inovaçoes tecnologicas para o pre sal

03 de dezembro de 20091º ENCONTRO BRASILEIRO DE JOVENS LIDERANÇAS DA IND. PETRÓLEO

Inovações Tecnológicas para o Pré-sal e seus Desdobramentos para a Indústria

1º ENCONTRO BRASILEIRO DE JOVENS LIDERANÇAS NA INDÚS TRIA DO PETRÓLEO

Antonio Carlos Capeleiro PintoJaime Turazzi Naveiro


Sumário

1) Introdução – Pré-Sal

2) Estratégia de Desenvolvimento da Produção

3) Desafios TecnológicosPoçosReservatóriosEscoamento e sistemas de produçãoProcessamento de fluidosMateriais

4) Desdobramentos & Oportunidades

5) Conclusões


Há 164 milhões de anosHá 152 milhões de

anos

Há 130 milhões de anosHá 122 milhões de anosHá 108 milhões de anosForma Atual

SINBPA/PetrobrasScotese

História Geológica – Pré-Sal


Estromatólitos – Shark Bay - Australia – Sedimentação recente

Há 120 milhões de anos a paisagem era semelhante a essa...


Ou paisagem semelhante no Brasil: Lagoa Vermelha


Estromatolitos Lagoa Salgada, Litoral Norte FluminenseEstromatolitos Lagoa Salgada, Litoral Norte Fluminense

Análogos Recentes do Pré-Sal


As áreas do Pré-Sal da Bacia de Santos

Planos de Avaliação aprovados pela ANP

Parati – 1-RJS-617Tupi – 1-RJS-628Carioca – 1-SPS-50Caramba – 1-SPS-51Guará – 1-SPS-55Bem-Te-Vi – 1-SPS-52Iara – 1-RJS-656Júpiter – 1-RJS-652


Alguns testes de produção feitos no Pré-Sal

0 100 200 km

50 150 N

11--RJSRJS--617617

11--SPSSPS--050050

11--RJSRJS--628A628A

33--RJSRJS--646646


Sumário



3) Desafios TecnológicosPoçosReservatóriosEscoamento e sistemas de produçãoProcessamento de fluidosMateriais


5) Conclusões


Previsão de Arrojado Programa de Desenvolvimento da Produção

Perfuração de poços de delimitação

Realização de Testes de Longa Duração em várias áreas

Fase 0:

• Fase de obtenção de informações

• Piloto de Produção de Tupi em 2010

Fase 1A:

• 2 Pilotos de Produção no BMS-09 e BMS-11 em 2013 e 2014

• FPSOs padronizados, na medida do possível, para implantação até 2017

Fase 1B:

• Aplicação intensiva de novas tecnologias


� Obtenção de Informações• Sísmica de alta resolução, calibração da interpretação de

perfis…

� Poços de Extensão• Testemunhagem, Testes de Formação, Ensaios em

Fluidos (miscibilidade, garantia de escoamento, …)

� Produção em pequena escala (TLDs)

Tradição da Petrobras: Desenvolver em fases para obter informações e diminuir os riscos

FASE 0

2008 2010 2011 ... 20172017 ......2009 20202020 ...... 20302030

Tupi

TLD

Tupi

Piloto


N

Teste de Longa Duração (TLD) – Área de Tupi

ReservatórioReservatório

Unidade de ProduçãoUnidade de ProduçãoNavioAliviador FPSO

PoçosPoços

Teste de Longa Duração

RJS-646 conectado a FPSO ancorado (capacidade até 30.000 bopd) para investigar o comportamento do reservatório.

Iniciou a produção em 01 de maio de 2009.


• FPSO Ancorado• 5 produtores; 1 injetor de água; 1 injetor de gás; 1

injetor WAG + 8 poços adicionais se necessário

• WAG será testado• Linhas Submarinas (com material especial)

• CO2 Separado e reinjetado no reservatório • Gasoduto até Mexilhão

• Capacidade: 100.000 bpd (óleo) e 5 M m3/d (gás)

Piloto de Tupi (final de 2010)


Linhas

Gás Exportado

Injeção de Água

Linha de Prod.

Injeção de CO 2Poços Produtores

Linhas de Produção

Rtisers

FPSO

PLET

PLET

Gás Export.

