Rio de Janeiro,
Estudos Técnicos

TESTES REDUZEM INCERTEZAS NO PRÉ-SAL

Data: 09/08/2010 
Fonte: Agência Petrobrás de Notícias (08/08/2010) e Revista Petrobrás.
Categoria: Palestras

O portal Fatos e Dados Petrobrás publicou, neste domingo (08/08), importantes informações sobre dados obtidos com os Testes de Longa Duração (TLD) realizados na área de pré-sal. A Petrobrás destaca que tais informações são estratégicas para determinar os sistemas definitivos de produção nas acumulações descobertas pela Empresa. Os dados foram coletados desde 2009 no TLD de Tupi, no Polo Pré-sal da Bacia de Santos, no litoral sudeste brasileiro, informa a Empresa. Assim, a experiência está sendo utilizada para aperfeiçoar o Projeto Piloto que entrará em operação no fim deste ano. O Fatos e Dados destacou que tais informações constam da `Revista Petrobrás`, que a seguir transcrevemos na íntegra, pois é de grande extremamente educativa para se aprofundar sobre o potencial da Petrobrás e de seu corpo técnicos. A matéria (abaixo) detalha às várias etapas de desenvolvimento e produção da camada pré-sal, notadamente aos polos em destaque. (Fatos e Dados/Redação)

 

TESTES REDUZEM INCERTEZAS NO PRÉ-SAL

 

A Petrobrás e seus parceiros (BG Group e Galp Energy) têm extraído muito mais do que petróleo da acumulação de Tupi, no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, no litoral sudeste brasileiro. O Teste de Longa Duração (TLD) que a empresa realiza no local desde maio de 2009 tem permitido obter informações fundamentais não só para o Projeto Piloto que entrará em operação no fim deste ano, mas também para os demais sistemas de produção a serem implantados nas áreas do pré-sal. O Piloto de Tupi será o ponto de partida para o desenvolvimento das acumulações já descobertas pela empresa na camada pré-sal.

 

Em maio de 2009, a Petrobrás e seus parceiros instalaram em Tupi, no bloco exploratório BM-S-11 da Bacia de Santos, a plataforma do tipo FPSO (unidade flutuante aptar a produzir, estocar e transferir óleo) BW Cidade de São Vicente, que está ancorada sobre 2.160 metros de lâmina d´água e a cerca de 280 quilômetros da costa. Ali são produzidos diariamente cerca de 15.000 barris de óleo, com o poço operando de maneira restrita. O consórcio BM-S-11 irá declarar, em dezembro desta ano, a comercialidade da área de Tupi à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

 

Os resultados obtidos até agora confirmam o acerto da estratégia de instalar previamente um TLD na área, como é tradição da Petrobrás em seus grandes projetos em águas profundas. A partir dos dados já coletados, por exemplo, foi possível propor modificações técnicas para aperfeiçoar o Projeto Piloto.

 

Sucesso na exploração

 

O bloco BM-S-11 se localiza na porção central da Bacia de Santos. A Petrobrás, que é a operadora, possui 65% dos direitos no bloco. A BG Group detém 25% e a Galp Energia, os 10% restantes. O volume potencial recuperável de petróleo na área de Tupi foi estimado originalmente entre cinco e oito bilhões de barris de óleo equivalente.

 

O primeiro poço perfurado no bloco, em 2006, confirmou a expectativa dos técnicos. Ali foi encontrado óleo leve de boa qualidade (28º API) em rochas carbonáticas de origem microbial, sob uma camada de sal que em alguns pontos da bacia chega a mais de 2.000 metros de espessura. A perfuração de diversos poços exploratórios, não sé nesse, mas em outros blocos do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, resultou em alto índice de sucesso.

 

Embora não representem barreiras para seu desenvolvimento comercial, existem diversos desafios para a otimização dos projetos definitivos. Entre eles, a caracterização e a previsibilidade de reservatórios carbonáticos não convencionais; a garantia de escoamento do óleo em águas ultraprofundas (2.100 a 2.500 metros); a redução dos custos na campanha de perfuração de poços, por meio de utilização de novas tecnologias e aperfeiçoamento de procedimentos; o suprimento de materiais especiais; plexas nas unidades de produção; a operação de plantas de gás complexas nas unidades de produção; e o gerenciamento do gás carbônico (CO²) no gás associado ao petróleo, para reduzir as emissões.

