Apresentamos resultados e perspectivas no pré-sal em palestra na OTC 2015
A diretora de nossa área de Exploração e Produção, Solange Guedes, apresentou um panorama do pré-sal no almoço-palestra “Pre-Salt: What Has Been Done So Far and What is Coming Ahead” (“Pré-sal: o que já foi feito e o que vem pela frente”), nesta terça-feira (5/5), na Offshore Technology Conference 2015, em Houston (EUA). Solange mostrou a evolução dessa nova fronteira, os desafios que foram superados e a previsibilidade dos resultados alcançados, além de ressaltar a viabilidade financeira do pré-sal.
“Nós podemos garantir que o pré-sal é viável com um custo de produção de nove dólares por barril. Se considerarmos que duas unidades de produção ainda não estão produzindo com sua capacidade total, o custo de produção será menor ainda. A eficiência operacional em torno de 92% contribuiu significativamente para atingirmos estes baixos custos”, afirmou.
A diretora ressaltou que a produtividade do pré-sal excedeu as expectativas. Atualmente, a média de produção no pré-sal da bacia de Santos ultrapassa 25 mil barris de petróleo por dia (bpd). Cinco poços produzem, cada um, mais de 30 mil barris por dia. E os campos de Sapinhoá e Lula possuem poços em que a média de produção pode atingir 40 mil barris por dia.
“Esses números com certeza irão contribuir para a redução de poços em nossos futuros projetos do pré-sal, o que será um grande benefício para a redução de custos”.
Juntamente com os parceiros, desenvolvemos tecnologias que fizeram a produção do pré-sal técnica e economicamente viável. Como resultado, o número de plataformas produzindo no pré-sal chegou a 13, com a entrada em operação, hoje, de mais uma unidade, o FPSO Cidade de São Vicente, para um teste de longa duração na área da Cessão Onerosa.
“Para conquistar o pré-sal nós investimos intensamente em tecnologia.” A superação dos desafios alcançada com o desenvolvimento de tecnologias inovadoras nos levaram a receber o prêmio da OTC em reconhecimento por suas conquistas na produção do pré-sal.
A estratégia bem sucedida para alcançar resultados será mantida: desenvolvimento de novas tecnologias, aceleração da curva de aprendizado e padronização de equipamentos. “Continuaremos impulsionando a inovação. Mais do que nunca, precisamos de tecnologia orientada para otimização”.
Traçando um breve histórico, Solange lembrou que o desenvolvimento do pré-sal da bacia de Campos foi mais rápido, uma vez que já havia infraestrutura, com a primeira produção comercial em 2008. Já na bacia de Santos, os desafios foram bem maiores: não havia infraestrutura instalada, os reservatórios estão localizados em profundidades de água que chegam a 2.500 metros, com camada de sal de 2 mil metros de espessura e reservatórios em profundidades totais de até 7000 metros.
“Trabalho árduo, intenso planejamento, disciplina, estratégia, trabalho de equipe, com foco e determinação, foram fundamentais”, declarou Solange Guedes.
Estratégia de desenvolvimento integrado de produção
Em palestra de abertura da sessão técnica “Pre-Salt: 8y Journey from the Wildcat Well to more than Half-million Barrels per Day" ("Pré-Sal: Jornada de 8 Anos desde o Poço Pioneiro até mais de Meio Milhão de Barris por Dia"), realizada na manhã desta terça-feira, Anelise Lara, Gerente Executiva de Libra, falou sobre a estratégia de desenvolvimento do pré-sal.
Anelise destacou que, menos de cinco anos depois do projeto piloto de Lula entrar em produção, já alcançamos mais de 700 mil barris de petróleo por dia no pré-sal. “Essa é uma conquista significativa se compararmos com outras províncias de petróleo offshore ao redor do mundo”, ressaltou. O cenário promissor com as descobertas se mostrou uma oportunidade para implementar uma estratégia de Desenvolvimento Integrado de Produção. “A integração mostrou ser crucial para acelerar projetos e buscar redução de custos”.
