Desenvolvimento de Campos: ANP revê planos de exploração das principais áreas produtoras do país

Já se foi o tempo em que as petroleiras tinham livre arbítrio para rever os planos de desenvolvimento (PD) de seus campos produtores de óleo e gás, em terra e mar, para instalar novos equipamentos, perfurar novos poços até mesmo, em casos extremos na área offshore, incorporar uma nova unidade de produção. Nos últimos cinco anos os planos de desenvolvimento de pelo menos nove ativos de produção offshore no país foram revistos: Ostra, Abalone e Argonauta (Parque das Conchas), Polvo, Marlim Leste, Peregrino, Marlim Sul e Roncador, todos na Bacia de Campos, além de Manati, em águas rasas da bacia de Camamu. E no momento estão sendo revistos pela ANP os planos de desenvolvimento dos campos de Marlim, Marlim Leste (segunda revisão em menos de três anos), Albacora, Albacora Leste, todos na Bacia de Campos, e também do campo de Carmópolis, na Bacia de Sergipe.

Juntos, estes campos somam perto de 1,3 milhões de barris dia de óleo equivalente (boe) – abrange a produção diária de petróleo, condensado e gás natural. Ou seja: quase a metade da produção nacional de hidrocarbonetos, que em abril, segundo boletim da ANP, foi de 2,66 milhões de boe/dia.

A revisão dos PDs passou a ser prevista após a quebra do monopólio, como parte dos contratos de concessão, embora não tenha sido mencionada na rodada zero da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada em 1998. Apenas em 1999, na primeira rodada de licitações, a quinta cláusula dos contratos passou a prever a revisão dos planos de desenvolvimento aprovados pela ANP no caso de uma nova descoberta ou de declaração de comercialidade.

Em maio de 2000, a revisão foi instituída definitivamente, além do contrato, pela Portaria 90 da ANP, que estabeleceu o regulamento técnico do plano de desenvolvimento, alinhada com o disposto na Lei nº 9.478, a chamada Lei do Petróleo, de 6 de agosto de 1997.

Além de necessária sempre que houver nova descoberta ou declaração de comercialidade, a revisão visa assegurar o atendimento pleno à legislação, inclusive em termos ambientais, a manutenção ou otimização da produção e ainda garantir a exploração sustentável do campo. “Existe uma série de condições que enseja a revisão de um PD, que pode ser deflagrada tanto pela ANP como pelos concessionários. Entre elas, a alteração na malha de drenagem, acréscimo (novas descobertas) ou redução de número de reservatórios produtores, inclusão de métodos de recuperação melhorada, aumento ou redução da quantidade de instalações produtoras, entre várias outras”, pontua o diretor da ANP, José Gutman, responsável pela superintendência de Desenvolvimento e Produção.

Questionado se parte das revisões realizadas nos últimos anos se deve à queda da eficiência operacional da Bacia de Campos, e, consequentemente, redução da produção, Gutman responde que se trata de uma decisão técnica. “As revisões dos planos de desenvolvimento são situações comuns, já que o conhecimento do campo avança com o tempo, à medida que são adquiridas novas informações oriundas de perfuração de poços, aquisição de dados de produção, estudos geológicos, levantamentos sísmicos etc.”, frisa.

Ele observa que o declínio da produção é um fenômeno natural, observado em qualquer campo de petróleo. “Assim, é no âmbito da análise do PD que a ANP avalia a necessidade de introduzir novos investimentos e/ou estudos, de modo a ensejar a otimização da recuperação dos reservatórios dentro do período contratual”, complementa Gutman.

É nesse contexto que a agência determina algumas ações, que podem variar desde a perfuração de poços de avaliação, poços produtores e injetores, aumento do volume de injeção e até apresentação de estudo para instalação de nova plataforma.

Campos produtores – Das nove revisões realizadas até agora, destacam-se as de alguns dos maiores produtores do país, incluindo o campeão Marlim Sul, com 290 mil boe/dia em abril desse ano, e Roncador, com 261 boe/dia, que ocupa a segunda posição, depois de ter liderado este ranking por anos. Junto com Marlim Leste (128 boe/dia) e Peregrino (76 boe/dia), esses quatro campos que tiveram seus planos revisados respondem por mais de 42% da produção atual total da Bacia de Campos. O que denota a importância dos ativos que estão no foco dessas ações.

