As unidades de operações de Exploração e Produção (E&P) da Petrobras das regiões Norte e Nordeste do país, onde predomina a produção terrestre de petróleo e gás natural, fecharam 2014 com eficiência operacional de 95,2%.

Esse é o quinto ano consecutivo de crescimento da eficiência dos sistemas produtivos nas duas regiões. Em 2013, o indicador fechou em 94,7%. A eficiência operacional de um campo é medida pela fração produzida em relação ao potencial de produção do campo.

A alta eficiência operacional registrada nas bacias do Recôncavo, Ceará, Potiguar, Sergipe-Alagoas e Amazonas foi possível, principalmente, em função da otimização do processo produtivo, com o uso de técnicas de injeção de água e vapor – voltadas para o aumento do fator de recuperação (o quanto se pode extrair de petróleo e gás) dos campos -, e do programa de manutenção das plataformas de produção.

Graças a essas ações, os campos das regiões registraram um ganho médio de produção de cerca de 2.200 barris de petróleo por dia (bpd) em 2014, contribuindo para a produção de petróleo de 207,4 mil barris por dia.

Resultados por unidade de operações

A melhoria operacional do navio-plataforma Piranema Spirit, instalado no campo de Piranema, na Bacia de Sergipe-Alagoas, bem como a otimização da parada programada dessa unidade para manutenção levaram ao aumento da eficiência operacional do campo de Piranema, na UO-Seal (Unidade de Operações do Sergipe e Alagoas). Na UO-Seal, em 2014, a eficiência operacional foi de 94,4%, 0,4 ponto percentual acima da registrada no ano anterior.

Na UO-RNCE (Rio Grande do Norte e Ceará), o aumento da produtividade – de 95% para 95,8% de 2013 para 2014 – foi garantido pela adequação de equipamentos de produção, redução da parada de poços por condição de segurança e meio ambiente.

Também contribuíram para esse resultado, a melhoria do tempo de vida útil do método de elevação por bombeio centrífugo submerso (BCS) – que permite produção de maiores vazões -, o plano de melhoria da confiabilidade do sistema elétrico das instalações, assim como a adequação da manutenção em equipamentos elétricos.

Já a Unidade de Operações do Amazonas (UO-AM) registrou ganhos de desempenho devido à continuidade da rotina de manutenções preventivas dos compressores de injeção de gás e à conversão de um compressor, com aumento da capacidade de entrega. 

Além disso, o início da campanha da Unidade de Processamento de Gás Natural IV (UPGN IV) permitiu que houvesse aumento na capacidade de processamento do combustível.

Esta unidade de operações de exploração e produção fechou 2014 com eficiência operacional de 97,5%, melhor índice entre as unidades do Norte e Nordeste, frente a 96,9% do ano anterior.

A UO-BA (Bahia) registrou ganhos em eficiência com a instalação de dois compressores em estações de compressão de gás e fechou o ano com índice de 93,7%, frente aos 93,6% registrados no ano anterior.

Economia por meio de técnica inédita de instalação de equipamento

A Petrobras instalou, no fim do ano passado, a primeira árvore de natal molhada (equipamento instalado na cabeça de um poço de petróleo, formado por um conjunto de válvulas operadas remotamente, para controlar o fluxo de fluidos como petróleo, água e gás dos reservatórios para a superfície) através de cabos no pré-sal.

A principal mudança é o emprego do chamado navio de apoio a equipamentos submarinos (Subsea Equipment Support Vessel – Sesv, na sigla em inglês) na instalação do equipamento em substituição aos tradicionais navios-sonda. Com ele, a economia de tempo foi de aproximadamente dez dias, gerando um ganho superior a US$ 5 milhões.

O poço onde a árvore de natal foi instalada com essa técnica, denominado 7-SPH-2D-SP, está localizado no campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos, a 2.130 metros de profundidade.

A operação, que consiste em descer e instalar a árvore de natal na cabeça do poço, através de um cabo controlado da superfície, foi feita pelo navio de apoio com o emprego de um sistema de orientação de equipamento submarino (soes).

Esse processo de instalação substitui os navios-sonda, que têm taxas de afretamento muito mais altas. O Sesv tem outras vantagens importantes em relação às tradicionais sondas. Para descer mil metros de coluna de duto (riser) em mar aberto, a sonda necessita de aproximadamente dez horas.

Com isso, o tempo de descida para instalação de uma árvore de natal em poços com profundidade d´água de 2.300 metros dura, em média, 40 horas. O Sesv está apto para fazer a mesma manobra em menos de quatro horas, devido à velocidade de lançamento e de recolhimento do cabo.

Essa tecnologia já é utilizada pela Petrobras para profundidades de até 2 mil metros. Após estudos de engenharia, foram feitas algumas adaptações no barco Sesv Skandi Santos, permitindo que a embarcação faça a instalação de equipamentos em locais com até 2.300 metros de profundidade.

Após o sucesso dessa primeira experiência, o uso dos Sesvs consolida-se também no pré-sal, o que contribuirá para a redução de custos e do tempo das operações.

A Petrobras já contratou um segundo navio do tipo Sesv, que está sendo adaptado para uma profundidade de até 2.500 metros e que deve entrar em operação no segundo semestre de 2016.

O campo de Sapinhoá é operado pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda (30%) e Repsol Sinopec Brasil S.A. (25%).

Fonte:
Agência Petrobras