Histórico da atividade offshore no Brasil
As primeiras atividades: Bacias do Nordeste
A exploração de petróleo em reservatórios situados na área
offshore no Brasil iniciou-se em 1968, na Bacia de Sergipe, campo de
Guaricema, situado em lâmina d’água de cerca de 30 metros na costa do
estado de Sergipe, na região Nordeste.
Para o desenvolvimento na bacia de Sergipe aplicaram-se as
técnicas convencionais da época para campos de médio portes: plataformas
fixas de aço, cravadas através de estacas, projetadas somente para
produção e teste de poços, interligados por uma rede de dutos
multifásicos. Todo o complexo era ligado, também, por duto multifásico, a
uma estação de separação e tratamento de fluidos produzidos localizada
em terra.
As primeiras plataformas, principalmente as instaladas nos campos de
Guaricema, Caioba, Camorim e Dourado, eram, com pequenas variações, do
tipo padrão de quatro pernas, convés duplo, guias para até seis poços,
sistema de teste de poços e de segurança. A perfuração e a completação
dos poços eram executadas por plataformas auto-elevatórias posicionadas
junto à plataforma fixa. Posteriormente os projetos foram implementados e
a perfuração dos poços passou a ser feita, também, por sondas moduladas
instaladas diretamente no convés superior das plataformas e assistidas
por navios tender.
Nos anos seguintes, com o aumento da atividade, não só na costa de
Sergipe, mas também nas de Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará, a
Petrobras decidiu desenvolver projetos próprios de plataformas que
atendessem às características de desenvolvimento dos campos. Este
esforço resultou em 3 projetos de plataformas fixas distintos,
conhecidas como plataformas de 1a., 2a. e 3a. famílias.
A plataforma de 1a. família era similar às plataformas fixas iniciais
desenhada para ter até 6 poços de produção e podiam ser instaladas em
lâmina d’água de até 60 m; se necessário com um pequeno módulo para
acomodação de pessoal.
A plataforma de 2a. família comportava a produção de até 9 poços,
permitia a separação primária de fluidos produzidos, sistema de
transferência de óleo, sistema de teste de poços, sistema de segurança e
um sistema de utilidades. Era uma com acomodações de pessoal.
As plataformas de 3a. família tinham a concepção mais complexa.
Permitiam a perfuração e completação de até 15 poços e as facilidades de
produção podiam conter uma planta de processo completa (teste,
separação, tratamento e transferência de fluidos), sistema de compressão
de gás, sistema de recuperação secundária, sistemas de segurança e de
utilidades e acomodação de pessoal. As plataformas de 3a. família tinham
concepção apropriada para atuarem como plataformas centrais.
As principais características das plataformas de 1a., 2a. e 3a. famílias são apresentadas na tabela desta página abaixo.
Características das Plataformas
|
ITEM
|
1a. FAMÍLIA
|
2a. FAMÍLIA
|
3a. FAMÍLIA
|
|
No. de pernas |
4
|
4
|
8
|
|
Dimensões dos conveses |
12m x 18m
|
26m x 29m
|
26m x 59m
|
|
Lâmina d’água |
60m
|
60m
|
150m
|
|
Capacidade de produção (m3/dia) |
1.100
|
2.500
|
7.200
|
|
No. de poços |
6
|
9
|
15
|
Em 1975, para o desenvolvimento dos campos de
Ubarana e Agulha, no Rio Grande do Norte, além das plataformas de aço
convencionais, decidiu-se pela utilização de plataformas de concreto
gravitacionais, segundo concepção do consórcio franco-brasileiro Mendes
Jr. – Campenon Bernard.
Foram utilizadas 3 destas plataformas, duas em Ubarana e uma em
Agulha. Pela concepção original, cada plataforma comportava a perfuração
e a completação de até 13 poços, separação, tratamento, armazenamento e
transferência de óleo, compressão de gás além dos sistemas de
utilidades, segurança e alojamento de pessoal. As plataformas, em
formato de caixa têm um convés único medindo cerca de 2.500 m2 além de
um espaço interno, chamado de "galeria técnica" para instalação de
bombas de transferência, sistema de lastro e tratamento/descarte de água
produzida.
