Tecnologias pioneiras do PRÉ-SAL
Petrobras .
Tecnologias Pioneiras do Pré-Sal
Petrobras .
Tecnologias Pioneiras do Pré-Sal
Desde as nossas primeiras descobertas em águas profundas, na Bacia de Campos, nos anos 70, até chegarmos à nova fronteira exploratória do pré-sal, temos trilhado uma longa jornada tecnológica. Para vencer cada um dos desafios impostos por condições até então desconhecidas, fomos motivados a aprimorar tecnologias existentes e a desenvolver novas soluções, ao lado de nossos fornecedores e parceiros.
A Offshore Technology Conference (OTC) existe desde 1969, e é o maior evento de negócios do mundo na área de produção offshore de óleo e gás. O OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, and Institutions é o maior reconhecimento tecnológico que uma empresa de petróleo pode receber como operadora offshore.
Pelas tecnologias inovadoras que desenvolvemos com parceiros e fornecedores, recebemos, em diferentes momentos da nossa trajetória, três prêmios da OTC:
Prêmio por conquistas técnicas relacionadas ao desenvolvimento de sistemas de produção em águas profundas no campo de Marlim, na Bacia de Campos. O conjunto de projetos que viabilizou a produção de petróleo numa profundidade até então considerada recorde – cerca de 700 metros.
Prêmio por avanços nas tecnologias e na economicidade de projetos de águas profundas no desenvolvimento do campo de Roncador, na Bacia de Campos. Da descoberta até a primeira produção de óleo, foram 27 meses, numa profundidade de mais de 1.800 metros.
Prêmio pelo conjunto de tecnologias desenvolvidas para a produção da camada Pré-Sal.
As tecnologias premiadas pela OTC 2015 fazem parte de um amplo espectro de decisões bem sucedidas tomadas junto com nossos parceiros, que tornaram viável tecnológica e economicamente produzir óleo e gás no Pré-Sal.
A descoberta dessas extensas reservas de petróleo e gás ao longo da costa sudeste do Brasil, em 2006, representou um novo capítulo na história do petróleo mundial. A nova província de óleo apresenta uma extensão de quase 800 km de comprimento e reservas estimadas em bilhões de barris de óleo leve.
Mas o ambiente em que se encontravam as novas jazidas trazia grandes riscos, além de dificuldades de transporte e logística.
Enfrentar as condições oceanográficas mais severas na região do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, quando comparadas às condições da Bacia de Campos.
Produzir óleo e gás em um local de acesso limitado e sem infraestrutura de produção pré-instalada: 300 km distante da costa, com lâmina d’água atingindo 2.200 m de profundidade e os reservatórios chegando a 5.000 m abaixo do leito marinho, incluindo uma camada de sal de aproximadamente 2.000 m de espessura.
Criar tecnologia capaz de suportar as altas pressões dos reservatórios e os contaminantes presentes nos fluidos produzidos.
O conhecimento adquirido ao longo de décadas de experiência na Bacia de Campos foi fundamental para o desenvolvimento das novas tecnologias. Só que o desafio do Pré-Sal era inteiramente novo. Mais do que apenas uma simples adaptação das tecnologias existentes, era necessário dedicar tempo e recursos para testar novos materiais e soluções. Para isso, contamos com a participação de diversas áreas técnicas da Petrobras, incluindo o nosso centro de pesquisas, o Cenpes.
20 plataformas de perfuração
47 embarcações de apoio
3 navios de lançamento de tubos em águas ultraprofundas (PLSV)
13 helicópteros
Todo esse trabalho contribuiu para estabelecer novos padrões em perfuração e completação, sistemas submarinos e sistemas de ancoragem das plataformas para toda a indústria de óleo e gás.
Tempo entre a conclusão do primeiro teste de poço do Campo de Lula (17 de outubro de 2006) e o primeiro óleo do teste de longa duração (1º de maio de 2009) nas águas ultraprofundas da Bacia de Santos.
Recorde de tempo de perfuração e completação no pré-sal da Bacia de Santos, atingido em abril de 2015, no Campo de Sapinhoá.
