PETROBRASPlataforma P-34 y buque transportador de petróleo, arriba, en la cuenca de CamposPETROBRAS
Publicado en octubre de 2008
Del interior de un conjunto de salones, en el edificio de Ingeniería Mecánica de la Escuela Politécnica (Poli) de la Universidad de São Paulo, ubicado en la capital paulista, está fluyendo parte de las soluciones que permitirán el transporte del gas natural extraído de las profundidades de la capa “presal” de la cuenca de Santos, en las nuevas reservas petrolíferas confirmadas por Petrobras hacia fines de 2007.
El equipo del profesor Kazuo Nishimoto, coordinador del Tanque de pruebas Numérico (TPN), un laboratorio especializado en hidrodinámica formado por aglomerados o clusters de computadoras, desarrolla sistemas para simular el futuro transporte del gas natural desde las plataformas a los buques, una de las alternativas consideradas por Petrobras para transportar este tipo de recurso mineral. La otra opción sería construir grandes tuberías en el lecho del mar, aunque esa es una solución cara y de difícil ejecución, por la necesidad de ductos con diámetro muy grande y de las largas distancias por cubrir en ambiente marino. El producto, que está asociado al petróleo, deberá ser transformado del estado gaseoso al líquido en plena plataforma petrolera, para facilitar su transporte en un navío especializado en gas licuado. Un sistema emplazado para funcionar en plena alta mar, distante más de 300 kilómetros de la costa, en un ambiente hostil rodeado de oleaje y fuertes vientos, y en una profundidad, desde la superficie hasta el lecho marino, entre los 2.200 y 3000 metros, la denominada “lámina de agua”, un factor que dificulta el anclaje y la estabilidad de los risers, que son las tuberías conectadas con el equipamiento en el fondo del océano y que transportan petróleo y gas hacia la plataforma en la superficie.
“No existe en el mundo un sistema en funcionamiento en alta mar para transformar el gas al estado líquido. Sucede que en ese estado, el gas natural líquido (GNL) debe preservarse a bajas temperaturas, en un ambiente criogénico y con baja presión. Todo el sistema y el ducto de transferencia de la plataforma que hará el transbordo hacia el buque tendrán que hallarse a una temperatura de entre -120º C y -160º C. El tanque también deberá estar refrigerado. El problema es que el metal, cuando se enfría demasiado, se torna frágil, y puede estallar”, dice Nishimoto, del Departamento de Ingeniería Naval y Oceánica de la Poli. Otro desafío es el de realizar el transbordo en condiciones críticas, a merced del oleaje y del movimiento de las plataformas, que pueden ser del tipo de las semi-sumergibles o buques cisterna fondeados, conocidos como FPSOs, sigla por Floating, Production, Storage and Offloading, esto es, traducido, sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga, y del buque de GNL, el cual tendrá un comportamiento diferente para el caso de actuar con los tanques llenos o vacíos.
El TPN, que forma parte del grupo de desarrollo de sistema de Petrobras, realiza cálculos y simula situaciones relativas a esos futuros eventos considerando las diversas variables del ambiente marino y de los equipamientos empeñados. Fue montado con recursos de Petrobras y de la Financiadora de Estudios y Proyectos (Finep), del ministerio de Ciencia y Tecnología, en 2002. También forman parte del proyecto los investigadores de la Coordinadora de Programas de Posgrado en Ingenierías (Coppe), de la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ), el Grupo de Tecnología y Computación Gráfica (Tecgraf), de la Pontificia Universidad Católica de Río de Janeiro, la Universidad Estadual de Campinas (Unicamp), la Universidad Federal de Alagoas (Ufal) y el Instituto de Investigaciones Tecnológicas (IPT).
El aprovechamiento del gas natural es uno de los desafíos tecnológicos que se le presenta a Petrobras y otras empresas del proceso de explotación, además de las colaboraciones con la academia o con proveedores. Ellos buscan soluciones para la producción, extracción y transporte de petróleo y gas en situaciones hasta ahora inéditas, con reservorios ubicados debajo de los estratos de sal, un conjunto de rocas sólidas de alrededor de dos kilómetros de espesor. El estrato salino funciona como un sellador natural para el petróleo y el gas que se forman debajo, en las denominadas “rocas carbonáticas” (lea el recuadro en la página 75), en profundidades ubicadas entre los 5 y 7 mil metros.
