Foi preciso enfrentar desafios na exploração em águas profundas e em águas ultraprofundas no Brasil, pois era o único meio de alcançar níveis de produção compatíveis com as necessidades da Empresa. Assim iniciaram programas tecnológicos que permitiram a Petrobras desenvolver-se nesses campos.

Dando continuidade aos programas anteriores, o PROCAP-3000, Programa Tecnológico da Petrobras para Sistemas de Exploração em Águas Ultraprofundas em até 3.000m, surge com o objetivo de fornecer soluções tecnológicas de apoio à produção e a redução dos custos de produção.

Coordenador do Procap:
PhD Jacques Braile Salies
Email: salies@petrobras.com.br

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A Importância da Produção em Águas Profundas para a Petrobras

No final de 2002, a Petrobras provou que as reservas de petróleo e gás chegavam a 11.01 bilhões de barris de óleo equivalente, de acordo com a metodologia SPE. É importante mencionar que 46.0% do total estão localizados em profundidade de água de 400 a 1.000 m e 29.9% em profundidade de água com mais de 1.000 m, ou seja, mais de 75% de todas as reservas se encontram em águas profundas e ultra-profundas.

Refletindo essa distribuição, nossa produção em águas profundas e ultraprofundas tem aumentado sistematicamente de 1.7%, em 1987, até mais de 66%, em 2002, da produção média anual, conforme mostrado na Figura 1. Em 14 de março de 2003, a produção de óleo diária doméstica mais alta da Petrobras foi de 1.640.509 bopd (figura 2), sendo 64% também de águas profundas e ultraprofundas. Essas cifras colocam a Petrobras como maior produtora em águas profundas do mundo.

Águas Profundas:
PROCAP - Programa Tecnológico da Petrobras para Sistemas de Exploração em águas de lâmina d'água entre 400m e 1.000m.
Águas Ultraprofundas:
PROCAP 2000 - Programa Tecnológico da Petrobras para Sistemas de Exploração em águas de lâmina d'água entre 1.000m e 2000m.
PROCAP-3000 - Programa Tecnológico da Petrobras em Sistemas de Exploração em Águas Ultraprofundas para atingir, entre outras metas, a viabilização da produção de novas descobertas em profundidade de água de até 3.000 metros.

A empresa planeja alcançar uma produção de 1,9-milhão de bopd em 2006, com cerca de 70% provenientes de águas profundas e ultraprofundas.5

Além disso, é provável que a maioria das novas descobertas estarão localizadas em águas ultraprofundas. A Petrobras tem cerca de 65% da área de seus blocos exploratórios offshore em profundidades de água de mais de 400 m. Em conseqüência, nos últimos anos, a empresa tem aumentado suas atividades de perfuração exploratória em águas cada vez mais profundas.



A evolução da Exploração da Bacia de Campos
As atividades de exploração na Bacia podem ser divididas em 4 fases separadas por importantes eventos exploratórios. O primeiro começou em 1968, com levantamentos de reconhecimento gravimétricos e sísmicos e continuou até 1974, resultando em 13 poços pioneiros perfurados e aproximadamente 12.000 km de sísmica 2-D. Esta fase foi caracterizada pelo uso modesto da sísmica 2-D com a tecnologia disponível na época e processamento convencional extremamente básico.

As primeiras descobertas e a confirmação dos primeiros modelos de exploração levaram ao reconhecimento do alto potencial petrolífero da Bacia. Assim, em 1974, uma segunda fase exploratória começou seguindo a primeira descoberta. As atividades exploratórias incluíram a perfuração de 434 poços (dos quais 345 exploratórios), um aumento substancial nas atividades de levantamento sísmico com produção de imagens em 3D e, após 1978, os primeiros levantamentos sísmicos com produção de imagens em 3D já feitos no Brasil. O resultado dessa s fase foi 27 novos campos e acumulações descobertos.

Um modelo inicial bem estabelecido de acumulação influenciou o sucesso da exploração após as primeiras descobertas. O emprego sistemático da sísmica 3-D em conjunto com a alta qualidade dos dados sísmicos representou um avanço importante na Bacia, otimizando as fases de exploração e desenvolvimento ao reduzir de forma substancial os custos e riscos.

A terceira fase exploratória foi iniciada pouco após a descoberta dos gigantescos campos em águas profundas de Albacora (em 1984) e Marlim (1985), com ênfase na sísmica 3-D. Esta fase, que se estendeu até o final da década de 80, se caracterizou pelo aumento substancial da aquisição sísmica com utilização de imagens em 3D empregando navios multifonte e multicorrente, incluindo software específico de aquisição que minimizou os custos e proporcionou melhor cobertura subsuperfície. A interpretação sísmica exploratória otimizou a avaliação dos campos e estudo dos reservatórios. Aproximadamente 20 novos campos e acumulações foram descobertos nesta fase e as principais descobertas foram os campos de Albacora Leste, Marlim Sul, Marimbá e Malhado. Com a descoberta do gigantesco campo de águas profundas de Barracuda, uma quarta fase exploratória se iniciou.

As descobertas da terceira fase levaram à quarta fase, caracterizada pelo uso da sísmica 3-D para guiar a exploração de áreas ainda não perfuradas. Essa campanha abriu novas fronteiras e reduziu de forma substancial os custos de descoberta e delimitação na Bacia de Campos. A introdução da pre-stack de migração em profundidade e o processamento de alta resolução orientado ao objetivo permitiram a interpretação exploratória de alto ajuste. Importantes avanços tecnológicos, como o posicionamento por GPS e o processamento a bordo ajudaram a reduzir o tempo de aquisição e processamento das imagens em 3D. Vários campos e acumulações foram descobertos e as principais descobertas foram os de Barracuda, Caratinga, Bijupirá, Marlim Leste, Espadarte, Guarajuba, Roncador, Jubarte e Cachalote.