Desde 2010, temos diminuído continuamente o tempo total de perfuração e completação dos poços nos campos de Lula e Sapinhoá. Entre 2010 e 2014 esse tempo caiu mais que a metade.
Média anual da produção operada no pré-sal em 2015 foi a maior da nossa história.
É o recorde de produção diária que alcançamos no pré-sal em 15 de fevereiro de 2016.
As tecnologias que tornaram possível a produção nas condições inóspitas do pré-sal foram testadas, comprovadas e hoje representam um importante legado para a indústria petrolífera.
Entre os destaques estão o desenvolvimento de diferentes soluções de sistemas de dutos de coleta submarinos, as novas soluções para a construção de poços e a concepção de sistemas de separação e injeção de CO2, diante do desafio de não liberarmos para a atmosfera o CO2 produzido.
Os risers são dutos que conduzem o petróleo ou o gás do fundo do mar até a plataforma.
Com o objetivo de sustentar os risers que são ligados aos dutos submarinos dos poços, as boias são instaladas num ponto entre o leito marinhoAssoalho oceânico, fundo do mar. e a superfície do mar (a cerca de 250 metros de profundidade). Isso permite a sua conexão com os FPSOs (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo) através de tramos de tubos flexíveis.
Com esta configuração, os movimentos da plataforma flutuante não são transferidos integralmente aos risers rígidos, diminuindo o dano por causa da fadiga e garantindo sua vida útil mesmo em condições meteoceanográficas severas.
Foram instaladas duas boias no projeto piloto do campo de Sapinhoá e outras duas no campo de Lula (no projeto piloto na área de Lula Nordeste), com um total de nove poços atualmente em produção.
Foram instalados risers rígidos apoiados diretamente na Boia de Sustentação de Risers (BSR), chamados de Steel Catenary Riser (SCR). Estes foram os primeiros risers do tipo SCR que empregaram tubos de aço carbono revestidos internamente com liner metálicoRevestimento metálico para proteção interna de tubos de aço. resistente à corrosão.
Procedimentos especiais e testes de qualificação permitiram a utilização desses tubos em condições dinâmicas (como risers) e viabilizaram sua instalação pelo método reel lay (carretel)Método de lançamento de linhas que utiliza navios equipados com carretéis. Tem a vantagem de instalar dutos no fundo do mar com uma velocidade maior do que os métodos convencionais..
Foram utilizados aproximadamente 100 km destes tubos com liner metálico nos projetos Piloto de Sapinhoá e Lula NE.
Os Steel Lazy Wave Risers (SLWR) são risers de aço instalados com um conjunto de flutuadores que formam uma configuração em corcova e são ligados diretamente à unidade flutuante de produção. Trata-se do primeiro sistema deste tipo no mundo a ser conectado a um FPSO com ancoragem distribuída (spread mooring), projetado e construído para suportar os movimentos do navio-plataforma no ambiente adverso do pré-sal.
O primeiro SLWR do pré-sal em fase final de instalação está a uma profundidade de água de 2.140 m, interligado ao FPSO Cidade de Ilhabela (projeto de Sapinhoá Norte).
O riser flexível é composto por tubo multicamada (partes em material metálico e partes em material polimérico), que transfere o petróleo e/ou gás do poço no fundo do mar à plataforma de produção. Para o trabalho no Pré-Sal, passou por um desenvolvimento específico para atender ao serviço corrosivo e às águas ultraprofundas.
O riser flexível em maior profundidade (2.220 m) foi instalado no Campo de Lula, no projeto Iracema Sul. Já estão em operação mais de 35 risers flexíveis na Bacia de Santos, produzindo petróleo e gás natural.
Sistema baseado em fibras ópticas que são acopladas aos arames da armadura de traçãoConjunto de arames que formam a camada do duto flexível responsável por resistir aos esforços de tração, tais como o peso próprio. dos risers flexíveis. Permite identificar rompimentos de arame, emitindo sinal de alerta, para que ações de manutenção sejam disparadas de forma que não haja propagação de dano.
Os risers já estão sendo instalados com os sensores acoplados para serem interligados à sala de controle, na plataforma.
