Inovaçoes Tecnologicas para o Pre Sal

1º ENCONTRO BRASILEIRO DE JOVENS LIDERANÇAS NA INDÚSTRIA
DO PETRÓLEO

Inovações Tecnológicas para o Pré-sal e
seus Desdobramentos para a Indústria

Antonio Carlos Capeleiro Pinto
Jaime Turazzi Naveiro

03 de dezembro de 2009
1º ENCONTRO BRASILEIRO DE JOVENS LIDERANÇAS DA IND. PETRÓLEO

Sumário

1) Introdução – Pré-Sal

2) Estratégia de Desenvolvimento da Produção

3) Desafios Tecnológicos
Poços
Reservatórios
Escoamento e sistemas de produção
Processamento de fluidos
Materiais

4) Desdobramentos & Oportunidades

5) Conclusões


História Geológica – Pré-Sal

Há Forma Atual de de anos
Há 130 milhões anosanos
164 milhões
Há 108 milhões de
122
152
anos

SINBPA/Petrobras
Scotese


Há 120 milhões de anos a paisagem era
semelhante a essa...

Estromatólitos – Shark Bay - Australia – Sedimentação recente


Ou paisagem semelhante no Brasil: Lagoa Vermelha


Análogos Recentes do Pré-Sal

Estromatolitos Lagoa Salgada, Litoral Norte Fluminense


As áreas do Pré-Sal da Bacia de Santos

Planos de Avaliação
aprovados pela ANP

Parati – 1-RJS-617
Tupi – 1-RJS-628
Carioca – 1-SPS-50
Caramba – 1-SPS-51
Guará – 1-SPS-55
Bem-Te-Vi – 1-SPS-52
Iara – 1-RJS-656
Júpiter – 1-RJS-652


Alguns testes de produção feitos no Pré-Sal

1-RJS-628A

1-RJS-617 3-RJS-646

50 150 N
1-SPS-050 0 100 200 km


Previsão de Arrojado Programa de
Desenvolvimento da Produção

Perfuração de poços de delimitação

Realização de Testes de Longa Duração em várias áreas

Fase 0:

• Fase de obtenção de informações

• Piloto de Produção de Tupi em 2010

Fase 1A:

• 2 Pilotos de Produção no BMS-09 e BMS-11 em 2013 e 2014

• FPSOs padronizados, na medida do possível, para implantação até 2017

Fase 1B:

• Aplicação intensiva de novas tecnologias


Tradição da Petrobras: Desenvolver em fases para
obter informações e diminuir os riscos

FASE 0

Obtenção de Informações
• Sísmica de alta resolução, calibração da interpretação de
perfis…

Poços de Extensão
• Testemunhagem, Testes de Formação, Ensaios em
Fluidos (miscibilidade, garantia de escoamento, …)

Produção em pequena escala (TLDs)

Tupi Tupi
TLD Piloto

2008 2009 2010 2011 ... 2017 ... 2020 ... 2030

Teste de Longa Duração (TLD) – Área de Tupi

Unidade de Produção
Unidade de Produção
Navio
Aliviador FPSO

Teste de Longa Duração
RJS-646 conectado a FPSO
ancorado (capacidade até 30.000
Poços
Poços
bopd) para investigar o
comportamento do reservatório.

Iniciou a produção em 01 de maio
de 2009.

N

Reservatório
Reservatório

Piloto de Tupi (final de 2010)

• FPSO Ancorado
• 5 produtores; 1 injetor de água; 1 injetor de gás; 1
injetor WAG + 8 poços adicionais se necessário
• WAG será testado
• Linhas Submarinas (com material especial)
• CO2 Separado e reinjetado no reservatório
• Gasoduto até Mexilhão
• Capacidade: 100.000 bpd (óleo) e 5 M m3/d (gás)


Piloto de Produção – Área de Tupi

FPSO

PLET
PLET
Gás Export.