Mas as petroleiras que operam esses ativos não se manifestam sobre o assunto, nem mesmo comentam o quanto essa revisão pode elevar os investimentos previstos para o projeto.

Parque das Conchas – As primeiras revisões ocorreram em 2009, foram cinco no total. Foram revistos os planos de desenvolvimento dos campos de Ostra, Abalone e Argonauta (sendo dois reservatórios, B Oeste, ou BO, e O Norte, ou ON), no Parque das Conchas, operado pela anglo-holandesa Shell, com 50% de participação, além da Petrobras 35%, e ONGC 15%.

Projeto emblemático da Shell no Brasil, localizado no antigo BC-10, em profundidades médias de 1.700 metros, o Parque das Conchas é considerado pela multinacional como “um marco no desenvolvimento e na comercialização de óleo pesado, nas operações offshore do Brasil”.

Com uma produção atual em torno de 50 mil barris/dia, realizada pelo FPSO Espírito Santo, unidade flutuante de produção, estocagem e transferência, com capacidade para processar 100 mil barris/dia de petróleo, o Parque das Conchas foi o primeiro do país em que todos os campos são desenvolvidos com base no sistema de separação e bombeio submarinos de petróleo e gás.

A Shell está executando a Fase 2 do projeto, que envolve a perfuração e completação de 11 novos poços e inclui a área de Argonauta ON. A operadora também investiu US$ 14 milhões em um sistema de aquisição de dados sísmicos 4D, capaz de medir e monitorar as mudanças nas condições dos reservatórios e fornecer informações mais detalhadas durante os trabalhos de perfuração.

Marlim Leste – Em setembro de 2009, o campo gigante de Marlim Leste, um dos ativos da Petrobras no chamado complexo Marlim, também teve seu plano de desenvolvimento revisto, quase 22 anos depois de sua descoberta, no início 1987. O ativo está em águas de profundidade entre 780 a 2.000 m, a leste do campo de Marlim e ao norte de Marlim Sul, teve sua área acrescida em 2006, quando passou de 332,4 km2 para 457,7 km2, devido à anexação de novas acumulações. Fato que, por si só, já demandaria uma revisão do PD.

Sexto maior produtor de petróleo do país (115 mil barris/dia pelo boletim da ANP de abril deste ano) e 13º no ranking de produção de gás natural (2 milhões de metros cúbicos/dia), Marlim Leste figura também como o sexto maior no ranking geral. Ou seja: um ativo importante para a Petrobras atingir suas metas.

O plano revisado em 2009 previa a perfuração de 41 poços, distribuídos por três módulos: os dois primeiros, relacionados à P-53, que começou a produzir no final de 2008, previa um total de 19 poços produtores e 12 injetores. O terceiro módulo, referente à Fase II, com o FPSO Cidade de Niterói, completando o sistema definitivo deste campo, previa nove poços produtores de óleo e um de gás natural. A entrada em produção ocorreu em 2009, quando houve a revisão.

No entanto, já está na pauta da ANP a nova revisão. Talvez para aferir como foram equacionadas algumas questões, que eram apontadas em 2009 como “possíveis impedimentos para o escoamento da produção”. No módulo I, havia riscos de obstrução de algumas linhas com parafinas, por conta da baixa temperatura de início do aparecimento de cristais de parafina (TIAC), de 15°C em alguns óleos. O que demandava o uso de linhas com isolamento térmico.

Na fase 2 desse mesmo módulo, previa-se a necessidade de isolamento térmico em todas as linhas de fluxo. Com a utilização do sistema pipe-in-pipe com aquecimento entre o manifold submarino de produção e a P-53, seria possível mitigar não apenas o problema das parafinas, como também o de hidratos.

Também foi considerada a possibilidade de ocorrer incrustações de sulfatos de bário e estrôncio nos poços do Módulo I, razão pela qual a P-53 deveria ganhar uma unidade de dessulfatação para tratamento da água do mar destinada aos poços injetores. No Módulo II, as ações preventivas visavam à inibição de possíveis incrustações de carbonato de cálcio.

Polvo – Em novembro de 2009, foi aprovado o PD revisto do campo de Polvo, então operado pela norte-americana Devon. O campo esteve posteriormente sob o controle da inglesa BP que, pressionada pelos prejuízos crescentes provocados pelo acidente no Golfo do México, em 2010 (uma conta que nunca fecha), vem se desfazendo de ativos. Sua participação de 60% foi vendida à brasileira HRT em 2013. Os outros 40% de Polvo pertencem à dinamarquesa Maersk.

