ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS NO BRASIL

ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS NO BRASIL

OS PRÓXIMOS PASSOS PARA ALCANÇAR 3000 METROS

O Brasil, em 15 anos de atividades pioneiras da companhia estatal Petróleo Brasileiro SA. (Petrobras), assumiu a liderança mundial na tecnologia de perfuração e produção em águas profundas e ultraprofundas, tendo estabelecido seguidos recordes mundiais de profundidade. A companhia está se posicionando para ir ainda mais fundo, lançando o terceiro programa de inovação tecnológica em águas profundas da série PROCAP.

Em 31 de agosto de 2000, a Petrobras estabeleceu um novo recorde de produção, de 1.346.099 barris/dia, com a seguinte distribuição: 18% em terra, 21% em águas rasas e 6 1% em águas profundas. A companhia planeja aumentar esta última parcela para cerca de 75% em 2005, através do desenvolvimento dos campos de Roncador, Espadarte, Marlim, Marlim-Sul, Bijupirá,Salema, Frade e Albacora Leste.

Para aumentar sua produção, a Petrobras necessita desenvolver seus campos em águas profundas o ultraprofundas, motivo pelo qual está engajada em um amplo esforço exploratório.

Em julho de 2000, a Petrobras detinha as concessões de 72 campos no Brasil. Cerca de 62% deles estão localizados em águas ultraprofundas (mais de 1.000m). Pôr esse. motivo, a empresa vem aumentando, nos últimos anos suas atividades de perfuração exploratória em águas cada vez mais profundas. Atualmente, está empregando 6 sondas em profundidades superiores a 1.500 metros para a perfuração de poços exploratórios, muitos deles pioneiros, tendo concluído no ano passado um na profundidade recorde de 2.777 metros.

Ademais, suas reservas em águas ultraprofundas representam 75% das reservas totais. Conseqüentemente, o necessário desenvolver e estender tecnologia que permita a produção de óleo e gás, de modo lucrativo, nessas profundidades.

Desse modo, a Petrobras lançou o PROCAP-3000, com o objetivo de prover soluções tecnológicas que: 

1. Contribuam para viabilizar, técnica e economicamente, a produção de Marlim Leste e Albacora Leste e das próximas fases de Roncador e Marlim-Sul; 
2. Viabilizem a produção de novas descobertas em lâminas d'água até 3.000m; 
3. Possibilitem a redução dos investimentos em desenvolvi mente dos projetos de produção, no Brasil e no Exterior, em lâminas d'água superiores a 1.000m; e
4. Contribuam para a redução do custo de extração dos campos em produção.

Inicialmente, o PROCAP-3000 será desenvolvido através de 19 projetos sistêmicos focalizando as principais tecnologias consideradas de importância estratégica para os cenários de atuação da companhia em águas ultraprofundas.

Tecnologias a serem focalizadas pelo PROCAP- 3000

O PROCAP-3000 irá abranger as tecnologias aqui descritas. Espera-se que elas promovam mudanças que reduzam os custos da indústria, tornando viável o desenvolvimento de uma grande parte dos campos em águas profundas no mundo.

Tecnologia de poço

Poços multilaterais, de grande alcance e de trajetória complexa - Os avanços na tecnologia de perfuração, como os poços multilaterais em profundidades de 2.000m a 3.000m, são boas alternativas para a drenagem homogênea de reservatórios a partir de uma unidade flutuante de produção. A tecnologia de poços multilaterais permitirá a produção de que o nível de 2 ou mais do reservatório, reduzindo o número de poços necessários para a drenagem do reservatório, tomando lucrativos campos marginais não-econômicos.

Os poços de longo alcance podem ter, em águas profundas, o mesmo sucesso obtido em terra e águas rasas. Realmente, poços de longo alcance em águas profundas possibilitam atingir objetivos remotos no reservatório, reduzindo a probabilidade de formação de hidratos e depósito de parafina devido ao excelente isolamento térmico e a conseqüente redução da perda de calor, mantendo elevada a temperatura do fluido. A Petrobras planeja perfurar, este ano, um poço de longo alcance no campo de Marlim-Sul; o poço terá 4.700 metros de afastamento horizontal e 500 metros de seção horizontal e será perfurado em 1.150 metros de lâmina d'água.      

