View
0
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
I Seminário sobre Aumento do Fatorde Recuperação no Brasil
DESAFIOS E LIÇÕES APRENDIDAS PARA O AUMENTODE FATORES DE RECUPERAÇÃO NA BACIA DE CAMPOSATRAVÉS DA INTEGRAÇÃO DE DISCIPLINAS
PETROBRAS
23 e 24 de Março de 2017
Local: Rio de Janeiro
Carlos Frederico Cardoso Bastos (UO-BC/PRDC/PRDC-MRL-AB) - ApresentadorAnderson Rapello dos Santos (POÇOS/CAMAP-AR-AP/PROJ)Marcello Augustus Ramos Roberto (SUB/ES/EECE/ECE)
PETROBRAS
AGENDA
� AMBIENTE E SISTEMÁTICA DE GERENCIAMENTO DE PROJETOS
� OTIMIZAÇÃO DE INVESTIMENTOS E REDUÇÃO DE CUSTOS
� AUMENTO DA EFICIÊNCIA OPERACIONAL E REDUÇÃO DE PERDAS
� TECNOLOGIAS DE PROCESSAMENTO E BOMBEAMENTO NO E&P
� TECNOLOGIAS DE POÇOS NO E&P
� REVITALIZAÇÃO DE UEP E SISTEMAS DE PRODUÇÃO
� CASOS DE SUCESSO E INSUCESSO
PETROBRAS
AMBIENTE E SISTEMÁTICA DE GERENCIAMENTO DE PROJETOS
ANP
AMBIENTE DE GERENCIAMENTO DE PROJETOS
IBAMA
Receita
Marinha
Sindicato
Gerenciamento
de Projetos
Operação
Exploração
Sociedade
Poços
Engenharia Submarina
Reservatórios
Logística
Armazenamento e Descarte
SMS
Recursos Críticos – Sondas e Barcos
Jurídico
Relacionamento Órgãos Externos
Desenvolvimento de tecnologias
Parcerias com empresas
especialistas
Contabilidade / Tributário
O que fazer?
Dólar em Alta
Barril em Baixa
Requisitos Ambientais
RequisitosLegais
CamposMaduros
$Desafios
Tecnológicos
AMBIENTE DE GERENCIAMENTO DE PROJETOS
SISTEMÁTICA DE PROJETOS DA PETROBRASDesenvolvimento Inicial e Projetos Complementares
- Possibilidade de junção de Fases, a depender da complexidade do projeto (fast-tracking, antecipação do início de operação)
- Oportunidade de Ganho: envolvimento de todas as áreas da Companhia nas fasesiniciais dos projetos, aumentando a probabilidade de sucesso dos empreendimentos
Fonte: PRODEP - Programa de Desenvolvimento e Execução de Projetos de Exploração e Produção
PETROBRAS
OTIMIZAÇÃO DE INVESTIMENTOS E REDUÇÃO DE CUSTOS
REDUZINDO ORÇAMENTO DE PROJETOS...
� Processo crítico principalmente na implantação de projetos complementares em campos
maduros, impactando diretamente na economicidade destes projetos
� Exemplos de esforços para reduzir investimentos e viabilizar projetos complementares:
• Pool de Recursos
• Reaproveitamento de materiais de outros projetos
• Remanejamento de linhas de poços próximos às novas locações
• Aproveitamento das facilidades de produção, sem alteração ou com pequenas
alterações de capacidade
• Extensão de vida útil de equipamentos
• Perfuração de poços em cluster (otimização da campanha de poços)
• Instalação de BAP e ANM à cabo
• Avaliação da necessidade de poços-piloto
• Avaliação de novas tecnologias
• Etc...
REDUZINDO CUSTOS OPERACIONAIS...
