As inscrições poderão ser realizadas até o dia 06 de novembro de 2024, pelo link disponível abaixo.
O programa prevê o lançamento contínuo de editais de chamada pública de projetos e desafios de inovação, com recursos oriundos na cláusula de investimento em P,D&I da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Para esta quinta edição, ano 2024, serão destinados até R$ 16 milhões para desenvolver soluções com potencial de implantação no curto prazo e de alto impacto para o mercado de oléo e gás.
O valor por projeto pode chegar até R$ 1 milhão (para os desafios da categoria Soft Tech) ou até R$ 2 milhões (para os desafios da categoria Deep Tech), com prazo de até 12 meses (soft tech) ou de até 24 meses de execução (deep tech).
Destacamos abaixo algumas regras. Para conhecer todas, acesse o edital na íntegra.
Startups, microempresas e empresas de pequeno porte brasileiras, incluindo as de base tecnológica, conforme definições abaixo:
Empresa emergente (pessoa jurídica) inovadora com potencial de crescimento rápido e contínuo, em busca de viabilizar um produto, serviço ou modelo de negócios inovador. Nessa chamada pública, a startup deve estar enquadrada como microempresa ou empresa de pequeno porte.
Empresa classificada como de micro porte conforme critérios estabelecidos pelo BNDES.
Empresa classificada como de pequeno porte conforme critérios estabelecidos pelo BNDES.
As inscrições poderão ser realizadas até o dia 06 de novembro de 2024, pelo link disponível abaixo.
Segundo exigências da ANP, através do regulamento SGIP, poços em abandono temporário precisam ser monitorados, para fins de garantia de integridade. Dessa forma, existe um sistema já implantado denominado SAS-MIC que armazena os dados dos sensores ativos da ANM. Esses dados são coletados regularmente para avaliação da integridade de acordo com o envelope mecânico dos poços. É importante ressaltar que esse sistema permite um monitoramento somente reativo, sendo uma forte limitação da tecnologia. Posto isso, foi desenvolvido uma versão que dispõe de um sistema de esfera, que num evento de falha de integridade, são liberadas para a superfície, permitindo um sinal de alarme via satélite. Existem dois grandes desafios ainda pouco explorados: análise dos dados dos sensores, permitindo a identificação do envelope de operação; e toda a estruturação da camada de disponibilização dos dados nos sistemas corporativos e o processo de alarme, garantindo a rápida resposta num evento indesejado.
O ciclo de vida de um poço vai desde sua construção até seu abandono. Até essa última fase podem ser necessários abandonos temporários, seja por questões de risco operacional ou de disponibilidade de recursos. Dessa forma, tais abandonos devem ser realizados conforme diretrizes do SGIP, exigindo o referido monitoramento.
Tecnologias Digitais.
Metodologia/algoritmo capaz de calcular/determinar o envelope operacional do poço em monitoramento, com uma camada de gerenciamento de alarmes por poço, incluindo o grau de risco associado. A solução pode ser escalada para uma plataforma de monitoramento de poços desconectados, podendo ser aplicado para qualquer empresa de O&G.
Os benefícios são inúmeros:
Quantificação do envelope operacional dos poços desconectados;
Sistema de alarme, com o grau de risco associado, por poço em monitoramento;
Redução do tempo de resposta em caso de problema de integridade.
Desenvolver um software ágil e simples que represente graficamente todas as barreiras de um poço, englobando também a estrutura montada na sonda em um esquema educativo. Precisamos criar uma ferramenta para o sistema POÇOS, que inclua componentes como BOP, riser, equipamentos de sonda, unidade de cimentação, well test, entre outros. Além desses equipamentos, o software deverá mostrar os caminhos de fluxo na sonda juntamente com tubulações e válvulas. A oportunidade reside em atender à demanda de desenhar o sistema/processo “montado” na sonda no momento da operação, de forma que o fiscal possa utilizá-la rapidamente, minimizando o tempo necessário para criar o desenho. O software deve mostrar de forma clara e objetiva as barreiras instaladas tanto no poço quanto na sonda durante todos os momentos das operações e montar um esquemático. As barreiras preventivas da sonda devem ser mostradas considerando o equipamento/tubulação que estão conectadas. As barreiras mitigadoras devem ser mostradas de acordo com sua posição física. Barreiras procedimentais para a operação (se houver) devem estar mencionadas em algum item no Menu do software.
