Na cruzada para viabilizar a produção de campos de menor porte, as companhias de petróleo passaram a lançar mão de subsea tiebacks – modalidade de projeto que interliga um reservatório a uma plataforma já em operação, reduzindo os investimentos que seriam necessários para a instalação de uma unidade dedicada e antecipando a extração do primeiro óleo.

O empenho se concentra agora em alcançar reservatórios mais distantes – precavendo que as baixas temperaturas do fundo do mar congelem o petróleo e o gás e entupam as linhas que interligam o reservatório e a plataforma. Via de regra, as operadoras utilizam aquecimento elétrico ativo para manter a temperatura dos risers e evitar a formação das parafi nas e hidratos, loops e até linhas duplas. “Os desafi os técnicos variam de acordo com as características de cada projeto. No entanto, em termos gerais, o desafi o contínuo se confi gura em permitir a implementação de tie-backs cada vez mais longos sob a ótica técnica, assim como aumentar sua atratividade econômica”, conta o gerente geral de Engenharia Submarina da Petrobras, Felipe Matoso.

Representantes da TechnipFMC e da Subsea 7 apresentaram, em um painel realizado durante a Brasil Offshore, alternativas para garantir o fl uxo do petróleo e do gás. A primeira vem trabalhando com Petrobras, Total e Sulzer no desenvolvimento de um motor submarino de alta tensão para prover energia aos sistemas de bombeamento. A Subsea 7 tem o Electrically Heated Trace Flowline, um pipe in pipe aquecido, já qualifi cado, e agora pesquisa a tecnologia Cold Flow, de escoamento a frio.

Um estudo de viabilidade econômica feito para o Mar do Barents indicou como ponto de economicidade da tecnologia Cold Flow distâncias superiores a 70 km – abaixo disso, o aquecimento elétrico seria a alternativa mais econômica, devido a quantidade de equipamentos agregados.

O Electrically Heat Traced Flowline - EHTF possui uma estrutura mais complexa que o aquecimento elétrico direto - DEH. Como contrapartida, é mais efi ciente e capaz de suportar condições mais severas. Os fi os são traçados em trios no espaço anular entre os dois tubos, e por efeito joule mantem o duto aquecido – a potência elétrica pode ser fornecida por um umbilical conectado no topo ou em algum outro ponto da linha. O espaço dentro do pipe in pipe ainda é preenchido com isolamento de base polimérica em tecnologia nanogel desenvolvida pela InTerPipe – no vácuo criado nesse espaço anular as moléculas não conseguem vibrar e transmitir calor, o que reduz o consumo de energia. “O vácuo potencializa esse isolamento. Com essa característica conseguimos tempos de permanência em uma determinada temperatura três vezes superior”, afi rmou o gerente sênior de Tecnologia da Subsea 7, Ivan Cruz.
O diferencial reside na capacidade para alcançar maiores distâncias – o limite do aquecimento elétrico ativo está diretamente relacionado ao suprimento potência elétrica a longas distâncias. Com a linha aquecida, tanto o petróleo ou o gás quanto os produtos químicos conseguem fl uir com mais facilidade. Outra vantagem desse sistema é permitir o redimensionamento das bombas submarinas – com a manutenção da temperatura, menos esforço é necessário para escoar o petróleo. A Subsea Integration Alliance – grupo que reúne OneSubsea, Schlumberger e Subsea 7 – estuda a integração do EHTF com sistemas de bombeamento. A ideia é que a essa solução dispense a adoção de bombas mais complexas e compartilhe o mesmo umbilical para suprimento de potência demandada.

A tecnologia Cold Flow propõe o contrário: deixar o petróleo e o gás escoarem a baixas temperaturas, e concentrar o esforço no gerenciamento da formação de parafi nas e hidratos. Na unidade de processamento submarino o petróleo é separado da água e do gás e em seguida resfriado em outra unidade para seguir seu caminho até a plataforma. Dentro dessas linhas, um pig circula em loops, raspando a parafi na depositada nas paredes do duto, e o sistema de bombeio se encarrega de levar a parafi na embora. “Isso vai se tornar interessante à medida em que as distâncias nas quais você quer escoar esse fl uido por um duto singelo compensam o esforço necessário para gerenciar a formação de parafi na ou hidrato no início do escoamento da produção”, enfatiza Ivan Cruz.

