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Projeto Lula/Iracema | Brasil 
 

A 5.000 metros abaixo do nível do mar e sob uma camada de sal com mais de 1 km de espessura, encontram-se as maiores reservas de petróleo e de gás natural descobertas nos últimos 40 anos. Trata-se do pré-sal, situado na bacia de Santos ao largo da costa brasileira. O principal projeto da Galp na região é o desenvolvimento do campo Lula/Iracema, no bloco BM-S-11.

O projeto Lula/Iracema, no bloco BM-S-11 no pré-sal da bacia de Santos, iniciou a produção comercial em 2010 através da FPSO Cidade de Angra dos Reis, tendo sido instaladas, até o início de 2016, quatro FPSO adicionais.  É esperado o arranque de cinco FPSO adicionais no âmbito do plano de desenvolvimento do campo.

 

A principal prioridade da Galp e dos seus parceiros é assegurar a execução do projeto Lula/Iracema dentro dos prazos e dos custos previstos.

 

No decorrer de 2015, foram alcançados importantes progressos na execução do projeto, com destaque para:

 

i) produção estabilizada em plateau das FPSO #1 e #2 nas áreas de Lula Piloto e Lula Nordeste (NE), respetivamente;
ii) atingido o plateau de produção da FPSO #3, na área de Iracema Sul, 13 meses após o início de produção, e antes do inicialmente previsto;
iii) início antecipado da operação da FPSO #4, na área de Iracema Norte;
iv) execução de medidas de mitigação para garantir a entrega atempada das restantes unidades, nomeadamente das FPSO replicantes;
v) conclusão dos trabalhos de instalação do gasoduto com ligação a Cabiúnas, que deverá iniciar operações durante o primeiro semestre de 2016.

 

Ainda no projeto Lula/Iracema, durante 2015 o consórcio para o bloco BM-S-11, em conjunto com a Petrobras, Petróleo Brasileiro, S.A. (Petrobras) que detém 100% da área da Cessão Onerosa e a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), submeteram à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Acordo de Individualização da Produção, sendo a decisão esperada durante o ano de 2016.

 

Plano de desenvolvimento

 

O plano de desenvolvimento compreende a entrega de um total de 10 unidades FPSO no campo Lula/Iracema, sendo que cinco já se encontram em operação. 

 

 

Unidades FPSO em produção

 

FPSO Cidade de Angra dos Reis  

PROJETO LULA PILOTO – FPSO CIDADE DE ANGRA DOS REIS

A FPSO Cidade de Angra dos Reis (FPSO #1), com capacidade de produção de 100 kbopd, está em operação desde 2010, tendo produzido, durante 2015, de forma estável na sua capacidade máxima.
Na área de Lula Piloto, a produção da FPSO #1 está a operar com cinco poços produtores, e cinco poços injetores, dos quais dois poços de injeção alternada de água e gás (WAG), um poço de injeção de gás e dois poços de injeção de água. No decurso do ano, verificou-se a presença de produção de água num dos poços ligados à FPSO, o poço horizontal P8H. A análise efetuada permitiu concluir que este efeito é resultado da injeção de água no reservatório, dada a elevada permeabilidade da área e a proximidade entre o poço injetor e o poço produtor horizontal. Não obstante este efeito, a FPSO operou de forma estável. Devido à interligação do teste de longa duração (EWT) do Lula Oeste e à conexão de mais um poço produtor, ambos previstos para o primeiro semestre de 2016, é esperado que esta FPSO, se mantenha em plateau pelo menos até 2019, um total de sete anos em plateau.

 

FPSO Cidade de Paraty  

PROJETO LULA NE – FPSO CIDADE DE PARATY

A FPSO Cidade de Paraty (FPSO #2), com capacidade de produção de 120 kbopd, iniciou produção em 2013. Na área de Lula NE estavam, no final de 2015, interligados à FPSO #2 seis poços produtores e cinco injectores, de um total de 14 poços de desenvolvimento dos quais oito são produtores.