O sistema deve incluir a construção de bibliotecas de equipamentos atuais e futuros, permitindo edições por meio de um “Editor de blocos” para flexibilizar a montagem dos esquemáticos. Além disso, é necessário que o software indique o chaveamento de válvulas e outros requisitos para facilitar a visualização do processo e suas vulnerabilidades. É importante que o software possua capacidade de integração via API REST com ferramentas de dados em tempo real. Outros atributos desejáveis do software seriam:
O sistema a ser desenvolvido deverá contar com um módulo de design de conjuntos, permitindo o detalhamento de um conjunto em suas cavidades, barreiras elementares e pontos de conexão. Os conjuntos criados seriam armazenados e disponibilizados em uma biblioteca para utilização. O módulo de edição, por exemplo, o usuário poderia representar um poço ligado à sua plataforma, utilizando os conjuntos pré-criados e disponíveis na biblioteca e interligando-os. O usuário poderá indicar, no módulo de montagem de edição, os estados de válvulas e de componentes de barreiras.
A inexistência de uma solução visual compreensível atualmente é um problema e nosso software pode resolver essa lacuna, facilitando o entendimento e o planejamento das operações e melhorando aspectos relacionados aos fatores humanos..
O problema ocorre durante as operações de sondagem, onde é necessário representar de forma rápida e clara todas as barreiras e equipamentos montados na sonda. Entende-se como barreiras o conjunto de elementos (equipamentos, procedimentos, práticas de gestão) que reduzem o risco através de prevenção e mitigação. O problema fica ainda mais evidente considerando a grande diversidade de operações e sondas, distanciando-se de uma padronização e dificultando na elaboração de análises de risco e investigação de acidentes. A falta de uma ferramenta visual compreensível atualmente dificulta o planejamento e a execução dessas operações, tornando o processo mais demorado e complexo para os fiscais. Além disso, tem-se as questões de fatores humanos pois o software tem também o intuito de influenciar positivamente no desempenho, confiança e segurança dos trabalhadores diminuindo o risco de erro humano.
Tecnologias Digitais.
Um software detalhando, através de um esquemático, as barreiras que estão implementadas durante determinada operação. O software consideraria as barreiras de poço e as barreiras de sonda e representaria isso graficamente para os envolvidos na atividade considerando a posição física das barreiras e como elas estão conectadas (poços - envelope operacional, sonda - tubulações e espaço físico). Barreiras procedimentais devem ser passíveis de escrita em algum item do Menu no software.
Auxílio na elaboração de estudos de risco.
Melhoria nos aspectos relacionados aos fatores humanos como por exemplo obtenção de informações relevantes das operações realizadas e organização de layout e cores que facilitem a visualização.
Auxílio para investigação de acidentes.
Agilidade nas operações.
Auxílio nos “Momentos de Segurança” para fornecer informações importantes sobre a atividade a ser realizada para o pessoal da “linha de frente”.
As campanhas de inspeção de dutos rígidos submarinos geram uma quantidade massiva de dados que estão armazenados de forma descentralizada e não estruturada e que são essenciais para as avaliações de integridade. Devido a isso, a consulta a esses dados é um processo complexo e demorado, agravado pela diversidade de tipos e formatos de arquivos.
Em todas as Gerências que precisam realizar laudos e PATECs quanto a integridade de dutos rígidos submarinos.
Tecnologias Digitais.
Uma possível solução seria baseada em inteligência artificial capaz de consultar os documentos e transformar os dados em informações estruturadas. A partir dos dados estruturados, deverá ser fornecido um serviço (API) e biblioteca em Python que facilite a interação com a API, permitindo a integração e exportação desses dados via formato JSON entre os sistemas especialistas Petrobras (Integridutos e IntegriSpan) e plataformas de visualização de dados (e.g., Fieldtwin).