Evolução da produção na Bacia de Campos
Embora a primeira descoberta comercial, o Campo de Garoupa, tenha sido feita em 1974, a produção só começou realmente em agosto de 1977, no Campo de Enchova - na realidade o segundo campo a ser descoberto, também em 120m de profundidade de água. Um novo conceito foi introduzido, batizado de Sistema de Produção Inicial, ou EPS (do inglês, Early Production System).

• Os primeiros EPS - Sistemas de Produção Inicial
  
  
  • Sistema de Produção Inicial de Enchova - A primeira fase of desenvolvimento do Campo de Enchova empregou a plataforma de perfuração semi-submersível Sedco-135D equipada com uma planta de processamento simples. A produção fluía para a superfície por meio de uma árvore teste (árvore EZ) suspensa pela plataforma de perfuração, dentro do sistema de prevenção de blowout e do riser (BOP, do inglês Blowout Preventer). O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O petróleo cru era então transferido por meio de uma mangueira flutuante a um petroleiro ancorado nas cercanias, preso por um sistema de ancoragem de quatro pontos.
    
    Na segunda fase, outra plataforma de perfuração semi-submersível, a Penrod-72, também parcialmente convertida em Plataforma Flutuante de Produção foi utilizada. Como na fase anterior, a plataforma foi posicionada sobre um poço produtivo utilizando uma árvore de BOP de superfície, enquanto um segundo poço submarino era colocado em produção por meio de uma árvore molhada, em lâmina d´água a uma profundidade recorde de 189 m. A corrente fluía da árvore submarina até a Penrod-72 por meio de um sistema flutuante de linha de fluxo e riser flexíveis, que incluía um umbilical de controle para comunicação entre a árvore e a plataforma. O petróleo processado vindo dos dois poços era transportado por uma linha de fluxo e riser flexíveis até uma monobóia de ancorada por um sistema de pernas em catenária, CALM (do inglês Catenary Anchor Leg Mooring). Uma segunda linha de fluxo e riser flexíveis ficava conectada entre a Penrod-72 e a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua.
    
    Vale a pena notar que pelo menos quatro novas tecnologias importantes - a árvore submarina, o sistema de produção flexível de riser, a instalação monobóia para petroleiros, e o conector de engate/desengate rápido, o QCDC (do inglês Quick Connection/Disconnection Coupler) - foram introduzidos nesta fase. Foi o começo do Sistema de Produção Inicial, capaz de antecipar a produção e, ao mesmo tempo, proporcionar dados detalhados sobre o reservatório. Estes dados eram então introduzidos para permitir o planejamento do sistema permanente de explotação, que uma vez instalado permitia o remanejamento do EPS para outra área. A vantagem de utilizar risers flexíveis era a acomodação dos movimentos das unidades flutuantes e a sua facilidade de instalação. Adicionalmente, os risers e linhas de fluxo flexíveis eram frequentemente reutilizados ou remanejados em novos sistemas.
    
    Apesar de ser o segundo sistema flutuante de produção instalado no mundo (o Argyll, no Mar do Norte, foi o primeiro em 1975), o sistema realmente só foi ganhar força no Brasil. A confiabilidade surpreendentemente alta e o baixo custo mostraram que o EPS era a solução para a produção em águas profundas, pelo menos nessa parte do hemisfério.
    
    
  • Sistema de Produção Inicial de Garoupa/Namorado - Este sistema pioneiro começou a produzir em fevereiro de 1979 e era composto por quatro poços produtivos do campo de Garoupa, em 120m de lâmina d´água, e quatro poços do Campo de Namorado, em 160m. Todos os poços foram completados com árvores-de-natal secas encapsuladas em câmaras submarinas mantidas à pressão atmosférica da Lockheed (cápsulas das cabeças de poço).
    
    As linhas de fluxo foram misturadas a um manifold atmosférico central a partir do qual a corrente de produção era dirigida para uma torre de processo articulada. O navio processador, o PP Moraes, ficava amarrado à torre. Ele tinha uma capacidade de processamento de até 60.000 bpd (barris por dia). O gás era queimado e o petróleo bombeado para um navio petroleiro amarrado a uma torre de carga separada. As árvores-de-natal e válvulas centrais do manifold eram originalmente acionadas por controles elétrico-hidráulicos, que não tinham um bom desempenho devido a constantes defeitos elétricos.
    
    Considerando a experiência obtida nesse EPS e os limites apresentados pelos conectores elétricos submarinos, a Petrobras decidiu a partir de então adotar o controle hidráulico direto como solução para os futuros sistemas.
    
    Em setembro de 1980 a torre de processamento sofreu uma falha estrutural devido à fadiga e foi substituída por uma bóia única da Imodco, que recebia o fluxo de produção e a linha de exportação.
    
    As intervenções nas cápsulas das cabeças de poço, assim como no manifold central, foram realizadas por meio de uma cápsula chamada de módulo de serviço, que era movimentada e controlada por um navio dedicado, o Stad Troll. Apesar do sucesso técnico, o sistema seco de Garoupa foi desmobilizado em 1984, com o início das operações nas plataformas fixas de Garoupa e Namorado. O conceito não continuou a ser usado depois disso, devido aos altos custos operacionais com as intervenções atmosféricas.
    
    É importante observar que a maior parte da tecnologia empregada em Garoupa era pioneira no mundo, como, por exemplo, a cápsula da cabeça do poço, o manifold atmosférico central e o sistema de intervenção. Acredita-se que o sistema tenha ajudado a estabelecer uma curva de aprendizado, principalmente em relação aos sistemas submarinos, pavimentando o caminho para os desenvolvimentos em águas profundas. Outro benefício foi que a Petrobras adquiriu confiança para lidar com a nova tecnologia diretamente no campo.
  
  
  
• Consolidação dos Sistemas de Produção Inicial
  
  Depois do primeiro EPS-Sistema de Produção Inicial (do inglês Early Production System) no Campo de Enchova, vários outros foram instalados, relocalizados e desmobilizados. Outras melhorias foram, obviamente, introduzidas ao longo do caminho, como a conversão completa das Unidades de Perfuração para Unidades de Produção.
  