A revisão era necessária uma vez que a área do campo passou de 70,6 km² para 134,19 km² com a anexação de novas descobertas, incluindo a acumulação denominada de Guarajuba, descoberta pela Petrobras em 1994, e as duas feitas pela Devon, em 2001 e 2004. Segundo o plano revisto, as operações de perfuração continuarão a ser feitas por meio da plataforma fixa Polvo A, totalizando com os já perfurados, 20 poços produtores e 1 injetor de água, além de um poço de extensão na área do DEV-9. Outros poços poderão ser perfurados nesta área, a depender dos resultados obtidos: todos eles serão horizontais e terão completações semelhantes.

A HRT aposta no potencial de Polvo, que teria reservas ainda inexploradas, e acredita que é possível reduzir os custos de produção do petróleo pesado, de 18° a 23° API. Com a revisão, a empresa prevê a perfuração de mais dois poços na área, o primeiro deles ainda este ano. Os custos, que seriam compartilhados também com a norueguesa BW Offshore, agora terão de ser integralizados pelas duas sócias: a norueguesa, dona da plataforma FPSO Polvo, desistiu de comprar metade da participação da HRT (30%), mantendo porém o contrato de afretamento, que vai até 2015 e é renovável por mais sete anos.

Peregrino – Depois de dois anos, em março de 2011, uma nova revisão foi aprovada pela ANP. Desta vez de um ativo operado pela petroleira norueguesa Statoil. Essa revisão se deveu, em parte, em razão de novas descobertas realizadas na área, que teve participação da Anadarko até 2008, quando a parceira Statoil adquiriu o controle total do ativo. Hoje, 40% pertencem à chinesa Sinochem.

O sistema é integrado por duas plataformas fixas e um FPSO com capacidade de processamento de 100 mil bbl/dia de óleo, 350 mil bbl/dia de líquidos e 200 mil m3/dia de gás (utilizado na geração de energia da planta). As duas plataformas são equipadas com sondas permanentes, adequadas para realizar os serviços de perfuração ou intervenção em qualquer poço.

De acordo com o plano revisto há três anos, todos os poços (37, dos quais sete injetores) deveriam ser equipados com dispositivo para exclusão de areia. O plano revisto previa também a separação trifásica auxiliada por aquecimento, com uso de separadores eletrostáticos.

O campo, que começou a produzir em abril de 2011 deverá se manter ativo até 2034, quando se encerra o período de concessão. Os risers de produção instalados no leito marinho são aquecidos com água quente para permitir o fluxo do óleo com mais facilidade.

A Fase II, de desenvolvimento da “Área Sudoeste”, foi projetada com base nos resultados obtidos na avaliação, e previa a perfuração de dois poços. A Fase III poderá contemplar poços adicionais com objetivo de aumentar o fator de recuperação e/ou produzir recursos adicionais na “Área Norte” ou na “Área Isolada”.

Descoberto em 2004, o campo vem tendo um desempenho excepcional, sob o comando da norueguesa, que se mostrou capaz de administrar um ativo de tal porte, e de óleo pesado, sem nenhum problema. Tanto que Peregrino, único ativo em produção da Statoil, já a posiciona entre os três maiores operadores do país, ao lado de Petrobras e Shell. E já ultrapassou a anglo-holandesa em alguns momentos. No ano passado, a norueguesa comemorou 50 milhões de barris de óleo pesado produzidos no país.

Manati – Em junho de 2012, foi a vez do campo de Manati, em águas rasas, na bacia de Camamu, na costa do Nordeste brasileiro. O campo, descoberto em outubro de 2000, teve a comercialidade declarada em 2002 e apresentou o primeiro plano de desenvolvimento em 2003, aprovado no ano seguinte.

Um dos maiores campos de gás não-associado do Brasil, respondendo por cerca de 40% das reservas de gás natural da Bahia quando iniciou produção, em 2007, Manati é operado pela Petrobras, que detém 35% de participação, associada à Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), com 45%, sendo os demais 20% divididos igualmente entre a Brasoil e Rio das Contas (comprada pela Geopark).

