TECNOLOGIA DA SIEMENS COM A CHEMTECH VAI REVOLUCIONAR PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL

A Chemtech está desenvolvendo, junto da Siemens, um projeto de distribuição de energia no solo submarino que promete diminuir custos e processos operacionais, deixando as plataformas de produção de óleo e gás ainda mais enxutas. O sistema, chamado de Subsea Power Grid, é financiado também pelas operadoras Petrobrás, Statoil, Chevron e Exxomobil, mas a Siemens é quem responde por mais da metade dos recursos. O diretor de Pesquisa e Desenvolvimento da Chemtech, Roberto Leite, conversou com o repórter Daniel Fraiha e contou sobre o desenvolvimento do projeto, que deve ser lançado em 2013.

Como vai funcionar o Subsea Power Grid?

O Subsea Power Grid é uma rede elétrica submarina. Hoje existem bombas e compressores que funcionam embaixo d’água e necessitam de cabos para receber a energia que é gerada na plataforma. Com a nova tecnologia, haverá apenas um cabo levando a energia para o fundo do mar, de onde o Power Grid vai distribuir para todas as estruturas submarinas. Ele possui três módulos: O Switch Gear, que distribui a energia entre os equipamentos, um transformador, que vai baixar a voltagem da energia que chega, e o VSD (Variable Speed Drive), que será ligado ao Switch e fará o controle dos motores elétricos, como bombas de óleo, compressores de gás etc.

Qual é a participação da Chemtech e como está o projeto?

O projeto está em andamento. Hoje a nossa participação é no planejamento e na execução de testes de materiais, em parceria com a UFRJ. Estamos desenvolvendo um software para simular a operação do Subsea Power Grid, porque o software que vai controlá-lo efetivamente ainda está sendo desenvolvido. Temos uma equipe local que está cuidando do software simulador e uma equipe na Noruega, que será preparada para fazer a instalação e a manutenção do Power Grid no Brasil.

Em que profundidade poderá ser instalado e qual será sua vida útil?

Em até 3 mil metros de profundidade e terá vida útil de 30 anos, que é mais ou menos o tempo de duração de um campo de petróleo. Isso é o que torna ele complexo. E a 3 mil metros não dá para ficar descendo para consertar, de forma que vai ser uma operação desassistida e com o mínimo de intervenção no local. Por isso é tão complicado. Quanto mais longe da costa e mais fundo, tudo vai ficando mais complicado, então precisamos de sistemas cada vez mais robustos e confiáveis, com um grau de automação cada vez maior, com muito software para controlar isso.

Esse equipamento poderia aumentar o risco de acidentes no fundo do mar? Como é estudada a situação de emergência para o caso de algum problema?

O risco maior é de um blecaute, que causaria a interrupção da produção. É um risco econômico, pois pode gerar a parada de bombeamento de água para dentro do poço, a diminuição da pressão, a produção de menos óleo, e ocasionalmente poderia gerar algum vazamento, mas a chance é remota. A resposta para esses riscos são os sistemas de monitoração e controle em tempo real. São sistemas redundantes, com dois computadores para cada finalidade, em cada local, para diminuir os riscos de falha. Todos os módulos vão ter computadores dentro deles, ligados a sistemas em terra, via satélite, que farão a comunicação. Então uma pessoa no escritório da Petrobrás por exemplo poderá ver como está o sistema, e desligar algum modulo defeituoso, caso aconteça. A maneira de compensar a falta de operadores no local é adicionar inteligência com softwares ao processo.

Qual a importância do projeto para a produção em offshore?

Hoje a plataforma de produção de óleo e gás é uma planta de processos, com uma série de equipamentos para bombear água para os poços, receber óleo com gás e água, gerar energia etc. A idéia é que cada vez mais as estruturas sejam levadas para o solo submarino, de modo a diminuir a necessidade de operação logística e os custos, que são muito altos quando se tratam de profundidades tão grandes como as do pré-sal.

O desenvolvimento em parceria com a Siemens é financiado pela própria empresa alemã, ou há algum acordo com operadoras de exploração e produção para o equipamento?

Parte vai ser financiado por um consórcio de operadoras, que inclui a Petrobrás, a Statoil, a Chevron e a Exxon Mobil, mas não chega à metade. A maior parte é financiada pela Siemens mesmo. As operadoras vão fazer parte do financiamento porque elas querem poder participar na especificação do sistema.

Há projeto de fazer também a geração em solo submarino?

Inicialmente a energia virá de alguma plataforma e mais para o futuro poderá vir de terra. Porque a energia gerada em terra é mais barata do que a gerada na plataforma, além de poder usar fontes renováveis. Mais para frente ainda, quando a tecnologia estiver madura, poderíamos ter uma fonte de geração embaixo d’água, a partir de correntes ou marés. Então é um projeto que tem muitas ramificações e vai se expandir para o futuro.