  A maioria dos sistemas de produção em uso (ou cujo uso está sendo planejado) na Bacia de Campos é basicamente constituída de extensões do conceito original de EPS. O cenário típico mudou em relação ao período em que o EPS foi concebido. Os últimos campos significativos descobertos foram muito maiores em volume do que os que foram contemplados no início do desenvolvimento da Bacia de Campos, e todos estavam localizados em águas profundas. Estes fatores demandaram sistemas muito mais complexos, em termos de números de poços, capacidade de processamento, desenho submarino e equipamento, e instalações de produção. Além do quê, a melhora da tecnologia sísmica 3-D reduziu a importância das informações sobre o reservatório fornecidas pelo velho EPS.
  
  A principal conseqüência dessa mudança de cenário foi a evolução para os sistemas permanentes. Algumas importantes características do EPS foram, contudo, mantidas.
  
  
• Sistemas permanentes em águas rasas
  
  Em 1983, outro passo importante foi tomado para o desenvolvimento da Bacia. Sete plataformas fixas foram instaladas em seqüência, a PNA-1, a PCE-1 (Central), a PCH-2, a PNA-2, a PGP-1 (Central), a PCH-1 e a PPM-1 (Central), em lâminas d´água de no máximo 170, com o gás sendo enviado para a costa por meio de tubulações rígidas. As plataformas centrais foram equipadas com plantas completas de processo de produção, sistemas de compressão e tratamento de gás, sistemas de segurança e de utilidades bem como módulo de acomodação de pessoal. A capacidade de processamento ia de 100.000 a 200.000 bopd.
  
  Embora utilizassem a tecnologia de árvore seca convencional, as novas plataformas se transformaram em hospedeiras para os novos poços satélites, além da infra-estrutura para os sistemas flutuantes de produção novos ou já existentes.
  
  
  O Polo Nordeste
  Em 1989 o desenvolvimento do Pólo Nordeste, abarcando os campos de Pargo, Carapeba e Vermelho, foi realizado. Incluía a instalação de 7 plataformas fixas; todas com poços munidos de bombas elétricas submersas (ESP).
  
  O desenvolvimento do Pólo Nordeste foi composto pelos seguintes elementos:
  • Instalação de seis templates;
  • Perfuração e completação de 120 poços, com ESPs;
  • Instalação de 5 plataformas satélites de produção e 1 Sistema Central com 2 plataformas geminadas uma para a planta de processo e a outra para as utilidades;
  • Lançamento de 70 km de dutos e 50 km de cabos elétricos submarinos.
  
  
  
• Desenvolvimentos da produção em águas profundas
  
  Em 1984, o Campo de Albacora foi descoberto, seguido pelo de Marlim em 1985. Com essas descobertas, a Bacia de Campos começou a mostrar todo seu potencial, isto é, a existência de gigantescos campos em águas profundas. No entanto, essas novas descobertas estavam localizadas em águas ainda mais profundas, que iam de 300 a mais de 1.000m. Por isso, tornaram-se a principal força motora no aumento do esforço para desenvolver e testar os novos conceitos, mais uma vez, diretamente no campo.
  
  Outras descobertas igualmente importantes seguiram: Albacora Leste (1986), Marlim Sul (1987), Marlim Leste (1987), Barracuda (1989), Caratinga (1989), Espadarte (1994), Roncador (1996), Jubarte (2002) e Cachalote (2002).
  
  
  Desenvolvimento do campo de Albacora
  Este desenvolvimento teve quatro estágios. Cada estágio devia proporcionar informações, testar novos conceitos e permitir que o fluxo de caixa inicial financiasse os estágios seguintes:
  • Fase I (Sistema Piloto/1987) - Esse sistema de 6 poços conectados a um manifold submarino assistido por mergulhador, produzindo para uma unidade Flutuante de Produção, Armazenagem e Descarregamento - FPSO, era composto por um navio petroleiro (PP Moraes) e uma monobóia , numa configuração de monobóia de armazenagem (SBS, do inglês Single Buoy Storage), amarrada em 230m de lâmina d´água.
    
    Essa concepção combina a monobóia CALM rigidamente conecteda ao navio petroleiro por um sistema de yoke. As remessas de petróleo vendido eram enviadas pela monobóia SBS para um navio-tanque amarrado a uma segunda monobóia. A lâmina d´água dos poços submarinos ia de 252 a 335m. Naquela época, a monobóia SBS usada neste sistema, instalada em lâmina d´água de 230m, estabeleceu um novo recorde mundial.
  • Fase Ia (1990) - Mais 8 poços e um segundo manifold foram acrescentados ao sistema piloto, totalizando 14 poços produtivos. A lâmina d´água do poço mais produtivo alcançava 450 m.
  • Fase Ib (1993) - A FPSO original foi substituída por uma plataforma semi-submersível (a P-24), com uma planta de processamento de maior capacidade, amarrada em lâmina d´água de 265m. Uma segunda monobóia foi instalada para evitar interrupções na produção durante a troca de petroleiros. Três novos poços diretamente conectados à plataforma foram acrescentados ao sistema, incluindo um poço horizontal.
  • Fase II (1996) - Esta fase foi composta pela instalação de 46 poços, 2 unidades de produção (Semi-submersíveis P-25 e FPSO P-31) e 7 manifolds sem auxílio de mergulhadores (6 para a produção de petróleo e 1 para a injeção de água). A produção de petróleo foi aumentada para até 150,000 bbl/dia e a exportação de gás alcançou cerca de 2.500.000 m3/dia. Em 1999 a plataforma submersível P-24 foi desativada e os poços foram transferidos para os manifolds de produção da P-31.
  
