A diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Solange Guedes, apresentou um panorama do pré-sal no almoço-palestra “Pre-Salt: What Has Been Done So Far and What is Coming Ahead” (“Pré-sal: o que já foi feito e o que vem pela frente”), nesta terça-feira (5/5), na Offshore Technology Conference 2015, em Houston (EUA). Solange mostrou a evolução dessa nova fronteira, os desafios que foram superados e a previsibilidade dos resultados alcançados, além de ressaltar a viabilidade financeira do pré-sal.

“Nós podemos garantir que o pré-sal é viável com um custo de produção de nove dólares por barril. Se considerarmos que duas unidades de produção ainda não estão produzindo com sua capacidade total, o custo de produção será menor ainda. A eficiência operacional em torno de 92% contribuiu significativamente para atingirmos estes baixos custos”, afirmou.

A diretora ressaltou que a produtividade do pré-sal excedeu as expectativas. Atualmente, a média de produção no pré-sal da bacia de Santos ultrapassa 25 mil barris de petróleo por dia (bpd). Cinco poços produzem, cada um, mais de 30 mil barris por dia. E os campos de Sapinhoá e Lula possuem poços em que a média de produção pode atingir 40 mil barris por dia.

“Esses números com certeza irão contribuir para a redução de poços em nossos futuros projetos do pré-sal, o que será um grande benefício para a redução de custos”.

Juntamente com os parceiros, a Petrobras desenvolveu tecnologias que fizeram a produção do pré-sal técnica e economicamente viável. Como resultado, o número de plataformas produzindo no pré-sal chegou a 13, com a entrada em operação, hoje, de mais uma unidade, o FPSO Cidade de São Vicente, para um teste de longa duração na área da Cessão Onerosa.

“Para conquistar o pré-sal nós investimos intensamente em tecnologia.” A superação dos desafios alcançada com o desenvolvimento de tecnologias inovadoras levaram a Petrobras a receber o prêmio da OTC em reconhecimento por suas conquistas na produção do pré-sal.

A estratégia bem sucedida para alcançar resultados será mantida: desenvolvimento de novas tecnologias, aceleração da curva de aprendizado e padronização de equipamentos. “Continuaremos impulsionando a inovação. Mais do que nunca, precisamos de tecnologia orientada para otimização”.

Traçando um breve histórico, Solange lembrou que o desenvolvimento do pré-sal da bacia de Campos foi mais rápido, uma vez que já havia infraestrutura, com a primeira produção comercial em 2008. Já na bacia de Santos, os desafios foram bem maiores: não havia infraestrutura instalada, os reservatórios estão localizados em profundidades de água que chegam a 2.500 metros, com camada de sal de 2 mil metros de espessura e reservatórios em profundidades totais de até 7000 metros. “Trabalho árduo, intenso planejamento, disciplina, estratégia, trabalho de equipe, com foco e determinação, foram fundamentais”, declarou Solange Guedes.

Estratégia de desenvolvimento integrado de produção

Em palestra de abertura da sessão técnica “Pre-Salt: 8y Journey from the Wildcat Well to more than Half-million Barrels per Day" ("Pré-Sal: Jornada de 8 Anos desde o Poço Pioneiro até mais de Meio Milhão de Barris por Dia"), realizada na manhã desta terça-feira,  Anelise Lara, Gerente Executiva de Libra, falou sobre a estratégia de desenvolvimento do pré-sal.

Anelise destacou que, menos de cinco anos depois do projeto piloto de Lula entrar em produção, a Petrobras já alcançou mais de 700 mil barris de petróleo por dia no pré-sal. “Essa é uma conquista significativa se compararmos com outras províncias de petróleo offshore ao redor do mundo”, ressaltou. O cenário promissor com as descobertas se mostrou uma oportunidade para implementar uma estratégia de Desenvolvimento Integrado de Produção. “A integração mostrou ser crucial para acelerar projetos e buscar redução de custos”.

A abordagem garantiu um processo de planejamento e execução continuados, desde a fase de exploração. As etapas incluíram a aplicação de testes de longa duração, para aquisição de dados sobre a dinâmica dos reservatórios, e a implementação de projetos-pilotos, para testes de diferentes configurações de poços.

Dez tecnologias pioneiras

A sessão sobre pré-sal contou com outras seis apresentações de executivos da companhia sobre as tecnologias desenvolvidas, como a boia de sustentação de risers (BSR), o sistema de completação inteligente para gerenciamento de reservatórios, e os sistemas de separação e reinjelção de CO2.

Foram detalhadas as 10 soluções tecnológicas, decisivas para o sucesso da implementação dos projetos do pré-sal, e que levaram a Petrobras a ser premiada com a OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, and Institutions, reconhecimento mais importante que uma empresa de petróleo pode receber como operadora offshore.

Confira as 10 soluções tecnológicas premiadas:

1 – Primeira boia de sustentação de risers (BSR) – Boia que sustenta as tubulações que conduzem o petróleo ou o gás do poço no fundo do mar até a plataforma, aliviando a carga sobre esta. Permite a instalação dos risers antes mesmo da chegada da plataforma de produção.

2 – Primeiro riser rígido desacoplado em catenária livre - steel catenary riser (SCR) - Tubulação rígida que leva o petróleo ou gás do poço às plataformas de produção.

3 – Mais profundo steel lazy wave riser (SLWR), a 2.140m (a ser instalado no primeiro trimestre de 2015) - Outro tipo especial de tubulação por onde passa a produção de petróleo e gás dos poços até a plataforma, também instalada em águas mais profundas.

4 – Mais profundo riser flexível, a 2.140m - Tubulação que transfere o petróleo ou gás dos poços no fundo do mar para as plataformas de produção. Esta é a tubulação flexível em maior profundidade de água já instalada.

5 – Primeira aplicação de risers flexíveis com monitoramento integrado – Sistema que monitora em tempo real, pela primeira vez na indústria e através de fibras ópticas, a integridade da tubulação flexível que transfere óleo e gás do poço até a plataforma.

6 – Maior profundidade de água (2.103m) onde foi perfurado poço utilizando a técnica de pressurized mud cap drilling (PMCD) em sonda de posicionamento dinâmico - Poço em águas mais profundas já perfurado com a utilização desta técnica que é mandatória em cenários de perda severa de circulação durante sua construção.

7 – Primeiro uso intensivo de completação inteligente em águas ultraprofundas - Esta tecnologia permite a otimização do gerenciamento dos reservatórios, garantindo a seletividade de dois ou mais horizontes produtores atravessados pelo poço.

8 – Primeira separação de CO2 associado ao gás natural em águas ultraprofundas - 2.200 m - com injeção de CO2 em reservatórios de produção - Esta tecnologia permite separar o CO2 do petróleo e do gás natural, reinjetando-o nos reservatórios através de poços especiais, chamados poços de injeção, visando aumentar a produtividade dos poços.

9 – Mais profundo poço de injeção de gás com CO2 - 2.200m de lâmina d'água - Com esse poço a Petrobras bateu o recorde de profundidade de poço para injeção de CO2, visando evitar a emissão de CO2 e elevar a produção de petróleo e gás natural.

10 – Primeiro uso do método alternado de injeção de água e gás em águas ultraprofundas - 2.200m - A injeção de água e gás é utilizada para aumentar a produtividade dos reservatórios de petróleo e gás, mantendo-os pressurizados.