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As tecnologias de controle, tão importantes para qualquer indústria, se tornam imprescindíveis no setor de petróleo e gás porque nele as emergências evoluem mais rapidamente que qualquer controle manual poderia dar conta – sem contar que os sensores e desengates de segurança estão em ambientes hostis: as respostas devem ser rápidas, sensores devem ser redundantes, elementos finais de qualidade e tudo isso bem suportado.
No início do século XX, economias de escala favoreciam tecnologias de automação nos processos produtivos na medida em que viabilizassem a redução dos custos de produção através de grandes volumes mas, devido ao alto custo de sua instalação e ajustamento, não era viável recorrer a equipamentos automáticos, a menos que existisse a possibilidade de produzir em massa o mesmo produto por um longo período: o risco de mudança nos gostos, necessitando um ajustamento logo após a instalação, desencorajava as gerências a introduzirem a automação. As tecnologias de automação eram denominadas rígidas pelo fato de se constituírem de máquinas especializadas mas, a partir dos anos 70, com a ruptura no crescimento que vigorou desde o pós-Segunda Guerra Mundial, a instabilidade econômica e a volatilidade dos mercados colocaram em xeque a exclusividade das economias de escala como elemento definidor do desempenho competitivo, passando também a ter importância crescente aspectos relacionados às economias de escopo e à capacidade de resposta à demanda.
O crescimento da indústria eletrônica foi essencial para que se viabilizasse o desenvolvimento da microeletrônica e, em especial, de microprocessadores (chips), que permitiram que se reduzisse sensivelmente o custo de processamento e armazenamento de informações, aumentando o ritmo de difusão das tecnologias vindas da indústria eletrônica para toda a estrutura produtiva, bem como para a gestação de novas formas de automação. A incorporação de microprocessadores à estrutura física dos equipamentos permitiu uma mudança na inteligência das máquinas, tornando-se possível programá-las e reprogramá-las: é a transição da automação de base eletromecânica para a microeletrônica que permitiu um salto qualitativo dos sistemas rígidos de produção para outro mais flexível. Os equipamentos que permitiram esse salto destacam-se o controle numérico computadorizado (CN/CNC); o controlador lógico-programável (CLP); os robôs; e o projeto auxiliado por computador (computer aided design - CAD). De lá pra cá, foram seguidos avanços tecnológicos em diversas áreas para todos os segmentos industriais que facilitaram ainda mais a flexibilidade e a segurança, com redução de custos na produção e na manutenção dos diversos sistemas. Mas, essas tecnologias, antes de serem implantadas no setor de petróleo e gás, são submetidas a ciclos de estudo, análise, testes e homologação, que são realizados em conjunto com equipes de cada área de negócio da Petrobras, e muitas vezes começam no Cenpes.
Até 1964 era o Centro de Aperfeiçoamento e Pesquisa de Petróleo da Petrobras – Cenap – o responsável pela formação de geólogos, geofísicos, engenheiros e analistas da companhia. Um relatório encomendado pela Petrobras a especialistas russos em 1963 ressaltava que sem apoio da pesquisa científica e de laboratórios avançados seria impossível obter desenvolvimento tecnológico nos diferentes ramos da indústria do petróleo. O estudo sugeria a criação de uma instituição nos moldes do Instituto Científico e Tecnológico da Índia: assim, surgiu o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello da Petrobras - Cenpes, na Ilha do Fundão, no Rio de Janeiro, que ficou pronto em 1966 e passou a responder pelo desenvolvimento tecnológico nas áreas de exploração, produção e refino de petróleo e gás natural, além de energias renováveis e desenvolvimento sustentável, mais recentemente. Reunir num mesmo espaço corpo técnico tão especial foi estratégico. Antonio Seabra Moggi, o primeiro superintendente do Cenpes, aplicava o princípio de força-tarefa, com grupos formados por pesquisadores e técnicos vindos do campo.
