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