PLET

Linha de Inj. CO2

Linha de Inj. de Água

Piloto de Produção – Área de Tupi


� É a 1ª fase do desenvolvimento definitivo

� Usa tecnologias consolidadas e em fase de homologação, com objetivo de alcançar as metasde produção

� Gera receita para a Fase 1b

FASE 1A

20082008 20102010 20112011 ...... 2017 ......20092009 20202020 ...... 20302030

> 1 M

bopd

Tradição da Petrobras: Desenvolver em fases para obter informações e diminuir os riscos


Fase 1A – Projetos

2 FPSOs afretados (2013-2014)• Produção de óleo: 120.000 bpd• Compressão de gás: 5 M m³/d

FPSOs próprios (2015-2016)• Planta de processo ainda em estudos (em

princípio):– Produção de óleo: 150.000 bpd– Compressão de gás: 6,0 MM m³/d– Capacidade de Injeção Alternada de

Água e Gás (WAG)• Maior número de poços• Manifolds submarinos (reservas)


Sumário



3) Desafios TecnológicosReservatórios PoçosEscoamento e sistemas de produçãoProcessamento de fluidosMateriais


5) Conclusões


Disc Intra-Rifte

Topo do Rifte

Base do Sal

Topo do Sal

Topo do Albiano Topo do K.Fundo do Mar

5 10 15 20 km0

Embasamento

W E

Caracterização e Engenharia de Reservatórios


• Previsibilidade da qualidade do reservatório a partir do modelo deposicional e sísmica.

• Conhecimento da qualidade do reservatório e fluidos

• Caracterização interna dos reservatório, com foco nas heterogeneidades de grande escala(inter poços).

• Utilização de poços com geometrias não convencionais

• Viabilidade técnica de métodos de recuperação como injeção de água, de gás, e alternadaágua e gás (WAG) – Pioneirismo.

• Controle do varrido horizontal (reservatório heterogêneo)

• Efeitos geomecânicos associados à recuperação.

Caracterização e Engenharia de Reservatórios


• Melhor varrido do reservatório• Aumento da recuperação em

reservatórios heterogêneos

• Experiência na Bacia de Campos• Recuperação média

Benefícios

• Experiência quase nula da indústria, em ambiente offshore e poçossatélites

• Injetividade• Maior complexidade na injeção• Fadiga na coluna de injeção• Hidratos em equipamentos

submarinos

InjeçãoAlternada de Água e Gás(WAG)

• Inexperiência em carbonatos• Possibilidade de canalização• Injetividade

Injeção de Água

DesafiosMétodo

Injeção alternada de água e gás (WAG)


Perfuração no sal

Leito do mar

Sessão evaporítica (sal)

• Redução de custos de perfuração e completação.

• Aumento das taxas de penetração (perfuração)

• Simplificação do escopo dos poços.

• Cargas elevadas � sondas c/ grande capacidade.

• Materiais resistentes a ambientes de fluidosagressivos (alto teor de CO2 e água de altasalinidade).

• Controle de dano à formação (incrustações, depósitos orgânicos)

• Pasta de cimento resistente a CO2 e água.

• Poços especiais

• Desvio de poços na zona de sal.

• Unidades com Sonda Dedicada e poços de longoalcance (ERWs).

Perfuração e completação de poços


• Verticais com estimulação ácida

• Verticais fraturados

• Verticais a poço aberto

• Direcionais

• Horizontais ou alta inclinação (áreas com alta relação Kv / Kh)

• Bilaterais (áreas com alta relação Kv / Kh)

• HRMF – Horizontais Multi-Fraturados(bons quando Kv / Kh é baixa)

• Hidrojateamento

• Grande afastamento – no caso de Unidades com Sonda Dedicada

Poços com Geometria Especial


• Qualificação de risers flexíveis para lâminas d’águade 2200 m, considerando fluidos com alto teor de CO2, alta pressão, salmouras de elevadasalinidade.

• Qualificação de linhas de alto isolamento térmicopara lâminas d’água de 2200m.

• Sistemas de risers desacoplados da plataformas.

• Análise e dimensionamento de risers rígidos (SCRs) em configuração com corcova (lazy wave).

• Dutos para injeção de gás / CO2 em alta pressão.

• Risers com grandes diâmetros (> 8 polegadas ID)

• Controle de hidratos em injetores WAG (ANM)

Escoamento e sistemas de produção


• Várias técnicas de remoção de CO2 a depender do teor de entrada e especificação de saída.

• Tecnologia compacta de permeaçãoseletiva em membranas se mostrouflexível para variações no teor de entrada.

• Peneiras moleculares usadas parareduzir teor de umidade do gás.

Molecular sieve

Processamento de gases com alto teor de CO 2


Logística para o Gás Associado

• Materiais mais adequados para lidarcom altas concentrações de CO2.

• Gasoduto de 18’’ em lâmina d’água de 2.200 m.

