A Petrobras demandará cerca de 3,5 mil km de risers até 2023. Desse total, mais da metade (2,147 mil km) ainda será contratada, enquanto 707 km já foram contratados, 357 km foram recebidos e 283 km têm contratos em andamento.

Os números foram apresentados pelo gerente-geral de Engenharia Submarina da Petrobras, André Lima Cordeiro, na quarta-feira (4/9), durante apresentação na Rio Pipeline, no Rio de Janeiro.

As próximas contratações, envolvendo 453 km, ocorrerão somente em 2020, já que toda a demanda para 2019 já consta como contratada ou recebida. Nos três anos seguintes, a Petrobras irá ao mercado para contratar, respectivamente, 348 km, 966 km e 794 km.

“Ainda não incluímos, nesse cenário, os projetos do excedente da cessão onerosa [cujo leilão está programado para novembro]. São milhares de quilômetros de dutos ainda por vir”, assinalou o executivo.

Segundo Cordeiro, uma das principais demandas da Petrobras será por dutos de maiores diâmetros, mais leves e resistentes a gases contaminantes a fim de viabilizar a produção em ativos do pré-sal.

“O problema da corrosão por CO2 e H2S está causando bastante estresse na área de gerenciamento de riscos”, afirmou.

Atualmente, a Petrobras tem 5 mil km de dutos rígidos, 5,6 mil km de flexíveis e 3,6 mil km de umbilicais instalados em seus projetos offshore.

Fornecedores de equipamentos submarinos participaram a da sessão aberta por Cordeiro. O vice-presidente da Subsea 7 no Brasil, Marcelo Xavier, destacou que a empresa investe no desenvolvimento de tecnologias de dutos compósitos, além de um sistema de flutuação para risers e uma nova configuração de dutos rígidos, visando projetos em lâmina d’água de até 3 mil m.

Para ele, a indústria deve aproveitar o momento para se questionar se os produtos disponíveis no mercado são, de fato, os melhores para vencer as novas barreiras tecnológicas.

“A Petrobras tem, agora, a companhia de outras operadoras que estudam alternativas, configurações e produtos com uma visão absolutamente clara de “totex” [total expenditure], premiando e promovendo os produtos que entregam o melhor valor em toda vida útil do projeto”, frisou o executivo.

Após os incidentes com tubos flexíveis na Bacia de Santos , a solução que vem sendo adotada pela Petrobras no pré-sal são os sistemas híbridos, constituídos por linhas de serviço flexíveis e dutos rígidos de produção e injeção (WAG) em formato steel lazy wave.

Segundo o gerente-geral para o Cone Sul da McDermott, Paulo Veronesi, será preciso recorrer a otimizações na parte logística e à racionalização do número de risers nos projetos de águas profundas para garantir sua viabilidade.

“Além da preocupação com a confiabilidade das soluções, há uma pressão de custo muito forte, já que o offshore compete cada vez mais com outras fonte de energia.  E, hoje, não há uma previsibilidade de preço do barril e demanda como há cinco anos”, ressaltou o executivo.

O diretor de Engenharia da Saipem do Brasil, Otávio Sertã, enumerou algumas das tecnologias desenvolvidas recentemente pela empresa, como novos sistemas de soldagem e materiais de revestimento.

Em 2018, a companhia italiana incrementou sua frota de instalação de dutos offshore com o Saipem Constellation, um heavy-lift capaz de operar em campos de águas ultraprofundas. “Foi nossa maior aquisição no ano passado”, enfatizou.

Já o vice-presidente Comercial da TechnipFMC, José Mauro Ferreira, disse que a companhia vem realizando esforços para tornar as tubulações mais leves, de modo a reduzir ou eliminar a necessidade de boias de sustentação de risers.

“A ideia é utilizar materiais que garantam um mesmo nível de resistência com uma configuração mais esbelta”, explicou.

Fonte: Revista Brasil Energia