� Ações de redução de custos operacionais em uma UO madura (dia-a-dia):
• Otimização de frota de barcos de transbordo
• Otimização de aeronaves
• Implantação de treinamentos a distância (EAD), Gerenciamento de consumo de
serviços de TIC (licenças de software, videocom, etc)
AUMENTO DA EFICIÊNCIA OPERACIONAL E REDUÇÃO DE PERDAS
PETROBRAS
PROGRAMA DE EFICIÊNCIA OPERACIONAL (PROEF)
- Programa criado em maio de 2012
- Cenário: tendência de queda de Eficiência Operacional desde 2009
- Foco em ações corretivas para recuperação da eficiência e integridade de unidades implantadas
- Programa estruturante do Plano de Negócios e Gestão (PNG)
- Patrocínio da Alta Gestão da Companhia
- Implantado na UO-BC, UO-Rio e posteriormente na UO-ES
- Filosofia: Avaliação dos Gaps para alocação dos recursos humanos/críticos/físicos
88 %
80 %
71 % 70 % 69 %67 %
64 %
60 %
56 % 56 %
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Histórico Pré-PROEF de Eficiência das UEP da UO-BC
Histórico Projeção
PROGRAMA DE EFICIÊNCIA OPERACIONAL (PROEF)Histórico e Resultados
Redução no patamar de perdas em poços e sistemas
submarinos de 25% para 9 do potencial, principalmente
pelo aumento da disponibilidade de recursos
críticos, equipamentos, ferramentas, etc
PROGRAMA DE EFICIÊNCIA OPERACIONAL (PROEF)Histórico e Resultados
Identificada necessidade de revisão do Programa, focando as novas criticidades da UO-BC, de forma a manter os ganhos obtidos até o
momentoNo final de 2016, são identificadas oportunidades de melhoria nos processos de gestão para atuar no controle de perdas de topside (manutenção da Integridade das Plantas de Processo
e Compressão), que resultam em nova revisão do Programa
PROGRAMA DE EFICIÊNCIA OPERACIONAL (PROEF)Histórico e Resultados
88 %
80 %
71 % 70 % 69 %67 %
64 %
60 %
56 % 56 %
72 %
75 %
80 % 80 %
77 %78 % 79 %
77 %79 %
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Histórico e Projeção de Eficiência das UEP da UO-BC
Pré-PROEF(Histórico)
UO-BCPROEF 1
UO-BCPROEF 2
UO-BCPNG 17-21
PETROBRAS
TECNOLOGIAS DE PROCESSAMENTO E BOMBEAMENTO NO E&P
TIMELINEAplicações de P&B na Petrobras
Média de 26 equipamentos de Processamento e Bombeamentosendo operados pela Petrobras entre 2014 e 2016
1994 ... 2001 ... 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BCSSUO-BC
VASPSMarimbá
MOBOJubarte
S-BCSSEspadarte
BMSHABarracuda
RWIAlbacora
SSAOMarlim
SBMSMarlim
MOBOGLF-13GLF-15GLF-16
MOBOGLF-27GLF-28JUB-09JUB-14
MOBOJUB-11JUB-13JUB-16Jub-18JUB-19
MOBOJUB-33
MOBOJUB-27JUB-31
S-BCSSChinook&Cascade
MOBOGLF-38JUB-047-BLF
RWIAlbacora
MOBOJUB-54
S-BCSSJUB-51JUB-06JUB-37
MOBOGLF-01
Sistemas deProcessamentoe Bombeamento
Instalados Breve HistóricoPrincipais características dos cenários para aplicação da
tecnologia
SSAO 1Instalado em Marlim. Vazão = 3.500 m3/d,BSW = >70%, Eficiência de Separação = 85%.
Alto BSW, falta de capacidade para tratamento de água na plataforma,
campos maduros.
BMSHA 1Instalada em Barracuda. Potência: 1,5 MW, ∆P=60 bar, Vazão = 3.000 m3/d, GFV = 60%.
Alto RGO, aumento da vazão de produção.
RWI 3Instalados em Albacora, Bacia de Campos.Potência = 1,4 MW, ∆P = 110 bar, Vazão =9.600 m3/d
Falta de capacidade de injeção de água da plataforma.