Em 1986 a Petrobras decidiu criar o Procap - Programa de Inovação Tecnológica e Desenvolvimento Avançado em Águas Profundas e Ultraprofundas – para viabilizar a produção em lâminas d’água superiores aos 1.000 metros -, e outros para aumentar o fator de recuperação do petróleo das jazidas, desenvolver novas tecnologias para adequação do parque de refino ao perfil da demanda nacional de derivados e formular novos produtos e aditivos que garantissem o atendimento à exigência por combustíveis e lubrificantes de melhor qualidade. A partir de 1992, o Cenpes passou a receber 1% do faturamento bruto da Petrobras, levando a empresa em 2011 à segunda posição no ranking das petroleiras que mais investe em pesquisa e desenvolvimento - atrás apenas da Petrochina. Recentemente o Cenpes ampliou suas instalações para 300 mil m2 e hoje conta com 1897 colaboradores – 1420 dedicados exclusivamente à pesquisa e desenvolvimento e 314 à engenharia básica dos projetos – e atua em 49 redes temáticas, que envolvem cerca de 100 universidades brasileiras.
Levantamento do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada - Ipea indicou que para cada pesquisador do Cenpes há 15 externos – em universidades, fornecedores e parceiros. Mario Campos - consultor da área de tecnologia de otimização e controle de processos - e Herbert Teixeira - consultor para automação e instrumentação na engenharia básica - lembram que as primeiras refinarias brasileiras – Rlam, Reduc e RPBC - foram projetadas e construídas com instrumentação pneumática, nas décadas de 50 e 60. Nos anos 70, as refinarias já traziam instrumentação eletrônica analógica em seus projetos e as refinarias de Paulínia (Replan), Vale do Paraíba (Revap), Paraná (Repar) e Rio Grande do Sul (Refap) já nasceram com instrumentação 4- 20mA, casas locais de controle, registradores por penas – na época, também eram registrados dados de campos, coletados manualmente em formulários de papel e armazenados – os registros de pena e formulários eram guardados por muito tempo em arquivos físicos. Mario e Herbert contam que, no final dos anos 80, a Petrobras iniciou um plano de processamento digitais das informações, com a substituição da instrumentação analógica (contínua) para instrumentação digital (discreta) e uso de SDCDs.
A decisão pela uso da tecnologia digital foi tomada a partir da obsolescência da instrumentação existente, a necessidade do aumento de segurança operacional, redução do impacto ambiental da produção com redução de efluentes gasosos e líquido, e uso de controle avançado e otimização em tempo real para aumento da estabilidade e do retorno econômico. Em 1989, a Reduc recebeu o primeiro SDCD, modelo MAX-1, com tecnologia Metso, lançada em 1979, e na época comercializado como Elebra. Os primeiros SDCDs da Reduc já foram substituídos em sua maioria pelos SDCDs com tecnologia da ABB. O último SDCD modelo MAX-1 instalado na Revap só foi trocado este ano, já que as modernizações das refinarias foram sendo feitas buscando o máximo retorno durante o ciclo de vida da tecnologia. Para se ter uma ideia, o modem fabricado na década de 80 pela Elebra operava em 1200/75 bits/s. Repare: um byte = 8 bits; um kilobyte = 8.192 bits; um megabyte = 8.388.608 bits; um gigabyte = 8.589.934.592 bits! A diferença é enorme e hoje se navega na internet por um smartphone numa velocidade de 8.388.608 bits por segundo! Atualmente, todas as refinaria estão operando com SDCDs em Casa integradas de controle (CIC) centralizando a operação e a monitoração de todas as unidades de processos (destilação, craqueamento, hidrotratamento, hidrodessulfurização, utilidades, etc). Mário e Herbert destacam que a modernização tecnológica de automação na Petrobras é um processo de constante mudança, que vai acontecendo sempre, e aos poucos.
