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Tupi começou a produzir em escala experimental

O dia 1º de maio entrou para a his tóri a da Petrobras, do Brasil e do petróleo no mundo. Nessa data, teve início o Teste de Longa Duração de Tupi e foi extraído o primeiro óleo da Província Pré-Sal na Bacia de Santos. A produção foi direcionada ao FPSO* BW Cidade de São Vicente e foi presenciada pelo ministro das Minas e Energia do Brasil, Edison Lobão; pelo presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo; pela diretoria da Companhia e por sócios da Petrobras no bloco exploratório, representantes da British Gas Group (BG), que detém 25% de participação em Tupi, e da Galp Energia, cuja participação é de 10%.

À tarde, uma amostra do óleo foi entregue ao presidente do Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, em solenidade no Rio de Janeiro. Como costuma ser feito durante a passagem da tocha olímpica pelo mundo, uma miniatura de barril de petróleo contendo o óleo extraído de Tupi foi conduzida por ex-empregados da Petrobras e passou às mãos de líderes de entidades civis e figuras de expressão na música, no futebol e no cinema brasileiros, sucessivamente, até ser entregue ao chefe de Estado.

Foi extraído o primeiro óleo da Província Pré-Sal na Bacia de Santos

A extração do óleo, prospectado a mais de 5.000m do nível do mar, mais precisamente sob lâmina d’água de 2.140m, a 3.000 m de profundidade, no fundo do mar, atravessando uma espessa camada de sal de 2.000m, e a uma distância de 300 km da costa, aproximadamente, marca o início do desenvolvimento da maior jazida de petróleo já descoberta pela Petrobras no Brasil. Afinal, o volume de óleo equivalente recuperável em Tupi foi estimado, preliminarmente, em de cinco a oito bilhões de barris. O óleo é leve, de 28º API, e bastante valorizado no mercado internacional.

Banco de Imagens BW Offshore

A produção de Tupi foi direcionada para o FPSO BW Cidade de São Vicente

“O Teste de Longa Duração de Tupi, em andamento, consiste na produção sequencial dos poços RJS-646 e RJS-660, este último ainda a ser perfurado em 2009, para avaliação da produção de reservatórios carbonáticos, feito ainda sem parâmetros na história mundial; do comportamento de fluidos no reservatório; de danos em poços e do escoamento submarino, entre outros itens, de modo a otimizar o Projeto Piloto e os Sistemas Definitivos previstos para Tupi. Tal avaliação possibilitará um melhor entendimento sobre a distribuição e a geometria dos poços, o tipo de completação necessário e os materiais mais adequados para poços, linhas de produção e risers, assim como o desenvolvimento de melhores sistemas para a interligação de risers com o FPSO. A produção obtida irá para o FPSO BW Cidade de São Vicente, unidade com capacidade de processar até 30.000 barris de óleo por dia e armazenar 350.000 barris de óleo. O teste tem previsão de duração de até 15 meses e faz parte da fase de coleta de informações geológicas e de produção”, explica Alberto Sampaio de Almeida, assistente do gerente executivo da área de Exploração e Produção/Pré-Sal da Petrobras.

Ainda na fase de coleta de informações, terá início, entre outubro e dezembro de 2010, o Projeto Piloto de Tupi, subdividido em duas fases e com capacidade de produção instalada de 100.000 bpd e 5.000.000m³/d de gás. Será o momento, então, de o FPSO BW Cidade de São Vicente ser substituído pelo FPSO Cidade de Angra dos Reis, atualmente em um estaleiro na China, para adaptação e instalação dos módulos da planta de processo.

Na primeira fase do Projeto Piloto, o FPSO Cidade de Angra dos Reis será interligado a cinco ou seis poços produtores, dois injetores de água e um injetor de gás e CO₂. Um gasoduto de 216 km escoará o gás produzido até a plataforma de Mexilhão, de onde seguirá para a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em Caraguatatuba, no estado de São Paulo.

Nessa primeira fase do Projeto Piloto, que se estenderá até 2012, serão testados, na prática, inúmeros itens, mecanismos e procedimentos, a fim de antecipar informações sobre produção, mecanismos de recuperação e escoamento de óleo e integridade de materiais, entre outros tópicos. Assim, será possível haver melhor entendimento do cenário e reduzir riscos nos futuros sistemas de produção.

