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

☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺

☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺ ☺☺☺☺

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☺ ☺ ☺ ☺

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?