Um exemplo é a área de lubrificantes da Reduc, que saiu da instrumentação pneumática direto para Fieldbus Foundation, há mais ou menos três anos. Já as novas refinarias – Rnest, Comperj, Premium I e II - são todas com tecnologia Fieldbus. À equipe do Cenpes cabe sempre analisar as tecnologias disponíveis no mercado, pré selecioná- las, qualificá-las e quantificar os resultados emitindo um parecer sobre a utilização das mesmas nas diversas área da Petrobras. As primeiras plataformas também evoluíram da instrumentação pneumática, para os controladores eletrônicos single-loop (multi-malhas), com instrumentação 4-20mA e finalmente para os CLPs na arquitetura ECOS de supervisão. Ainda hoje a maioria das plataformas segue essa arquitetura, entretanto os consultores destacam que a instrumentação 4-20 mA já vem com tecnologia Hart, permitindo uma melhor gestão destes ativos. E já existem algumas plataformas trabalhando com a tecnologia de SDCDs, como o FPSO Cidade de Niterói e a P-57. A automação proposta para as oito novas plataformas do Pré-Sal – conhecidas como FPSOs replicantes - utiliza instrumentação 4-20mA com Hart e CLPs (Altus). “Atualmente, também já existem centros de controle e supervisão das plataformas em terra, que permitem uma melhor monitoração e apoio às operações, contribuindo para o aumento da segurança” ressaltam Mario e Herbert.
A arquitetura de automação e instrumentação das plataformas difere das refinarias, em função de suas particularidades, por exemplo, o número de pontos digitais nas plataformas é muito maior que o número de pontos analógicos, justificando historicamente a escolha do 4-20mA com Hart e CLPs e não da tecnologia de rede com SDCDs. Segundo Mario e Herbert existe uma inércia nas duas áreas em manter estas escolhas, pois, “faz muita diferença o fato do pessoal estar treinado e conhecer bem uma ou outra tecnologia, porque agiliza, facilita e torna mais precisa a manutenção ao longo do ciclo de vida da planta como um todo”, esclarecem. Destaque-se que no passado os SDCDs eram muito maiores, mais pesados e caros que os CLPs mas essas diferenças vêm diminuindo e o tratamento de intertravamentos, malhas e algoritmos elaborados logo estará equiparado em ambas as tecnologias. Mesmo o tamanho e o peso – muito importantes numa plataforma – estão se aproximando. Vale lembrar que as plataformas pedem equipamentos mais leves e menores e, no âmbito da automação e elétrica isso é o mesmo que uma diretriz, a quantidade de cabos de par trançado implica em peso. E os testes e pesquisas continuam.
Mario e Herbert ressaltam que a tecnologia wireless ainda não tem um padrão definido, mas o Cenpes conduz testes com os vários diferentes tipos de tecnologia wireless em um projeto especial em São Matheus do Sul. “A tecnologia tem que amadurecer. Já se colocam menos barreiras para sua utilização, principalmente em monitoração, mas seu uso para controle ainda é escasso e torna-se necessário um bom tempo com testes para obter a confiança para uso em controle. No caso de uso de wireless nos sistemas de segurança, não vemos ainda um horizonte de quando será utilizada esta tecnologia”. Eles destacam que o tempo de duração da bateria ainda é um problema e gargalo para seu uso indiscriminado na indústria.
Os fornecedores da tecnologia wireless estão buscando resolver este problema, mas a solução não é de curto prazo. A indústria do petróleo é conservadora – o que aumenta a importância de um Centro de Pesquisas. O Cenpes segue estudando e avaliando as tecnologias de instrumentação, tecnologias de rede wireless, Hart, Fieldbus, Profibus, e outras que podem direcionar as pesquisas e as aplicações nas unidades industriais, acompanhando o desenvolvimento tecnológico junto aos fornecedores, empresas de engenharia, juntos aos usuários de outras companhias da área de petróleo e petroquímica, participando de diversos organismos internacionais de normalização e congressos internacionais de automação industrial para prospectivas tecnológicas e verificação de tendência, tendo em mente os diversos modelos que possam resultar em melhoria e otimização dos processos produtivos.
