10 tecnologias da Petrobras pioneiras no Pré-Sal premiadas pela OTC 2015

Tecnologias Pioneiras do Pré-Sal - Petrobras


Fonte: Petrobras

A Offshore Technology Conference (OTC) existe desde 1969, e é o maior evento de negócios do mundo na área de produção offshore de óleo e gás. O OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, and Institutions é o maior reconhecimento tecnológico que uma empresa de petróleo pode receber como operadora offshore.

Pelas tecnologias inovadoras que desenvolvemos com parceiros e fornecedores, recebemos, em diferentes momentos da nossa trajetória, três prêmios da OTC:

1992 - Prêmio por conquistas técnicas relacionadas ao desenvolvimento de sistemas de produção em águas profundas no campo de Marlim, na Bacia de Campos. O conjunto de projetos que viabilizou a produção de petróleo numa profundidade até então considerada recorde – cerca de 700 metros.

2001 - Prêmio por avanços nas tecnologias e na economicidade de projetos de águas profundas no desenvolvimento do campo de Roncador, na Bacia de Campos. Da descoberta até a primeira produção de óleo, foram 27 meses, numa profundidade de mais de 1.800 metros.

2015 - Prêmio pelo conjunto de tecnologias desenvolvidas para a produção da camada Pré-Sal.


Conheça as 10 tecnologias premiadas do Pré-Sal

 

As tecnologias que tornaram possível a produção nas condições inóspitas do pré-sal foram testadas, comprovadas e hoje representam um importante legado para a indústria petrolífera.

Entre os destaques estão o desenvolvimento de diferentes soluções de sistemas de dutos de coleta submarinos, as novas soluções para a construção de poços e a concepção de sistemas de separação e injeção de CO2, diante do desafio de não liberarmos para a atmosfera o CO2 produzido.

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1 - Primeira Boia de Sustentação de Risers (BSR)

Os risers: São dutos que conduzem o petróleo ou o gás do fundo do mar até a plataforma.

Com o objetivo de sustentar os risers que são ligados aos dutos submarinos dos poços, as boias são instaladas num ponto entre o leito marinho (assoalho oceânico, fundo do mar) e a superfície do mar (a cerca de 250 metros de profundidade). Isso permite a sua conexão com os FPSOs (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo) através de tramos de tubos flexíveis.

Com esta configuração, os movimentos da plataforma flutuante não são transferidos integralmente aos risers rígidos, diminuindo o dano por causa da fadiga e garantindo sua vida útil mesmo em condições meteoceanográficas severas.

Foram instaladas duas boias no projeto piloto do campo de Sapinhoá e outras duas no campo de Lula (no projeto piloto na área de Lula Nordeste), com um total de nove poços atualmente em produção.

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2 - Primeiro riser rígido em catenária composto por tubos com liner, instalados pelo método reel lay (carretel)

Catenária: Curva plana assumida por um fio suspenso sob a ação única do seu próprio peso.

Foram instalados risers rígidos apoiados diretamente na Boia de Sustentação de Risers (BSR), chamados de Steel Catenary Riser (SCR). Estes foram os primeiros risers do tipo SCR que empregaram tubos de aço carbono revestidos internamente com liner metálico (Revestimento metálico para proteção interna de tubos de aço) resistente à corrosão.

Procedimentos especiais e testes de qualificação permitiram a utilização desses tubos em condições dinâmicas (como risers) e viabilizaram sua instalação pelo método reel lay (carretel; Método de lançamento de linhas que utiliza navios equipados com carretéis. Tem a vantagem de instalar dutos no fundo do mar com uma velocidade maior do que os métodos convencionais).

Foram utilizados aproximadamente 100 km destes tubos com liner metálico nos projetos Piloto de Sapinhoá e Lula NE.

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3 - Mais profundo riser rígido em configuração “lazy wave” (SLWR)

Os Steel Lazy Wave Risers (SLWR) são risers de aço instalados com um conjunto de flutuadores que formam uma configuração em corcova e são ligados diretamente à unidade flutuante de produção. Trata-se do primeiro sistema deste tipo no mundo a ser conectado a um FPSO com ancoragem distribuída (spread mooring), projetado e construído para suportar os movimentos do navio-plataforma no ambiente adverso do pré-sal.

O primeiro SLWR do pré-sal em fase final de instalação está a uma profundidade de água de 2.140 m, interligado ao FPSO Cidade de Ilhabela (projeto de Sapinhoá Norte).

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4 - Mais profundo riser flexível (em lâmina d’água de 2.220 m)

Lâmina d'água: Distância entre a superfície da água e o fundo do mar.

O riser flexível é composto por tubo multicamada (partes em material metálico e partes em material polimérico), que transfere o petróleo e/ou gás do poço no fundo do mar à plataforma de produção. Para o trabalho no Pré-Sal, passou por um desenvolvimento específico para atender ao serviço corrosivo e às águas ultraprofundas.