• Longa distância da costa (300 km).

• Cenário para novas tecnologiasoffshore: GNL, GNC, GTL, GTW, etc.

Processamento de gás produzido


• A Petrobras possui o desafio de incluir, em seus projetos de desenvolvimento dos campos de petróleo do Pré-Sal brasileiro, tecnologias que capturem e sequestrem o CO2 a ser produzido.

• Alguns métodos estão sendo estudados:

– Injeção no próprio reservatório produtor � potencial aumento da recuperação do óleo do pré-sal em caso de miscibilidade do gás injetado. A quantidade de CO2 é limitada, devendo o mesmo ser misturado ao gás natural;

– Injeção em reservatórios depletados � objetivam apenas o descarte; CO2 ocupa espaço poroso da água

– Injeção em aquíferos � necessária presença de selo para armazenamento do gás

– Injeção em cavernas a serem construídas no sal

• A tecnologia de membrana será usada preferencialmente para a captura do CO2 no Projeto Piloto de Tupi.

• A captura e sequestro do CO2 a ser produzido junto com o petróleo permitirão desenvolver a áreade Tupi, gerando riquezas para a sociedade brasileira, sem agravar os efeitos de mudançaclimática.

Responsabilidade Ambiental


• Alívio com navios DP e transportepara Terminal Offshore em águasrasas ou profundas (a definir)

• Em estudos a transferência através de oleodutos. Considerar as questõesligadas à garantia de escoamento.

Transferência do óleo


• Ambiente corrosivo (CO2).• Compatibilidade de materiais não metálicos

com CO2.• Custo e suprimento de materiais especiais.• Interação de aspectos de corrosão com

cargas dinâmicas em risers.

Estratégia: • Análise de ambientes corrosivos e

programa de testes de laboratório.• Uso de materiais Corrosion Resistant

Alloys (CRA).• Técnicas alternativas de proteção:

tratamentos químicos, recobrimentocom materiais resistentes (cladeados).

Seleção de materiais e controle de corrosão

Duto recoberto por Inconel

Corrosão por CO2 e água em duto

Inibidor de corrosãoRecobrimento de produto anti

corrosivo em vaso de processo


Sumário





5) Conclusões


UEP/Planta

Poço

Reservatórios

Materiais

Elevação e Escoamento

Ações em andamento


137 Laboratórios30 Plantas Piloto

CENPES

Objetivo:Desenvolver e disseminar tecnologias para incorporar reservas e desenvolver a produção das recentes descobertas do Pré-Sal.

Carteira de Projetos:• Construção de poços (fluidos, resistência do

cimento, estimulação, controle na zona de sal, multilaterais, alto angulo).

• Geociências (estratigrafia química, integração testemunho - perfil - teste, modelo geomecânico e distribuição de fraturas, imageamento do pré-sal, atributos sísmicos)

• Reservatórios: Otimização da recuperação dos reservatórios.

Programa Tecnológico PROSAL


Investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)

Da participação especial: 1% da RecBruta da Produção vai p/ P&D

Entre 2006 - 2008: Montante destinado a P&D foi R$ 3.123 MM

Cerca de 1500instrumentos contratuais

ESTRATÉGIA DE INVESTIMENTO

• Ter no país infraestrutura capaz de simular fisicamente processos e fenômenos fundamentais relacionados aos desafios tecnológicos da Companhia;• Garantir que a infraestrutura externa à PETROBRAS seja complementar à interna e capaz de contribuir para o atendimento das demandas tecnológicas da companhia.

Instalações PETROBRAS

Instalações PETROBRAS/Instituições C&T (críticas)

Instalações Instituições C&T (complementar)


Redes Temáticas e Núcleos Regionais

Construção de Infraestrutura de pesquisa no país com padrão internacional

38 Redes Temáticas7 Núcleos Regionais

RJ - Rio de Janeiro(2) e Macaé(1)BA - SalvadorRN - NatalSE - AracajuES - Vitória

Unidades Operacionais da PETROBRAS

Instituições de ensino e pesquisa nacionais

Construção de novos laboratórios

Ampliação de infra-estrutura

Aquisição de equipamentos

Núcleos Regionais

CENPES: Parceria com mais de 120 universidades e centros de pesquisa no Brasil e 70 instituições no exterior.