  A plataforma semi-submersível P-25 possui uma planta de processo com capacidade de 100.000 bopd e 3.250.000 m3/dia de gás. Há 14 poços produtivos diretamente conectados à plataforma (poços satélites) e 16 poços conectados a dois manifolds de produção sem auxílio de mergulhador por um sistema de conexão por linha de fluxo vertical. Estes manifolds, instalados em dezembro de 1995 e abril de 1996, eram na época considerados os manifolds de produção submarinos mais profundos do mundo e também a cápsula de controle múltiplo mais profunda jamais instalada. Projetados para 1.000 m de lâmina d´água, mas instalados em cerca de 620 m de lâmina d´água, eles incorporavam as diretrizes testadas em campo da tecnologia sem auxílio de mergulhadores.
  
  A plataforma P-25 está ancorada em 525m de lâmina d´água. Ela produz 95.000 bopd e processa cerca de 3.000.000 m3/dia de gás. Os novos reservatórios, descobertos numa área próxima a desta plataforma em 2001, estão produzindo 25.000 bopd e contribuindo para manter praticamente constante a produção total deste campo. O petróleo é bombeado para a FPSO P-31 e o gás é transferido para a costa pelo gasoduto de Albacora.
  
  A capacidade da planta de processo da FPSO P-31 é de 200.000 bopd e 3.600.000 m3/dia de gás. A planta processa o petróleo produzido na plataforma P-25 e o óleo produzido por 28 poços produtivos conectados a 4 manifolds de produção sem auxílio de mergulhadores.
  
  A FPSO P-31 está ancorada por um sistema de torre de condutores submarinos em 325 m de lâmina d´água. Ela processa 145.000 bopd e 2.500.000 m3/dia de gás. Quando a capacidade de armazenagem está completa, o petróleo é bombeado para um navio-tanque aliviador diretamente conectado em tandem. O gás é levado à costa pelo gasoduto de Albacora. O sistema de injeção de água está em construção, com previsão de início de funcionamento em fins de 2003.
  
  A plataforma semi-submersível P-25 possui uma planta de processo com capacidade de 100.000 bopd e 3.250.000 m3/dia de gás. Há 14 poços produtivos diretamente conectados à plataforma (poços satélites) e 16 poços conectados a dois manifolds de produção sem auxílio de mergulhador por um sistema de conexão por linha de fluxo vertical. Estes manifolds, instalados em dezembro de 1995 e abril de 1996, eram na época considerados os manifolds de produção submarinos mais profundos do mundo e também a cápsula de controle múltiplo mais profunda jamais instalada. Projetados para 1.000 m de lâmina d´água, mas instalados em cerca de 620 m de lâmina d´água, eles incorporavam as diretrizes testadas em campo da tecnologia sem auxílio de mergulhadores.
  
  A plataforma P-25 está ancorada em 525m de lâmina d´água. Ela produz 95.000 bopd e processa cerca de 3.000.000 m3/dia de gás. Os novos reservatórios, descobertos numa área próxima a desta plataforma em 2001, estão produzindo 25.000 bopd e contribuindo para manter praticamente constante a produção total deste campo. O petróleo é bombeado para a FPSO P-31 e o gás é transferido para a costa pelo gasoduto de Albacora.
  
  A capacidade da planta de processo da FPSO P-31 é de 200.000 bopd e 3.600.000 m3/dia de gás. A planta processa o petróleo produzido na plataforma P-25 e o óleo produzido por 28 poços produtivos conectados a 4 manifolds de produção sem auxílio de mergulhadores.
  
  A FPSO P-31 está ancorada por um sistema de torre de condutores submarinos em 325 m de lâmina d´água. Ela processa 145.000 bopd e 2.500.000 m3/dia de gás. Quando a capacidade de armazenagem está completa, o petróleo é bombeado para um navio-tanque aliviador diretamente conectado em tandem. O gás é levado à costa pelo gasoduto de Albacora. O sistema de injeção de água está em construção, com previsão de início de funcionamento em fins de 2003.
  
  
  Desenvolvimento do campo de Marlim
  Localizado na parte nordeste da Bacia de Campos, aproximadamente 110 km ao largo do estado do Rio de Janeiro, o Campo de Marlim cobre uma área de aproximadamente 130 km2, numa lâmina d´água que vai de 650 a 1.050m. Achou-se o petróleo em fevereiro de 1985 por meio do poço 1-RJS-219-A.
  
  Em princípios de 1990, decidiu-se pôr o Campo de Marlim em produção por meio de um sistema piloto que consistia numa unidade semi-submersível conectada a 10 poços produtivos submarinos e que transferia o produto para os navios aliviadores por meio de duas monobóias. Como já era esperado, houve muitas dificuldades. Além disso, uma demora na adaptação da plataforma semi-submersível causou um atraso mais longo do que o esperado no sistema piloto.
  
  Em junho de 1990, a Petrobras decidiu acelerar a produção do campo usando um sistema menos complexo. O sistema foi batizado de Sistema pré-piloto e estava projetado para receber apenas 2 poços produtivos embora usasse o mesmo sistema de descarga do sistema piloto.
  
  Em março de 1991, a Unidade Flutuante de Produção P-13, uma semi-submersível convertida com capacidade de processo de 12.000 bopd, produziu o primeiro petróleo de Marlim.
  
  Um novo recorde de completação submarina foi estabelecido pelo poço MRL-3 localizado a 721m abaixo do nível do mar e toda a tecnologia empregada no sistema foi testada e teve o funcionamento prático comprovado durante os 14 meses de operação.
  
  O sistema piloto iniciou a produção em julho de 1992 e substituiu o Sistema pré-piloto. Sua capacidade de processamento total de petróleo era de aproximadamente 52.000 bopd e podia enviar para a costa 800.000 m3/dia de gás associado.
  
  Uma quantidade substancial de informações importantes foi reunida, permitindo a redução substancial do número de poços, a definição da localização das primeiras unidades do sistema definitivo e a injeção de água
  
  A elevação a gás foi escolhida para a elevação artificial a ser usada no campo.
  