Linha de Inj. de Água
Linha de Inj. CO2
PLET Rtisers

Linhas de Produção

Linhas
Gás Exportado
Injeção de Água
Linha de Prod.
Injeção de CO2
Poços Produtores


Tradição da Petrobras: Desenvolver em fases para
obter informações e diminuir os riscos

FASE 1A

É a 1ª fase do desenvolvimento definitivo
Usa tecnologias consolidadas e em fase de
homologação, com objetivo de alcançar as metas
de produção
Gera receita para a Fase 1b

>1M
bopd

2008 2009 2010 2011 ... 2017 ... 2020 ... 2030

Fase 1A – Projetos

2 FPSOs afretados (2013-2014)
• Produção de óleo: 120.000 bpd
• Compressão de gás: 5 M m³/d

FPSOs próprios (2015-2016)
• Planta de processo ainda em estudos (em
princípio):
– Produção de óleo: 150.000 bpd
– Compressão de gás: 6,0 MM m³/d
– Capacidade de Injeção Alternada de
Água e Gás (WAG)
• Maior número de poços
• Manifolds submarinos (reservas)


Sumário

1) Introdução – Pré-Sal

2) Estratégia de Desenvolvimento da Produção

3) Desafios Tecnológicos
Reservatórios
Poços
Processamento de fluidos
Materiais

4) Desdobramentos & Oportunidades

5) Conclusões


Caracterização e Engenharia de Reservatórios

W E

Topo do Albiano Topo do K.
Fundo do Mar
Topo do Sal

Base do Sal

Rifte
T op o do

ifte
tra-R
D isc In

Embasamento
0 5 10 15 20 km


Caracterização e Engenharia de Reservatórios

• Previsibilidade da qualidade do reservatório a partir do modelo deposicional e sísmica.
• Conhecimento da qualidade do reservatório e fluidos
• Caracterização interna dos reservatório, com foco nas heterogeneidades de grande escala
(inter poços).
• Utilização de poços com geometrias não convencionais
• Viabilidade técnica de métodos de recuperação como injeção de água, de gás, e alternada
água e gás (WAG) – Pioneirismo.
• Controle do varrido horizontal (reservatório heterogêneo)
• Efeitos geomecânicos associados à recuperação.


Injeção alternada de água e gás (WAG)

Método Benefícios Desafios

Injeção de • Experiência na Bacia de Campos • Inexperiência em carbonatos
Água • Recuperação média • Possibilidade de canalização
• Injetividade

Injeção • Melhor varrido do reservatório • Experiência quase nula da indústria,
Alternada de • Aumento da recuperação em em ambiente offshore e poços
Água e Gás reservatórios heterogêneos satélites
(WAG) • Injetividade
• Maior complexidade na injeção
• Fadiga na coluna de injeção
• Hidratos em equipamentos
submarinos


Perfuração e completação de poços

• Redução de custos de perfuração e completação.
• Aumento das taxas de penetração (perfuração)
• Simplificação do escopo dos poços.
• Cargas elevadas sondas c/ grande capacidade.
• Materiais resistentes a ambientes de fluidos
agressivos (alto teor de CO2 e água de alta
salinidade).
• Controle de dano à formação (incrustações,
depósitos orgânicos)
• Pasta de cimento resistente a CO2 e água.
• Poços especiais Leito do mar
• Desvio de poços na zona de sal.
• Unidades com Sonda Dedicada e poços de longo
alcance (ERWs). Sessão evaporítica (sal)

Perfuração no sal 03 de dezembro de 2009

Poços com Geometria Especial

• Verticais com estimulação ácida
• Verticais fraturados
• Verticais a poço aberto
• Direcionais
• Horizontais ou alta inclinação (áreas com
alta relação Kv / Kh)
• Bilaterais (áreas com alta relação Kv / Kh)
• HRMF – Horizontais Multi-Fraturados
(bons quando Kv / Kh é baixa)
• Hidrojateamento
• Grande afastamento – no caso de
Unidades com Sonda Dedicada



• Qualificação de risers flexíveis para lâminas d’água
de 2200 m, considerando fluidos com alto teor de
CO2, alta pressão, salmouras de elevada
salinidade.
• Qualificação de linhas de alto isolamento térmico
para lâminas d’água de 2200m.
• Sistemas de risers desacoplados da plataformas.
• Análise e dimensionamento de risers rígidos (SCRs)
em configuração com corcova (lazy wave).
• Dutos para injeção de gás / CO2 em alta pressão.
• Risers com grandes diâmetros (> 8 polegadas ID)
• Controle de hidratos em injetores WAG (ANM)


Processamento de gases com alto teor de CO2

• Várias técnicas de remoção de CO2 a
depender do teor de entrada e
especificação de saída.

• Tecnologia compacta de permeação
seletiva em membranas se mostrou
flexível para variações no teor de
entrada.

• Peneiras moleculares usadas para
reduzir teor de umidade do gás.
Molecular sieve


Processamento de gás produzido

Logística para o Gás Associado
• Materiais mais adequados para lidar
com altas concentrações de CO2.
• Gasoduto de 18’’ em lâmina d’água de
2.200 m.
• Longa distância da costa (300 km).
• Cenário para novas tecnologias
offshore: GNL, GNC, GTL, GTW, etc.