 

A estratégia escolhida priorizou dotar os sistemas de produção de flexibilidade para atender a diferentes cenário, que serão revelados ao longo do desenvolvimento. Para obter informações sobre as características dinâmicas do reservatório, permitindo otimizar os projetos dos sitemas de produção e as estratégias de recuperação de óleo, a Petrobrás optou por uma fase de produção antecipada por meio de TLDs.

 

O Piloto de Tupi

 

O Projeto Piloto de Tupi entrará em operação na área sul do bloco, nas proximidades de onde está sendo realizado o TLD, com a instalação do FPSO Cidade de Angra dos Reis, afretado pelo consórcio do bloco BM-S-11. Este sistema de produção será ancorado em 2.146 metros de lâmina d´água, no fim deste ano. Oito poços, dos quais cinco verticais, dois desviados e um horizontal, serão conectados a ele numa primeira fase, com uso de linhas de escoamento e `risers` (tubos usados para elevar o fluido produzido até a superfície) flexíveis individuais. Destes, serão cinco produtores, um injetor de gás, um injetor de água e, por fim, um capaz de injetar água e gás alternadamente.

 

Com isso, o Piloto testará o desempenho dos diversos métodos de recuperação previstos para o pré-sal, especialmente a Injeção Alteranada de Água e Gás (WAG). O FPSO do Piloto em capacidade diária de produção de 100.000 barris de óleo e cinco milhões de metros cúbicos de gás natural. A água produzida será descartada no mar depois de tratada, de acordo com as normas ambientais brasileiras. A planta de processamento poderá tratar o petróleo; separar o gás e a água produzidos; injetar água do mar sem sulfato (está prevista uma unidade de remoção de sulfato); separar o CO² da corrente gasosa e injetá-lo com o gás tratado ou injetar somente o CO² exportando o gás especificado para o mercado.

 

O gás produzido será tratado, comprimido, e poderá, posteriormente, ser transportado para as instalações da Petrobrás em terra ou se reinjetado no reservatório. No futuro, parte do gás tratado será aproveitado como `gas-lift` (método de elevação artificial de petróleo) para poços produtores.

 

A exportação do gás comercial se dará por um gasoduto de 18 polegadas que ligará o FPSO do Piloto a um conjunto de válvulas submarinas (Plem) a ser instalado próximo à plataforma de Mexilão, um campo de gás não associado localizado em águas rasas da Bacia de Santos. A partir desse ponto, escoará, junto com o gás de Mexilhão e de outras áreas, por um gasoduto, já existente, de 34 polegadas até a costa, onde será tratado (extraído o condensado de petróleo) nas instalações da Petrobrás na cidade de Caraguatatuba, no litoral do estado de São Paulo, antes de ser levado ao mercado consumidor. O óleo será descarregado por navios aliviadores.

 

O Projeto Piloto de Tupi trará informações valiosas de reservatório e de produção para apoiar a concepção das unidades de produção restantes, reduzindo as incertezas dessa nova fronteira. Entre os benefícios que serão proporcionadas às outras áreas do pré-sal podem ser citados: a otimização do número de poços; sua geometria e tipo de estimulação; a avaliação do desempenho dos diferentes métodos de recuperação; a calibração dos estudos da garantia do escoamento do óleo nas linhas submarinas; a verificação do desempenho dos sistemas submarinos; e a experiência operacional com a planta de processamento de gás na plataforma.

 

Piloto de Guará

 

Ainda para este ano, está prevista a instalação de um TLD na área de Guará, também localizada na Bacia de Santos, no bloco BM-S-9. O teste terá duração aproximada de seis meses e será realizado por meio de um FPSO de posicionamento dinâmico (que dispensa ancoragem e se ajusta automaticamente na posição com o auxílio de propulsores).