E&P
Para o setor de Exploração & Produção, as rotinas incluem avaliações quantitativas de desempenho, custos e consumo de energia, entre possíveis outros aspectos possam ser pertinentes para a cada solução específica. A interpretação de dados sísmicos na Petrobras, por exemplo, já passou por diferentes gerações. Na “idade da pedra” do setor, de 1954 a 1990, os geólogos e geofísicos analisavam as informações a partir de seções sísmicas reproduzidas em papel, com lápis de cor. Levavam-se anos entre a obtenção de dados e a decisão de perfurar um poço. Talvez por isso mesmo tenha acontecido uma grande controvérsia em relação ao Relatório Link – encomendado pelo primeiro presidente da Petrobras, Juracy Magalhães, ao então geólogo-chefe da Standard Oil que montou e dirigiu o departamento de Exploração da Petrobras, priorizando os estudos no Recôncavo Baiano em Sergipe e Alagoas.
O tal relatório desaconselhava qualquer investimento em exploração em bacias terrestres no Brasil!!! Mas a interpretação dos dados sísmicos também passou da era analógica para a digital no fim da década de 1980, quando foram criadas as estações de alta performance. Os dados coletados na sísmica passaram então a ser digitalizados e visualizados no computador, o que tornou o processo mais rápido: anos de interpretação sísmica foram reduzidos a meses. No final da década de 90, surgiram as salas de realidade virtual. Essa tecnologia combina projetores e óculos especiais para dar a sensação de imersão na imagem, como se ela saísse do computador e ficasse ao redor dos observadores: geólogos, engenheiros, geofísicos, técnicos e outros profissionais passaram a ver simultaneamente e com mais precisão uma região mapeada.
Essa precisão reduziu o grau de incerteza na hora de decidir pela perfuração de um poço: novo salto no tempo, que reduziu de meses para semanas o tempo de decisão para perfurar um poço. Atualmente, a perfuração de poços em tempo real é acompanhada por equipes multidisciplinares nos Centros de Suporte à Decisão - CSD, salas super-equipadas com monitores, sistemas de comunicação multimídia e sala de reunião. Nas telas, informações e detalhes que permitem o acompanhamento da perfuração para que cada intervenção de um especialista seja realizada no momento certo. Entre os ganhos, redução de custos, aumento da qualidade, segurança e eficiência das operações. Esses CSDs fazem parte do Gerenciamento Integrado de Operações - GIOp, uma metodologia de trabalho que consiste na integração entre as disciplinas, companhias de serviço e a própria organização e promovida por meio da disponibilização de dados no tempo necessário. Um módulo importante que atende às atividades exploratórias é a geonavegação, que permite acompanhamento geológico em tempo real, permitindo decisões mais rápidas e qualidade nos dados adquiridos na perfuração dos poços, como perfis, pré-testes e amostragem. O GIOp na área de produção de petróleo tem foco na integração dos processos próprios da produção (operação e manutenção) e nas interfaces com o gerenciamento das outras áreas, para aumentar a eficiência operacional, o fator de recuperação e reduzir dos custos de operação e investimentos. Ele foi concebido de forma que todos os níveis gerenciais tenham acesso às informações disponíveis e possam influir nas decisões, desde o nível operacional até o estratégico.
