FPSO Cidade de Maricá entra em operação no pré-sal da Bacia de Santos
Iniciamos neste mês de fevereiro a operação na área de Lula Alto, no campo de Lula, do sétimo grande sistema definitivo de produção do pré-sal da Bacia de Santos. A produção está sendo processada pelo navio-plataforma (FPSO) Cidade de Maricá, cuja capacidade é de produzir, diariamente, até 150 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás. A unidade vai produzir, armazenar e transferir petróleo ancorada a uma profundidade de 2.120 metros e a cerca de 270 quilômetros da costa.Com mais este sistema de produção, a camada pré-sal contida nas Bacias de Santos e de Campos já responde por 35% da produção brasileira de petróleo. Entre as empresas com atividades no pré-sal brasileiro, apenas aquelas integrantes de consórcios liderados pela Petrobras têm participação nesta produção.
A consolidação da Bacia de Santos, que responde por 70% da produção da camada pré-sal, vem se dando há pouco mais de cinco anos, com uma média de lançamento de uma grande plataforma a cada nove meses. A performance da produção tem se mostrado dentre as melhores em termos mundiais, sendo que os quatro primeiros sistemas de produção, instalados entre 2010 e 2014, permanecem produzindo praticamente a plena capacidade (475 mil barris diários de petróleo, com apenas 19 poços produtores) e os três mais recentes, que estão em fase de crescimento da produção, também apresentam o mesmo alto desempenho com relação aos poços já em operação (205 mil barris diários de petróleo com apenas sete poços produtores).
Mais dois grandes sistemas de produção começam a operar ainda este ano
O primeiro desses grandes sistemas a entrar em produção foi o Piloto de Lula, em outubro de 2010 (FPSO Cidade de Angra dos Reis). Na sequência foram implantados o Piloto de Sapinhoá em janeiro de 2013 (FPSO Cidade de São Paulo), o Piloto de Lula Nordeste em junho de 2013 (FPSO Cidade de Paraty), Lula/Iracema Sul em outubro de 2014 (FPSO Cidade de Mangaratiba), Sapinhoá Norte em novembro de 2014 (FPSO Cidade de Ilhabela), Lula/Iracema Norte em julho de 2015 (FPSO Cidade de Itaguaí) e Lula Alto em fevereiro de 2016 (FPSO Cidade de Maricá).
Ainda em 2016, entrarão em operação mais dois grandes sistemas definitivos de produção, o projeto Lula Central (FPSO Cidade de Saquarema) e o projeto Lapa (FPSO Cidade de Caraguatatuba).
Essa significativa evolução na concepção e construção de poços, sistemas submarinos e plataformas tem sido acompanhada de um grande esforço na implantação de uma complexa infraestrutura de escoamento e processamento de gás.
O primeiro desses grandes sistemas a entrar em produção foi o Piloto de Lula, em outubro de 2010 (FPSO Cidade de Angra dos Reis). Na sequência foram implantados o Piloto de Sapinhoá em janeiro de 2013 (FPSO Cidade de São Paulo), o Piloto de Lula Nordeste em junho de 2013 (FPSO Cidade de Paraty), Lula/Iracema Sul em outubro de 2014 (FPSO Cidade de Mangaratiba), Sapinhoá Norte em novembro de 2014 (FPSO Cidade de Ilhabela), Lula/Iracema Norte em julho de 2015 (FPSO Cidade de Itaguaí) e Lula Alto em fevereiro de 2016 (FPSO Cidade de Maricá).
Ainda em 2016, entrarão em operação mais dois grandes sistemas definitivos de produção, o projeto Lula Central (FPSO Cidade de Saquarema) e o projeto Lapa (FPSO Cidade de Caraguatatuba).
Essa significativa evolução na concepção e construção de poços, sistemas submarinos e plataformas tem sido acompanhada de um grande esforço na implantação de uma complexa infraestrutura de escoamento e processamento de gás.
Início da operação do gasoduto Rota 2
Desta forma, dando continuidade à expansão da capacidade produtiva da Bacia de Santos, na sexta-feira, 12/2, iniciamos a operação da segunda rota de escoamento de gás natural produzido no pré-sal desta bacia, através de um gasoduto denominado Rota 2. Com 401 quilômetros de extensão, o Rota 2 é o gasoduto submarino de maior extensão em operação no Brasil e possui capacidade para escoar diariamente 13 milhões de metros cúbicos de gás, interligando os sistemas de produção do pré-sal da Bacia de Santos ao Terminal de Tratamento de Gás de Cabiúnas, em Macaé, no Rio de Janeiro, que teve sua capacidade de processamento ampliada para 28,4 milhões de metros cúbicos por dia, de forma a receber o gás proveniente do pré-sal da Bacia de Santos e, também, da Bacia de Campos.