A planta de processo de cada plataforma comportava uma produção de
5.000 m3/dia de óleo e a capacidade do tanque de armazenamento era de
20.000 m3. A altura total da plataforma era de 25 metros, instalada em
locais de lâmina d’água aproximada de 13 metros. São instalações que se
destinavam a operar como plataformas centrais.
As plataformas de concreto, que tiveram largo uso no Mar do Norte,
têm uso limitado na área offshore brasileira em pequenas lâminas d’água.
A Bacia de Campos – primeiras descobertas
Até
1977 as atividades de produção offshore no Brasil limitaram-se às áreas
do Nordeste brasileiro em lâminas d’água de até 50 metros.
Em 1974 houve a primeira descoberta de petróleo na Bacia de Campos,
atualmente a principal província petrolífera do Brasil, localizada na
parte marítima do estado do Rio de Janeiro, na região Sudeste do país.
Entretanto, a atividade começou em agosto de 1977, na segunda
descoberta, com o campo de Enchova, em lâmina d’água de 120 metros. Um
novo conceito, em termos de explotação, foi introduzido, denominado
Sistema Antecipado de Produção (EPS).
Na fase 1 deste desenvolvimento a plataforma de perfuração
semi-submersível Sedco-135D foi equipada com uma planta de processamento
simples. A produção fluía para a superfície através de uma árvore teste
(árvore EZ) suspensa pela plataforma de perfuração, dentro do sistema
de prevenção de blowout (BOP) e do riser. O óleo e o gás eram separados e
o gás queimado. O óleo processado era então transferido através de uma
mangueira flutuante para um navio tanque ancorado nas proximidades,
ligado a um sistema de ancoragem de quatro pontos.
Na segunda fase, uma outra semi-submersível, Penrod-72, também
parcialmente convertida em plataforma flutuante de produção, foi usada.
Como na fase inicial, a plataforma era posicionada sobre um poço
produtor usando uma árvore de BOP de superfície, enquanto um segundo
poço submarino era colocado em produção através de uma árvore "molhada",
a uma profundidade de água recorde de 189 metros. Da árvore submarina, a
produção fluía para a Penrod-72 através de um sistema flexível livre de
linhas de escoamento e riser, que incluía um umbilical de controle para
comunicação entre a árvore e a plataforma. O óleo processado dos dois
poços era transportado através de uma linha de escoamento e riser
flexíveis até uma monobóia ancorada por um sistema de pernas em
catenária, Catenary Anchor Leg Mooring (CALM). Uma segunda linha de
escoamento e riser flexíveis era conectada entre a Penrod-72 e a
Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua.
Foi o nascimento do Sistema de Produção Antecipada, capaz de
antecipar a produção, e, ao mesmo tempo, fornecer dados detalhados sobre
o reservatório. Estes dados foram então usados para o projeto do
sistema permanente de exploração que, uma vez no local, permitia o
emprego dos EPS em outra área. As vantagens do uso de risers flexíveis
foram a acomodação do movimento das unidades flutuantes e a facilidade
de sua instalação. Adicionalmente, os risers e linhas de fluxo flexíveis
eram frequentemente reutilizadas em novos sistemas.
Apesar do fato de que era somente o segundo sistema flutuante de
produção no mundo, esse conceito realmente ganhou força no Brasil. A
surpreendente alta segurança e baixo custo indicam que o EPS era a
concepção em águas profundas, pelo menos nesta parte do hemisfério. A
partir de então, e visando principalmente uma antecipação de produção,
os sistemas flutuantes foram largamente empregados na Bacia de Campos.
Um evolução natural deste sistema foi a completa conversão das
plataformas semi-submersíveis de perfuração em unidades flutuantes de
produção, que tem sido mundialmente seguido, depois desta primeira
experiência de sucesso.