Refino
A história do refino no Brasil começa muito antes da Petrobras. A Refinaria de Mataripe, por exemplo, começou a ser construída em 1949 e só foi incorporada à Petrobras em 1954, com o nome de Rlam – Refinaria Landulpho Alves – Mataripe. Automação, na época, só pneumática – tecnologia que resiste em muitas indústrias e que que também evoluiu para atender bem a nichos específicos. A automação nas refinarias seguiu, ainda que mais lentamente que em outros segmentos, a evolução das tecnologias. Mas apenas no início dos anos 90 se percebeu que, apesar da capacitação na Petrobras ter atingido um alto nível, havia poucas aplicações de automação industrial em andamento no refino, resumindo- se a algumas experiências desenvolvidas de maneira isolada na RPBC - Refinaria Presidente Bernardes, de Cubatão. Some-se a isso que os grandes investimentos previstos na substituição de instrumentação analógica por digital apontavam para a implantação de estratégias de controle avançado. Então, era preciso capacitação suficiente para gerar os resultados desejados. Criou-se um grupo de trabalho para estudar, desenvolver e aplicar estratégias de controle avançado no refino. O núcleo de automação industrial foi criado em 1992, como um grupo de trabalho temporário, sediado na então Dirinf-SP, com engenheiros da RPBC, Refinaria Henrique Lage (Revap) e Refinaria de Paulínia (Replan).
Os objetivos definidos naquela ocasião foram: a participação no projeto de controle avançado da Revap/U-210, que estava sendo contratado junto à empresa americana Profimatics (comprada pela Honeywell), prevendo total transferência da tecnologia empregada; o desenvolvimento de um controlador multivariável da Petrobras, dentro de um programa de capacitação realizado na forma de mestrados na USP; a implantação dos resultados obtidos na transferência de tecnologia e nos mestrados em projetos de controle para RPBC, Revap e Replan. Dois anos depois, os objetivos foram integralmente alcançados. Em 1996 a experiência com controle avançado foi consolidada na forma de um produto, o Sicon, que facilitou e agilizou a execução dos projetos nas unidades. A estratégia foi aprovada por consultores internacionais e garantiu a eficiência das operações da Reduc, por exemplo, que trocou um sistema considerado o melhor do mundo pelo Sicon, com sucesso.
A Petrobras chegou a comercializar o Sicon no mercado. Em 1997, as atividades de P&D, capacitação a suporte às atividades do Núcleo de Controle Avançado foram reavaliadas e um convênio firmado com a Fundação de Apoio a Universidade de São Paulo e Fapesp incorporou o desenvolvimento de tecnologia de otimização em tempo real (RTO), além de planejamento e programação de produção e técnicas de inteligência artificial. Para viabilizar as atividades, o núcleo foi transferido para instalações na USP, preparadas para este fim. Considerando os resultados obtidos, em 2000 foi criado o Cetai - Centro de Excelência em Tecnologia de Aplicação em Automação Industrial mas, com os profissionais transferidos para a sede da Petrobras, o Centro ficou praticamente sem efeito. Em 2003 tentou-se novamente ativar o Centro de Excelência, sem sucesso a não ser pela geração de outra iniciativa como o Projeto Estruturante “Desenvolvimento e implantação de controlador preditivo de horizonte infinito na Oxiteno”, cujo objetivo foi o desenvolvimento, em programas de mestrado e doutorado, de uma tecnologia de controle inovadora, conhecida como controlador preditivo de horizonte infinito (IHMPC).
A implantação do Centro de Excelência ganhou impulso com a inclusão no Prominp do projeto Abast-16, denominado “Ampliação da Participação da Indústria Nacional de Softwares e Serviços de Otimização no Refino e Petroquímica”, que previa, entre outras coisas, a elaboração de proposta de modelo de gestão do centro de excelência e forma de integração e associações com outras unidades tecnológicas, como o Lead - Laboratório de Engenharia de Aplicação e Desenvolvimento, voltado para o estudo dos protocolos de comunicação. Em 2007 foi estruturado o conselho gestor do Cetai, referência mundial em otimização de processos através de aplicações de automação industrial para gerar e implementar tecnologias de vanguarda, que resultam em significativo aumento da lucratividade. A atuação do Cetai está baseada em um conceito denominado Refinaria Virtual, segundo o qual, no futuro, existirá um modelo matemático dinâmico, representando todos os equipamentos, fluxos de processo e utilidades e possibilidades de decisão e atuação existentes na refinaria real - continuamente ajustado e alimentado com informações para representar o mais fidedignamente possível o comportamento da refinaria real em termos de variáveis de processo, qualidade de produtos finais e intermediários, consumo de energia e utilidades etc.