Em 2009, foi solicitada autorização para implantação de projeto de oferta adicional de gás, que permitiria aumentar a produção para 8 milhões de m³/dia, provocando a revisão do PD em 2012. De acordo com o plano revisto, o campo tem elevada capacidade de entrega e produção consistente de gás natural seco, características operacionais que asseguram baixos custos e elevado retorno. “O desenvolvimento adicional desta área, previsto para 2014, envolverá a instalação de equipamentos de compressão e mais um poço deve ser perfurado em 2015 para extrair as reservas restantes”, prevê o plano revisado.

Campeões na mira – No ano passado, a Petrobras teve revisto o plano de desenvolvimento de seus dois maiores produtores de petróleo e gás do país: Roncador e Marlim Sul. O de Roncador foi o primeiro a ser aprovado, no dia 7 de janeiro de 2013. O campo descoberto em 1996, com quase 400 km² de área, em profundidades que variam de 1.500 a 1.900 metros, tem cinco reservatórios, com óleo de diferentes graus API, e quase 100 poços perfurados. Novas descobertas foram registradas nos quatro anos seguintes. Em 2001-2002, ganhou o primeiro piloto e, no mesmo período, acabou perdendo sua plataforma de produção, a P-36, que afundou após uma explosão em um dos pilares de sustentação.

A Petrobras refez sua estratégia de desenvolvimento do campo, dividindo-a em quatro módulos, que hoje estão sendo concluídos, com a entrada em operação da P-55 (módulo 3), na virada do ano, e da P-62, prevista para este ano.

De acordo com o plano revisto, o escoamento da produção de óleo da P-62 será realizado por meio de navio aliviador, enquanto o gás será transportado por um gasoduto rígido de 12” (diâmetro nominal), de aproximadamente 40 km de comprimento, e trechos de linhas flexíveis de 9” e 11,13” (diâmetros internos), que interligarão o gasoduto rígido à P-62.

Em outubro do ano passado, passou pelo crivo da ANP o novo plano de desenvolvimento de Marlim Sul, que foi negociado na rodada zero. Descoberto em 1994, na área já foram perfurados (até então) 17 poços exploratórios, 84 pilotos e 78 horizontais (produtores e injetores). O desenvolvimento de Marlim Sul está sendo executado em quatro módulos de produção, dos quais três já se encontram implantados. O quarto módulo ainda está sendo estudado, por se tratar de um “projeto pioneiro de produção de óleo extraviscoso em águas ultraprofundas”, conforme está destacado no documento aprovado pela ANP.

Há quatro unidades de produção no campo – as semissubmersíveis P-40, P-51 e P-56, e o FPSO Marlim Sul– , além de ter um par de poços produtores injetores interligados nas unidades P-26 e P-37, do campo vizinho, Marlim. O FSO P-38 (Floating, Storage and Offloading, uma unidade flutuante de armazenamento e escoamento) recebe o óleo produzido na P-40.

Além de transferência por navio aliviador, o sistema de escoamento de óleo de Marlim Sul é composto de dutos de exportação que conduzem parte do óleo produzido para outras unidades, principalmente a Plataforma de Rebombeio Autônoma (PRA-1), distante aproximadamente 50 km das plataformas de produção.

A PRA integra um dos mais importantes sistemas logísticos da Bacia de Campos: o Plano Diretor de Escoamento e Tratamento (PDET), responsável pelo escoamento de parte do petróleo produzido pelos campos de Roncador, Marlim Leste e Marlim Sul. Na PRA-1, as diversas correntes de óleo são misturadas e exportadas para instalações terrestres por navios aliviadores por meio de monoboias e um FSO.

Sob o crivo da ANP estão agora os planos de desenvolvimento de Marlim, Marlim Leste (mais uma vez!), Albacora, Albacora Leste, todos na Bacia de Campos e entre os 20 maiores produtores do país. Também está sendo revisado o plano de desenvolvimento do mais antigo e profícuo campo da Petrobras: Carmópolis, na bacia terrestre de Sergipe. Foi descoberto há mais de 50 anos, constituindo a maior acumulação terrestre do país em volume original de óleo (in place), com 1,7 bilhão de barris.

O campo maduro passou por um processo de revitalização, respondendo hoje por uma produção diária em torno de 20 mil barris, mediante a aplicação de modernas soluções tecnológicas destinadas à recuperação da produção do campo. O que sinaliza que a prática da revisão se aplicará até mesmo aos casos bem sucedidos. Portanto, nada mais é definitivo, muito menos os planos de desenvolvimento.

Por: Bia Teixeira
Fonte: petroleoenergia

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