O motor de alta tensão desenvolvido pela TechnipFMC com a Petrobras, Total e Sulzer já está qualifi cado. A proposta do projeto é levar para o fundo do mar um motor de 13.6 kV e tomar cabos umbilicais de menor bitola – já que o motor de alta tensão demanda menos corrente para a mesma potência.

Usualmente o suprimento de equipamentos submarinos exige complexos sistemas de potência – formados por geradores, barramentos, disjuntores, variadores de frequência, umbilical, placas de terminação, penetradores e conectores. Tudo isso representa custo maior. A tensão típica de um motor submarino – 6.6 kV – também é um limite para a distância do subsea tieback. O maior umbilical qualifi cado pela Petrobras (de 240 mm², utilizado para alimentar o separador submarino instalado no campo de Marlim, na Bacia de Campos) está apto a suprir 2.2 MW a um equipamento localizado até 10 km – para além dessa distância, as perdas de potência excluem essa opção. Aumentar a sessão do umbilical, por outro lado, traria poucos benefícios em relação aos custos – um cabo de 300 mm², por exemplo, aumenta para 2.4 MW a potência e para 27 km a distância alcançada.

Teoricamente, o mesmo resultado – aumentar a tensão e reduzir a potência – pode ser obtido com a inclusão de um transformador na plataforma e outro no fundo do mar. Só que transformadores submarinos e seus conectores representam um considerável aumento do investimento. A alternativa proposta é instalar no fundo do mar um motor com a mesma tensão da plataforma – os parceiros desenvolveram esse motor usando a tecnologia de imã permanente, que apresentou maior efi ciência e permitiu trabalhar com fl uido de barreira baseado em água. “Sistemas elétricos impactam o Capex, especialmente para subsea tieback de longa distância. A redução da complexidade e do custo vai determinar a atratividade do sistema de bombeamento”, explicou o diretor de Subsea Processing da TechnipFMC, Eduardo Cardoso.

Solução para campos marginais

A Shell passou a esquadrinhar seus novos projetos subsea tieback dentro do programa batizado de Competitive Scoping – criado para adequar os custos ao novo patamar de preços do barril, esse procedimento estabelece que o design de um projeto deve ser direcionado para garantir um desempenho mínimo aceitável, agregando apenas o que aumente o seu valor. O melhor exemplo está no projeto de Kaikias – campo em fase de desenvolvimento em águas profundas do Golfo do México. Os três poços são interligados a um production line end manifold - plem, que enviará a produção de petróleo e gás até a plataforma de Ursa através de uma single fl owline de 16 km – e não mais por uma linha dupla. A redução na quantidade de equipamentos – e na demanda de energia – admitiu um umbilical de menor sessão.

A simplifi cação reduziu pela metade o investimento estimado inicialmente. Caso seja necessário desobstruir a linha por entupimento com parafi nas ou hidratos, esse plem está preparado para receber um lançador de pig. Ainda assim, a sequência de start up em cada um dos poços foi desenhada para evitar o resfriamento do fl uido – essa estratégia só foi possível por conta do profundo conhecimento das características do petróleo de Kaikias.

A petroleira acumula experiência com tiebacks de longa distância. É dela a operação do projeto subsea to shore de Ormen Lange, no mar do Norte – esse campo de gás dista 100 km da costa da Noruega – e de alguns reservatórios de petróleo no Golfo do México interligados a plataformas a 30 km. Usualmente eles foram projetados de forma conservadora, centrada na prevenção e na redundância.

