Rio de Janeiro (RJ) – Uma plataforma do tipo multi-column floater – ou plataforma flutuante de multicolunas (MCF), com capacidade de produzir 300 mil barris de óleo e processar 24 milhões de m³ de gás por dia pode ser uma alternativa para a extração de petróleo na área de Libra. O conceito inovador foi desenvolvido por um grupo de parceiros – formado por Siemens, Chemtech, Gaia, Horton do Brasil, Linde, UOP e Dockwise.
A empresas do setor de petróleo no Brasil vem estudando alternativas para os sistemas definitivos da área, entre elas o uso de unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSOs) de 225 mil barris de óleo e 18 milhões de m³ de gás por dia. Nesse porte massivo, o desafio principal está na construção do casco. As plataformas em produção em outras áreas do pré-sal, com capacidade entre 150 mil e 180 mil barris diários, tem sido montadas sobre grandes cascos de navios petroleiros convertidos.
A MCF é uma plataforma diferente. Sua concepção de casco se baseia em estruturas cilíndricas agrupadas, como pés de uma mesa. Neste conceito, os cilindros do casco são independentes e não apresentam equipamentos internos, podendo ser fechados durante operação. Isto proporciona uma vantagem quanto à segurança devido à redundância de tanques e à ausência de pontos de alagamento, mesmo quando a plataforma estiver excessivamente inclinada. O controle de lastro do casco é feito por ar-comprimido que é produzido e operado com segurança na parte de cima. A vantagem está na estabilidade em condições de mar adversas. Além disso, o óleo armazenado está abaixo da superfície do mar e fora da área de colisão de outros navios, o que e garante maior segurança contra vazamentos.
Outra característica deste conceito é o pontoon – parte horizontal que conecta as colunas abaixo da linha d’água – que é permanentemente alagado durante operação, fazendo com que a plataforma tenha um centro de gravidade mais baixo e maior inércia aos movimentos.
Desafios e equipamentos
O estudo de viabilidade da MCF se deparou com alguns desafios tecnológicos. O primeiro deles foi exatamente a ausência de referências em relação a uma unidade offshore com capacidade de processamento de 300 mil barris de óleo e compressão de 24 milhões de m3/d de gás. Essa capacidade de produção demanda mais energia e cascos que suportem cargas mais elevadas de equipamentos.
Por isso, alguns dos aspectos importantes avaliados durante o estudo foram a seleção dos equipamentos do sistema de compressão e as turbinas de geração energética. Inicialmente, foi detectada uma necessidade de demanda energética superior a tradicional de 100 MW desse tipo de extração de petróleo. Para este caso, foram selecionados dois modelos de turbogeradores Rolls Royce/Siemens que atendem à demanda estudada e a regulação vigente.
Depois, devido aos volumes processados, foram escolhidos compressores da Dresser-Rand/Siemens, não só adequados para a tarefa, mas que foram customizados com a substituição do acionamento dos compressores por turbinas a gás, resultando numa queda do consumo energético para dentro desses limites tradicionais de 100 MW.
O alto teor de CO2 encontrados no gás da área de Libra exigiu a busca por alternativas de remoção de CO2 mais eficientes através do processo de criogenia (da Linde) associada à tecnologia convencional de separação por membranas (UOP) para enquadramento do gás, possibilitando também a sua exportação.
O deck-mating ou floatover é a forma considerada para instalação da parte de cima (topside) no casco. Neste conceito, o objetivo é que o topside tenha todos os equipamentos instalados e integrados durante a construção no cais enquanto o casco é construído separadamente. Quando as duas partes estão prontas, o casco é descarregado no mar em águas calmas e submergido. O topside é então transportado em um navio ou balsa e posicionado entre as colunas do casco. Logo em seguida, o lastro do casco é retirado, fazendo com que ele suba até que suas conexões toquem as colunas do deck – esse conceito de instalação evita a mobilização de navios-guindaste. “Foi identificada uma região no sul da Bahia que oferece condições favoráveis de onda, vento e correntes para a operação”, informou Rainer Brehm, diretor das divisões Process Industries and Drives e Power and Gas da Siemens.
Rainer também ressalta que o objetivo é que o projeto do casco tenha o máximo de conteúdo local possível. “Para isso, a viabilidade técnica de fabricação está sendo realizada em alguns estaleiros brasileiros, com mão de obra totalmente nacional”, diz.
Para a área de Libra, na Bacia de Santos, a Petrobras prevê a instalação de pelo menos dez sistemas de produção a partir de 2020 – além de um teste de longa duração e de um projeto piloto previstos para 2017 e 2019. O sucesso do projeto foi tanto, que a Siemens já recebeu inúmeras sinalizações positivas do mercado, e está iniciando a concepção de outras duas plataformas, de capacidade de 225 mil e 180 mil barris por dia.
Uma das decisões tomadas nesse âmbito foi a formação, anunciada em janeiro, de uma joint-venture com as empresas japonesas Sumitomo Corporation e a Japan Steel Works com o propósito de fornecer componentes paraenergia eólica a partir de 2017. “O setor de energia eólica é um dos poucos segmentos da indústria brasileira com demanda aquecida por aço”, informa a Gerdau. A parceria já teve a aprovação do Conselho de Administração da siderúrgica.
O empreendimento, de acordo com André Gerdau Johannpeter, presidente do grupo, ficará dentro da usina da Gerdau em Pindamonhangaba (SP), que fornecerá aços especiais para a produção de componentes para torres de geração deenergia eólica, segmento que tem sido alvo de investimentos de grupos siderúrgicos do país. A iniciativa se enquadra no chamado projeto “Gerdau 2022″, que busca aumento de competitividade do grupo siderúrgico no longo prazo. As empresas japonesas investirão R$ 280 milhões para a aquisição de equipamentos e a Gerdau entrará com ativos para produção de cilindros, sem desembolsar caixa.
Fonte http://www.macaeoffshore.com.br/
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