O campo de Garoupa, primeiro a ser descoberto, também em lâmina
d’água de 120 metros, somente entrou em produção em 1979, juntamente com
o de Namorado, este em lâmina d’água de 160 metros. Apesar de se tratar
de campos com potencial superior aos campos marítimos do Nordeste, a
utilização de sistema de produção com plataformas fixas e tubulações
rígidas não era economicamente viável por serem isolados e muito
distantes do litoral, cerca de 80 km.
Optou-se então pelo conceito de sistema flutuante de produção
utilizando navio. A concepção envolvia tecnologia pioneira e foi um
marco na atividade offshore mundial. O sistema compreendia 8 poços de
produção com completação seca utilizando câmaras atmosféricas, manifold
atmosférico, navio para processamento da produção atracado a uma torre
articulada e navio para carregamento de óleo atracado a outra torre
articulada. Todo o sistema era interligado por tubulações flexíveis.
A concepção não voltou a ser utilizada pela Petrobras por problemas
técnicos e econômicos particulares do projeto. Contudo, contornados os
problemas e eliminados os aspectos pioneiros, mostrou-se perfeitamente
viável. Paralelamente, um programa de implantação de um sistema
definitivo de produção foi desenvolvido. O programa compreendeu o
projeto, fabricação, transporte, instalação e montagem de 7 plataformas
fixas de aço, de grande porte, e o projeto, fabricação e lançamento de
aproximadamente de 500 km de dutos rígidos no mar e 500 km em terra,
para escoamento de óleo e gás.
As plataformas do Sistema Definitivo da Bacia de Campos, implantado
em 1983, foram instaladas em lâminas d’água variando entre 110 e 175
metros e concebidas segundo dois tipos principais:
- Plataformas Centrais. Tipo fixa de aço, cravadas por estacas, com 8
pernas, para perfuração e produção de poços, equipadas com plantas
completas de processo da produção, sistema de tratamento e compressão de
gás, sistemas de segurança e utilidades e acomodação de pessoal. A
capacidade de produção dessas plataformas varia de 15.000 a 32.000
m3/dia de óleo (95.000 a 200.000 bpd).
- Plataformas Satélites. Semelhantes às plataformas centrais, porém a
planta de processo da produção compreendendo apenas um estágio de
separação primária de fluidos produzidos. A capacidade varia de 8.000 a
10.000 m3/dia de óleo (50.000 a 63.000 bpd). Estas plataformas com
concepção semelhante às utilizadas no Mar do Norte, são bastante
diversas daquelas instaladas na região Nordeste do Brasil que têm
concepção semelhante às plataformas do Golfo do México.
Pólo Nordeste
A partir de 1984, a Bacia de Campos começou a mostrar seu
completo potencial, com a descoberta de campos gigantes em águas
profundas que, à época, variavam de 300 a mais de 1.000 metros de lâmina
d’água.
Enquanto a Petrobras analisava o desenvolvimento
de tecnologia para produzir esses campos, o desenvolvimento do Pólo
Nordeste – abrangendo os campos de Pargo, Carapeba e Vermelho – era
realizado. A partir de 1989, 7 plataformas fixas foram instaladas, todas
utilizando bombas elétricas submersas (ESP).
O desenvolvimento do Pólo Nordeste inclui:
- Instalação de 6 templates;
- Perfuração e completação de 120 poços, com ESP;
- Instalação de 5 plataformas satélites de produção e 1 sistema
central com duas plataformas geminadas, uma para a planta de processo e
outra para utilidades (Pargo 1A e Pargo 1B);
- Lançamento de 70 km de linhas de escoamento e 50 km de cabos elétricos de força submarinos.
Águas Profundas
Em 1984, o campo de Albacora foi descoberto seguido por: Marimbá
(1985), Marlim (1985), Marlim Sul (1987), Marlim Leste (1987), Barracuda
(1989), Caratinga (1989) e Roncador (1996). Esses campos estão situados
em lâminas d’água superiores a 300 metros (profundidades limite para o
uso de mergulhadores na instalação, operação e manutenção) e demandaram o
desenvolvimento de tecnologia pioneira para serem postos em produção.
O campo de Marimbá, localizado em lâminas d’água que variam entre 350
e 650 metros, pode ser considerado um verdadeiro laboratório onde a
tecnologia de produção em águas profundas so sistema flutuante de
produção com semi-submersível, foi testada e colocada em produção.
