A plataforma Búzios 12 está sendo desenhada para ser um hub de exportação do insumo. O projeto está em fase de aperfeiçoamento, após ter sido aprovado pelo Conselho de Administração da empresa

Quando assumiu a presidência da Petrobras em 2024, Magda Chambriard se deparou com a inexistência de sistemas de escoamento de gás natural em grandes campos produtores, sobretudo em Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, que, em breve, assumirá o posto de maior produtor nacional, à frente de Tupi. A reação veio em seguida.

A empresa passou a priorizar a instalação de estruturas para trazer o gás para a terra e assim reduzir a reinjeção nos reservatórios. O maior dos projetos é o de Búzios 12, em fase de planejamento. Com ele, a Petrobras espera estender a data de alcance do pico de produção no pré-sal de 2030 para 2032.

“O que aconteceu é que a gente, em Búzios, achou 54 metros de óleo abaixo da profundidade que, normalmente, é água. Então, Búzios 12 ainda vai ter mais 47 metros de óleo. É um espetáculo”, comemorou a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, ao anunciar a nova descoberta, em abril.

O gás da décima segunda plataforma a ser instalada no super campo chegará ao Complexo de Energias Boaventura, em Itaboraí (RJ), via gasoduto de escoamento Rota 3. O projeto já foi aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras e agora está em fase de aperfeiçoamento, após um grupo de empresas pré-qualificadas ter conhecimento técnico do que a estatal pretende construir.

A unidade vai ser contratada pelo regime de BOT (building, operation, transfer), em que a empresa petrolífera assume a operação poucos anos após a conclusão da obra. Esse tem sido o modelo preferido pela Petrobras, que vê nele uma oportunidade de debater e modificar o projeto ainda ao longo da licitação.

No documento enviado ao mercado fornecedor para medir o apetite à licitação, ao qual a Brasil Energia teve acesso, a Petrobras prevê que o FPSO, além do óleo e do gás produzidos por ela, deverá contar com sistemas para processar e separar a produção que receberá de outras plataformas.

“O gás produzido será comprimido, desidratado, tratado e utilizado como gás combustível e na elevação da produção de petróleo. O gás restante será exportado por meio de um gasoduto para o sistema de gasodutos do comprador ou reinjetado no reservatório. A água produzida poderá ser reinjetada no reservatório ou descartada no mar”, informou a Petrobras na especificação técnica do projeto.

A unidade vai gerar sua própria energia a partir da instalação de um sistema de cogeração, formado por uma turbina a gás e uma unidade de recuperação de calor residual, ou de ciclo combinado, que inclui turbinas a vapor.

Leia aqui toda a entrevista na edição de agosto da Brasil Energia.  

Fonte: Revista Portos e Navios