 

 

 

FPSO Cidade de Mangaratiba  

PROJETO IRACEMA SUL – FPSO CIDADE DE MANGARATIBA

A FPSO Cidade de Mangaratiba (FPSO #3), com capacidade de produção de 150 kbopd, entrou em operação em outubro de 2014, na área de Iracema Sul.

A unidade atingiu o plateau de produção em novembro de 2015, com a conexão do quinto poço produtor e apenas 13 meses após o início de operação, No final de 2015, estavam interligados à FPSO #3 cinco poços produtores e cinco poços injetores, de um total de 16 poços de desenvolvimento, dos quais oito poços produtores, planeados para desenvolver a área durante o período do projeto.

  

 

PROJETO IRACEMA NORTE – FPSO CIDADE DE ITAGUAÍ

A FPSO Cidade de Itaguaí (FPSO #4), com capacidade de produção de 150 kbopd, entrou em operação em julho de 2015 na área de Iracema Norte.

No final de 2015, a produção da FPSO #4 ascendeu a cerca de 90 kbopd, proveniente de três poços produtores. O plano de desenvolvimento contempla a interligação de 17 poços, dos quais 14 já foram perfurados. 

 

 

 

PROJETO LULA ALTO – FPSO CIDADE DE MARICÁ

A FPSO Cidade de Maricá (FPSO #5), com capacidade de produção de 150 kbopd, entrou em operação em fevereiro de 2016 na área de Lula Alto, através de um poço produtor.

A unidade foi convertida nos estaleiros da China Ocean Shipping Company (COSCO), na China, enquanto os restantes trabalhos de integração foram realizados no estaleiro da Brasa, no Brasil. O consórcio concluiu até ao final de 2015 a perfuração de seis poços produtores e quatro poços injetores de um total de 17 poços de desenvolvimento previstos.

 

 

 

Unidades FPSO replicantes

 

A aplicação do conceito de replicação de uma unidade FPSO, é um conceito inovador na indústria petrolífera, que permite entre outros uma elevada estandardização dos componentes e otimizar os trabalhos de engenharia associados.

 

Das seis unidades replicantes em construção, é esperado que três FPSO sejam alocadas ao campo Lula.

 

As unidades replicantes destinadas ao projeto Lula/Iracema têm entrega prevista a partir de 2017, antecipando-se que sejam alocadas às áreas Sul, Extremo Sul e Norte do campo Lula.

 

Durante o ano de 2015, deu-se continuidade à colocação dos topsides no casco da unidade alocada à área de Lula Sul, no estaleiro da Brasfels, no Brasil, sendo necessária apenas a integração dos módulos de compressão e injeção de CO2 e gás. É de destacar a chegada do casco da unidade prevista para a área de Lula Norte ao estaleiro da Offshore Oil Engineering Co. Ltd (COOEC), na China, onde estão a ser realizados os trabalhos de integração dos topsides. Relativamente à unidade afeta à área de Lula Extremo Sul, prosseguiram os trabalhos de construção do casco desta unidade no estaleiro da COSCO, na China.

 

Durante o ano de 2015, o consórcio adjudicou o contrato para a construção de módulos de compressão e injeção de CO2 e gás, previamente atribuído à IESA Óleo e Gás S.A. (IESA). Desta forma, foram divididos os trabalhos de construção em três partes, tendo sido adjudicada a sua contratação à COSCO e à BJC Heavy Industries Plc (BJC), estando a atribuição de uma terceira parte sujeita à avaliação de desempenho destas empresas.

 

Relativamente ao contrato para os trabalhos de integração da unidade prevista para a área de Lula Norte, os trabalhos foram transferidos para o estaleiro da COOEC durante o segundo trimestre de 2015, como solução encontrada entre o consórcio do bloco BM-S-11 e da Integra Offshore para garantir a sua execução.

 

Infraestrutura de exportação de gás natural

 

Os projetos de desenvolvimento no pré-sal da bacia de Santos são projetados de forma a permitir que o gás natural produzido é injetado no reservatório ou exportado via gasoduto para onshore. Atendendo às características dos equipamentos instalados nas unidades FPSO, nomeadamente a capacidade de compressão e injeção de gás natural no reservatório, e aos poços de injeção previstos nos planos de desenvolvimento, o consórcio tem flexibilidade para gerir a produção, não se esperando restrições relativas ao escoamento do gás natural.