Aunque es líder en la explotación de petróleo en alta mar, con pozos comerciales en profundidades de 1.800 metros de lámina de agua, Petrobras atraviesa un período de evaluación de las reservas en los nuevos pozos y la cantidad que será aprovechada comercialmente en la región que se extiende desde la costa del estado de Espírito Santo hasta Santa Catarina. También evalúa la tecnología para extraer gas y petróleo en condiciones extremas y el traslado de esos productos hasta refinerías y distribuidoras de gas. Para ese proceso, la empresa creó el Programa Tecnológico para el Desarrollo de la Producción de los Reservorios Presal (Prosal). Con 23 proyectos en distintas áreas, tales como ingeniería de pozos, ingeniería de reservorios y garantía de flujo de gas y petróleo, la empresa divulga las informaciones con bastante reserva y misterio. “Muchos de los detalles aún se guardan ‘bajo siete llaves’”, expresa Osvair Trevisan, director del Centro de Estudios del Petróleo (Cepetro) de la Unicamp.”La empresa se encuentra abocada en la definición del tratamiento, los patrones y parámetros de ingeniería y de la producción, pero estimamos que no existirán grandes barreras tecnológicas para la explotación de los estratos presal”, dice Trevisan, ex superintendente de explotación de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP).
PETROBRASBuque transportador de gas natural licuado: una posible solución para el campo de TupiPETROBRAS
El secreto alrededor de los detalles más técnicos, incluso para los sectores de la comunidad científica que colaboran con Petrobras, probablemente se encuentra relacionado con las decisiones acerca del rumbo de la explotación del presal dentro del contexto económico, ya que el país podrá contar con un crecimiento en sus reservas de petróleo desde los actuales 14 mil millones de barriles, hasta 50 millones o más. Los pozos, tal como en el caso de los de Tupi e Iara, en la cuenca de Santos, ya garantizarán un estimado entre 9 y 12 mil millones de barriles de reserva. Los yacimientos descubiertos, que proporcionaron los primeros indicios confirmados de petróleo de excelente calidad, capaces de ofrecer productos más nobles para la petroquímica, aún necesitan ser cuantificados con mayor exactitud. De todos modos, los mismos pueden elevar a Brasil a la condición de uno de los diez grandes productores de petróleo del planeta. Actualmente, el país se encuentra en el puesto 24º. Las perspectivas respecto del gas natural anunciadas por la empresa, solamente en el campo de Tupí, en la cuenca de Santos, dentro del área presal, son de entre 176 y 256 mil millones de metros cúbicos (m3), casi la misma cantidad que las reservas actuales, de 330 mil millones de m3, gran parte aún de pozos que no se encuentran en etapa de producción. Brasil todavía importa 60 millones de m3 de gas, siendo la mitad proveniente de Bolivia.
La factibilidad de su explotación comercial y las reservas reales recién serán delineadas con los test de larga duración (TLD), que han de realizarse durante un año y medio, a partir de marzo de 2009, en el pozo de Tupí. Recién entonces comenzarán a actuar los sistemas piloto de producción, con inicio previsto para el segundo semestre de 2010. Luego, si todo estuviera comprobado y ajustado, sobrevendrá la fase de producción, la cual contará con nuevas plataformas que estarán funcionando hacia 2013 ó 2014, produciendo inicialmente, cada una, 100 mil barriles de petróleo y 5 millones de metros cúbicos de gas diariamente.
“Entre los desafíos de explotar los nuevos yacimientos, se encuentra el de perforar la capa de sal, porque ésta sufre deformaciones y puede hacer colapsar la columna de perforación. Es necesario monitorearla a cada hora”, dice Nishimoto. “Por eso cada pozo debe contar con un modelo numérico experimental realizado por programas computados que reproduzcan las condiciones del mar, del suelo, y calculen la dinámica de los buques y las plataformas”. Ésa es una de las funciones de los profesionales del área de perforación de Petrobras, que son auxiliados por instituciones de investigación tales como el IPT y la USP. Las instituciones reciben muchas veces e-mails de los profesionales que se hallan en las plataformas perforadoras en la cuenca de Santos para la elaboración de previsiones de cálculo”. Todo se realiza con sumo cuidado, porque además del hecho de que la sal es sumamente quebradiza, es necesario preservar y perpetuar el pozo evitando el atascamiento del trépano. “Perforar la sal no es difícil, el problema son los desplazamientos que puedan ocurrir, cerrando el pozo”, expresa el profesor Giuseppe Bacoccoli, del área de petróleo y gas de la Coppe-UFRJ y ex empleado de Petrobras. Contener el desmoronamiento es una misión particularmente difícil en un tipo de roca salina denominada taquidrita. Las otras dos son la halita y la carnalita, que son más resistentes. Para eso, los equipos de trabajo deben ser rápidos, para preservar el pozo y recuperar los trépanos, piezas muchas veces perdidas durante la perforación de los estratos de sal en la cuenca de Santos.