  O desenvolvimento definitivo do campo se dividiu em 2 fases. Para otimizar os investimentos e os recursos físicos, a primeira fase do desenvolvimento foi dividida em dois módulos. O primeiro módulo (Módulo 1) compreendia uma FPU, uma unidade flutuante de produção, - a recém-construida plataforma semi-submersível P-18 - e mais tarde a FPSO P-32 - um antigo petroleiro VLCC da Petrobras. A capacidade total de processamento de 100.000 bopd era proporcionada por essas unidades. Projetava-se a conexão de 16 poços produtivos e 12 poços de injeção à FPU. Também estavam sendo planejados um manifold submarino, duas monobóias e várias tubulações de óleo e gás. Foram sancionados em 1990.
  
  O segundo módulo (Módulo 2) foi iniciado com a conversão de outra plataforma semi-submersível. Ele incluía 12 poços produtivos submarinos, 7 poços de injeção submarinos e tubulações de petróleo e gás. O uso de uma unidade convertida tinha por objetivo diminuir o custo dos investimentos.
  
  Durante o segundo módulo de desenvolvimento, novos dados do reservatório foram coletados, requerendo uma nova abordagem em relação ao campo. Após analisar várias soluções para o novo cenário, decidiu-se que a capacidade de produção extra seria gerenciada em parte pela P-20 (53.000 bopd), originalmente pertencente ao sistema piloto e que agora se tornava parte do desenvolvimento definitivo do campo, e o resto seria obtido por meio da nova FPSO (50.000 bopd) localizada no setor nordeste do campo (P-33 - um antigo petroleiro VLCC da Petrobras, José Bonifácio). Para a P-20, 8 poços produtivos deviam ser conectados enquanto que para a P-33, 5 poços produtivos e 3 poços de injeção de água eram planejados. As unidades P-19 e P-33 forneceriam a injeção de água para a P-20.
  
  Em dezembro de 1994, as informações sobre o campo eram suficientemente boas para dar uma idéia geral de seu desenvolvimento. Com isso, a segunda fase do desenvolvimento foi definida e incluiu três novos módulos (Módulos 3, 4 e 5). Estes módulos seriam responsáveis pela explotação das áreas sul e central do campo.
  
  Propondo-se a alcançar os objetivos de produção estabelecidos pela Petrobras, a segunda fase de desenvolvimento do campo começou em junho de 1995 com o sancionamento dos investimentos para o Módulo 3, que seria baseado numa plataforma semi-submersível convertida (a P-26) com capacidade de processamento de 100.000 bopd, 12 poços submarinos produtivos e 8 poços de injeção além de tubulações de petróleo e gás. Neste caso, o petróleo seria transferido para a FPSO P-33 no módulo 2 e depois para a costa em navios aliviadores.
  
  Pouco tempo depois, em dezembro de 1995, os investimentos do módulo 4 foram sancionados e a nova FPSO (P-35 - um antigo navio mineropetroleiro VLCC da Petrobras) convertida foi definida como sendo a FPU.
  
  Quatorze poços produtivos submarinos e 6 poços de injeção seriam responsáveis pela produção dos 100.000 bopd a ser processados na unidade. Dois manifolds submarinos foram usados para otimizar o desenho submarino e o projeto da torre de condutores submarinos, mas apesar de sua utilização (que reduziu o número de risers chegando à torre de condutores submarinos), a torre precisava receber 47 risers (6 aberturas de reposição) e 8 espias, tornando-se então a maior de seu tipo no mundo.
  
  Para o quinto módulo, em fevereiro de 1997, depois de uma licitação, a companhia assinou um contrato para a conversão de outra FPSO (a P-37) com capacidade de processamento de 150.000 bopd, quatro manifolds submarinos, 16 poços produtivos e 10 poços de injeção submarinos além de 2 gasodutos.
  
  No momento, 8 FPUs estão instaladas em Marlim, com 125 de um total de 129 poços já em produção (83 produtores e 46 injetores de água, incluindo 36 poços horizontais).
  
  A instalação de uma nona FPU, a FPSO P-47, foi decidida em 2002; ela será instalada em 2003, com o objetivo de melhorar o tratamento do petróleo.
  
  
  Desenvolvimento do campo de Marlim Sul
  O Campo de Marlim Sul foi descoberto em novembro de 1987 pelo poço pioneiro RJS-382. Este campo de 600-km2 se encontra a 120 km ao largo da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d´água de 800 a 2.600 m. O reservatório é composto por arenitos turbiditicos oligocênicos e eocênicos contendo óleo com um grau API ( ºAPI) que vai de 26.7 a 16.3 nas áreas mais profundas.
  
  Para Marlim Sul, a Petrobras adotou a antecipação de produção por meio de sistemas pilotos e um desenvolvimento de campo em etapas. Esta abordagem possui as vantagens combinadas da produção antecipada e da coleta de dados relevante, o que reduz os riscos econômicos ao continuar o desenvolvimento de campo.
  
  Sistemas de Produção Inicial - Em abril de 1994, o poço MRL-4, em lâmina d´água de 1.027m, estabeleceu um recorde de produção em águas profundas ao iniciar a produção do Módulo 1 para a plataforma P-20. Outro recorde foi estabelecido com a produção iniciada em agosto de 1997 do Módulo 4, pelo poço MLS-3, em 1.709m de lâmina d´água. O poço MLS-3 produzia para a FPSO-II, localizada em 1.430 m de lâmina d´água. Este sistema, com capacidade para processar e armazenar 30.000 bopd, operou até outubro de 1998, quando foi concluída a coleta de dados. A FPSO-II foi então reposicionada em 1.230m de lâmina d´água para um novo sistema piloto, desta vez para o Módulo 2. O novo sistema piloto era composto por dois poços: o MLS-2 e o RJS-442. A produção começou em novembro de 1999 com o MLS-2, em 1.228 m de lâmina d´água, foi seguida em dezembro de 2000 pela produção da RJS-442, localizada em 1.290 m de lâmina d´água, e foi concluída em dezembro de 2001, após o término da coleta de dados e de acordo com os Planos aprovados pelas Agências de Regulamentação do Governo.
  
