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'Ilha do Petróleo', no Rio, pode ser o maior centro de pesquisa do mundo

Complexo reúne laboratórios das 16 principais multinacionais de tecnologia do setor, com investimentos de US$ 500 milhões

Por Kelly Lima e RIO
Atualização:

Em área de 400 mil metros quadrados na Ilha do Fundão, no Rio, que já vem sendo chamada de "ilha do petróleo", estão sendo construídos alguns dos principais centros de pesquisa e desenvolvimento do setor no mundo. O complexo agrega as 16 principais multinacionais de tecnologia do setor, que já destinaram US$ 500 milhões ao projeto de construção de laboratórios. A expectativa das empresas é, no mínimo, equiparar o polo do Rio ao da cidade texana de Houston, referência mundial e considerada atualmente "a capital do petróleo". Maior aposta de crescimento da economia brasileira até 2020, a produção de petróleo no pré-sal é o centro de atração dos projetos tecnológicos. O complexo do Fundão terá prédios futuristas no campus da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e no entorno do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobrás (Cenpes), já considerado de excelência em projetos de prospecção em águas profundas. A principal vantagem apontada por técnicos é que, diferentemente de Houston, onde as empresas ficam afastadas, no Parque Tecnológico do Rio estarão concentradas. "Esse tipo de concentração traz oportunidade única no mundo. É uma intensa troca de inovação e experiência, voltada especificamente para desenvolver a melhor e mais ampla tecnologia para o pré-sal", sintetiza Maurício Guedes, presidente do Parque Tecnológico. O complexo vem sendo construído aos poucos. Deve estar operando integralmente a partir de 2013. "Certamente veremos um salto de qualidade na engenharia de projetos dentro de quatro ou cinco anos", estima. Hoje, a tecnologia usada para explorar o pré-sal da Bacia de Santos é a mesma desenvolvida para o pós-sal. A produção ainda é considerada experimental. Distante 300 quilômetros da costa e a uma profundidade superior a 7.000 metros, o óleo dos reservatórios abaixo da camada de sal na Bacia de Santos possui particularidades que exigem outra concepção.Sem manutenção. O engenheiro Carlos Thadeu Fraga, presidente do Cenpes, diz que a meta da companhia para a exploração das áreas é eliminar a necessidade de plataformas de superfície e colocar toda tecnologia de separação do óleo e da água, bem como o processamento, em cápsulas submarinas resistentes ao desgaste do sal e com capacidade para operar por 20 anos sem necessidade de manutenção. Essas plantas funcionarão movidas por geradores elétricos submarinos que bombearão petróleo e gás, por dutos no fundo do Atlântico, para estações coletoras a centenas de quilômetros de distância. "A planta instalada na superfície exige energia para puxar o petróleo do fundo do mar, além de injetar água para pressionar a expulsão deste óleo de seus reservatórios. Se a planta desce para o fundo, eliminamos a necessidade de gerar energia por um percurso de 3.000 metros de água, com elevada instabilidade. Este é o principal desafio mundial hoje", afirmou Roberto Leite, diretor de Pesquisa & Desenvolvimento da Chemtech, braço da alemã Siemens para engenharia e TI, instalada no Parque Tecnológico. Exemplo. Até hoje a instalação de equipamentos de produção no fundo do mar possui como maior exemplo a tentativa da plataforma de Perdido, da Shell, que teve custo aproximado de US$ 3 bilhões, no Golfo do México. A unidade foi montada sobre um cilindro de aço flutuante na mesma distância da costa que o pré-sal de Santos. A automação é completa e os dados da unidade são analisados de uma base de engenheiros em New Orleans. Considerada uma nova fronteira na exploração e produção, a experiência terá que ser superada, diz Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE). Ele afirma que o elevado custo poderia inviabilizar a operação do pré-sal. Hoje, a Petrobrás sustenta o valor de US$ 40 por barril como mínimo necessário para garantir a extração. "Considerando que o petróleo mais recente no mundo foi apresentado a um custo viável de US$ 70 por barril, o nosso está bastante adequado", diz o diretor financeiro da estatal, Almir Barbassa. Para ele, cada US$ 1 reduzido no custo exploratório e de desenvolvimento é comemorado. Desde a descoberta das reservas a Petrobrás conseguiu, com novas tecnologias, reduzir de US$ 240 milhões para US$ 60 milhões o custo de perfuração de um poço. A produtividade de cada poço também contribuiu para a redução. Uma plataforma flutuante FPSO, estruturada para ser conectada a 30 poços, com produção de 5.000 barris em cada um, teve que ser revista para uma quantidade menor de poços, já que o primeiro tem rendido média de 20 mil barris por dia.

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