Cemento y acero
Al perforar un terreno es necesario colocar un revestimiento de acero y rellenar el espacio entre esa capa y la roca con un cemento especial. Incluso con esas precauciones, la presión de la sal puede deformar el acero. Para evitar eso, la empresa está estudiando materiales más resistentes. “Si el acero o el revestimiento fueran muy pesados, ello influirá en la capacidad de la sonda para descender con esos materiales por el pozo. Es preciso encontrar un equilibrio”, informó el geólogo Cristiano Sombra, coordinador del Prosal. Debido a lo inédito del emprendimiento, como así también por los cuidados necesarios que incluyen varios estudios de ingeniería y la coordinación del Centro de Investigaciones de Petrobras (Cenpes) y del área de prospección y producción, ambos de la empresa; el costo de la perforación del primer pozo fue de 240 millones de dólares. En total, Petrobras invirtió 1.700 millones de dólares en 15 pozos. Las próximas perforaciones costarán 60 millones de dólares. “En Campos, en los pozos de pos-sal, el costo alcanza un máximo de 15 millones de dólares”, dice el profesor Bococcoli.
Uno de los desafíos que parecen hallarse parcialmente resueltos para la explotación en aguas ultra profundas son los risers, las tuberías flexibles que conducen petróleo y gas desde el pozo hacia las plataformas. “Los risers para operación en profundidades superiores a 2.500 metros se encuentran en fase de desarrollo final y homologación”, dice el profesor Celso Pesce, del Departamento de Ingeniería Mecánica de la Poli. “Los nuevos serán útiles, independientemente de que la explotación ocurra en el presal o no”, dice. Junto con otros investigadores de la Poli, Pesce desarrolla estudios con el objetivo de analizar el comportamiento estructural y mecánico de los risers, en proyectos cooperativos con Petrobras y las empresas fabricantes de esos artefactos, y financiados por la FAPESP, la Finep y el Consejo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico (CNPq), incluso los que se fabrican para grandes profundidades. Los estudios comprenden la relación del movimiento de las unidades flotantes sujetas a la acción de los vientos y las olas, además de la transmisión de los esfuerzos a las tuberías que vibran bajo el influjo de las corrientes marinas. El modo para mantener esas estructuras en operatividad, en lámina de agua de 3 mil metros, y lograr anular la fatiga mecánica, son algunos de los factores estudiados en la Poli.
Pesce remarca otro desafío para los risers que operarán en el presal. “La temperatura del petróleo que será extraído se halla en torno de los 60 a 70º C y sometido a una presión externa considerable. La capa externa del tubo en contacto con el agua del fondo del océano es mucho más fría, con temperaturas de alrededor de los 4º C, y la pérdida de calor favorece la formación de parafinas que obstruyen el ducto. Eso sucede también en los pozos de pos-sal”. La solución implementada actualmente consiste en remover la parafina del interior del tubo con un equipamiento denominado PIG, que funciona como un destapador de cañerías. “Es necesario desarrollar nuevas concepciones en cuanto a tuberías, pero que cuenten con aislamiento o control térmico evitando la formación de parafinas”, dice Pesce, quien participa de la Red de Estructuras Submarinas, una de las 40 redes que Petrobras mantiene con decenas de instituciones de investigación en el país (lea en Pesquisa FAPESP, edición Nº 127).
Otro problema que tendrán que enfrentar los ingenieros al perforar pozos hasta 6 ó 7 mil metros de profundidad es la corrosión. “El conjunto de tubos y válvulas instaladas en el fondo del mar, denominadas ‘árboles de navidad’, deberán ser más resistentes ya que en aquel ambiente existe mucha concentración de dióxido de carbono (CO2) y azufre”, dice el profesor Nishimoto. “Estos componentes, sumados a la agresividad química e inestabilidad estructural del agua del mar, no son usuales para Petrobras”, expresa el profesor Trevisan, de la Unicamp.