  Sistema de desenvolvimento do Módulo 1 da Fase 1 - O Módulo 1 da Fase 1 do desenvolvimento do Campo de Marlim Sul considera um total de 26 poços, 16 produtivos e 10 injetores de água. Todos estes poços são poços submarinos satélites, conectados por meio de feixes individual à plataforma semi-submersível P-40, ancorada em 1.080 m de lâmina d´água. A P-40 tem uma capacidade de produção e processamento de até 155.000 bopd.
  
  Após a operação de processamento e tratamento, a produção de petróleo é transferida e armazenada na FSO P-38, localizada a aproximadamente 5 km da P-40, em 1.020 m de lâmina d´água. A P-38 tem capacidade de armazenagem de 1,8 milhão de barris de óleo e possui instalações de transferência, incluindo bombas de carregamento e sistema de transferência para navios aliviadores, que transportam o petróleo cru até a costa. O Petróleo, a
  
  Energia e as Telecomunicações são transferidos da P-40 para a P-38 pelo sistema de torre de condutores submarinos.
  
  O gás comprimido é transferido por meio de um gasoduto rígido de 12 "para uma plataforma fixa (a PNA-1). O riser que vai da P-40 até o duto é flexível e conectado por meio de um Módulo de Conexão Vertical, equipado com uma Válvula Esférica Submarina Acionada Hidraulicamente para Propósitos de Segurança. Na PNA-1, o gasoduto está conectado à malha existente de gasodutos terrestres.
  
  O Módulo 1 da Fase 1, iniciou a produção em dezembro de 2001 e já alcançou 155.000 bopd.
  
  O Marlim Sul tem no momento o maior produtor do Brasil: o poço MLS-42, com 32.700 bopd. Localizado em 1.220m de lâmina d´água, este poço está equipado com uma coluna de produção de 7" e interconectado`a P-40, a uma distância de 3,6 km, por uma linha de fluxo de produção e riser flexíveis de 8".
  
  Algumas outras tecnologias aplicadas ao Módulo 1 merecem ser mencionadas, como o uso extensivo do Sistema de Conexão Vertical para a interface entre linhas de fluxo e Árvores Submarinas e dos Risers de transferência de Petróleo e Gás com os PLETs submarinos; o uso das Árvores Horizontais desenvolvidas para 2.500m de lâmina d´água e a aplicação dos sistemas de ancoragem radial com cordas de poliéster e Âncoras
  
  Verticalmente Carregadas (VLAs, do inglês Vertically Loaded Anchors), para reduzir o raio de ancoragem.
  
  Devido à alta produtividade do poço do Módulo 1, a Companhia decide instalar outra unidade (a FPSO X) para operar por 7 anos e 10 meses, quando a unidade for descontinuada e os poços serão conectados à plataforma P-40.
  
  Esta nova unidade será amarrada perto da P-40 em 1.210m de lâmina d´água e terá uma planta de processo e tratamento com capacidade de 100.000 bopd, 2 milhões m3/dia de compressão de gás e injeção de água de 126.000 bwpd. O início da operação está programado para 2004.
  
  Sistema de desenvolvimento do Módulo 2 da Fase 1 -O Módulo 2 da Fase 1 está sob Avaliação Técnica e Econômica e os planos atuais consideram um sistema de 180.000 bopd, incluindo 14 produtores de petróleo e 10 injetores de água em até 1.500 m de lâmina d´água.
  
  Tal como no Módulo 1, todos esses poços tendem a ser poços submarinos satélites, interconectados à plataforma semi-submersível P-51.
  
  Devido ás condições similares da lâmina d´água, quando feita a comparação com o Módulo 1, o mesmo nível será considerado para as soluções tecnológicas, reduzindo assim substancialmente o risco do empreendimento.
  
  A aspecto importante que deve ser mencionado é a forte tendência a transferir o óleo por meio de um duto rígido de águas profundas, com possivelmente 18" de diâmetro. Este duto vai requerer um Riser de Aço em Catenária ou um Riser Solto para a interconexão à plataforma de produção, em quase 1.250m de lâmina d´água. Importantes aspectos a considerar no caso são as cargas de material fatigado, bem como as instalações de manutenção. Mais adiante nos aspectos estruturais, devido ao comprimento do duto, que pode alcançar quase 60 km, é imprescindível assegurar tanto o fluxo quanto as técnicas de inspeção para a vida do sistema.
  
  Outro ponto que merece ser mencionado é que o poço piloto dos Módulos 3 e 4 também está planejado para o Módulo 2 da Fase 1 -. Este sistema piloto pode considerar a combinação de tecnologias de estimulação e restauração, servindo com local de teste para as tecnologias que permitirão a produção proveniente das áreas mais profundas do reservatório, em que temperaturas mais baixas e um óleo de alta viscosidade são encontrados.
  
  
  Desenvolvimento do campo de Barracuda
  O Campo Barracuda foi descoberto em 1989 pelo poço RJS-38, numa lâmina d´água que vai de 600 a 1.100m na Bacia de Campos, a 95 quilômetros da costa. O desenvolvimento do campo foi conduzido por meio de um projeto piloto e um projeto completo. A Tabela 2 exibe uma representação geral junto com dados de todo o plano de desenvolvimento.
  
  O projeto piloto compreende oito poços produtivos amarrados individualmente à FPU P-34, que começaram a produzir em 1997. Estará concluído em 2003 quando a P-34 será removida do local em que se encontra e os poços serão conectados a uma FPU do projeto completo.
  
  O projeto completo deste campo será posto em produção em 2004 por meio da FPU P-43, localizada em lâmina d´água de 800m. A campanha de perfuração e completação para este projeto foi iniciada em 2000 e será concluída em 2004. Todos os poços de produção e alguns dos poços de injeção serão conectados em piggyback e os poços serão amarrados individualmente à P-43. O gás será transferido por meio de um duto entre a P-43 e a plataforma fixa PNA-1. O óleo será transferido da P-43 para os terminais em terra por meio de navios aliviadores.
  