 

Esse TLD terá produção limitada a cerca de 15.000 barris de óleo por dia, por meio de um único poço. A estratégia será a mesma de Tupi. O conhecimento adquirido em Guará orientará as melhorias a serem introduzidas no sistema de produção do Piloto de produção da área, que será uma plataforma do tipo FPSO, afretada, apta a produzir 120.000 barris de óleo e cinco milhões de metros cúbicos de gás natural por dia. Já foi assinada, pela Petrobrás e parceiros (BG Group e Repsol) a carta de intenções para a construção de unidade, com previsão de conteúdo nacional mínimo de 65%. A entrada em operação está prevista para 2013.

 

O FPSO do Piloto de Guará deverá estar apto a receber até dez poços produtores e dez injetores (águas, gás ou injeção alternada de água e gás), incluindo poços-reserva. Os primeiros poços deverão ser verticais, com completação inteligente, o que permitirá melhor gerenciamento dos reservatórios. Ainda se estuda a melhor geometria para os demais poços, que poderão ser direcionais ou horizontais. Todos serão equipados com materiais de metalurgia especial, com ligas resistentes a corrosão.

 

A exportação de gás até Mexilhão será feita por um gasoduto de 18 polegadas e 53 quilômetros de extensão, ligado a um conjunto de válvulas submarinas (Plem) em Tupi. O óleo será escoado por meio de navios aliviadores.

 

A Petrobrás é a operadora do consórcio do bloco BM-S-9 e detém 45% dos direitos, tendo como parceiros o BG Group (30%) e a Repsol (25%). A descoberta de óleo na área de Guará ocorreu em 2008, com grau API entre 23º e 29º, em lâmina d´água de 2.141 metros e a 310 quilômetros da costa do estado de São Paulo.

 

Os testes no poço pioneiro revelaram um índice de produtividade muito alto, confirmando que ele poderia ser utilizado em um TLD. Um segundo poço exploratório foi perfurado na área norte de Guará, sob lâmina d´água de 2.118 metros, com resultados bastes promissores.

 

Um Terceiro Piloto

 

O Plano Diretor para o pré-sal da Bacia de Santos prevê ainda mais um Projeto Piloto a ser instalado no bloco BM-S-11. A unidade ficará na área conhecido como Tupi-Nordeste, onde foi perfurado um poço com excelentes características de reservatório. O início da operação está programado para 2013, após a entrada em operação do Piloto de Guará.

 

Este Piloto permitirá que se avaliem o comportamento da produção e a eficiência dos métodos de recuperação secundária. E também testará tecnologias na área das engenharias de poço e submarina, o que contribuirá para otimizar as fases seguintes do desenvolvimento de outros campos do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos.

 

A unidade ficará ancorada entre 2.100 e 2.200 metros de lâmina d´água e será capaz de processar diariamente 120.000 barris de óleo e cinco milhões de metros cúbicos de gás. A campanha de perfuração e completação de poços deverá começar no primeiro trimestre de 2012, com emprego de duas sondas. Está prevista a interligação de um máximo de 20 poço (sendo dez produtores e dez injetores de água e gás - injeção alternada), incluindo poços-reserva. O óleo produzido será escoado por navios, enquanto o gás poderá ser injetado para fins de recuperação secundária ou transportado até a costa.

 

Indústria brasileira

 

O planejamento para o Polo Pré-Sal da Bacia de Santos prevê a instalação de FPSOs adicionais até 2017, além desses três projetos pilotos. De acordo com o plano, boa parte das plantas de processamento será manufaturada e construída pela indústria brasileira, com a integração dos módulos em estaleiros nacionais. O projeto das plantas já está sendo elaborado pela Petrobrás e deverá ser flexível, para absorver uma ampla faixa de características de fluido.

 

Com a instalação dessas unidades, em 2017 deverá ser alcançada a meta de produção de um milhão de barris por dia nas áreas do pré-sal operadas pela Companhia. O conhecimento adquirido pela Petrobrás nas operações em águas profundas na Bacia de Campos será essencial para atingir essa meta. ==



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