Separação submarina de água e óleo vai de inovação à realidade na Bacia de Campos

O blog teve acesso a informações sobre o teste de inovação na Petrobras que aponta para mudanças tecnológicas e aumento de produtividade consideráveis na produção offshore de petróleo. É o primeiro sistema de separação submarina de água-óleo em águas profundas do mundo:

"No último dia do mês de março, o campo de Marlim foi cenário de mudanças na forma de produzir hidrocarbonetos em alto mar"

"No final da tarde daquele dia, entrou em operação o Sistema Submarino de Separação Água-Óleo, o SSAO, ligado à plataforma P-37. Com o SSAO, uma parte da água produzida pelo poço MRL-141 está sendo separada no fundo do mar e sendo reinjetada no próprio reservatório. Com isso, foi encerrada a fase de testes dos equipamentos que compõem o sistema, tanto os de superfície quanto os submarinos.

Esquema da interligação dos equipamentos submarinos

O SSAO é o primeiro sistema de separação submarina de água-óleo do mundo em águas profundas, um projeto pioneiro da Petrobras instalado na P-37.

O projeto SSAO teve início em agosto de 2009, com a assinatura do contrato de fornecimento do sistema junto à empresa FMC Technologies. Em 2012, foram testados diversos equipamentos que compõe o sistema, tanto na superfície como os submarinos.

“A expectativa pelo início da separação água-óleo e pela reinjeção era muito grande já que o sistema vinha operando pelo by-pass (desvio na linha) desde o dia 12 de agosto (2012), quando entrou em produção o poço MRL-141”, explica o engenheiro de processamento, Rogério da Silva Pereira, que coordena a operação.

Ele conta que já havia sido feita uma tentativa de separação durante o mês de novembro de 2012, no entanto, na época, o baixo teor de BSW (basic sedments and water, em inglês - a fração de água produzida misturada ao óleo) não permitiu a separação adequada. Foi preciso então aguardar o aumento na quantidade de água produzida.

Sala de controle de operação dos equipamentos submarinos

“Em um primeiro momento, foi atingida uma vazão de água reinjetada de aproximadamente 15 mil litros por dia, com valores de TOG (teor de óleo e graxa) médio, na saída do SSAO, de 20 ppm (partes por milhão). Sendo que o valor limite especificado pela área de reservatório para reinjeção é de 100 ppm”, revela O coordenador.

Atualmente, o maior desafio do projeto é garantir a maior continuidade operacional, uma vez que o equipamento está operando com BSW de 63%, abaixo do mínimo de projeto, que é de 70%. A previsão é de aumento progressivo da eficiência de separação, até atingir os 70% estimados no início do projeto.

Esta fase do projeto, de acordo com Rogério, é de aprendizagem. “Estamos melhorando o processo até chegar à eficiência mínima do processo, que será a reinjeção de 70% da água produzida, para que então esteja aprovada a tecnologia”, diz, prevendo os impactos que isto terá para produção de petróleo em alto mar.

Com o sucesso desta tecnologia, os impactos na planta de tratamento de petróleo acarretarão na eliminação da necessidade de tratamento, a bordo, de 10% da água produzida, além da redução da necessidade de descarte desta água e a diminuição do uso de produtos químicos no seu tratamento.

Com o sucesso desta tecnologia, haverá redução nos volumes de água para tratamento nas unidades marítimas. Quando o SSAO atingir a eficiência mínima prevista, por exemplo, haverá uma redução de pelo menos 7% no volume de água produzida que será enviada para a P-37, ou seja, cerca de 1.500 m3 por dia a menos.

Equipe responsável pelo projeto na P-37 

Para que a primeira injeção fosse realizada foram mobilizados profissionais de diversas áreas da UO-BC, do Cenpes e do E&P, além de profissionais da empresa norueguesa fabricante do equipamento, de 25 de fevereiro a 31 de março, quando foi realizada a primeira reinjeção de água no reservatório.

Essa fase, o comissionamento, foi coordenada pelo engenheiro de processamento e consultor Gelmirez Martins Raposo. O engenheiro de petróleo da OP-P37, Vitor Pastor Baracho, que foi para a P-37 já com a missão de trabalhar no comissionamento e operação do equipamento conta que, atualmente, o SSAO está na fase de operação assistida, ou pré-operação. “Como um projeto piloto, o mais importante desse SSAO é gerar informações para projetos futuros similares”, esclarece Vitor que vislumbra que o SSAO “poderia significar, em um futuro mais distante, uma nova forma de desenvolvimento da produção de petróleo offshore”.