O riser flexível em maior profundidade (2.220 m) foi instalado no Campo de Lula, no projeto Iracema Sul. Já estão em operação mais de 35 risers flexíveis na Bacia de Santos, produzindo petróleo e gás natural

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5 - Primeira aplicação de risers flexíveis com sistema integrado de monitoramento dos arames de tração

Sistema baseado em fibras ópticas que são acopladas aos arames da armadura de tração (Conjunto de arames que formam a camada do duto flexível responsável por resistir aos esforços de tração, tais como o peso próprio)  dos risers flexíveis. Permite identificar rompimentos de arame, emitindo sinal de alerta, para que ações de manutenção sejam disparadas de forma que não haja propagação de dano.

Os já estão sendo instalados com os sensores acoplados para serem interligados à sala de controle, na plataforma.

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6 - Recorde de profundidade de lâmina d'água (2.103 m) na perfuração de um poço submarino com a técnica de Pressurized Mud Cap Drilling (PMCD)

Durante o processo de construção de um poço, um fluido denominado lama de perfuração é empregado dentro do poço para manter a pressão e evitar que suas paredes desmoronem, além de levar o cascalho para a superfície. Em alguns trechos de rocha com fraturas ou cavernas, a lama de perfuração se infiltra na rocha – fenômeno conhecido como "perda de circulação" –, dificultando ou mesmo impedindo o avanço do poço. O uso da tecnologia PMCD viabiliza a perfuração nesse cenário e reduz o tempo perdido.

Essa tecnologia foi usada de forma inédita em termos de profundidade no poço Lula-19, em meio a um cenário caracterizado por grandes perdas de circulação, onde a perfuração convencional é inviável.

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7 - Primeiro uso intensivo de completação inteligente em águas ultraprofundas, nos
poços satélites

Completação Inteligente: Completação é o conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo e gás ou injetar fluidos no reservatório. Na completação inteligente, é possível produzir ao mesmo tempo a partir de duas ou mais zonas de um reservatório com o uso de válvulas que são fechadas ou abertas remotamente a partir da sala de controle da plataforma.

Poços Satélites: Poços perfurados distante da plataforma.

Completação é a configuração dos materiais e equipamentos instalados em um poço de petróleo para produção ou injeção de fluidos. O efetivo gerenciamento dos reservatórios com a completação inteligente permite aumentar o fator de recuperação final de óleo e gás do reservatório.

A tecnologia de completação inteligente vem sendo utilizada de forma intensiva no Pré-Sal, tendo sido instalada em 22 poços até março de 2015.

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8 - Primeira separação de dióxido de carbono (CO2) associado ao gás natural em águas ultraprofundas (2.220 m) com injeção de CO2 em reservatórios de produção

Permeação seletiva: Passagem das moléculas de gás (H2S, CO2, CH4 etc.) pela camada plástica de vedação.

Em alguns poços do pré-sal, o petróleo produzido está associado não só a água e gás natural, mas também a CO2. O CO2 produzido é separado do petróleo e do gás natural por um sofisticado sistema de membranas, que separam as moléculas do gás carbônico dos demais fluidos, por permeação seletiva. Uma vez separado, o CO2 é reinjetado, para aumentar a pressão nos reservatórios e a produtividade dos poços.

Em 2014 os FPSOs Cidade de Angra dos Reis, Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty alcançaram a expressiva marca de um milhão de toneladas de CO2 reinjetadas nos reservatórios, evitando a sua emissão para a atmosfera.

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9 - Mais profundo poço submarino de injeção de gás com CO2 (em lâmina d’água de 2.220 m)

No Projeto Piloto do campo de Lula, um dos poços injetores de CO2 situa-se em lâmina d’água recorde de 2.200 m. Além dos benefícios para o meio ambiente, a reinjeção do CO2 produzido aumenta a pressão interna do reservatório, melhorando a recuperação de petróleo.

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10 - Primeiro uso do método alternado de injeção de água e gás em água ultraprofunda (2.200 m)

Esta técnica está sendo utilizada e avaliada no Sistema Piloto de Lula desde junho de 2013. As principais vantagens são a otimização do gerenciamento do reservatório e a expectativa de aumento do fator de recuperação do petróleo.

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Para visualizar ver mais detalhes e ter acesso ao infográfico completo, acesse a página Tecnologias Pioneiras do Pré-Sal, da Petrobras.

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2 comentários em “10 tecnologias da Petrobras pioneiras no Pré-Sal premiadas pela OTC 2015

  • 22/12/2015 em 11:07
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    Excelente postagem. Uma verdadeira aula de engenharia de produção de petróleo. Parabéns Tecpetro pela matéria.

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  • 22/12/2015 em 11:28
    Permalink

    Excelente aula de engenharia submarina. Parabéns Tecpetro pela postagem.

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