Durante o processo de construção de um poço, um fluido denominado lama de perfuração é empregado dentro do poço para manter a pressão e evitar que suas paredes desmoronem, além de levar o cascalho para a superfície. Em alguns trechos de rocha com fraturas ou cavernas, a lama de perfuração se infiltra na rocha – fenômeno conhecido como "perda de circulação" –, dificultando ou mesmo impedindo o avanço do poço. O uso da tecnologia PMCD viabiliza a perfuração nesse cenário e reduz o tempo perdido.
Essa tecnologia foi usada de forma inédita em termos de profundidade no poço Lula-19, em meio a um cenário caracterizado por grandes perdas de circulação, onde a perfuração convencional é inviável.
Completação é a configuração dos materiais e equipamentos instalados em um poço de petróleo para produção ou injeção de fluidos. O efetivo gerenciamento dos reservatórios com a completação inteligente permite aumentar o fator de recuperação final de óleo e gás do reservatório.
A tecnologia de completação inteligente vem sendo utilizada de forma intensiva no Pré-Sal, tendo sido instalada em 22 poços até março de 2015.
Em alguns poços do pré-sal, o petróleo produzido está associado não só a água e gás natural, mas também a CO2. O CO2 produzido é separado do petróleo e do gás natural por um sofisticado sistema de membranas, que separam as moléculas do gás carbônico dos demais fluidos, por permeação seletivaPassagem das moléculas de gás (H2S, CO2, CH4 etc.) pela camada plástica de vedação.. Uma vez separado, o CO2 é reinjetado, para aumentar a pressão nos reservatórios e a produtividade dos poços.
Em 2014 os FPSOs Cidade de Angra dos Reis, Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty alcançaram a expressiva marca de um milhão de toneladas de CO2 reinjetadas nos reservatórios, evitando a sua emissão para a atmosfera.
No Projeto Piloto do campo de Lula, um dos poços injetores de CO2 situa-se em lâmina d’água recorde de 2.200 m. Além dos benefícios para o meio ambiente, a reinjeção do CO2 produzido aumenta a pressão interna do reservatório, melhorando a recuperação de petróleo.
Esta técnica está sendo utilizada e avaliada no Sistema Piloto de Lula desde junho de 2013. As principais vantagens são a otimização do gerenciamento do reservatório e a expectativa de aumento do fator de recuperação do petróleo.
“A Galp encontrou na Petrobras um operador com capacidade técnica para ultrapassar esses obstáculos e sempre disponível para discutir em conjunto com os seus parceiros as soluções mais adequadas. A Galp orgulha-se de ter contribuído ativamente com os seus parceiros para o êxito deste projeto, que hoje é uma referência em nível mundial.”
“Unir esforços é o melhor caminho em projetos tão desafiadores como esses relacionados ao pré-sal. Na BG Brasil, contamos com um time técnico de excelência e que está sempre disposto a contribuir e oferecer apoio à área de Operações da Petrobras. Trabalhando juntos, conseguimos feitos impressionantes.”
“A parceria com a Petrobras nos blocos do pré-sal da Bacia de Santos é ótima e o relacionamento é pautado pelo respeito mútuo. (...) Colaboramos intensamente com a nossa experiência em processamento sísmico, que aumentou o conhecimento dos reservatórios do pré-sal e auxiliou no posicionamento ótimo de poços.”
As tecnologias que temos desenvolvido com parceiros e fornecedores demandam um conjunto de iniciativas que só é possível com muito trabalho, capacidade de planejamento e comprometimento diário dos profissionais envolvidos. É com esse espírito de superação e na busca pela excelência dos nossos processos que conseguimos alcançar números cada vez mais estimulantes.
Na camada Pré-Sal, nossos recordes de produção têm sido frequentes, o que demonstra a eficiência das nossas atividades e a conquista de resultados sólidos. A média anual da produção operada no Pré-sal em 2015 foi a maior da nossa história: 767 mil barris por dia, superando a produção de 2014 em 56%. Em fevereiro de 2016, atingimos a marca de 954 mil barris de petróleo produzidos em um único dia.
Por isso, a cada novo desafio, continuaremos desenvolvendo tecnologias que comprovem a nossa capacidade de produzirmos petróleo de forma contínua e rentável.