Assim, o modelo pode ser usado para estimar o efeito sobre os resultados da refinaria de decisões operacionais antes que as mesmas sejam realmente implementadas. O modelo permite também a avaliação do desempenho da refinaria, e em atividades off-line como, por exemplo, testes de corrida virtuais, projetos de modificações e revamps, treinamento etc. A equipe responsável pela automação das refinarias ainda não acredita que o controle de campo substitua o centralizado e exemplifica com o controle de um forno, algo centralizado, que requer algoritmos especiais e que demanda um SDCD. Malhas mais simples podem usar controle no campo e isso torna o refino uma área de arquitetura híbrida! E na Petrobras é bom lembrar que as refinarias são muito diferentes umas das outras e vão incorporando aos poucos novas tecnologias. As refinarias da Petrobras usam SDCD para apurar mais o controle das unidades, e operam com muitas IHMs. Muitas tecnologias são semelhantes às utilizadas no E&P, mas com visões diferentes como os sistemas de transferência de custódia, por exemplo.
O E&P faz medição fiscal para efeitos de impostos e royalties; no refino, a medição tem seu foco no faturamento aos clientes internos e externos para entregar o que foi comprado. As estações de medição fiscal nas refinarias basicamente usam medidores tipo turbina e provadores; só mais recentemente o refino começou a avaliar medidores ultrassônicos. Mas, em função das demandas do próprio negócio e muitas da sociedade – como reduzir enxofre dos combustíveis, o que leva à construção de unidades de hidrotratamento, por exemplo -, a área de refino é um celeiro de desafios para automação e instrumentação. Nos últimos anos a Área de Abastecimento da Petrobras destinou a maior parte de seu orçamento para a modernização das refinarias que cujo volume médio processado bateu o recorde de 2,139 milhões de barris de petróleo por dia em julho deste ano. Vinte e cinco anos sem construir uma refinaria, a Petrobras voltou a investir em dois novos projetos – em Pernambuco, a Rnest irá processar 230 mil barris por dia, e no Rio de Janeiro, o Comperj terá capacidade para 165 mil barris – e estudar outros dois – no Ceará e no Maranhão. Mais história à vista!
Refino
TIC em E&P
A maioria dos recursos de infraestrutura computacional para atendimento das demandas de E&P na Petrobras é voltada para o processamento de alto desempenho de dados sísmicos e de reservatório. O processamento de alto desempenho já é, por suas características intrínsecas, uma das disciplinas mais tecnologicamente avançadas da computação, e ainda assim a Petrobras tem se destacado como inovadora nesta área. Como um exemplo, pode-se destacar seu pioneirismo no uso de Computação Heterogênea desde 2007 com grande sucesso, ao ponto de hoje termos o maior supercomputador da América Latina. Entretanto, a vanguarda tecnológica em termos de TIC - Tecnologia de Informação e Comunicação na companhia não se resume ao processamento de alto desempenho, mas se estende a outras disciplinas, como visualização tridimensional, ambientes colaborativos, segurança da informação, monitoração em tempo real, etc.
A busca por evolução tecnológica permeia os diversos processos e atividades de TIC, não apenas para E&P, como para todas as atividades da companhia, de modo que já a levou a fazer parte de sua rotina. Além de contínuas melhorias evolutivas, tem também conseguido algumas inovações que trouxeram contundentes inflexões nas curvas típicas de evolução tecnológica, permitindo ganhos da ordem de 1000% em termos de custos ou desempenho em relação às soluções contemporâneas usadas como padrão na indústria, como foram as iniciativas pioneiras de uso de Clusters Linux ainda em 1997, e o uso de computação heterogênea a partir de 2007.