  
  Desenvolvimento do campo da Caratinga
  O Campo da Caratinga foi descoberto em 1994 pelo poço RJS-491, numa faixa de lâmina d´água entre 850 e 1.350m na Bacia de Campos, a 100 quilômetros da costa. O desenvolvimento do campo foi conduzido por meio de projeto piloto e um projeto completo. A Tabela 2 exibe uma representação geral junto com dados de todo o plano de desenvolvimento.
  
  O projeto piloto compreende três poços produtivos amarrados individualmente à P-34, que começaram a produzir em 1997. Estará concluído em 2003 quando a P-34 será removida do local em que se encontra e os poços serão conectados a uma FPU do projeto completo.
  
  O projeto completo deste campo será posto em produção em 2004 por meio da FPU P-48, localizada em lâmina d´água de 1.040 m. A campanha de perfuração e completação para este projeto foi iniciada em 2000 e será concluída em 2004. Todos os poços de produção e alguns dos poços de injeção serão conectados em tandem e os poços serão amarrados individualmente à P-48. O gás será transferido por meio de um duto entre a P-48 e a plataforma fixa PNA-1. O óleo será transferido da P-48 para os terminais em terra por meio de navios aliviadores.
  
  
  Marlim Leste Desenvolvimento do campo
  O Campo de Marlim Leste foi descoberto em 1987 pelo poço RJS-359, numa faixa de lâmina d´água entre 1.000 e 2.000m na Bacia de Campos, a 120 quilômetros da costa. O desenvolvimento do campo foi conduzido por meio de projeto piloto e um projeto completo. A Tabela 3 exibe uma representação geral junto com dados de todo o plano de desenvolvimento.
  
  O projeto piloto compreende um poço produtivo, que foi amarrado em 2000 à FPU P-26, localizada no Campo de Marlim.
  
  O projeto completo deste campo será posto em produção em 2005 por meio de uma FPU, localizada em lâmina d´água de 1.200 m. A campanha de perfuração e completação para este projeto será iniciada em 2004 e será concluída em 2007. Todos os poços de produção e de injeção de água serão conectados individualmente à FPU. O gás será transferido por meio de um duto entre a FPU e a plataforma P-26, localizada no Campo de Marlim. O óleo proveniente deste campo e de outros na Bacia de Campos será exportado para refinarias localizadas no Estado de São Paulo por meio de um duto de 726 km, que será construído entre 2002 e 2004.
  
  
  Desenvolvimento do Campo de Albacora Leste
  O Campo de Albacora Leste foi descoberto em 1986 pelo poço RJS-342, numa faixa de lâmina d´água entre 800 e 2.000m na Bacia de Campos, a 120 quilômetros da costa. O desenvolvimento do campo foi conduzido por meio de um projeto piloto e um projeto completo. A Tabela 4 exibe uma representação geral junto com dados de todo o plano de desenvolvimento.
  
  O projeto piloto compreendeu um poço produtivo, que ficou amarrado entre 1998 e 2001 à FPU P-25, localizada no Campo de Albacora .
  
  O projeto completo deste campo será posto em produção em 2004 por meio da FPU P-50, localizada em lâmina d´água de 1.240 m. A campanha de perfuração e completação para este projeto foi iniciada em 2001 e será concluída em 2006. Todos os poços de produção e de injeção de água serão conectados individualmente à P-50. O gás será transferido por meio de um duto entre a P-50 e a plataforma fixa PNA-1. O óleo será transferido da P-50 para os terminais em terra por meio de navios aliviadores.
  
  Desenvolvimento do Campo de Roncador
  O Campo de Roncador foi descoberto em 1996 pelo poço RJS-436A-, numa faixa de lâmina d´água entre 1.500 e 1.900m na Bacia de Campos, a 125 quilômetros da costa. O desenvolvimento do campo foi conduzido por meio de uma série de projetos piloto e projetos completos. A Tabela 5 exibe uma representação geral junto com dados de todo o plano de desenvolvimento.
  
  Dois projetos piloto foram conduzidos no campo. Primeiro, o poço RJS-436 produziu para a FPU Seillean de 1999 a 2001, em lâmina d´água de 1.853 m, naquela época considerada um recorde, depois o poço RO-20 produziu também para a FPU Seillean de 2001 a 2002, em lâmina d´água de 1.800 m.
  
  O primeiro projeto completo do campo foi posto em produção em maio de 2000, quando a FPU P-36 e a FSO P-47 começaram a operar em lâminas d´água de 1.360m e 815m, respectivamente. Infelizmente, um acidente fez com que a P-36 afundasse em março de 2001, quando seis poços estavam em produção. O gás era transferido por meio de um duto entre a P-36 e a plataforma fixa PNA-1. O petróleo era transferido da P-47 para os terminais em terra por meio de navios aliviadores.
  
  Depois do acidente a Petrobras afretou a unidade de produção chamada FPSO Brasil para substituir temporariamente a P-36. Por um período de 5 anos e meio, os 8 poços produtivos e 3 poços injetores ficarão conectados à FPSO afretada, incluindo o projeto batizado Módulo 1A Fase 1. Em dezembro de 2002, vinte meses após o acidente da P-36, a FPSO Brasil já estava em funcionamento, com uma produção de 20.000 barris por dia. Um pico de produção de 90.000 bopd está sendo antecipado para o terceiro trimestre de 2003.
  
  Em 2005, a segunda fase do Módulo 1A começará a funcionar. Vinte poços produtivos e 10 poços injetores, incluindo aqueles que tiverem sido conectados à FPSO Brasil, serão amarrados à P-52, uma semi-submersível novinha em folha com capacidade para produzir 180.000 bopd. Ancorada em 1.800 m de água, esta unidade será uma das maiores do mundo, com um deslocamento total de 80.000 toneladas métricas.
  