Responsabilidade Ambiental

• A Petrobras possui o desafio de incluir, em seus projetos de desenvolvimento dos campos de
petróleo do Pré-Sal brasileiro, tecnologias que capturem e sequestrem o CO2 a ser produzido.
• Alguns métodos estão sendo estudados:
– Injeção no próprio reservatório produtor potencial aumento da recuperação do óleo do pré-
sal em caso de miscibilidade do gás injetado. A quantidade de CO2 é limitada, devendo o
mesmo ser misturado ao gás natural;
– Injeção em reservatórios depletados objetivam apenas o descarte; CO2 ocupa espaço
poroso da água
– Injeção em aquíferos necessária presença de selo para armazenamento do gás
– Injeção em cavernas a serem construídas no sal

• A tecnologia de membrana será usada preferencialmente para a captura do CO2 no Projeto Piloto
de Tupi.
• A captura e sequestro do CO2 a ser produzido junto com o petróleo permitirão desenvolver a área
de Tupi, gerando riquezas para a sociedade brasileira, sem agravar os efeitos de mudança
climática.


Transferência do óleo

• Alívio com navios DP e transporte
para Terminal Offshore em águas
rasas ou profundas (a definir)
• Em estudos a transferência através de
oleodutos. Considerar as questões
ligadas à garantia de escoamento.


Seleção de materiais e controle de corrosão

Corrosão por CO2 e água em duto
• Ambiente corrosivo (CO2).
• Compatibilidade de materiais não metálicos
com CO2.
• Custo e suprimento de materiais especiais.
• Interação de aspectos de corrosão com
cargas dinâmicas em risers.
Duto recoberto por Inconel

Estratégia:
• Análise de ambientes corrosivos e
programa de testes de laboratório.
• Uso de materiais Corrosion Resistant
Alloys (CRA).
• Técnicas alternativas de proteção: Recobrimento de produto anti
tratamentos químicos, recobrimento corrosivo em vaso de processo Inibidor de corrosão
com materiais resistentes (cladeados).


Ações em andamento
UEP/Planta

Elevação e
Escoamento

Materiais

Poço
Reservatórios 03 de dezembro de 2009

Programa Tecnológico PROSAL

CENPES
Objetivo:
Desenvolver e disseminar tecnologias para
incorporar reservas e desenvolver a produção das
recentes descobertas do Pré-Sal.

Carteira de Projetos:
• Construção de poços (fluidos, resistência do
cimento, estimulação, controle na zona de sal,
137 Laboratórios multilaterais, alto angulo).
30 Plantas Piloto
• Geociências (estratigrafia química, integração
testemunho - perfil - teste, modelo geomecânico e
distribuição de fraturas, imageamento do pré-sal,
atributos sísmicos)
• Reservatórios: Otimização da recuperação dos
reservatórios.


Investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)

Da participação Entre 2006 - 2008: Cerca de 1500
especial: 1% da Rec Montante destinado a instrumentos
Bruta da Produção vai P&D foi R$ 3.123 MM contratuais
p/ P&D

ESTRATÉGIA DE INVESTIMENTO

• Ter no país infraestrutura capaz de simular fisicamente processos e fenômenos fundamentais relacionados aos
desafios tecnológicos da Companhia;
• Garantir que a infraestrutura externa à PETROBRAS seja complementar à interna e capaz de contribuir para o
atendimento das demandas tecnológicas da companhia.

Instalações PETROBRAS

Instalações PETROBRAS/ Instalações Instituições C&T
Instituições C&T (críticas) (complementar)


Redes Temáticas e Núcleos Regionais

CENPES: Parceria com mais de 120 universidades e centros de pesquisa no Brasil e 70 instituições
no exterior.

Construção de Infraestrutura de
pesquisa no país com padrão
internacional

38 Redes Temáticas
7 Núcleos Regionais
RJ - Rio de Janeiro(2) e Macaé(1)
BA - Salvador
RN - Natal
SE - Aracaju
ES - Vitória

Unidades Operacionais da PETROBRAS

Instituições de ensino e pesquisa nacionais
Construção de novos laboratórios
Ampliação de infra-estrutura
Aquisição de equipamentos
Núcleos Regionais


Oportunidades para a Indústria Nacional

Investimentos de E&P 2009-2013
Previsto o investimento de US$ 104,6 bilhões em E&P até 2013, sendo US$ 92,0 bilhões no Brasil