VASPS 1Instalado em Marimbá. Vazão = 2.000 a 3.000m3/d, GVF = 90%, Eficiência de Separação =acima de 99%
Alto RGO, aumento da vazão de produção.
S-BCSS 6Instalado em Espadarte, Chinook & Cascade eParque das Baleias. Potência: 1200 e 1500 Hp,∆P = 70 bar, Vazão = 3.000 m3/d
Baixo RGO, aumento da vazão de produção.
MOBO 15Instalado em Jubarte, Golfinho e EspíritoSanto Submarino. Potência: 1200 e 1500 Hp,∆P = 70 bar, Vazão = 3.000 m3/d
Baixo RGO, aumento da vazão de produção.
BCSS 15Instalados na BC e no ES. Vazão = 1.000 a3.000 m3/d, Potência: 1200 hp, ∆P = 70 bar,Vazão = 3.000 m3/d
Baixo RGO, aumento davazão de produção
SISTEMAS DE PROCESSAMENTO E BOMBEAMENTOEquipamentos Instalados
PETROBRAS
TECNOLOGIAS DE POÇOS NO E&P
Zonas de interesse com diferentes pressões e características de fluido
Condições ambientais e de segurança diferentes das originais quando do desenvolvimento inicial de produção
Condições econômicas diferentes das originais quando do desenvolvimento inicial de produção
Necessidade de configurações de poço que incorporem soluções que viabilizem técnica e economicamente os projetos
Maior complexidade das configurações propostas
Poços de menor duração e custo
Poços com seletividade
Desa
fios
Con
sequênci
as
ASPECTOS DE POÇOS X INCORPORAÇÃO DE RESERVASMúltiplos desafios para Projetos Complementares
P1
P2
P3
☺
P4
P5
1Poço Slender 4 fases com
piloto e GPH
4Poço Ultra Slender de 3 fases com sistema alternativo de CA
2Poço Slender 4 fases com GPH
e seletividade mecânica
3Poço Slender de 4 fases com GPH e seletividade remota
5 Poço Bilateral
☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺
☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺
☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺
☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺
☺ ☺ ☺ ☺
Complexidade-
+
1 2 3 4 5
ALTERNATIVAS DE POÇOS AVALIADASProjeto DPC para Arenitos
SlenderPack Off Less Ultra Slender
Extenso com Seletividade mecânica
Extenso com Seletividade remota Multi-Lateral
1 2 3 4 5
78 78 49 18288
3
1,81
2
432,5
1
2
4
32,9
1
2
4
3 3,6
1
2
4
3 3,2
1
2
4
BMA
1 2 3 4 5 6 98
7
BMA
Tela Hidráulica
Packer CtR
1 2 4 75 6 98
BMA
1 2 3 4 5 6 98
7
BMA
1 2 3 4 5 6 98
7
Junção
1 2 3 4 5 6 98
7
Unidades de
Custo
Co
mp
lex
ida
de
Ma
turi
da
de
Te
cno
lóg
ica
ANALISANDO AS CONFIGURAÇÕES PROPOSTAS...
1 2 3 4 5
-
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
-
50
100
150
200
Slender Slender Longa ExtensãoSel. Mecânica
Slender Longa ExtensãoSel. Remota
TOTUS Bilateral
Custo (MM US$)
Produtividade (kbpd)
OPEX
Custo Normalizado (MM US$/kbpd)
Complexidade
ANALISANDO AS CONFIGURAÇÕES PROPOSTAS...