Instalado
em 1986, o sistema consiste de uma plataforma semi-submersível (P-15)
situada em lâmina d’água de 243 metros que recebe e processa a produção
de 11 poços com completação submarina. Um dos poços desse sistema, o
1-RJS-24 estabeleceu o recorde mundial de completação submarina em abril
de 1985 a 385 metros. Em 1988, o 3-RJS-376 entrou em produção em lâmina
d’água de 492 metros, estabelecendo novo recorde mundial.
O campo de Albacora ocupa uma área de 115 km2 em lâmina d’água de 230
a 1.000 metros; suas reservas totalizam 600 milhões de barris. Seu
desenvolvimento foi dividido em três fases. Cada fase foi usada para
fornecer informações, testar novos conceitos, e permitir fluxo de caixa
inicial para financiar as fases seguintes:
- Fase 1 (Sistema Piloto/1987). Este sistema compreendeu 6 poços
conectados a um manifold submarino, produzindo para uma Unidade
Flutuante de Produção, Armazenagem e Descarregamento (FPSO-PP Moraes) e
monobóia CALM, numa configuração de Single Buoy Storage (SBS –
rigidamente conectada ao navio tanque), ancorados a 230 metros de lâmina
d’água. Os transbordos de óleo foram conduzidos através da monobóia SBS
para um navio tanque ligado a uma segunda monobóia. A profundidade de
água dos poços submarinos variava de 252 a 335 metros. A monobóia SBS
usada nesse sistema estabeleceu novo recorde mundial naquela época.
- Fase 1A (1990). Outros 11 poços e um segundo manifold submarino
foram adicionados ao Sistema Piloto, totalizando 17 poços de produção. A
lâmina d’água máxima para os poços de produção atingiu 450 metros. Uma
segunda monobóia foi adicionada a fim de evitar interrupção na produção
durante as mudanças de navio tanque.
- Fase 2 (1996). Abrange 46 novos poços escoando através de 5
manifolds para dois sistemas flutuantes de produção (P-25,
semi-submersível, e P-31, FPSO), cada um com 100.000 bpd de capacidade
de processamento. O óleo é exportado por monobóia e o gás por gasoduto.
O sistema abrange 63 poços (57 de produção e 6 de injeção), 7
manifolds submarinos e deverá produzir 170.000 bpd de óleo e 4,5 milhões
de m3/dia de gás.
O campo de Marlim ocupa uma área de 132 km2 em lâmina d’água (LDA)
variando de 650 a 1.050 metros. Sua produção foi iniciada em 1991
através de um pré-piloto usando uma sonda de perfuração adaptada (P-13)
ancorada em lâmina d’água de 625 metros, com 2 poços em produção, em 721
e 752 metros de LDA e um monobóia para armazenamento de óleo.
O sistema piloto foi instalado em 1992 para substituir o sistema
pré-piloto descrito acima. Ele compreendia 10 poços submarinos
interligados através de risers flexíveis à semi-submersível P-20,
ancorada em 600 metros de LDA. O óleo era escoado para duas monobóias e o
gás exportado através de gasoduto Albacora-Garoupa, já existente.
Devido à complexidade do projeto, o desenvolvimento foi dividido em 2
fases, cada uma delas composta de 5 módulos. A Fase I compreende os
módulos 1 e 2 e a Fase II, em implantação, os módulos 3,4 e 5.
A Fase I de Marlim compreende 2 sistemas flutuantes de produção,
baseados em plataformas semi-submersíveis (P-18 e P-19), com autonomia
de processo, injeção de água, escoamento de óleo para a Estação de
Tratamento de óleo em Cabiúnas e do gás para a plataforma PNA-1. Cada
plataforma tem a capacidade de procesar 100.000 bpd de óleo e 4,2
milhões m3/dia de gás, além de sistema de injeção para 20.000 m3/dia.
