y la colza son más utilizadas. Tenemos condiciones de producir biodiésel de calidad internacional con 30% de aceite de ricino en su mezcla. Y ya está listo el proyecto de una planta de biodiésel con tecnología 100% brasileña. Las adaptaciones en plantas ya existentes están siendo estudiadas por nuestros especialistas. También están en marcha estudios para viabilizar la constitución de haciendas de crianza de algas, para producir biodiésel con el aceite extraído de dichas algas. Respecto al diésel obtenido del proceso H-Bio, o sea, con tecnología patentada por Petrobras que permite el procesamiento de aceite vegetal mezclado con fracciones de diésel de petróleo, ya contamos con seis refinerías de Petrobras adaptadas para producirlo cuando sea considerado comercialmente ventajoso. Referente al etanol, concluiremos, en el primer semestre de 2009, el proyecto de una planta de demostración de etanol de lignocelulosa, es decir, producido de residuos vegetales como el bagazo y la paja de la caña de azúcar. La planta comenzará a funcionar en 2010 ó 2011. La producción prevista será de cerca de diez mil litros de etanol por día.

Geraldo Mello / Banco de Imágenes Petrobras

Gasolina Podium

Guido Paternò / Banco de Imágenes Petrobras

CENPES, el centro de P&D de Petrobras

El Programa Tecnológico de Innovación en Combustibles, el Inova, ¿ha propiciado el lanzamiento de muchas novedades en el mercado?
En el ámbito del programa, estamos siempre buscando desarrollar productos diferenciados, con ganancias de desempeño, nuevos componentes, producidos por intermedio de nuevas rutas y con reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Algunos de los productos que desarrollamos fueron la gasolina Podium brasileña; la gasolina Podium para el mercado argentino; la Diésel Podium para pick-ups, con formulación y aditivos avanzados; la Diésel Verana para el segmento náutico; y 22 formulaciones diferentes de gasolina para la Fórmula 1, buscando un desempeño cada vez mejor. Actualmente, estamos trabajando para desarrollar el bioqueroseno de aviación y la gasolina de aviación sin plomo.

El CENPES también tiene programas tecnológicos ambientales. ¿Cómo está el Programa Tecnológico de Medio Ambiente, el Proamb?
El programa tiene como desafíos desarrollar tecnologías que reduzcan los impactos de las actividades de Petrobras en sistemas y recursos hídricos. Para alcanzar esa meta, estamos trabajando en la disminución de residuos generados en nuestros procesos, por la actuación sustentable en ecosistemas sensibles y por el uso sustentable de recursos hídricos. Para disminuir residuos generados, estamos probando, en escala piloto, el tratamiento térmico de residuos, lo que permite el procesamiento de borras aceitosas, antiguamente un pasivo ambiental, para obtener petróleo de buena calidad. También, este año comenzará su pre-operación el biorreactor piloto para el tratamiento de suelos que recuperará suelos contaminados por petróleo y/o derivados y permitirá su reutilización. En ecosistemas sensibles, específicamente en la Amazonia, implementamos proyectos como el EcoUrucu, que busca mejorar la sustentabilidad de procesos de producción de petróleo y gas en la provincia petrolífera de Urucu; el Piatam, por medio del cual se realiza el monitoreo socio-ambiental en la ruta de transporte de petróleo y derivados de Petrobras; y el Proyecto Cognitus, en el ámbito del cual estamos desarrollando robots para la recolección de datos ambientales. En cuanto a la reutilización de efluentes, en sociedad con el área de Abastecimiento, implantamos tecnologías con ese fin en las refinerías Revap, Repar y Recap, en la fábrica de lubricantes Lubnor y en el CENPES, al paso que ya se han elaborado proyectos conceptuales para la implementación también en el Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro. La reutilización del agua a través de la tecnología de electrólisis diversa está siendo validada en la refinería Regap. Ya la reutilización del agua producida en los procesos de exploración y producción está siendo adoptada para la recuperación de petróleo en unidades de Petrobras en Ceará, en Sergipe y en Rio Grande do Norte. Y, por último, desarrollamos una tecnología para que el agua producida juntamente con el petróleo sea utilizada en la irrigación de plantas oleaginosas que servirán de materia prima para la producción de biodiésel en Ceará y en la cogeneración de energía eléctrica en la central termoeléctrica Termo Açu, en Rio Grande do Norte.

¿Y cómo va el Programa Tecnológico de Mitigación de Cambios Climáticos, el Proclima?
El programa, creado en 2007, tiene cuatro puntos – secuestro de carbono, eficiencia energética, evaluación del desempeño ambiental de combustibles fósiles y renovables a lo largo de su ciclo de vida y desarrollo de tecnologías y modelos para la evaluación de los impactos de los cambios climáticos en los negocios de Petrobras. De lo que ya ha sido implementado, cabe destacar, en el ámbito del secuestro de carbono, que comenzamos a inyectar CO2 en el acuífero Rio Pojuca, en la Ensenada Baiana, con la meta de totalizar la inyección de 50 toneladas por año en el local. Se trata del primer proyecto de secuestro geológico de dióxido de carbono en andamiento en América del Sur. Otros proyectos aún están siendo formateados o se encuentran en etapa inicial.

Por lo que se puede ver, el espíritu emprendedor prevalece en el ámbito de todos los programas tecnológicos del CENPES.
Sí, es verdad. La capacidad de implementar nuevas soluciones tecnológicas es una de las principales características de Petrobras y del CENPES, que le ofrece soluciones tecnológicas a la Compañía por medio de programas tecnológicos y proyectos de investigación. El éxito tecnológico depende fundamentalmente de algunos factores. En primer lugar, es preciso que haya alineamiento entre las necesidades del usuario final y el enfoque. En segundo, es necesario integrar a todos aquellos que puedan contribuir con las innovaciones deseadas, inclusive proveedores y la Academia. En tercer lugar, el empeño en la implementación tiene que ser incansable. Las buenas ideas, si no son implementadas, no pasan de ser simplemente ideas . La innovación solamente se materializa cuando es implementada industrialmente. Petrobras tiene plena conciencia de esos factores y nos estimula a asumir actitudes emprendedoras. Está en nuestro DNA.