Brasil Energia | Ed. 458 - Agosto, 2019

Brasil Energia , nº 458, 9 de agosto de 2019 89 O desenvolvimento da produ- ção no modelo subsea-to- -shore (do fundo do mar à costa) chegará, enfim, ao Brasil. Cerca de duas décadas de- pois de iniciar estudos para dife- rentes locações, a Petrobras plane- ja instalar seu primeiro sistema sem topside nos campos de Camarupim e Camarupim Norte – ativos de gás na Bacia do Espírito Santo que tive- ram a produção interrompida em 2015, após uma explosão no FPSO Cidade de São Mateus. O novo projeto exigirá investi- mentos da ordem de US$ 300 mi- lhões, montante considerado ex- pressivo diante do porte dos campos e do discurso da nova gestão da pe- troleira de focar suas atividades no pré-sal. O plano inicial da Petrobras é que o sistema seja colocado em operação em 2021 e desenvolvido como uma espécie de projeto piloto. Na ocasião do incidente, os dois campos produziam, juntos, mais de 800 mil m³/dia de gás, além de um pequeno volume de condensa- do da ordem 800 bpd por oito po- ços. O empreendimento é operado pela Petrobras, sendo que, em Ca- marupim, a petroleira detém 100% de participação, enquanto em Ca- marupim Norte conta com a parce- ria da Ouro Preto (35%). A última petroleira está, no en- tanto, concluindo negociações pa- ra formalizar sua saída do projeto. A decisão sobre a utilização do subsea- -to-shore nos campos foi tomada re- centemente e teria sido um dos prin- cipais motivos para o fimda parceria. A Ouro Preto defendia o retor- no da produção a partir do mesmo modelo original, focado na utiliza- ção de uma unidade de produção convencional, a fim de reduzir os custos de retomada do projeto. Já a Petrobras se mostrava, desde o iní- cio, favorável ao subsea-to-shore . O novo plano de desenvolvimento apresentado à ANP elencava ainda outras opções, como jaqueta, inter- ligação ao FPSO Cidade de Vitó- ria, que opera no campo vizinho de Golfinho, ou a instalação de uma unidade de menor porte. As negociações entre a Petro- bras e a Ouro Preto devem ser con- cluídas até o final de julho. As pe- troleiras discutem neste momento o acerto do valor a ser pago pelo re- embolso da parcela de 35% no ati- vo. Especialistas do setor estimam que o montante negociado gire en- tre US$ 4 milhões e US$ 6 milhões. A Ouro Preto ingressou no ativo em 2014 com a aquisição dos pro- jetos da El Paso Brasil. Em paralelo ao acerto com a petroleira coman- dada por Rodolfo Landim, o con- sórcio trata do encerramento do contrato do FPSO Cidade de São Mateus, da BW Offshore. Diante da boa produtividade de Camarupim, o mais provável é que, em um primeiro momento, o sis- tema subsea-to-shore fique interli- gado a apenas dois poços. O escoa- mento da produção tende a man- ter o fluxo para a Unidade de Tra- tamento de Cacimbas (ES). Os campos de Camarupim e Camarupim Norte começaram a operar em 2009 e 2010, respectiva- mente, e, segundo fontes consulta- das pela Brasil Energia , têm pelo menos dez anos de produção pela frente. Os ativos estão localizados a 40 km da costa do Espírito Santo, em lâmina de cerca de 800 m. PROJETO PILOTO Na Petrobras, o subsea-to-sho- re de Camarupim e Camarupim Norte é visto como um teste para ativos maiores. Desde o início dos anos 2000, a área técnica de E&P da petroleira estuda com maior ênfase a aplicabilidade da tecnologia em seus projetos e chegou a analisar a opção para o desenvolvimento dos dois campos do Espírito Santo an- tes de decidir usar um FPSO. Osubsea-to-shore dispensa a utili- zação de plataformas e é indicado pa- ra campos de gás, sobretudo aqueles localizados emáreas demaior sensibi- lidade ambiental. Caso sua aplicação em Camarupim e Camarupim Norte seja bem-sucedida, a Petrobras tende a replicá-lo em ativos de maior rele- vância, inclusive no pré-sal. Um dos desafios para o empre- go da tecnologia está ligado ao custo imediato de sua implantação e a so- lução técnica ao escoamento do lí- quido produzido. A Petrobras a con- siderou para desenvolver os campos de Manati, na Bacia de Camamu- -Almada, e Mexilhão, em Santos, mas, em ambos os casos, a instala- ção de plataformas se mostrou eco- nomicamente mais rentável. A utilização do sistema de sub- sea-to-shore terá que ser avaliada pela ANP. O maior entrave ao pro- jeto promete ser a questão do cro- nograma, já que a agência havia es- tabelecido, inicialmente, que a pro- dução dos campos fosse retomada ainda em 2019. n