Os dados estarão estruturados e padronizados, reduzindo necessidade de HH Petrobras para análises de integridade, extensão de vida e readequação dos dutos rígidos submarinos, que podem trazer grandes benefícios em produção de óleo e gás. Adicionalmente, será disponibilizada API que permitirá a integração dos dados, melhorando a sinergia entre os sistemas e a visualização e apresentação dos resultados das análises de integridade
O desafio consta em desenvolver uma ferramenta para avaliação de imagens geradas na inspeção por ultrassom Phased Array realizadas em juntas soldadas de dutos rígidos submarinos com objetivo de verificar/assistir o laudo do inspetor, de forma automatizada, identificando a geometria da solda, possível presença de descontinuidades e suas dimensões.
Hoje o problema ocorre principalmente durante a fase de construção e instalação de riser e dutos rígidos submarinos, onde o ambiente de alta produtividade, onshore ou offshore, pode influenciar fatores humanos e, consequentemente, a confiabilidade das inspeções.
Tecnologias Digitais; Tecnologias de Inspeção.
Software onde seja possível inserir imagens e informações das inspeções por ultrassom Phased Array realizadas e obter, de forma automatizada, uma lista com possíveis descontinuidades, suas dimensões, e a probabilidade desta indicação ser verdadeira, de modo que seja possível realizar uma verificação cruzada com o laudo do inspetor.
Como benefícios temos o aumento de produtividade em relação ao tempo para laudos de inspeção e aumento de confiabilidade para a Petrobras, reduzindo a influência do erro humano.
Com a avançada idade das bocas de sino BSN 300, tem se observado em inspeção, diversas anomalias relacionadas a rupturas das bocas e quedas do enrijecedor de curvatura. O fato é que só é possível a identificação dessas anomalias mediante a inspeção submarina (ROV ou Mergulhador). Essas anomalias podem causar danos nos riser, resultando em acidentes com impacto ao meio ambiente, patrimônio, pessoas e imagem.
Unidades de produção que tenha bocas de sino modelo 300. Existem hoje aproximadamente 600 bocas de sino desse modelo instaladas.
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Dispositivo de monitoramento por câmera subaquática, instalado prementemente ou que seja de fácil manuseio por um operador.
O desenvolvimento de uma tecnologia para o monitoramento constante evita a necessidade de ROVs e mergulhadores (Reduz necessidade de embarcação de apoio e reduz HHER), assim como aumenta a segurança operacional, já que a identificação dessas anomalias seriam mais rápidas.
Identificar se existe acúmulo de água no espaço anular de cada tramo de uma interligação de dutos flexíveis em operação, sem que haja necessidade de acoplar uma ferramenta (sistema de inspeção). As soluções atuais de inspeção de dutos flexíveis disponíveis requerem o acoplamento das ferramentas, seja no corpo tubular, seja no conector. O desafio seria propor um sistema de inspeção sem contato ou ainda um sistema de monitoração para medir o fenômeno de alagamento do anular. O escopo do trabalho envolveria duas etapas: uma primeira para qualificar uma tecnologia em escala real, num ambiente representativo de campo, incluindo fabricação e instalação, esforços mecânicos e comunicação; e uma segunda etapa envolveria os fabricantes de dutos flexíveis para incorporar a tecnologia durante a fabricação dos dutos. A oportunidade que este desafio pode trazer é reduzir o tempo de mobilização de RSVs e facilitar a leitura e interpretação de dados, tornando-a praticamente automática.
O contexto é da gestão de integridade de dutos flexíveis de injeção de gás e produção de óleo em serviço no pré-sal. Este problema está no escopo do SCC CO2 (stress corrosion cracking).
Tecnologias de Inspeção.
A solução tecnológica deveria embarcar sensoreamento residente em cada tramo de duto flexível de uma interligação. Este sensoreamento poderia ser passivo, ou seja, ativado pela passagem de um veículo autônomo portando a unidade de medição (varredura), ou ainda ativo, ou seja, enviaria dados da medição numa frequência a ser definida para um local onde se encontraria a unidade de medição.