A gerência de TIC-E&P tem a incumbência de ser a interface entre o E&P e todas as disciplinas de TIC. Deste modo, não só se consegue prover um caminho mais simples, prático e unificado para que os profissionais de E&P encaminhem suas demandas de TIC, como também gera-se mais agilidade ao atendimento, além de dar capacidade de atuar pró-ativamente e antever necessidades. Além disto, tendo o E&P como cliente específico, esta gerência pode “falar a sua linguagem” e entender melhor as suas particularidades e necessidades. Muitas das demandas recebidas ou antevistas, tanto de desenvolvimento quanto de infraestrutura, são resolvidas internamente pela própria TIC-E&P, sendo as demais encaminhadas para atendimento por fornecedores externos.
TIC no refino
A TIC no setor de refino segue a mesma evolução das demais áreas da indústria do país: os sistemas de automação do passado eram baseados em hardware, software e protocolos de comunicação proprietários, tendo pouca semelhança com sistemas de TI. Com a evolução tecnológica e a busca por baixos custos, dispositivos IP e sistemas baseados em plataformas de mercado começaram a ser utilizados por sistemas de controle. Esta evolução leva a novos problemas, vulnerabilidades e questões relacionadas à segurança que passam a ser prioritárias na integração dos ambientes corporativo e industrial. A TIC tem suas ferramentas e aplicativos-padrão (sistema operacional, banco de dados, antivírus, backup, etc..), mas as particularidades dos sistemas da área de automação são estudadas e avaliadas para atender as especificidades das diversas áreas de negócios.
A Petrobras possui um “Catálogo de Serviços de TIC” onde se verifica a formatação de diversas linhas, tanto de TI como de telecom, voltadas para dar suporte à automação industrial. Estas linhas estão sendo cada vez mais utilizadas pelas Unidades Operacionais do Refino. Normalmente as demandas de interface entre sistemas surgem nas áreas de negócio, que adquirem soluções de mercado que precisam ser integradas aos sistemas legados, que complementam as informações para a tomada de decisão. Além dos cursos de formação profissional (com duração de vários meses) e de diversos outros cursos ministrados pela Universidade Petrobras, os profissionais envolvidos com TIC na Petrobras realizam capacitações e certificações providas por entidades externas, e vários detêm títulos de mestre ou doutor. Estes diversos treinamentos não se restringem a disciplinas tecnológicas e processos de TIC, mas incluem também disciplinas associadas a negócios de modo que possamos melhor entender e atender as suas demandas e atuar pró-ativamente.
A nuvem
A Petrobras lida com grandes quantidades de dados não estruturados há décadas, no suporte a seus processos de exploração e produção de óleo e gás. Ao contrário do explosivo aumento de dados que algumas empresas têm sofrido recentemente, na Petrobras houve um crescimento contínuo e acelerado de requisitos de volume e desempenho de soluções de armazenamento ao longo de vários anos. Assim, o suporte e o envolvimento com enormes quantidades de dados, bem como a profunda preocupação com suas integridade e segurança físicas e lógicas, têm sido uma atividade contínua e evolutiva, sendo marcada pela constante busca pelas melhores práticas e tecnologias.
Um sensor de fibra óptica instalado num poço passa informações de pressão, temperatura e vazão para uma workstation na plataforma e de lá, em tempo real, para especialistas em terra – que podem estar em locais diferentes. Esse conceito de campo inteligente está sendo implantado em todos players do setor de petróleo, no mundo todo, seja qual for o nome – smart field, i-field, giop, field of the future. Já em 2005, a Petrobras finalizou seu piloto de Gerenciamento Digital Integrado de Campos de Petróleo. O relatório apontou ganhou de eficiência operacional, trabalho colaborativo e maior eficácia na integridade das instalações.