A Petrobras está examinando, agora, um novo conceito de projeto de poço visando a conexão de 2 ou mais poços de longo ou médio alcance a um poço de alta inclinação e "baixo" (menor) afastamento. Nessa configuração, o reservatório será drenado através do poço de baixo afastamento e as seções superiores dos poços seqüenciais serão lacradas (abandono temporário); isso permitirá atingir reservatórios localizados a longa distância da unidade de produção usando recursos e condições "normais" de perfuração e reduzir, ou mesmo evitar, o uso de linhas flexíveis e os investimentos necessários, bem como melhorar as condições de fluxo em águas ultraprofundas.

Poços de alta vazão – Atualmente diversos projetos de desenvolvimento, para tornarem-se economicamente atrativos, requerem que o nível de produção seja elevado. O aumento da produção através do aumento do número de poços é uma solução que reduz a taxa de retorno devido aos elevados investimentos com a perfuração de poços adicionais. Outra solução é o aumento da produtividade dos poços reduzindo, por conseguinte, a quantidade de poços  necessária para que seja atingido o nível desejado de produção. Conseqüentemente, o principal objetivo é viabilizar economicamente os poços de alta vazão. As seguintes tecnologias serão focalizadas:

-          Poços horizontais de grande diâmetro,       

-          Produção pelo revestimento anular,   

-          Poços multilaterais de grande diâmetro

-          Escoamento em geometria anular e em grandes diâmetros

 Poços submarinos com fluidos leves e/ou sub-balanceados – A perfuração sub-balanceada implica a produção de óleo e/ou gás simultaneamente à operação de perfuração, o que muda completamente o modus operandi dessa atividade. Atualmente, os poços sub-balanceados estão limitados às locações em terra ou offshore a partir de plataformas fixas.O principal objetivo deste projeto é

possibilitar a perfuração e completação de poços utilizando flui­dos leves e, progressivamente, atingir o modo sub-balanceado, a partir de unidades flutuantes. Nessas unidades, o desafio consiste em manejar com segurança os hidrocarbonetos no ríser de perfuração, que não foi projeta­do especificamente para esse propósito. Após a perfuração com fluido bifásico, o próximo passo será a perfuração de poços sub­balanceado em um reservatório de baixa energia. Diversos equipamentos foram projetados e testados para a per­furação bifásica a partir de uma unidade flutuante, incluindo um separador compacto, sistema de controle automático, cabeça rotativa especial instalada no topo do riser, linhas específicas de retorno de lama e todo os demais itens necessários à segurança das operações. 

Completação Inteligente – Um sistema de completação inteligente permite ao operador monitorar e controlar, em tempo real, a produção de hidrocarbonetos a partir de múltiplas zonas de uma única perfuração ou de ramificações de um poço multi-lateral. Além de evitar intervenções, a completação inteligente pode otimizar o desempenho dos poços e maximizar a recuperação de reservas, graças à possibilidade de gerenciamento de todo o reservatório e não apenas do poço. A Petrobras; está examinando a possibilidade  de testar esta tecnologia  no campo de Roncador e em um poço multilateral de injeção de água na área do RJS-396, em 2000.

Elevação artificial

Gas-Lift ou bomba elétrica submersa - O uso de artificial continuará sendo necessário em poços submarinos, especialmente em águas profundas. Devido a seu amplo campo de aplicação, com mais de 60% da produção dos poços submarinos, e considerando que a tecnologia já usada em terra e em águas rasas pode ser aplicada com bons resultados (confiabilidade) em águas profundas, o gas-lift é considerado o método padrão de elevação artificial. Contudo, a necessidade de melhoria do desempenho da tecnologia atual é um fato. Mesmo pequenos aumentos no desempenho irão resultar numa grande quantidade de óleo produzido. Além do gas-lift, outra importante opção pode ser o uso de bombas elétricas submersas (BCSS). A escolha de um desses métodos depende das características específicas dos fluidos produzidos, do desempenho do reservatório e do arranjo de desenvolvimento, do campo. Mas a associação de métodos de elevação artificial (métodos mistos), melhorando o desempenho geral, pode ser um fator-chave em águas profundas. Por exemplo, gás-lift na base do ríser associado a sistemas de elevação (como uma BCSS) podem ser usados na produção de poços a grande distância da plataforma, uma vez que o fluxo com menor  fração de gás é mais eficiente em dutos horizontais.      