Redução de custos operacionais, automatização de processos, redução de emissões, facilitar a gestão de integridade dos ativos.
Temos um conceito (em patenteamento) para mapeamento de espessura em spools de equipamentos submarinos, que possui elevadas eficiência de cobertura e velocidade de varredura. Estamos avaliando a possibilidade de motorizá-lo, para ampliar o alcance de uso além do limite do braço do ROV, o que aumenta bastante a abrangência de utilização da ferramenta para diferentes tipos de equipamentos submarinos. Temos a intenção de que a motorização permita não apenas movimentar a ferramenta ao longo do spool (incluindo trechos curvos), como desviar de eventuais obstáculos no caminho.
Temos a necessidade de fazer uma avaliação mais minuciosa do estado de corrosão atual nos spools de vários equipamentos submarinos, para, dentre outras questões ligadas à integridade, avaliar quais delas seriam suscetíveis a deixarem de ser inspecionadas e passassem a ser monitoradas, por tecnologia de monitoração em estágio avançado de desenvolvimento. Este mapeamento amplo dos spools será uma etapa necessária para futura implantação da estratégia de monitoração de espessura otimizada.
Robótica; Tecnologias de Inspeção.
A motorização deve contemplar as especificidades do conceito desenvolvido da ferramenta de inspeção (testada em laboratório e atualmente em fase de patenteamento). A ferramenta será levada ao equipamento submarino através de ROVs (Remoted Operated Vehicle). A motorização a ser desenvolvida para a ferramenta deve permitir sua movimentação ao longo dos spools dos equipamentos submarinos da abrangência selecionada, incluindo a movimentação circunferencial para desviar de eventuais obstáculos. O mecanismo de movimentação deve ser curto na direção axial do spool, e garantir que a ferramenta fique sempre alinhada com a seção transversal do spool em cada posição ocupada ao longo de seu comprimento. Além disso, o mecanismo de movimentação deve ser capaz de se acoplar mecanicamente ao spool em um intervalo de diâmetros nominais de 2 a 6 polegadas, preferencialmente sem que se precise ajustar previamente o mecanismo de forma manual para um diâmetro particular. Normalmente as ANMs possuem spools com dois diâmetros diferentes (um para linha de produção/injeção e outro para a linha de anular), logo, é desejável que, em um mesmo mergulho do ROV, a ferramenta seja capaz de se acomodar automaticamente aos diâmetros presentes no equipamento em questão. De início, o desafio contemplará utilização em ANMs; posteriormente poderá contemplar outros equipamentos maiores e mais complexos.
A gestão de integridade destes equipamentos submarinos migrará para outro patamar de qualidade de dados e confiabilidade. Os benefícios principais da motorização da ferramenta com capacidade de desviar de obstáculos ao longo do spool são: 1 - Obter inspeções de mapeamento de espessura (em spools de ANMs, por exemplo) mais rápidas, com cobertura muito maior e com maior repetibilidade; 2 - viabilizar sua utilização em equipamentos de acesso mais complicados para o braço do ROV, como PLEMs, PLETs e Manifolds; 3 - Prover o estado de corrosão (homogênea ouheterogênea) atual dos spools da abrangência de equipamentos submarinos, como informação primordial para subsidiar estratégia de gestão de integridade dos ativos submarinos via substituição seletiva de inspeção por monitoração de espessura.
Nas unidades Petrobras existem diversos ativos do tipo tubulação e dutos rígidos em que não é possível realizar a passagem de pig instrumentado para realização da inspeção dos mesmos. Dessa forma, uma inspeção de todo o trecho desses ativos fica extremamente complexa e praticamente inviável devido a necessidade de acessos externos a tubulação/duto para a realização da inspeção. Recentemente, vem sendo desenvolvida tecnologia classificada como MSIB (Multi Sensor Inspection Ball), que se trata de uma pequena esfera dotada de diferentes sensores. A esfera pode ser introduzida na linha através de uma derivação da tubulação/duto, usar o próprio fluido como "propulsor" dentro da linha e recolhida em outra derivação da linha. A partir daí, os dados obtidos pelos sensores (especialmente sensores do tipo magnetômetro) poderiam ser analisados e identificar pontos de corrosão interna/externa na linha, de forma rápida.