O gasoduto Rota 2 se interligará ao gasoduto Rota 1, em operação desde 2011, e com capacidade de escoamento de outros 10 milhões de metros cúbicos diários. Com 359 quilômetros de extensão e trechos de 18 e 34 polegadas de diâmetro, o Rota 1 é composto por dois trechos: o trecho Lula-Plataforma de Mexilhão e o trecho que liga a Plataforma de Mexilhão até a Unidade de Tratamento de Gás (UTGCA) Monteiro Lobato, instalada em Caraguatatuba, São Paulo, que teve a sua capacidade de processamento adequada, em 2014, para receber diariamente até 10 milhões de metros cúbicos de gás produzido no pré-sal da Bacia de Santos.
Desta forma, dando continuidade à expansão da capacidade produtiva da Bacia de Santos, na sexta-feira, 12/2, iniciamos a operação da segunda rota de escoamento de gás natural produzido no pré-sal desta bacia, através de um gasoduto denominado Rota 2. Com 401 quilômetros de extensão, o Rota 2 é o gasoduto submarino de maior extensão em operação no Brasil e possui capacidade para escoar diariamente 13 milhões de metros cúbicos de gás, interligando os sistemas de produção do pré-sal da Bacia de Santos ao Terminal de Tratamento de Gás de Cabiúnas, em Macaé, no Rio de Janeiro, que teve sua capacidade de processamento ampliada para 28,4 milhões de metros cúbicos por dia, de forma a receber o gás proveniente do pré-sal da Bacia de Santos e, também, da Bacia de Campos.
O gasoduto Rota 2 se interligará ao gasoduto Rota 1, em operação desde 2011, e com capacidade de escoamento de outros 10 milhões de metros cúbicos diários. Com 359 quilômetros de extensão e trechos de 18 e 34 polegadas de diâmetro, o Rota 1 é composto por dois trechos: o trecho Lula-Plataforma de Mexilhão e o trecho que liga a Plataforma de Mexilhão até a Unidade de Tratamento de Gás (UTGCA) Monteiro Lobato, instalada em Caraguatatuba, São Paulo, que teve a sua capacidade de processamento adequada, em 2014, para receber diariamente até 10 milhões de metros cúbicos de gás produzido no pré-sal da Bacia de Santos.
Com esse novo gasoduto, a capacidade total instalada de escoamento de gás natural do pré-sal da Bacia de Santos alcança o patamar de 23 milhões de metros cúbicos diários, o que assegurará o crescimento da nossa produção de petróleo e a ampliação do suprimento de gás nacional ao mercado brasileiro, contribuindo de forma decisiva para consolidação da nossa estratégia de aumentar a participação do gás natural nos nossos negócios.
As áreas de Lula Alto e de Lula Central, além dos gasodutos Lula Nordeste-Cernambi e Lula/Plataforma de Mexilhão, são de propriedade do Consórcio BM-S-11, operados pela Petrobras (65%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda - companhia subsidiária da Royal Dutch Shell plc (25%) e Petrogal Brasil S.A. (10%).
Os campos de Sapinhoá e de Lapa estão localizados na concessão BM-S-9, operada pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda - companhia subsidiária da Royal Dutch Shell plc (30%) e RepsolSinopec Brasil S.A (25%).
O gasoduto Cernambi-Tecab é propriedade do Consórcio Cabiúnas 1, operado pela Petrobras (55%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda - companhia subsidiária da Royal Dutch Shell plc (25%), RepsolSinopec Brasil S.A (10%) e Petrogal Brasil S.A. (10%).
As áreas de Lula Alto e de Lula Central, além dos gasodutos Lula Nordeste-Cernambi e Lula/Plataforma de Mexilhão, são de propriedade do Consórcio BM-S-11, operados pela Petrobras (65%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda - companhia subsidiária da Royal Dutch Shell plc (25%) e Petrogal Brasil S.A. (10%).
Os campos de Sapinhoá e de Lapa estão localizados na concessão BM-S-9, operada pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda - companhia subsidiária da Royal Dutch Shell plc (30%) e RepsolSinopec Brasil S.A (25%).
O gasoduto Cernambi-Tecab é propriedade do Consórcio Cabiúnas 1, operado pela Petrobras (55%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda - companhia subsidiária da Royal Dutch Shell plc (25%), RepsolSinopec Brasil S.A (10%) e Petrogal Brasil S.A. (10%).
Conheça as tecnologias pioneiras do pré-sal e os tipos de plataformas que utilizamos.
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