  Os estudos de viabilidade para os 3 outros módulos de Roncador estão sendo realizados. Os Módulos 2, 3 e 4 terão provavelmente uma unidade de produção cada, tal como descrito na Tabela 1. Os planos incluem um total de 32 poços produtivos e 20 poços injetores de água a ser perfurados e completados para estas 3 FPUs adicionais. Além disto, uma malha de dutos também será construída para transportar óleo e gás de Roncador até a costa.
  
  

  	Roncador (FPSO Brasil) Módulo 1A Fase 1	Roncador (P-52) Módulo 1A Fase 2	Roncador (P-54) Módulo 2	Roncador Módulo 3	Roncador Módulo 4
  Tipo de FPU	FPSO	SS	FPSO	A DEFINIR	A DEFINIR
  Capacidade de Processamento (bpd)	90.000	180.000	190.000	200.000	NA
  Capacidade de Armazenagem (milhões bbl)	1.5	-	2.0	NA	NA
  Capacidade de Compressão do Gás (milhões m3/dia)	5.0	9.3	6.0	NA	NA
  Capacidade de Injeção de Água (m3/dia)	15,000	48,000	39,000	NA	NA
  Número de Poços Produtivos	8	20	10	11	11
  Número de Poços Injetores	15,000	48,000	39,000	NA	NA
  Início da Produção	3	10	6	7	7
  Pico da produção de petróleo (bopd - ano)	2002	2005	2005	2006	2007
  Oil Peak of Production (bopd - year)	80,000 - 2003	170,000 - 2007	147,000 - 2007	162,000 - 2008	NA
  Pico da produção de Gás (milhões m3/dia - ano )	1.4 - 2003	3.4 - 2007	1.5 - 2007	2.6 - 2008	NA
  Lâmina d´água da FPU (m)	1,290	1,800	1,335	1,850	1,650

  A Tabela 1 - Projetos de Roncador
  
  
  
  Desenvolvimento do Campo de Jubarte
  O Campo de Jubarte foi descoberto em 2001 pelo poço ESS-100 em uma faixa de lâmina d´água entre 1.250 e 1.400 m na Bacia de Campos, a 80 quilômetros ao largo do Estado do Espírito Santo. O principal reservatório é um turbidito cretáceo inconsolidado que contem um óleo de 17 graus API (API 17º) 14 centipoise (14cP) em pressão inicial.
  
  O óleo de Jubarte é o mais viscoso, em condições de superfície, produzido offshore no Brasil por meio de um poço submarino de completação (2.500 cP a 20° C). Durante os Testes de Poço Ampliados -EWTs (de Extended Well Tests, em inglês), dois poços de extensão foram perfurados e o campo foi declarado comercial. Os excelentes resultados dos EWT estão sendo usados para otimizar o plano de desenvolvimento para o Campo de Jubarte.
  
  Devido aos desafios que precisam ser vencidos para permitir a produção de um óleo tão viscoso, o desenvolvimento do Campo de Jubarte foi planejado por meio de um projeto piloto e dois projetos completos. A Tabela 6 exibe uma representação geral junto com dados de todo o plano de desenvolvimento.
  
  Para o projeto piloto, a FPSO Seillean, um navio de posicionamento dinâmico com capacidade para realizar operações leves de workover, foi mobilizada para permitir a produção intensa de petróleo numa lâmina d´água de 1.325m. Algumas melhorias na planta de processamento se mostraram necessárias para permitir o processamento do petróleo denso e viscoso de Jubarte. Empregando uma solução inovadora, um ESP de 900 HP e 25.000 bpd de capacidade foi instalado encima da Árvore-de-Natal. O poço foi conectado à FPSO por meio de um riser de 6".
  
  A produção foi iniciada em outubro de 2002 e o poço produziu por fluxo natural durante dois meses, com uma velocidade de circulação estabilizada de 16.500 bpd, com pressão de fundo de poço constante. Em dezembro de 2002, o ESP foi acionado e a velocidade de fluxo aumentou para 18.300 bpd, sendo limitada pelas limitações da planta de processamento na FPSO. O poço potencial com o ESP é de 23.000 bpd, mas algumas alterações na planta de processamento e sistema de bombeamento de superfície são necessárias para permitir o aumento da velocidade de circulação. O principal problema que foi detectado no processo de separação está relacionado com a forte formação de espuma, que está sendo controlada com o uso de substâncias químicas. Na fase do projeto piloto, o petróleo é transferido da FPSO para os terminais em terra por meio de navios aliviadores.
  
  Os três poços horizontais adicionais do projeto completo da Fase 1serão perfurados nesta fase. Os 4 poços, perfurados em áreas diferentes do reservatório, além de aumentar a produção de petróleo, facilitarão o processo de otimização do desenvolvimento do campo. Ainda não há definição, mas a Petrobras estuda a possibilidade de usar a FPSO P-34, com capacidade de 60.000 bopd.
  
  A previsão é de que o projeto completo da Fase 2 será iniciado em 2008, por meio de outra FPU. A campanha de perfuração e completação para este projeto será iniciada em 2007 e concluída em 2009. Para maximizar a produção de petróleo e evitar problemas de produção de areia, todos os poços serão perfurados horizontalmente (comprimento médio em torno de 1.100 metros) e completados com um gravel-pack em poço aberto. Todos os poços de produção e de injeção de água serão conectados individualmente a uma FPU. No projeto definitivo, o gás será transferido por meio de um duto entre a FPU e a planta de tratamento de gás localizada perto da praia e o óleo será transferido da FPSO para terminais em terra por meio de navios aliviadores.

A Experiência da Petrobras com Sistemas Flutuantes de Produção
É importante mencionar a quantidade de equipamentos já instalados nas Bacias de Santos e de Campos. Temos 467 árvores submarinas já instaladas no leito marinho, 56 manifolds submarinos, mais de 5.800 km de tubulações flexíveis e rígidas colocadas junto com umbilicais e 24 Unidades Flutuantes de Produção em operação. Estas cifras demonstram a experiência acumulada pela Petrobras em sua trajetória de 25 anos na operação de Sistemas Flutuantes de Produção.