Petrobras . Tecnologias Pioneiras do Pré-Sal
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Tecnologias pioneiras do PRÉ-SAL

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A cada desafio, novas tecnologias

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.

Mar Mar
Fundo Fundo
Plataforma...
120 m
3.160 m
garouparjs-9a
1974
Plataforma...
781 m
2.680 m
MARLIMMRL-9
1992
Plataforma...
Plataforma...
1.709 m
2.761 m
MARLIM SULMLS-3
1997
Plataforma...
Plataforma...
1.877 m
3.200 m
roncadorro-8
2000
Plataforma...
Plataforma...
2.126 m
4.917 m
lularjs-628
2006
Plataforma...
Plataforma...
2.220 m
5.300 m
iracema sul3-rjs-722
2014
...
PRÉ-SAL
(Reservatórios de até 7 km)

Três vezes premiados pela OTC

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:

Pré-sal: uma empreitada coletiva

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.

Entre nossos maiores desafios estavam:

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.

O projeto exigiu um ousado plano logístico, que incluiu operações de:

Plataforma

20 plataformas de perfuração

Embarcações

47 embarcações de apoio

Navios

3 navios de lançamento de tubos em águas ultraprofundas (PLSV)

Helicópteros

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.

Alguns números comprovam o grande êxito dessa empreitada:

30,5 meses entre o primeiro teste e a perfuração

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.

89 dias de perfuração e completação

Tempo médio para construção de um poço marítimo no pré-sal da Bacia de Santos nos primeiros cinco meses de 2016. Em 2010, a média era de aproximadamente 310 dias e, em 2015, esse tempo baixou para 128 dias.

71% de redução no tempo de construção de poços

Desde 2010, temos diminuído continuamente o tempo total de perfuração e completação dos poços.

767 mil barris de petróleo por dia

Média anual da produção operada no pré-sal em 2015 foi a maior da nossa história.

1 milhão de barris de petróleo em um dia

Superamos esse patamar de produção diária no pré-sal, junto com nossos parceiros, em 8 de maio de 2016.

...

Conheça as 10 tecnologias premiadas do Pré-Sal

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.

  • 1

    Primeira Boia de Sustentação de Risers (BSR)

    Primeira Boia de Sustentação de Risers (BSR)

    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.

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  • 2

    Primeiro riser rígido em catenária composto por tubos com liner, instalados pelo método reel lay (carretel)

    Primeiro riser rígido em catenáriaCurva plana assumida por um fio suspenso sob a ação única do seu próprio peso. composto por tubos com liner, instalados pelo método reel lay (carretel)

    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.

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  • 3

    Mais profundo riser rígido em configuração “lazy wave” (SLWR)

    Mais profundo riser rígido em configuração “lazy wave” (SLWR)

    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).

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  • 4

    Mais profundo riser flexível (em lâmina d’água de 2.220 m)

    Mais profundo riser flexível (em lâmina d’águaDistância entre a superfície da água e o fundo do mar. de 2.220 m)

    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.

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  • 5

    Primeira aplicação de risers flexíveis com sistema integrado de monitoramento dos arames de tração

    Primeira aplicação de risers flexíveis com sistema integrado de monitoramento dos arames de tração

    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.

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  • 6

    Recorde de profundidade de lâmina d'água (2.103 m) na perfuração de um poço submarino com a técnica de Pressurized Mud Cap Drilling (PMCD)

    Recorde de profundidade de lâmina d'água (2.103 m) na perfuração de um poço submarino com a técnica de Pressurized Mud Cap Drilling (PMCD)

    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.

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  • 7

    Primeiro uso intensivo de completação inteligente em águas ultraprofundas, nos poços satélites

    Primeiro uso intensivo de completação inteligenteCompletação é o conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo e gás ou injetar fluidos no reservatório. Na completação inteligente, é possível produzir ao mesmo tempo a partir de duas ou mais zonas de um reservatório com o uso de válvulas que são fechadas ou abertas remotamente a partir da sala de controle da plataforma. em águas ultraprofundas, nos poços satélitesPoços perfurados distante da plataforma.

    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.

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  • 8

    Primeira separação de dióxido de carbono (CO2) associado ao gás natural em águas ultraprofundas (2.220 m) com injeção de CO2 em reservatórios de produção

    Primeira separação de dióxido de carbono (CO2) associado ao gás natural em águas ultraprofundas (2.220 m) com injeção de CO2 em reservatórios de produção

    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.

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  • 9

    Mais profundo poço submarino de injeção de gás com CO2 (em lâmina d’água de 2.220 m)

    Mais profundo poço submarino de injeção de gás com CO2 (em lâmina d’água de 2.220 m)

    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.

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  • 10

    Primeiro uso do método alternado de injeção de água e gás em água ultraprofunda (2.20 0m)

    Primeiro uso do método alternado de injeção de água e gás em água ultraprofunda (2.200 m)

    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.

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A palavra de parceiros que contribuíram para superarmos esses desafios

Resultados sólidos

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 maio de 2016, superamos o patamar de 1 milhão de barris de petróleo produzidos em único dia.

Por isso, a cada novo desafio, continuaremos desenvolvendo tecnologias que comprovem a nossa capacidade de produzirmos petróleo de forma contínua e rentável.

Evolução dos recordes de produção diária de óleo no pré-sal