 

A produção de gás natural no projeto Lula/Iracema é parcialmente exportada para onshore, nomeadamente para o abastecimento do mercado doméstico brasileiro, enquanto a restante é reinjetada como forma de manter a pressão no reservatório, sendo esperado um impacte positivo ao nível da gestão do reservatório a longo prazo, aumentando a sua produtividade total durante o ciclo de produção. Os projetos Lula Piloto e Lula NE estão interligados ao gasoduto Lula-Mexilhão, que se encontra em operação desde 2011.

 

Durante o ano de 2015, a Petrobras concluiu o projeto de adequação da plataforma fixa de Mexilhão, o qual teve como objetivo a instalação de um novo riser exclusivo para o gás natural do pré-sal, de forma a ampliar a capacidade da plataforma, a qual passará a atuar como um hub de gás do pré-sal. No segundo semestre de 2017 são esperados novos trabalhos na plataforma com o objetivo de aumentar a capacidade de produção de 7,5 para 10 milhões de metros cúbicos (mm3)/dia.

 

A Galp participa ainda no projeto para o segundo gasoduto que permitirá a exportação de gás natural do pré-sal da bacia de Santos, de forma a permitir uma melhor gestão do escoamento do gás natural produzido na região e aumentando a flexibilidade operacional.

 

Os trabalhos de construção deste gasoduto, com ligação a Cabiúnas, tiveram início em 2014, após a obtenção das licenças necessárias por parte do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA). O gasoduto, que tem uma capacidade de exportação de cerca de 15 mm³ de gás natural por dia, deverá iniciar operações durante o primeiro semestre de 2016, estando já instalado e em fase de comissionamento.

 

Oportunidades de maximização de valor

 

A Galp e os seus parceiros estão comprometidos com a prossecução de oportunidades de criação de valor nos seus projetos, fomentando uma forte cultura de Investigação & Tecnologia (I&T), nomeadamente através da utilização de tecnologia que permita encontrar e desenvolver petróleo e gás, melhorar os processos de produção e reduzir o risco operacional e os custos associados, sendo prioridade de todas as equipas de pesquisa e tecnologia a segurança e fiabilidade dos equipamentos e operações.

 

Neste contexto, os desenvolvimentos tecnológicos realizados no pré-sal têm sido reconhecidos e referenciados, nomeadamente pelo incremento da eficiência conseguida nas operações de avaliação e desenvolvimento, pelas metodologias aplicadas à gestão dos reservatórios e pelos resultados obtidos na otimização da produção.

 

Maior eficiência nas atividades de perfuração e completação

 

Os desenvolvimentos alcançados até à data já permitiram a redução da duração média dos tempos de perfuração e completação dos poços realizados. Em Lula/Iracema, a duração média das atividades de perfuração e completação desceram de 239 dias em 2010 para cerca de 110 dias em 2015, representando um ganho de 46% de eficiência média destas atividades em apenas cinco anos.

 

De facto, o melhor desempenho até à data conseguido pelo consórcio, foi alcançado em 2015 na área de Lula Central, com um poço perfurado e completado em apenas 75 dias.

 

Ainda que exista alguma heterogeneidade entre as áreas onde será necessário realizar os poços, o objetivo do consórcio é reforçar continuamente a curva de aprendizagem de modo a obter ganhos adicionais de eficiência nestas operações.

 

Representando estas atividades um peso expressivo no total de investimentos considerados para o desenvolvimento dos projetos, o consórcio mantém-se focado na melhoria das atividades que permitam o aumento da eficiência das operações. Exemplo destas atividades é a otimização do design dos poços e do planeamento das operações, a redução dos períodos não-operativos, como consequência da maior experiência das tripulações, e a estratégia de utilização de sondas especializadas e alocadas às diferentes fases do poço.