Para o projeto, todo o hardware foi desenvolvido taylor made – os sensores de fibra óptica foram desenvolvidos pelo Cenpes. Claro que válvulas e sensores não tornam o campo inteligente. Inteligente é a forma integrada de gerenciar, suportada por tecnologia. E quanto mais digital, mais dependente de tecnologias.
Refino
Para o pré-sal, a Petrobras vem buscando novas tecnologias e apontando oportunidades para os diversos segmentos industriais envolvidos. Ela mesma mantém um passo seguro para analisar as possibilidades, com testes de longa duração (TLD) divididos em fases de obtenção de informações e pilotos. Inclua-se aí a aplicação intensiva de tecnologias, sempre com segurança e buscando diminuir riscos e custos. Então, só depois da fase de obtenção de informação (sísmica de alta resolução, calibração da interpretação de perfis e TLDs), a empresa entra com o desenvolvimento definitivo de um campo, usando tecnologias consolidadas e em fase de homologação para alcançar metas de produção – nessa fase o projeto gera receita para fase seguinte. Os principais desafios tecnológicos para o desenvolvimentos dos poços do pré-sal são, primeiramente, a própria caracterização dos reservatórios; a natureza das atividades de perfuração e completação – que pedem a simplificação do escopo dos poços e têm que lidar com cargas elevadas e demandam materiais mais resistentes a ambientes agressivos (alto teor de CO2 e água de alta salinidade); as geometrias especiais desses projetos; novas formas de pensar o escoamento e o sistema de produção; processamento de gases com alto teor de CO2; a distância da costa; o meio ambiente e a segurança de todos os envolvidos, entre outros.
Ou seja, os desafios no pré-sal não se esgotam na perfuração das camadas de rocha e sal até chegar ao reservatório; são necessários poços especiais, direcionais - que podem chegar a medir de 12 a 20 quilômetros, sendo uma boa parte desse percurso dentro da camada de sal. E quanto maiores as profundidades das áreas de operação, mais altas são a pressão e a temperatura. Desenvolver materiais e instrumentos que resistam a temperaturas da ordem de 150ºC e a pressões de 400 bar – o equivalente a 400 vezes a pressão atmosférica em que vivemos – é mais um desafio. Outro é o ambiente hostil, de gases corrosivos abundantes no pré-sal – além do CO2, o H2S (sulfeto de hidrogênio ou ácido sulfídrico). Para lidar com todos esses desafios, a Petrobras criou o Programa Tecnológico Prosal, que está trabalhando em desenvolver tecnologias para incorporar reservas e desenvolver a produção das áreas do pré-sal. Esse programa tem uma carteira de projetos divididos em três áreas: construção de poços (fluidos, resistência do cimento, estimulação, controle na zona de sal, multilaterais, alto angulo), geociências (estratigrafia química, integração testemunho - perfil - teste, modelo geomecânico e distribuição de fraturas, imageamento, atributos sísmicos) e reservatórios: otimização da recuperação dos reservatórios.
Então, existem oportunidades de fornecimento em perfuração e completação, projeto e construção, manuseio de equipamentos submarinos, inspeção, logística, vasos de pressão, motores, compressores, turbinas, válvulas, ligas especiais resistentes a altas pressões, temperaturas e CO2, tubulações, unidades de produção, sondas de perfuração e completação, construção de barcos de apoio e muito mais. A Petrobras reconhece que existem desafios técnicos e econômicos para otimizar o desenvolvimento das áreas do pré-sal. No entanto, nenhum deles representa um impedimento. A incorporação de novas tecnologias nos projetos de desenvolvimento de produção é de grande relevância para a otimização dos mesmos e a escala dos projetos previstos para o pré-sal deve levar a um enorme desenvolvimento de soluções para esta nova fronteira.
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