Investimentos de E&P 2009-2013

US

$ b

ilh

õe

s

Previsto o investimento de US$ 104,6 bilhões em E&P até 2013, sendo US$ 92,0 bilhões no Brasil

13%

18%

49%

8%

12%

Exploração Pré-sal Santos

Desenvolvimento da Produção Outros

Internacional

Investimento Total em Exploração e Produção 2009-2013: US$

104,6 bilhões

Oportunidades para a Indústria Nacional


• Política industrial para o desenvolvimento no país de uma cadeia produtiva capaz de suprir as necessidades de equipamentos e serviços de engenharia, evitando os efeitos negativos de um modelo extrativista exportador de commodities;

• Possibilita a entrada de novos fornecedores, aumenta a competitividade e fortalece a economia brasileira, com custos competitivos;

• Abre a possibilidade de o Brasil se tornar um exportador de tecnologia, serviços e equipamentos;

• Ampliação da indústria nacional possibilita a criação de um ciclo virtuoso, evitando-se a chamada “maldição do petróleo”;

• O fortalecimento do mercado interno gera emprego e renda.

Conteúdo Nacional


O processo associado à produção de petróleo e gás gera um efeito multiplicador para toda a cadeia produtiva

A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 12,6 bilhões

64%100,1157,3Total

80%2,83,5Áreas Corporativas

83%1,92,1Biocombustível

100%2,12,1Distribuição

70%7,410,6Gás e Energia

78%36,646,9Abastecimento

53%48,992,0E&P

ConteúdoNacional(%)

Colocação noMercado Nacional

2009-13

InvestimentoDoméstico2009-13

Área de Negócio

Conteúdo Nacional

US$ Bilhões

Dos investimentos relacionados a projetos no País, cerca de 64% serão contratados no mercado fornecedor local, levando a uma média anual de US$ 20 bilhões


Alguns exemplos de setores da indústria nacional de alta competitividade:

• Equipamentos Submarinos

• Cabeças de Poço

• Arvores de Natal Molhadas

• Manifolds

• Linhas Flexíveis

• Construção de Rebocadores

• ...

… mas de forma competitiva com a Indústria Mundial


3T 2005 126

1T 2006141

3T 2006158

1T 2007164

3T 2007172

1T 2008178

3T 2008194 4T 2008

186

1T 2009175

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

2000

2001

2002

2003

2004

2005

1T 2

006

3T 2

006

1T 2

007

3T 2

007

1T 2

008

3T 2

008

4T 2

008

1T 2

009

Índi

ce U

CC

I (20

00 =

100

)

Fonte: Cambridge Energy Research Associates

IHS-CERA Índice de Custo de CapitalProjeto em Águas Profundas

Convergindo para o cenário de queda nos custos


� Construção de Unidades de Produção no Brasil

� Construção de sondas de perfuração e completaçãono Brasil

� Construção de barcos de apoio no Brasil

� Inspeção e Manutenção dafrota

Oportunidades de Fornecimento

� Baleeiras e equipamentos de salvatagem

� Equipamentos de movimentação de cargas

� Vasos de pressão� Motores, compressores e

turbinas� Válvulas diversas� Ligas de aços resistentes a

altas pressões e CO2� Amarras de poliéster� Tubulações industriais

� Serviços de perfuração e completação marítimos

� Projeto e construção de UPGN’s

� Manuseio de equipamentossubmarinos

� Inspeção submarina� Gerenciamento de projetos� Manutenção de grandes

máquinas� Serviços logísticos� Formação de mão de obra� Capacitação e certificação

Indústria Naval Indústria de Equipamentos Prestadores de Serviços


Sumário





5) Conclusões


Conclusões

� O desenvolvimento do Pré-Sal está sendo executado pela Petrobras através de um esforço integrado de Planejamento

� Existem desafios técnicos e econômicos para otimizar o desenvolvimento das áreas do Pré-Sal. No entanto, é importante frisar que nenhum destes desafios representa um impedimento ao desenvolvimento do pólo Pré-Sal.

� A obtenção de informações na atual fase, de avaliação exploratória, é essencialpara definir os sistemas de produção, controlando as incertezas e reduzindo osriscos dos projetos.

� A incorporação de novas tecnologias nos projetos de desenvolvimento de produção é de grande relevância para a otimização dos mesmos.

� A escala dos projetos previstos para o Pré-Sal deverá permitir um enorme potencial de negócios para os fornecedores nacionais que forem competitivos e estiverem dispostos a apoiar a Petrobras no desenvolvimento das soluções necessárias para esta nova fronteira.


OBRIGADO


Para maiores informações:

Jaime Turazzi Naveiro

[email protected]

Av. República do Chile, 65 – 16º andar

E&P- PRESAL/DPROJ

Telefone (021) 3224-6361

20031-912 – Rio de Janeiro, RJ – Brasil

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