 

Campanha sísmica 4D

 

Em 2015 e após a aprovação concedida pelo IBAMA, o consórcio deu início aos trabalhos de aquisição de sísmica 4D, os quais decorreram durante cerca de quatro meses, sendo previsto que o levantamento dos dados esteja concluído em 2016. Desta forma, será possível aprofundar os conhecimentos relativos à distribuição espacial das características dos reservatórios, com o objetivo de definir as melhores condições e possibilidades de produção, fornecendo informações sobre a variação de saturação de fluidos e pressão ao longo da fase de desenvolvimento, permitindo definir a localização de poços produtores e injetores.

 

Separação de dióxido de carbono associado ao gás natural.

 

Ao longo da fase de desenvolvimento verificou-se, em alguns poços do pré-sal, que a produção estava também associada a CO2, o qual é separado através de um sistema de membranas que separam as moléculas por permeação selectiva. O CO2 separado é reinjetado no reservatório com o objectivo de aumentar a pressão e produtividade, evitando a sua emissão para a atmosfera.

 

Injeção WAG

 

A tecnologia WAG constitui um elemento chave nos esforços do consórcio em explorar o potencial dos mecanismos de recuperação avançada de petróleo. Este processo envolve a injeção de água e gás, alternadamente e durante determinados períodos de tempo, com o objetivo de aumentar a recuperação de petróleo. Em particular, quando o gás injetado é rico em CO2, origina uma redução do óleo residual e uma redução da sua viscosidade facilitando o seu deslocamento para o poço produtor, ao mesmo tempo que se controla a pressão do reservatório. 

 

No projeto Lula Piloto, o processo de injeção WAG foi iniciado em 2013, tendo sido alcançado o recorde mundial de profundidade de injeção de gás.

 

O impacto da injeção WAG deverá ser incorporado na expectativa de recuperação final do petróleo do campo de forma sustentada ao longo dos anos, permitindo uma otimização da gestão do reservatório.

 

Desenvolvimento de risers resistentes à corrosão e fadiga

 

No projeto de Lula NE foram instalados risers rígidos apoiados diretamente na buoyancy supported riser (BSR), os primeiros risers do tipo Steel Catenary Risers (SCR) que utilizam tubos de aço-carbono, internamente revestidos com uma camada resistente à corrosão. Estes risers foram instalados pelo método de carretel, com a vantagem de instalar a uma velocidade superior à dos métodos convencionais.

 

Já na área de Iracema Sul, foi instalado um riser flexível a 2,2 km, a maior profundidade registada, composto por um tubo multicamada, ou seja, constituído por partes em material metálico e partes em material polimérico, tendo passado por um desenvolvimento específico de forma a resistir à corrosão.

 

De destacar que a experiência conseguida até à data tem demonstrado que as especificações e tecnologias consideradas nos risers utilizados nos projetos em desenvolvimento pelo consórcio BM-S-11 têm vindo a permitir um aumento da sua vida útil, para lá do que inicialmente foi considerado na sua certificação, o que poderá representar ganhos futuros nas operações de manutenção das áreas em produção.

 

Otimização dos sistemas de instalação de risers

 

No projeto Lula/Iracema, o consórcio procura otimizar a instalação de risers, nomeadamente através da utilização do sistema de utilização em catenária livre. Este sistema tem como objetivo a diminuição do nível de tração no topo, através da utilização de flutuadores distribuídos num intervalo central que fazem com que o sistema assuma uma forma ondulada e a secção inferior do riser permaneça em catenária, apoiado no fundo do mar. Os flutuadores aliviam a tração no topo do riser e diminuem a movimentação no ponto de contacto com o solo, aumentando a vida útil do riser e evitando a compressão dinâmica.

 

Tecnologia pioneira de separação subsea

 

A Galp e os seus parceiros têm estudado o desenvolvimento de tecnologia de separação subsea de petróleo e gás natural, a qual permitirá reduzir custos e aumentar a produção. Este tipo de tecnologia pioneira, permitirá que ao separar o petróleo e água ainda no fundo do mar, esta pode ser reinjetada no reservatório, reduzindo o número de equipamentos utilizados à superfície nas unidades de produção, diminuindo assim os respetivos custos operacionais.



Atualizado em: 01 Abr 2016

Ação Galp Energia

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