O problema de dificuldade de inspeção de todo o comprimento ocorre em todas as tubulações e dutos não pigáveis existentes na Petrobras.
Tecnologias de Inspeção.
Espera-se que seja disponibilizada uma tecnologia do tipo MSIB com a qual seja evidenciada sua probabilidade de detecção de corrosão interna ou externa, em uma única passagem no duto ou tubulação. Essa comprovação da probabilidade de detecção se dará através de testes em escala real e de campo.
Com a comprovação da confiabilidade dessas MSIBs quanto a detecção de corrosão, a gestão da integridade de dutos e tubulações não pigáveis teria grande impacto, haja visto que as linhas seriam inspecionadas em toda a sua extensão, indicando os pontos realmente críticos a serem correlacionados posteriormente através de técnicas de inspeção mais precisas para dimensionamento da anomalia.
Detectar e dimensionar a espessura remanescente na região de corrosão externa localizada em tubulações aéreas e elevadas no topside das plataformas da Petrobras. O dimensionamento deverá ser realizado sem a necessidade de preparação da superfície (remoção de tinta ou carepa de corrosão). Esta é uma das principais demandas de gestão de integridade de tubulações das plataformas do E&P.
O problema ocorre em tubulações em aço carbono de todas as plataformas do E&P, onde a falha do revestimento e o não tratamento da pintura levou a nucleação e crescimento de corrosão externa.
Robótica; Tecnologias de Inspeção.
Espera-se que seja disponibilizada uma tecnologia robótica, via crawler ou drone, que use uma técnica de ensaio não destrutivo associada adequada a resolução do problema.
Caso uma solução seja colocada em prática, será atendida a grande demanda atual de tratamento de RTIs imposta pela ANP a Petrobras para este tipo de problema.
Monitorar, a partir de um único ponto de instalação de sensores, pelo menos 10 metros de tubulação/duto, com detecção de corrosão interna ou externa neste trecho e coleta e envio de dados realizados de forma remota para o usuário.
Existem diversos trechos de tubulação e dutos em que o acesso para inspeção é complexo e com alto custo, como regiões elevadas de tubulação em plataformas ou nas regiões próximas a zona de variação de maré em dutos.
Tecnologias Digitais; Tecnologias de Inspeção.
Espera-se a disponibilização de um sistema que empregue uma técnica de ensaio não destrutivo de longo alcance, com o qual a coleta e a comunicação dos dados possa ser realizada de forma remota, através de rede LTE, 4G ou satélite.
Garantir a integridade de trechos de dutos e tubulações localizados em regiões de difícil acesso, sem necessidade de intervenção periódica nas linhas para realização de inspeção. Os ganhos potenciais podem ser considerados através da redução de custos com andaimes e acessos e redução de HHER.
Realizar a inspeção dos dutos submarinos cladeados em operação para detectar possíveis trincas nas camadas de CRA (Corrosion Resistant Alloys) dos dutos. A inspeção deverá ser realizada com pig instrumentado capaz de perpassar variações de diâmetro interno entre 4" e 7,13" ao longo da mesma corrida no duto.
Na Petrobras, a gestão da integridade dos dutos cladeados submarinos não prevê a necessidade de inspeção periódica por pigs para avaliação do estado do clad. Entretanto, caso haja um momento operacional fora do envelope de projeto ou a necessidade de extensão de vida, a inspeção por pig passa a ser obrigatória. E, atualmente, não existe ainda qualificada na Petrobras tecnologia para realizar esse tipo de inspeção.
Tecnologias de Inspeção.
Pig instrumentado capaz de realizar transição de DI entre 4" e 7,13" na mesma corrida e utilizar sensores e técnicas de END em que não seja necessário parada do fluxo na linha ou parada da ferramenta na linha.
Atualmente não existe ainda qualificada na Petrobras tecnologia para realizar esse tipo de inspeção. Assim, ter uma solução disponível para uso passa a ser considerado estratégico.
Clique aqui para acessar o edital.
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