A Fase II, em implantação, compreende a intalação de 4 unidades
adicionais de produção, sendo 1 semi-submersível e 3 FPSO, além de uma
plataforma de apoio. Até o momento já foram instaladas 2 unidades de
produção (1 semi-submersível e 1 FPSO) e a de apoio. No total, o campo
irá abranger 94 poços de produção e 51 de injeção e produzir 511.000 bpd
de óleo e 5,9 milhões de m3/dia de gás, 2002.
No bloco de Marlim Sul foi instalado, em 1997, um sistema de produção
antecipada composto pela unidade FPSO-II, em lâmina d’água de 1.420
metros, interligada a 1 poço produtor, a 1.709 metros de lâmina d’água. À
época, este poço estabeleceu o recorde mundial de lâmina d’água para
completação submarina.
O desenvolvimento do bloco será feito em 2 módulos. O módulo I
consistirá de semi-submersível (P-40, antiga DB-100) atualmente em
conversão, que será ancorada em lâmina d’água de 1.080 metros e atingirá
uma produção de 150.000 bpd de óleo e 6 milhões de m3/dia de gás, no
ano 2000. Essa produção será exportada através de uma unidade de
estocagem e transbordo (FSO), também sendo convetida (P-38).
O módulo irá abranger 1 ou 2 unidades de produção, dependendo do desempenho do sistema de produção antecipada.
Para o bloco de Marlim Leste, está prevista conexão de um poço
daquela área a alguma das unidades instaladas no complexo de Marlim para
levantamento de dados para o futuro desenvolvimento.
Os campos de Barracuda e Caratinga estão localizados a sudoeste de
Marlim em lâmina d’água variando de 600 a 1.300 metros. Seu
desenvolvimento consiste de 3 fases: Sistema de Produção Antecipada,
Sistema Definitivo de Barracuda e Sistema Definitivo de Caratinga.
O Sistema de Produção Antecipada começou a produzir em 1997 através
do FPSO P-34 em lâmina d’água de 785 metros. Deverá operar até a entrada
do sistema definitivo.
O Sistema Definitivo de Barracuda deverá entrar em produção em 2001 e
será composto de uma unidade de completação seca (P-41), ancorada em
lâmina d’água de 815 metros, ligada a um FPSO (P-43), ancorada a 785
metros por um Sistema de Ancoragem de Complacência Diferenciada (Dicas).
Deverão integrar o sistema 24 poços produtores e 17 injetores. A
produção deverá atingir 175.000 bpd e 2,7 milhões de m3/dia de gás.
O Sistema Definitivo de Caratinga será composto de 1 FPSO (P-48)
ancorado a 1.040 metros de LDA a ser instalado em 2002. O sistema
compreenderá 13 poços produtores e 11 injetores, com uma produção de
100.000 bpd e 1,4 milhão m3/dia de gás.
A produção desses 2 sistemas será exportada através das plataformas fixas PNA-1 (gás) e PNA-2 (óleo).
Os recordes
Em função dessas descobertas em águas profundas e da
necessidade de suprir a demanda do País, a Petrobras veio estabelecendo
sucessivos recordes de profundidade de poço em produção.
O atual ocorreu em janeiro de 1999, quando entrou em produção
o EPS de Roncador, campo situado na parte norte da Bacia de Campos, com
uma área de 132 km2 e lâmina d’água entre 1.500 e 2.000 metros.
Esse sistema, vem produzindo mais de 20.000 bpd, é composto pelo
navio Seillean, um FPSO de posicionamento dinâmico, localizado
diretamente sobre o poço produtor em lâmina d’água de 1.853 metros,
ligado à árvore de natal, instalada pelo próprio navio, por um riser
vertical rígido pioneiro no mundo, sendo que ambos foram especialmente
projetados para profundidades de até 2.000 metros.
Além de tais recordes, cabe destacar o fato de ser o único FPSO de
posicionamento dinâmico em uso no mundo e a unidade desse tipo operando
na maior lâmina d’água.
Esse sistema irá operar até o final de 1999, quando será substituído
pelo sistema definitivo composto pela unidade semi-submersível Spirit of
Columbus (P-36), atualmente sendo convertida para unidade de produção
no Canadá, que repassará a produção de 21 poços para um FSO (P-47 –
convertida a partir do navio Eastern Strength); a unidade de produção
será ancorada a 1.360 metros de LDA e o FSO a 815 metros. O sistema
deverá atingir um pico de produção de 180.000 bpd em 2002.
