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• Nordeste
• Iniciou-se em 1968, em Sergipe no Campo de Guaricema;
• Lamina d’água de cerca de 30 metros
• Aplicação de técnicas convencionais da época para campos de médio porte (principalmente no Golfo do Mexico - EUA e Mar do Norte - Noruega);
• Plataformas Fixas de Aço, cravadas através de estacas; • Projetadas somente para produção e teste de poços;
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• Depois ligados a uma estação de separação e tratamento de fluidos localizados em terra. • Primeiras Plataformas
• Caioba, Camorim e Dourado – todas com poucas variações;
• Tipo padrão com quatro pernas; • Convés duplo;
• Guias para até seis poços;
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• Primeiras Plataformas
• Caioba, Camorim e Dourado – todas com poucas variações;
• Tipo padrão com quatro pernas; • Convés duplo;
• Guias para até seis poços;
• Sistema de teste de poços e de segurança • A perfuração e a completação dos poços eram
executadas por plataformas Auto-elevatórias juntas as plataformas fixas;
• Posteriormente por Sondas Modulares instaladas diretamente no convés superior das plataformas e assistida por navio tender
;
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Histórico da Atividade de Exploração
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• Com o aumento da Atividade (Alagoas, Rio Grande do Norte, Ceará);
• Inicia-se o desenvolvimento de projeto de plataforma que atendesse às características de desenvolvimento dos campos;
• Resultou-se em três projetos de plataformas fixas distintas;
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• Conhecidos como plataformas de 1º , 2º e 3º famílias; • 1º Família - até 2000 barria/dia e 15 m • até 6 poços de produção;
• Laminas d’água de até 60 m;
• Pequeno módulo para acomodação de pessoal;
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• 2º Família - até 10.000 barris/dia e 20 m • até 9 poços de produção;
• Separação primária dos fluidos; • Sistema de transferência de óleo; • Sistema de teste de poços;
• Sistema de Segurança; • Sistema de Utilidades
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• 3º Família – até 30.000 barris/dia e 50 m • Concepção mais complexa;
• Perfuração e completação de até 15 poços;
• Facilidades de produção continham: teste, separação, tratamento e transferência de fluidos)
• sistema de compressão de gás; • Sistema de recuperação secundária; • Sistema de segurança
• Sistema de Utilidades
• Galerias técnicas (bombas de transferências, sistema de lastro e tratamento/descarte água);
• Grande sistema para acomodação de pessoal (técnicos, administrativos, atividades extras)
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• A crise do Suez (1956) e mais tarde a criação da OPEP – Organização dos Paises Exportadores de Petróleo (Arábia Saudita, Argélia, Catar, Emirados Árabes
Unidos, Indonésia, Irã, Iraque, Kuwait, Líbia, Nigéria e a Venezuela;
• Crises do Petróleo (1973 e 1977), viabilizaram a
tecnologia de produção de petróleo offshore em várias regiões do planeta;
• Nesta época a produção de petróleo no Brasil era de 170.000 barris de petróleo;
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• Bacia de campos – Primeiras
descobertas (1977)
• Atualmente maior província petrolífera do Brasil, localizada na parte marítima do estado do Rio de Janeiro.
• 1º descoberta: Campo de Enxova (1977), em lâmina d’agua de 120 metros
• Novo Conceito: Sistema Antecipado de Produção
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• Novos Conceitos:
• Sistema Antecipado de Produção (SAP)
• No inicio era realizado para minimização do investimento e do risco devido.
• Consiste em antecipar a produção de alguns poços;
• Realizar teste em outros poços afim de estimar com maior precisão o comportamento do campo
• SAP – Fase 1
• Utilização de uma plataforma de perfuração semi-submersível (Sedco-135D) equipada com:
• uma planta de processamento simples
• Arvore de natal seca (EZ) suspensa pela plataforma de perfuração, dentro BOP e do Riser
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• O óleo e gás são separados e o gás queimado.
• O óleo processado é transferido através de mangueira flutuante para navio tanque ancorados nas
proximidades, ligado ao um sistema de ancoragem de quatro pontos
• O óleo e gás são separados e o gás queimado.