Qual a previsão de lançamento?

O projeto piloto está previsto para o segundo semestre de 2013, pelo consórcio. Estão discutindo se será em um único projeto piloto, com a participação de todos juntos, ou se serão projetos separados.

Onde exatamente seria instalado o sistema (próximo à árvore de natal de um poço, dentro da própria árvore de natal, no manifold, entre as estruturas submarinas…)?

São vários módulos, e se trata de um sistema grande, então terá um lugar próprio, podendo ficar a alguns quilômetros de qualquer equipamento. Quando for resolvido o problema de transporte de alta potência no fundo do mar, ele poderá se ligar a uma fonte de terra e ficar distante da plataforma e até distante das plantas submarinas que ele vai alimentar.

Qual é a participação do Brasil no desenvolvimento do sistema? Há planos de fabricá-lo aqui quando a tecnologia estiver consolidada?

Estamos participando do desenvolvimento do projeto de P&D e temos uma equipe lá na Noruega para garantir a transferência de tecnologia. A fabricação começará com poucos componentes locais e aumentará o percentual ao longo dos anos. A Petrobrás e a ANP têm o interesse de aumentar o conteúdo local, então temos isso no nosso plano. A instalação e a manutenção serão feitas aqui. Inicialmente será fabricado na Noruega. As outras pontas do desenvolvimento são Houston, que é a interface com a Chevron e a Exxon Mobil, e o Brasil, onde estamos atuando.

Como está a construção do centro tecnológico no Fundão?

Já obtivemos a licença ambiental e as obras começam em fevereiro. A inauguração está prevista para o final deste ano. O projeto está orçado em R$ 50 milhões, e o prédio será totalmente “verde”, com soluções da Siemens Edificações, que têm altíssima tecnologia. Vai utilizar água da chuva, aparelhos de ar condicionado super eficientes, automação da iluminação, iluminação a led, bicicletário etc.

Qual será o foco das pesquisas?

O foco de pesquisa será inicialmente óleo e gás, desde engenharia submarina, offshore, dutos até refinarias. Mas temos planos de diversificar os estudos. Fizemos uma apresentação no ano passado chamada “Além do pré-sal”, que tratava exatamente disso, porque acreditamos que o Brasil tem muito potencial também em outras áreas. Estamos olhando, por exemplo, para mineração, smart grid (soluções inteligentes para transmissão e distribuição de energia elétrica) e energias renováveis.

Quais são os projetos ligados às energias renováveis?

É uma área super quente da Siemens, que é um dos gigantes desse setor. A tecnologia de energia eólica, por exemplo, já está madura, e ganhou uma escala tão grande, que a Siemens tem um setor só para eólica desde o ano passado, saída do setor de renováveis. Existem muitas oportunidades de pesquisa para adaptar os geradores eólicos e solares para as condições do Brasil. No Nordeste tem muito vento, mas é mais fraco e tem muita rajada, é variável, enquanto no Mar do Norte é constante e mais forte. Lá se concentra muito da geração eólica mundial. E solar ainda não está tão madura quanto a eólica, mas já progrediu bastante na Alemanha, porque eles subsidiaram muito e hoje têm 17 GW só de energia solar.  Outra idéia é desenvolver soluções integradas de engenharia e software para os parques de energias renováveis. Porque ainda é uma energia muito instável. Se parar de ventar, pára de produzir. Não é como uma hidrelétrica, que armazena água, ou uma térmica, que armazena gás. Então essa é a busca.

Vão contratar novos pesquisadores para trabalhar no Centro Tecnológico?

A médio prazo vamos contratar, mas no inicio vamos mover uma parte da Chemtech para lá. Hoje temos 1.200 pessoas e vários escritórios pelo país. No Rio de Janeiro, onde fica a matriz, vamos mover quase todo mundo para lá. Os outros, em São Paulo, Porto Alegre e Salvador, vão continuar iguais. Vão ser 800 pessoas no centro, inicialmente todos da Chemtech. Não vamos trazer pessoas de fora, vamos montar nosso time de brasileiros, e no futuro vamos precisar contratar pesquisadores. Vamos enviá-los para Alemanha, EUA e Noruega, para treiná-los na Siemens. A idéia é formar pesquisa brasileira.

Quais são as expectativas para 2012?

A principal é a inauguração do centro, mas não basta construir o prédio, então estamos discutindo projetos com parceiros, e devemos anunciar nas próximas semanas um primeiro projeto em P&D numa área pioneira para a Chemtech e para a Siemens Brasil.