OLIVEIRA E TADEU: Rígido ou flexível?

Mercado é quem vai definir a melhor opção para o desenvolvimento do pré-sal

A decisão sobre a utilização de dutos rígidos ou flexíveis para o transporte de óleo ou gás em ambiente submarino depende de vários fatores que podem até vir a inviabilizar uma dessas alternativas.

Alguns desses fatores técnicos podem facilitar a decisão, tais como: tipo de produto a ser transportado, presença de gases corrosivos (H2S, CO2), profundidade, distância entre os poços e a unidade flutuante, estabilidade da unidade de produção, diâmetro e comprimento total do duto, etc.

Outros podem ser considerados oportunistas, vindo a influenciar a decisão final não por uma razão técnica, mas por uma situação de mercado, tais como; necessidade de implantação de um sistema antecipado de produção, possibilidade de modificação no traçado dos dutos para acomodar mudanças na locação do poço, acordos de longo prazo (frame agreements), disponibilidade de embarcação para instalação, etc.

Esta competição entre conceitos se tornou injusta na Brasil, a partir da decisão da Petrobras de incentivar o aumento da capacidade de produção local de linhas flexíveis e a contratação de embarcações especiais de lançamento (PLSV) por longo prazo. Com isso o Brasil se tornou então o maior produtor de linhas flexíveis do mundo, com quatro grandes plantas de fabricação, e a Petrobras sendo a maior afretadora de navios especiais tipo PLSV.

Esta singular combinação entre contratos de fornecimento e afretamento de PLSVs fez com que o duto flexível tenha hoje uma condição de hegemonia no mercado brasileiro, difícil de ser quebrada por outras soluções. Além desse fator “econômico”, temos também a situação atípica de falta de técnicos ou engenheiros com experiência em dutos rígidos, dificultando ainda mais a promoção desta solução no mercado. Por sua vez, o time da Petrobras com essa expertise está concentrado no Cenpes.

A decisão sobre o melhor conceito a ser aplicado em cada projeto passou a ser quase automática, ou seja, a solução duto flexível se tornou a solução default.

Apesar de, numa análise simples do preço por metro linear de cada produto, existir uma diferença substancial a favor do duto rígido, a utilização pela Petrobras da solução flexível na maioria de seus projetos se mostrou um sucesso, seja do ponto de vista econômico, seja no ponto de vista de reduzir o prazo entre a descoberta e o início de produção de um determinado campo.

O aparecimento de novos operadores no mercado brasileiro, aplicando a metodologia de projetos bem estruturados e detalhados, fez com que a utilização de dutos rígidos em sua malha submarina se mostrasse novamente viável. Citamos como exemplos o projeto do Parque das Conchas (BC-10) da Shell ou o desenvolvimento de Peregrino pela Statoil, nos quais a alternativa rígida foi aplicada de forma mais econômica e sem prejuízo ao prazo estipulado.

A Petrobras, em algumas ocasiões, tentou criar uma competição entre esses dois conceitos, tendo decidido pela solução duto rígido em raros momentos. Podemos exemplificar com o projeto dos Risers de Sapinhoá Norte ou de Guará-Lula. Contudo, devido às condições de mercado já aqui elencadas, a maioria dos projetos offshore no Brasil utilizou o conceito de dutos flexíveis em seu desenvolvimento.

Com a descoberta dos grandes campos do pré-sal, vieram novos desafios para desestabilizar relativamente aquela que parecia a zona de conforto para os dutos flexíveis. A grande produtividade dos poços da nova fronteira demandou dutos de maior diâmetro. A profundidade dos poços, por sua vez, desafia a tecnologia dos dutos flexíveis, seja na sua resistência às grandes pressões, seja pela tensão aplicada no corpo dos risers.

Além desses fatores, em alguns campos do pré-sal, temos a presença de materiais altamente corrosivos como H2S e CO2, trazendo uma situação de alto risco para os dutos flexíveis, com a corrosão de sua camada interior, o que pode vir a causar o rompimento do duto, como já ocorreu em duas ocasiões.

Considerando os desafios acima expostos e com a finalidade de atender ao requisito de seus parceiros para uma confirmação da real economicidade dos dutos flexíveis, a Petrobras decidiu lançar uma nova concorrência para o fornecimento e instalação dos risers para o campo de Mero (antigo Libra 1), sendo permitida a aplicação de qualquer um dos dois conceitos.

No entanto, para que tenhamos um certame justo, se faz necessário estabelecer alguns critérios claros de comparação. Listamos a seguir alguns pontos a serem considerados.

  • A utilização de duto rígido com isolamento interno por material inerte garante uma vida útil para o riser igual ou maior do que a vida prevista para o campo, não existindo o risco de rompimento e consequente parada de produção ou até possíveis danos ambientais, esta condição que não está garantida para a solução flexível. Esse fator deve ser levado em consideração quando da decisão final, sendo necessário estar claro na documentação qual o critério a ser adotado para esta avaliação.
  • Para a solução utilizando dutos flexíveis, não deve ser permitida a utilização de embarcações de lançamento afretadas pela Petrobras e com contrato ainda em vigor. Essa ação irá nivelar as propostas de cada conceito no que se refere ao custo com a mobilização dos ativos de lançamento.
  • Para ambos os conceitos, devem ser criadas condições idênticas de prêmio ou penalidade no que se refere ao prazo, tanto para a mobilização dos ativos de instalação pela contratada, como na disponibilização do FPSO pela Petrobras para início dos trabalhos.
  • O desenvolvimento dos campos offshore em águas ultraprofundas (> 3.000 m) irá demandar a utilização de dutos rígidos. O mercado precisa se adequar a essa nova realidade, reduzindo as barreiras competitivas hoje existentes e criando um parque industrial capaz de atender a essa demanda de forma econômica. Ações como a criação de bases locais para fabricação de longos trechos de dutos rígidos, disponibilização de ativos para instalação dos dutos e utilização de novos conceitos de FPSO com maior estabilidade são ações de longo prazo que permitirão uma competição mais justa entre os dois conceitos.
  • Por fim, não existe uma resposta única para a pergunta inicial deste artigo. A solução final a ser utilizada depende exclusivamente do mercado e com certeza será a mais vantajosa, tanto para o operador como para as empresas fornecedoras. Assim esperamos todos!  

Américo Oliveira é consultor e tem ampla experiência em gerenciamento de projetos subsea, é estrategista e desenvolvedor de novos negócios.

Marcus Tadeu Rodrigues de Paula é engenheiro de petróleo com mais de 25 anos de serviços para a Petrobras, tendo sido gerente de vários projetos de instalação submarina

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