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Petrobras inicia implementación de tecnología inédita para separar gas rico en CO2 en el fondo marino

HISEP® es un proyecto pionero en la industria, capaz de aumentar la eficiencia productiva, reduciendo costos e intensidad de emisiones. Las pruebas en el presal comienzan en 2028.

En presentación realizada este martes 20 de febrero, Petrobras anunció el inicio del contrato para el desarrollo e implementación de HISEP®, tecnología inédita patentada por la empresa que será utilizada para aumentar la eficiencia productiva, reducir costos y la intensidad de emisiones en los sistemas de producción de petróleo y gas del presal. 

En el Centro de Investigación, Desarrollo e Innovación de Petrobras (Cenpes), en Río de Janeiro, el presidente de la empresa, Jean Paul Prates, y los directores de Exploración y Producción, Joelson Mendes, y de Ingeniería, Tecnología e Innovación, Carlos Travassos, celebraron el inicio de la fase de implementación del proyecto piloto HISEP® a escala comercial. 

El proyecto Mero 3, ubicado en el presal brasileño, será pionero en el uso de esta tecnología.
 
HISEP® (acrónimo en inglés de High Pressure Separator) es una tecnología de vanguardia que revoluciona el proceso productivo al permitir la separación submarina entre el petróleo extraído y el gas asociado producido, rico en CO₂, que se reinyecta directamente al yacimiento desde el fondo marino.



De esta forma, gran parte del proceso de separación ya no se realiza en la planta de procesamiento FPSO (unidad flotante que produce, almacena y transfiere petróleo) y ahora se realiza en el fondo marino, ofreciendo mayor eficiencia energética, reduciendo el impacto ambiental y la intensidad de las emisiones. Esta innovación forma parte del portafolio de I+D+i de Petrobras y cuenta con el apoyo de los socios de la empresa en el Consorcio Libra.

“HISEP® es una innovación de Petrobras, tiene ADN brasileño y pronto contribuirá al desarrollo sostenible de la industria del gasóleo. Además de las ganancias para el negocio, es una tecnología moderna: una de sus ventajas es que también actúa como tecnología de captura de carbono y, por lo tanto, constituye una herramienta más que ayudará a Petrobras a alcanzar sus objetivos de reducción de intensidad. de emisiones”, declaró Jean Paul Prates.

El Director de Exploración y Producción, Joelson Mendes, destacó que “HISEP® tiene el potencial de agregar valor a campos con alto RGO (relación de petróleo y gas) y contenido de CO₂, brindándoles una nueva perspectiva de producción. La elección de Campo de Mero para la aplicación piloto de HISEP® es estratégica, ya que el presal de la Cuenca de Santos es una de las áreas más prometedoras y desafiantes del sector. Con esta revolucionaria tecnología esperamos optimizar la producción, reducir costos y promover la eficiencia operativa”.
 
A su turno, el director de Ingeniería, Tecnología e Innovación, Carlos Travassos, señaló que “la implementación de HISEP® representa un reflejo significativo de nuestra búsqueda continua de soluciones tecnológicas innovadoras. Este proceso es el resultado de años de investigación y desarrollo del Cenpes”. 

“Confiamos en que HISEP® se convierta en una referencia de innovación con ganancias en eficiencia y generación de valor en la industria del petróleo y del gas, contribuyendo a consolidar la posición de liderazgo de Petrobras en el mercado mundial”, concluyó.

Para esta fase de implementación de HISEP®, Petrobras firmó un contrato en enero de 2024 con la empresa FMC Technologies do Brasil, filial de la empresa TechnipFMC. Este contrato cubre el diseño, construcción e instalación de la unidad piloto HISEP® y su infraestructura, incluyendo la interconexión con los pozos productores, inyectores y la planta de procesamiento de la FPSO Marechal Duque de Caxias (Mero 3). Además, se llevará a cabo un programa de pruebas con el objetivo de alcanzar la madurez comercial y tecnológica de HISEP®.

FPSO Marechal Duque de Caxias

La unidad piloto de separación de submarinos HISEP® será interconectada a la FPSO Marechal Duque de Caxias, perteneciente al proyecto Mero 3, en la zona del pre-sal. Esta será la cuarta FPSO instalada en el campo Mero y tendrá una capacidad de procesamiento de 180 mil barriles de petróleo y 12 millones de m³ de gas por día. Los contratos de fletamento y servicios tendrán una duración de 22 años y medio, contados a partir de la aceptación final de la unidad, prevista para el segundo semestre de 2024.
 
El proyecto prevé la interconexión de 15 pozos a la FPSO, 8 de los cuales son productores de petróleo y 7 inyectores de agua y gas, a través de una infraestructura submarina compuesta por ductos rígidos de producción e inyección, ductos flexibles de servicio y umbilicales de control.

Campo Mero

El campo unificado Mero es el tercero más grande del pre-sal y está ubicado en el Bloque Libra, perteneciente al Consorcio Libra, operado por Petrobras (38,6%) en asociación con Shell Brasil Petróleo Ltda. (19,3%), TotalEnergies EP Brasil Ltda. (19,3%), CNPC (9,65%), CNOOC Petróleo Brasil Ltda. (9,65%) y Pré-Sal Petróleo SA – PPSA (3,5%) que desempeña el papel de administrador del Contrato de Participación en la Producción y representante de la Unión en el área no contratada.

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