Investimento Total em Exploração e Produção 2009-2013: US$
104,6 bilhões
12% 13%

8%

18%
US$ bilhões

49%

Exploração Pré-sal Santos
Desenvolvimento da Produção Outros
Internacional


Conteúdo Nacional

• Política industrial para o desenvolvimento no país de uma cadeia produtiva
capaz de suprir as necessidades de equipamentos e serviços de engenharia,
evitando os efeitos negativos de um modelo extrativista exportador de
commodities;
• Possibilita a entrada de novos fornecedores, aumenta a competitividade e
fortalece a economia brasileira, com custos competitivos;
• Abre a possibilidade de o Brasil se tornar um exportador de tecnologia,
serviços e equipamentos;
• Ampliação da indústria nacional possibilita a criação de um ciclo virtuoso,
evitando-se a chamada “maldição do petróleo”;
• O fortalecimento do mercado interno gera emprego e renda.


Conteúdo Nacional

O processo associado à produção de petróleo e gás gera um efeito multiplicador
para toda a cadeia produtiva
US$ Bilhões

Investimento Colocação no Conteúdo
Área de Negócio Doméstico Mercado Nacional Nacional
2009-13 2009-13 (%)

E&P 92,0 48,9 53%

Abastecimento 46,9 36,6 78%

Gás e Energia 10,6 7,4 70%

Distribuição 2,1 2,1 100%

Biocombustível 2,1 1,9 83%

Áreas Corporativas 3,5 2,8 80%
Total 157,3 100,1 64%

Dos investimentos relacionados a projetos no País, cerca de 64% serão
contratados no mercado fornecedor local, levando a uma média anual de
US$ 20 bilhões
A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 12,6 bilhões


… mas de forma competitiva com a Indústria Mundial

Alguns exemplos de setores da indústria nacional de alta competitividade:
• Equipamentos Submarinos
• Cabeças de Poço
• Arvores de Natal Molhadas
• Manifolds
• Linhas Flexíveis
• Construção de Rebocadores
• ...


Convergindo para o cenário de queda nos custos

3T 2008
200 194 4T 2008
190 1T 2008 186
3T 2007 178
180
1T 2007 172 1T 2009
170 164 175
Índice UCCI (2000 = 100)

3T 2006
160 158
150 1T 2006
140 141
3T 2005
130
126
120
110
100
90
80
00

01

02

03

04

05

06

06

07

07

08

08

08

09
20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20
1T

3T

1T

3T

1T

3T

4T

1T
Fonte: Cambridge Energy Research Associates
IHS-CERA Índice de Custo de Capital
Projeto em Águas Profundas


Oportunidades de Fornecimento

Indústria Naval Indústria de Equipamentos Prestadores de Serviços
Construção de Unidades de Baleeiras e equipamentos de Serviços de perfuração e
Produção no Brasil salvatagem completação marítimos
Construção de sondas de Equipamentos de Projeto e construção de
perfuração e completação movimentação de cargas UPGN’s
no Brasil Vasos de pressão Manuseio de equipamentos
Construção de barcos de Motores, compressores e submarinos
apoio no Brasil turbinas Inspeção submarina
Inspeção e Manutenção da Válvulas diversas Gerenciamento de projetos
frota Ligas de aços resistentes a Manutenção de grandes
altas pressões e CO2 máquinas
Amarras de poliéster Serviços logísticos
Tubulações industriais Formação de mão de obra
Capacitação e certificação


Conclusões

O desenvolvimento do Pré-Sal está sendo executado pela Petrobras através de
um esforço integrado de Planejamento

Existem desafios técnicos e econômicos para otimizar o desenvolvimento das
áreas do Pré-Sal. No entanto, é importante frisar que nenhum destes desafios
representa um impedimento ao desenvolvimento do pólo Pré-Sal.

A obtenção de informações na atual fase, de avaliação exploratória, é essencial
para definir os sistemas de produção, controlando as incertezas e reduzindo os
riscos dos projetos.

A incorporação de novas tecnologias nos projetos de desenvolvimento de
produção é de grande relevância para a otimização dos mesmos.

A escala dos projetos previstos para o Pré-Sal deverá permitir um enorme
potencial de negócios para os fornecedores nacionais que forem competitivos e
estiverem dispostos a apoiar a Petrobras no desenvolvimento das soluções
necessárias para esta nova fronteira.


OBRIGADO


Para maiores informações:

Jaime Turazzi Naveiro

naveiro@petrobras.com.br

Av. República do Chile, 65 – 16º andar

E&P- PRESAL/DPROJ

Telefone (021) 3224-6361

20031-912 – Rio de Janeiro, RJ – Brasil


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