A abordagem garantiu um processo de planejamento e execução continuados, desde a fase de exploração. As etapas incluíram a aplicação de testes de longa duração, para aquisição de dados sobre a dinâmica dos reservatórios, e a implementação de projetos-pilotos, para testes de diferentes configurações de poços.
Dez tecnologias pioneiras
A sessão sobre pré-sal contou com outras seis apresentações de nossos executivos sobre as tecnologias desenvolvidas, como a boia de sustentação de risers (BSR), o sistema de completação inteligente para gerenciamento de reservatórios, e os sistemas de separação e reinjelção de CO2.
Foram detalhadas as 10 soluções tecnológicas, decisivas para o sucesso da implementação dos projetos do pré-sal, e que nos levaram a ser premiados com aOTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, and Institutions, reconhecimento mais importante que uma empresa de petróleo pode receber como operadora offshore.
Foram detalhadas as 10 soluções tecnológicas, decisivas para o sucesso da implementação dos projetos do pré-sal, e que nos levaram a ser premiados com aOTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, and Institutions, reconhecimento mais importante que uma empresa de petróleo pode receber como operadora offshore.
Confira as 10 soluções tecnológicas premiadas:
1 – Primeira boia de sustentação de risers (BSR) – Boia que sustenta as tubulações que conduzem o petróleo ou o gás do poço no fundo do mar até a plataforma, aliviando a carga sobre esta. Permite a instalação dos risers antes mesmo da chegada da plataforma de produção.
2 – Primeiro riser rígido desacoplado em catenária livre - steel catenary riser (SCR) - Tubulação rígida que leva o petróleo ou gás do poço às plataformas de produção.
3 – Mais profundo steel lazy wave riser (SLWR), a 2.140m (a ser instalado no primeiro trimestre de 2015) - Outro tipo especial de tubulação por onde passa a produção de petróleo e gás dos poços até a plataforma, também instalada em águas mais profundas.
4 – Mais profundo riser flexível, a 2.140m - Tubulação que transfere o petróleo ou gás dos poços no fundo do mar para as plataformas de produção. Esta é a tubulação flexível em maior profundidade de água já instalada.
5 – Primeira aplicação de risers flexíveis com monitoramento integrado – Sistema que monitora em tempo real, pela primeira vez na indústria e através de fibras ópticas, a integridade da tubulação flexível que transfere óleo e gás do poço até a plataforma.
6 – Maior profundidade de água (2.103m) onde foi perfurado poço utilizando a técnica de pressurized mud cap drilling (PMCD) em sonda de posicionamento dinâmico - Poço em águas mais profundas já perfurado com a utilização desta técnica que é mandatória em cenários de perda severa de circulação durante sua construção.
7 – Primeiro uso intensivo de completação inteligente em águas ultraprofundas - Esta tecnologia permite a otimização do gerenciamento dos reservatórios, garantindo a seletividade de dois ou mais horizontes produtores atravessados pelo poço.
8 – Primeira separação de CO2 associado ao gás natural em águas ultraprofundas - 2.200 m - com injeção de CO2 em reservatórios de produção - Esta tecnologia permite separar o CO2 do petróleo e do gás natural, reinjetando-o nos reservatórios através de poços especiais, chamados poços de injeção, visando aumentar a produtividade dos poços.
9 – Mais profundo poço de injeção de gás com CO2 - 2.200m de lâmina d'água - Com esse poço a Petrobras bateu o recorde de profundidade de poço para injeção de CO2, visando evitar a emissão de CO2 e elevar a produção de petróleo e gás natural.
10 – Primeiro uso do método alternado de injeção de água e gás em águas ultraprofundas - 2.200m - A injeção de água e gás é utilizada para aumentar a produtividade dos reservatórios de petróleo e gás, mantendo-os pressurizados.
Saiba mais sobre as tecnologias premiadas do pré-sal emwww.petrobras.com.br/tecnologiasdopresal.
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