Novas tendências de completação
Ao longo desses mais de 30 anos, a Petrobras fez uso intensivo do
conceito "equipamentos submarinos de completação + unidade flutuante de
produção" nas atividades offshore. Os principais fatores que a levaram a
essa opção foram:
- As características dos reservatórios e as condições ambientais relativamente brandas encontrados na Bacia de Campos;
- A possibilidade de instalação de sistemas de produção antecipada
para servir como laboratórios em escala para os sistemas definitivos,
para realizar testes de poços e para permitir o desenvolvimento em fases
dos grandes campos;
- A diminuição do risco e o melhor fluxo de caixa, já que a receita
obtida em uma fase do desenvovimento participa do financiamento das
seguintes;
- A maior rapidez obtida no desenvolvimento dos campos;
- As parcerias e cooperações estabelecidas com os fornecedores de
equipamentos, o que possibilita a melhoria contínua dos mesmos e o
relacionamento a longo prazo;
- A confiabilidade e rentabilidade desses sistemas, comprovadas na prática.
Todavia, as características dos fluidos encontrados em campos de
águas ultra-profundas (lâmina d’água superior a 1.000 metros) estão
levando a uma mudança na abordagem da questão, favorecendo a adoção de
unidades de completação seca (UCS). Muitos desses campos apresentam óleo
pesado variando de 15 a 20 oAPI que, combinado com as baixas
temperaturas predominantes nestas profundidades, resulta em problema de
escoamento.
Por esses motivos, a tendência ao uso de UCS tem aumentado ultimamente, já que essas unidades :
- Propiciam melhores condições térmicas ao escoamento, antecipando a produção;
- Minimizam os problemas com a formação de depósitos de hidratos e parafinas devido à temperatura de escoamento mais elevada;
- Reduzem os custos operacionais com intervenções;
- Apresentam ações mais rápidas e econômicas para otimização e controle da produção;
- A evolução da tecnologia de perfuração, permitindo a drenagem de uma
grande área a partir de um único cluster através de poços de grande
angulação e afastamento em arenitos não consolidados e folhelhos
instáveis.
Conclui-se que em mais de 30 anos de atividades offshore, a produção
no mar tornou-se vital para o Brasil, passando a responder por cerca de
80% do total produzido no país no início de 1999, ou seja: cerca de 1
milhão de bpd provenientes de 74 plataformas fixas e 23 flutuantes.
Nesse período, a Petrobras instalou, ainda, mais de 300 árvores de natal
submarinas, 40 manifolds submarinos e 5.000 km de linhas flexíveis,
rígidas e umbilicais de conttrole.
A partir das descobertas iniciadas em 1974, a Bacia de Campos assumiu
a posição de principal província petrolífera do país. Nessa área
existem hoje 37 campos produzindo cerca de 880.000 bpd de óleo (76% da
produção nacional) e 15 milhões m3/dia de gás (47%) através de 14
unidades fixas e 22 flutuantes.
Cabe destacar a contribuição dos campos em águas profundas e
ultra-profundas (em LDA acima de 400 metros) que, hoje, respondem por
cerca de 50% da produção nacional.
Espera-se aumento significativo nas atividades nos próximos anos, com
a instalação de 12 novas unidades flutuantes de produção e mais de 180
árvores de natal, 6 manifolds e 1.900 km de linhas e umbilicais.
Fonte: Sindipetro
Rio -
O prefeito Neilton Mulim, o governador Sérgio Cabral e o
vice-governador Luiz Fernando de Souza, o Pezão, percorreram na última
terça-feira as instalações do Centro Vocacional Tecnológico (CVT)
entregue à população de São Gonçalo. A unidade, da Fundação de Apoio à
Escola Técnica (Faetec), instituição vinculada à Secretaria de Estado de
Ciência e Tecnologia, é mais uma alavanca para formar profissionais que
atuarão no Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj).