Sistemas submarinos de separação e injeção - A maioria dos campos em águas profundas produz (ou irá produzir) água. À medida que aumenta a profundidade, o custo de elevação de quantidades cada vez maiores de água produzida pode se tomar proibitivo, Nesse sentido, esforços têm sido dedicados à pesquisa de tecnologia que possibilite a separação, no fundo do mar, de óleo e água, seguida pela reinjeção da água produzida em um reservatório apropriado.          

 Sistema de bombeamento multifásico submarino -  Este sistema é considerado vantajoso em certos casos, em águas profundas onde a instalação e operação de plataformas de produção são inviáveis do ponto de vista econômico. Seu uso, quando devidamente desenvolvido, é visto como positivo, permitindo a antecipação da produção em água profundas. A Petrobras está desenvolvendo um protótipo completo  em conjunto com Westinghouse,Leistritz, Kvaemer, Tronic e Pirelli através de um acordo de cooperação tecnológica. O sistema está sendo projetado para 1.000 metros de profundidade, possuindo inúmeras inovações na área submarina, e será instalado no campo de Marlim, a 660 metros de profundidade, no primeiro trimestre de 2001. 

Garantia de escoamento - A formação de depósitos orgânicos continuará sendo um grande problema devido às baixas temperaturas de fluxo em águas profundas. Alternativas para a mitigação desse fenômeno, tais como inibidores (químicos, termoquímicos e mecânicos), isolamento térmico e aquecimento elétrico – têm sido exaustivamente analisadas pela indústria. Essas técnicas de­verão continuar a ser refinadas para longos tié-backs e linhas de diâmetro variável. Métodos avançados para a predição de taxas de deposição de parafina em dutos de escoamento multifásicos são instrumentos necessários para a análise técnica e econômica.

O bloqueio de linhas e equipamentos por hidratos pode se tomar inevitável devido às altas pressões e temperaturas prevalecentes nos sistemas de produção. Tendo em vista que a maioria dos campos em águas profundas irá, algum dia, apresentar produção de água (aumentando com o tempo), o custo de injeção de inibidores termodinâmicos convencionais irá, provavelmente, se tornar proibitivo. Os inibidores cinéticos parecem ser a melhor solução, por conseguinte maiores esforços de pesquisa devem ser alocados a essa nova tecnologia, especialmente no sentido de baixar o seu custo. Métodos de correção, inclusive localização e remoção de bloqueios devem ser trabalhados.

Conclusões

Para a Petrobras, essas são as principais linhas tecnológicas a serem desenvolvidas, especialmente para o cenário da Bacia de Bacia de Campos. Com a perspectiva de novas descobertas em águas ainda mais profundas, essa área deverá continuar sendo usada como um laboratório em escala real para o desenvolvimento e aplicação das novas tecnologias, a médio e longo prazos. Pode-se dizer que, hoje, a tecnologia para produção em até 2.000 metros de profundidade já está disponível. Contudo, ainda existem desafios a serem vencidos para chegar à marca de 3.000 metros. A experiência operacional acumulada pela Petrobras e seus parceiros ao longo de mais de 15 anos, a existência de uma rede brasileira de conhecimento em águas profundas, a ampla infraestrutura disponível, na Bacia de Campos, e o sucesso dos programas tecnológicos fornecem as ferramentas e a confiança necessárias para vencer tais desafios. Cabe destacar que o verdadeiro objetivo empresarial é a utilização da tecnologia de modo a viabilizar a produção bem como aumentar a atratividade econômica do desenvolvimento da produção nessas profundidades.

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