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Uma amostra do óleo de Tupi foi entregue ao presidente do Brasil (ao centro)

“Nesse período, o desempenho de métodos de recuperação secundária de óleo, tais como a injeção de água, de gás ou alternada de água e gás no reservatório, será acompanhado. A pressão ao longo do reservatório, na vertical e na horizontal, será observada. Diferentes geometrias de poços, isto é, verticais, inclinados e horizontais, por exemplo, serão experimentadas. Distintas formas de estimulação de poço, como a injeção de ácido para dissolver carbonatos e fazer o poço produzir melhor, serão implementadas, para a verificação dos resultados. O escoamento do óleo através de linhas submarinas em baixa temperatura será acompanhado, a fim de se monitorar a eventual deposição de parafinas e a formação de hidratos. A frequência em que será necessário lançar PIGs** pelas linhas anulares, fazendo-os retornar pelas linhas de produção, em looping, de modo a limpá-las, será avaliada. A integridade dos risers de produção e injeção também será testada ao longo do tempo”, detalha o gerente de Concepção e Alinhamento de Projetos da área de Exploração e Produção/Pré-Sal, Antonio Carlos Capeleiro Pinto.

Cuidados especiais também serão tomados para se evitar a liberação de CO₂ oriundo do reservatório produtor para a atmosfera, já que o gás contribui para a formação do efeito estufa e o aquecimento global. “Vamos monitorar a operação da planta de captura e sequestro de CO₂ instalada na plataforma, reinjetar o CO₂ para aumentar a recuperação do reservatório e nos precaver contra a corrosão usando ligas especiais de aço no revestimento e na coluna de produção dos poços, em equipamentos submarinos de produção e em componentes da planta de processo da plataforma”, esclarece Antonio Carlos Capeleiro Pinto.

No ano 2017, Tupi entra na fase final de desenvolvimento

Na segunda fase do Projeto Piloto, que irá de 2012 em diante, o FPSO já operará como sistema definitivo. Nesse momento, entre 2012 e 2017, na Fase 1A do desenvolvimento do Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos, concretizadas as previsões atuais, deverão ser instaladas mais 10 Unidades de Produção no Pólo Pré-Sal, sendo duas Unidades Piloto e oito Unidades do Sistema Definitivo. As Unidades de Produção deverão ser construídas no Brasil, vindo a ser algumas alocadas em Tupi. Seus projetos contemplarão tecnologias consolidadas ou em fase de consolidação. Como incertezas ainda estarão presentes a essa altura, os sistemas de produção serão planejados de modo a garantir flexibilidade às diversas soluções de drenagem dos reservatórios.

Banco de Imagens Petrobras

O óleo de Tupi é leve, de 28º API, e muito valorizado no mercado

O projeto preliminar delineado dos sistemas de produção futuros de Tupi considera a interligação de 20 poços, em média, entre produtores e injetores, a cada Unidade de Produção. “Os poços injetores deverão ter a capacidade de receber água e gás alternadamente, sendo que um ou dois deles poderão ser dedicados à injeção de CO₂. A idéia é iniciar o desenvolvimento com um número menor de poços e, à medida que a produção for declinando, interligar mais poços até perfazer o total previsto. O óleo será escoado por navios aliviadores e, posteriormente, será feito o transbordo para entregar o volume de óleo correspondente às empresas parceiras”, revela Antonio Carlos Pinto.

A fase final de desenvolvimento de Tupi, que integra a Fase 1B do desenvolvimento de todo o Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos e iniciada a partir de 2017, prevê a aplicação intensiva de novas tecnologias e a consideração de soluções não convencionais. Entre estas, o emprego de Unidades de Completação Seca, bombeio multifásico de fundo, sistemas de processamento centralizado de gás e/ou água, injeção de água alternada com injeção de CO₂ em determinadas áreas para aumento da recuperação final de óleo e adoção de gás natural liquefeito embarcado ***. Confirmada a estimativa atual, a produção em todo o Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos deverá totalizar 1.000.000 bpd já por volta de 2017.

Na atualidade, a produção oriunda do Teste de Longa Duração em Tupi limita-se a 14.000 barris por dia, por conta da vazão máxima de produção de gás negociada com a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), a qual consiste em 500.000m³/dia. O óleo produzido é transferido para terminais no continente por meio de navios aliviadores.

A julgar pelo volume recuperável estimado de óleo equivalente de Tupi, que ainda será complementado pelo das jazidas vizinhas no Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos, e pelos desafios vencidos para dar início à produção nesse ambiente, tais como a perfuração de poços localizados abaixo de espessa camada de sal, a produção de óleo em profundidades abaixo de 5.000m e a grande distância em relação à costa, dentre outros, não é exagero dizer que se inicia uma nova era.
Uma era de desafios, que estão sendo enfrentados e ainda surgirão ao longo dos trabalhos na Província Pré-Sal, e de conquistas, obtidas com o talento e a perseverança da força de trabalho da Petrobras e a torcida de todos os brasileiros. Afinal, o governo do Brasil tem participação na Companhia e os feitos da Petrobras são também de todos e para todos os brasileiros.