À plataforma de Nakika, em operação desde 2003 no Golfo do México, estão interligados seis reservatórios, com distâncias que variam de 8 km a 42 km e profundidades de 1.770 metros até 2320 metros. O projeto foi desenhado com dual loops pipe in pipe – em alguns casos com aquecimento ativo elétrico – mais inline tee e árvores de natal. As difi culdades desse projeto vão além das baixas temperaturas dos reservatórios. Os campos de Ariel e Kepler, na parte norte da área, estão localizados em um declive – como isso estimula a formação de slug, gás lifting foi inserido na arquitetura subsea. Para longos shutdowns, o método primário adotado foi o displacement dead oil. Conectores foram instalados ao longo do anel de coleta para elevar a temperatura caso ocorra a formação de hidratos. No campo de Europa, também no Golfo do México, o manifold está conectado à TLP de Mars, distante 32 km, por duas linhas com isolamento pipe in pipe. Caso haja algum problema, o petróleo segue por uma linha enquanto a outra é despressurizada.

O campo de Julia, operado pela Exxon Mobil em águas profundas do Golfo do México, escoa a produção para a plataforma da Chevron na área de Jack e St. Malo, distante 24 km. Os seis poços e o manifold estão interligados por duas linhas com dois steel catenary risers e dois módulos de bombas subsea. A Petrobras também tem experiência com tiebacks no Golfo do México: o campo de Chinook está interligado ao FPSO Pioneer, distante 21 km. É a distância média de outros projetos tieback instalados no offshore brasileiro: na Bacia do Espírito Santo, o campo de gás de Canapú está interligado ao FPSO Cidade de Vitória, no campo de Golfi nho, a 20 km, e na Bacia de Santos o campo de Mexilhão dista 21 km da plataforma PMXL-1. O marco da Petrobras está registrado no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, interligado à plataforma P- 20, a 19 km – nem tanto pela distância, mas por ser o poço Marlim-4 o primeiro do mundo a iniciar a produção em profundidade superior à 1.000 metros. A estratégia adotada em cada projeto depende da composição do fl uido, profundidade, características do reservatório e distância do tieback. “Estas soluções incluem tipicamente o uso de isolamento térmico, a adoção de inibidores, assim como a elaboração de diversos procedimentos operacionais para a prevenção e remediação de obstruções por hidratos e parafi na”, relata Felipe Matoso. Na atual carteira de projetos da Petrobras não há novos tiebacks previstos – apenas em análise.

Subsea tieback tem entre os seus predicados ser uma solução menos intensiva em capital para o desenvolvimento de campos menos atrativos – em alguns casos, essa modalidade representa até metade dos custos da instalação de uma plataforma dedicada – especialmente quando há uma infraestrutura de produção próxima para compartilhar a capacidade de produção. “Uma unidade de produção fl utuante pode representar até 40% do custo geral de desenvolvimento. Quando ela é removida e o sistema submarino é redimensionado para tieback, a companhia busca uma fração dos gastos. No entanto, é importante ter em mente que o tamanho do projeto tieback também tem potencial para ser uma fração do conceito autônomo”, ressalta a diretora de Pesquisa da Wood Mackenzie para Upstream Supply Chain, Caitlin Shaw.

Há, porém, uma difi culdade em quantifi car o número de projetos tiebacks implementados – a consultora da Wood Mackenzie explica que, ao contrário dos planos mais intensivos em capital, esses projetos nem sempre são divulgados pelas companhias. Ainda assim, ela e outras fi rmas consultorias acreditam no aumento nessa modalidade de projeto, sobretudo diante do rigor com que a viabilidade econômica dos empreendimentos passou a ser avaliada após a retração no preço do petróleo. Isso não signifi ca que o subsea tieback seja uma solução possível para extrair o petróleo e o gás de qualquer reservatório. A capacidade ociosa em uma plataforma próxima é o primeiro desafi o – e, quando se considera o compartilhamento de instalações de outra operadora, entra na equação um nível adicional de planejamento e negociação.

Há ainda a falta de experiência de alguns operadores na execução de tiebacks. “Enquanto está na superfície, pode parecer fácil executar um subsea tieback com três poços se você for um especialista, mas há desafi os culturais associados a mudar para um conceito de desenvolvimento relativamente desconhecido”, fi naliza Caitlin.