• O óleo processado é transferido através de mangueira flutuante para navio tanque ancorados nas
proximidades, ligado ao um sistema de ancoragem de quatro pontos
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Histórico da Atividade de Exploração
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• 2º Fase – Sistema “definitivo”
• Semi-submersível, Penrod-72, Também de perfuração convertida em plataforma de produção;
• Utilização de uma arvore de natal “molhada” (189 m); • Produção fluia através de um sistema de linhas flexiveis
de linhas de escoamento e riser
• O óleo processado dos poços era transferido até uma monobóia a ancorada por um sistema de pernas e
caternária.
• Utilização de umbilicais de controle para realizar a cominicação entre a arvore e a plataforma;
• Existência de linhas de escoamento e riser flexiveis ligando Sedco-135D e Penrod-72, otimizando a produção do campo
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• O óleo processado dos poços era transferido até uma monobóia a ancorada por um sistema de pernas e
caternária.
• Utilização de umbilicais de controle para realizar a cominicação entre a arvore e a plataforma;
• Existência de linhas de escoamento e riser flexiveis ligando Sedco-135D e Penrod-72, otimizando a produção do campo.
• Conclusões:
• Foi o SAP que permitiu antecipar a produção, e ao mesmo tempo, fornecer dados detalhados sobre o reservatório;
• Esses dados foram utilizados em um sistema de produção permanente;
• Possibilitando a utilização dos sistemas antecipado “flutuantes” em novos sistemas de produção.
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• Transformação de unidades de perfuração, principalmente as semi-submersíveis e unidades flutuantes de produção.
• Devido a distância entre os campos e o litoral os sistemas de plataforma fixa e tubulações rígidas não eram economicamente viáveis.
• Experiências posteriores
• Utilização de navios como sistema de produção flutuante;
• Marco na atividade offshore mundial;
• Um navio com 8 poços de completação seca, manifold e câmaras atmosféricas - Produção
• Navio para processamento de óleo com sistema de transferência – Processamento
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• Todo o sistema interligado com linhas flexiveis • Áreas de Desenvolvimentos Tecnológicos
• - Sistema definitivo de produção – Plataformas Fixas: • Projeto, fabricação, transporte, instalação e
montagem
• Plataformas Centrais
• - Fixas, cravadas por estacas com 8 pernas para perfuração e produção de poços;
• - Equipadas com plantas completas de processo da produção, sistema de tratamento e compressão de gás; • Sistemas de segurança e utilidades e comodação de
pessoal
• Capacidade de produção 95.000 a 200.000 barris/dia
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• Plataformas Satélites:
• - Semelhantes às plataformas centrais,
• - Planta de processo apenas com separação primária dos fluidos produzidos;
• Capacidade 50.000 a 63.000 barris/dia
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• Desenvolvimento do Pólo Nordeste
• Campos de Pargo, Carapeba e Vermelho
• Utilização de bombas elétricas submersas
(ESP);
• Completação e perfuração de aproximadamente
120 poços, com ESP
• 5 plataformas satélites de produção,
• 1 plataforma central geminadas (1 para planta
de processo outra para utilidades);
• Lançamento de 70 km linhas de escoamento e
50 km de cabos elétricos de força submarinos
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• Novas Descobertas
• Marimbá (1985), Barracuda (1987), Caratinga (1989) e Roncador (1996)
• Utilização do conceito de Teste de Longa Duração (TLD)
• Teste de vários poços, instalação de produção de pequeno porte, teste de sistema de elevação, comportamento da planta de processo
• Limite para o uso de mergulhadores
• Demandara o tecnologia pioneira para o tipo de desenvolvimento de produção
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• Grandes projetos de semi-submersível e de FPSO (reaproveitamento de navios petroleiros)
• Produção: a partie de 2002
• 94 poços de produção e 51 de injeção
• 500.000 mil barris e 5,9 milhões de m3/dia de gás
• Grandes projetos de sistemas Definitivo. Ex: P-43 FPSO Caratinga e P-48 PFSO Barracuda
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