Iniciativa de otimização
Redução de Fase
Início de Poço com superfície esbelto
Tecnologias e Disciplinas Críticas
Otimização Completação
Cimentação fase 2 extensa
Perfuração fase 4 extensa com ARN e FLH
Isolamento revestimento da fase 3
Estratégia Contenção Areia
TOT
Telas Darcy com ICD
Mitigação de Incrustação nas telas
SAS
LCGP com fluido sintético
Maturidade Complexidade
1
2
3
4
5
6
7
8
9
IdentificaçãoOportunidade
SeleçãoOportunidade
DefiniçãoOportunidade
ImplantaçãoOportunidade1 2 3
DESAFIOS TECNOLÓGICOS ASSOCIADOS
PETROBRAS
REVITALIZAÇÃO DE UEP E SISTEMAS DE PRODUÇÃO
CONCEITO DE REVITALIZAÇÃO
Atual Irreal
IdealRevitalização
CONCEITO DE REVITALIZAÇÃO
* Nota técnica ANP 168/2015/DSP
REVITALIZAÇÃO DAS UEPs X CONCESSÕES
UEP não apresenta economicidade(Produção Reduzida + Altos custos de Revitalização da UEP)
DescomissionamentoEx.: P07, P12, P15 P27, P33
UEP apresenta economicidade(Manutenção da Operação da UEP)
Revitalização da UEP(Extensão de Vida)
Ex.: Demais
UEPs UO-BC
Poços
Novos: 10 produtores
Remanej.52 prod. + 36 inj.
Coleta
+ de 500 km umbilicais
Manifolds:
12 produção + 06 injeção
UEP
De 09 para 02 unidades
Poços
Novos: em avaliação
Remanejados: em avaliação
Coleta
Linhas flexíveis: reaproveitamento em
avaliação
Manifolds: em avaliação
UEP
De 02 para 01 unidade
Oportunidades de Longo Prazo(Previsão de Produção de longo prazo / UEPs atuais em
operação há cerca de 20 anos)
Revitalização da Concessão
Ex.: Marlim e Albacora
Marlim*
(UO-BC)
Albacora
(UO-BC)
Projetos em Fase de Planejamento
Continuidadeda Produção
Redução de Custos Operacionais
Aumento do FR das Concessões
PETROBRAS
CASOS DE SUCESSO E INSUCESSO
• 2008 a 2010: Implantação de piloto dos reservatórios Siri/São Tomé: produção dos poços BD-18 e BD-20 para o FPSO Rio das Ostras. Piloto indicou boa produtividade do reservatório na sua porção centrale elevada viscosidade do óleo do reservatório
• 2011 a 2013: Perfuração de dois poços ADR (BD-21 e BD-22) revelou baixa qualidade permoporosa doreservatório nas regiões noroeste e sudoeste
• 2014 a 2016: Consideração de estudos de P&D para o desenvolvimento de óleo extra-viscoso paraminimizar perda térmica e geração de vapor no ambiente offshore. No entanto, a injeção contínua devapor mostra forte canalização entre injetor e produtor, não proporcionando até o momento aumentosignificativo no FR a ponto de viabilizar economicamente sua implantação.
CASO DE INSUCESSODesenvolvimento de P&D para Óleo Extra-Viscoso
Lições Aprendidas e Conclusões
� O investimento realizado em aquisição dedados mostrou-se fundamental para aredução de incertezas na caracterizaçãodo reservatório
� Apesar dos estudos desenvolvidos peloCENPES no âmbito de P&D, asalternativas avaliadas se mostraramtécnica ou economicamente inviáveispara implantação no projeto
• 1985: Descoberta do campo
• 1991: Início de produção (Sistema Pré-Piloto)
• 1994 a 2000: Desenvolvimento Módulos 1, 2, 3 e 4
• 2002: Pico de produção do campo (613 mil bpd)
• 2016: Entrada de operação do MRL-227 (março)
• Situação Atual: 07 plataformas de produção e 02plataformas de processamento. Produção média de187 mil bpd (2015)
CASO DE SUCESSOCampo de Marlim (Bacia de Campos)
Lições Aprendidas e Conclusões
� Evolução na concepção de construção de poços/estratégia de completação
� Investimento para obtenção de dados: 4 sísmicas 4D nos últimos anos
� Gerenciamento da drenagem e varrido com injeção de água
� Sucesso nos Projetos complementares de adensamento e poços de borda
PERGUNTAS?
Recommended