Hay vacantes
Los múltiples desafíos involucrarán a gran cantidad de profesionales. Los números aún son inciertos, pero las áreas ya se encuentran definidas. “Se necesitarán profesionales en las áreas de la industria metalmecánica, química del petróleo, logística y servicios, por ejemplo”, dice Trevisan. Los estudiantes de universidades e institutos de investigación serán muy requeridos por parte de la empresa. “En más de 20 años, el Cepetro graduó más de 300 másteres y doctores que fueron contratados por Petrobras”. Cifras igualmente significativas aparecen en la Universidad Federal de Río Grande do Sul, en la UFRJ, en la USP y en la Universidad Estadual Paulista (Unesp), donde se inició, dentro del campus de Río Claro, la construcción del Unespetro, un complejo dedicado para la investigación y la enseñanza aplicadas en la industria del petróleo, con énfasis en la geología y el medio ambiente. La inversión inicial para la edificación y compra de equipamiento es de 5 millones de reales, totalmente aportados por Petrobras. En un edificio de 1.600 m2 funcionará el Centro de Geología Sedimentaria (CGS) y el núcleo de Excelencia en Petrología Carbonática (Nopec). “Petrobras tomó contacto con la Unesp en el mes de mayo de 2007, luego de tomar la decisión de establecer en el país un centro de investigaciones en rocas carbonáticas, que son aquéllas que se encuentran en los estratos presal y que son el albergue del petróleo y el gas recientemente descubiertos”, explica el profesor Dimas Dias Brito, del Departamento de Geología Aplicada del Instituto de Geociencias y Ciencias Exactas, y responsable del proyecto Unespetro. “La carrera de geología de Río Claro tiene casi 40 años y varios de nuestros docentes, entre los que me cuento, ya trabajamos en Petrobras”, cuenta Dias Brito. Las inversiones de Petrobras han permitido que 18 geólogos de la empresa realizasen en la Unesp, durante éste año, un curso sobre rocas carbonáticas con una duración de seis meses. “En el centro, nosotros estudiaremos todos los tipos de rocas calcáreas de la costa atlántica brasileña, del presal y del pos-sal. Los desafíos que nos presenta la geología son enormes y espectaculares. Actualmente, los geólogos brasileños, representados por los colegas de Petrobras, vive un momento mágico”, concluye Dias Brito.
Una historia antigua
Una conjunción interesante de factores geológicos y climáticos preparó en forma aleatoria el petróleo y el gas que se encuentran en el subsuelo marítimo, debajo de una capa de sal, en el litoral sur-sudeste de Brasil, bajo aguas profundas y lejanas de la costa. El reservorio está compuesto por rocas carbonáticas que se formaron por la acción de cianobacterias hace millones de años. Con el desmembramiento del supercontinente Gondwana, que resultó en América del Sur y África, hubo lagos que se formaron allí entre 145 y 113 millones de años atrás. Seguidamente, comenzó la invasión de agua salada del océano. Entonces, las bacterias comenzaron a interactuar y a crecer en el ecosistema carbonático llano recién conformado, donde imperaban temperaturas y salinidades elevadas. Debido a esa acción microbiana se generaron conglomerados calcáreos, que más tarde fueron a “hospedar” el petróleo generado por la transformación de la materia orgánica del plancton –microorganismos que viven en las aguas- acumulados en los antiguos lagos. De esta manera, en el transcurso de millones de años, la inmersión progresiva de las rocas lacustres calentó y presionó esa materia que se transformo en hidrocarburos (gas y petróleo), luego expulsados en dirección a las rocas carbonáticas donde quedaron confinados.
“La espesa capa rocosa de sal, impermeable, con centenares de metros de espesor, que funcionó como un escudo e impidió al petróleo migrar hacia las rocas de pos-sal, se formó en un lapso de tiempo geológico corto, en alrededor de 500 mil años, posiblemente, entre 113 y 112 millones de años atrás, cuando aconteció una gran evaporación del agua del océano juvenil primitivo”, explica el profesor Dimas Dias Brito, de la Unesp.
Esa capa de sal también existe en otras regiones, incluso en tierra, tal como por ejemplo, en el municipio de Carmópolis, en el estado de Sergipe, donde Petrobras extrae petróleo de varios pozos. “Incluso el petróleo de la cuenca de Campos (extraído desde los años 1970) tiene origen en estratos ubicados debajo de lecho marino. Se trata de hidrocarburos que escaparon hacia las rocas superiores, calcáreas y arenitas, mediante rajaduras existentes en la capa de sal, en las áreas más planas del lecho marino, donde la capa es más fina. Así, la mayor parte del petróleo extraído en Brasil tiene su origen en los lagos antiguos que precedieron a la formación del Atlántico Sur”. Él recuerda que los reservorios carbonáticos del presal, al igual que otros, no son enormes cavidades repletas de petróleo. Tanto el petróleo como el gas se encuentran alojados en capas de rocas que presentan poros interconectados.
Mientras no posea mayores detalles acerca de los nuevos yacimientos, Dias Brito recuerda que esas formaciones carbonáticas con cianobacterias son únicas en el mundo, ya que las otras formaciones calcáreas existentes, también asociadas con el petróleo, tienen otros orígenes.
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