Itapu, o próximo campo gigante

A atenção da Petrobras no segmento de desenvolvimento da produção está voltada ao projeto de Itapu, que entrou em operação no final do ano passado, através da P-71, último FPSO da série de replicantes. Oriundo da cessão onerosa, o novo sistema agregará, ao longo dos próximos 25 anos, um volume de cerca de 600 milhões boe.

Operando interligado, até o momento, a um único poço produtor, o 1-RJS-704, o campo vem produzindo 53 mil barris/dia de óleo. A projeção da Petrobras é de alcançar, no final do ano, o pico de produção, com um volume de cerca de 150 mil barris/dia de óleo.

O volume de produção do primeiro poço produtor de Itapu é expressivo, até mesmo se comparado a outros campos do pré-sal. Segundo dados da Petrobras, o poço do cluster que registou maior produção até hoje foi o ATP-6, no campo de Atapu, que registrou a marca de 56,5 mil barris/dia de óleo

Localizado na parte central da Bacia de Santos, Itapu é o último sistema novo da cessão onerosa a iniciar produção. A Petrobras tem programada a entrada em operação de novos FPSOs nos campos de Búzios, Sépia e Atapu, mas os três já estão em produção e contam com outras unidades em produção.

Itapu terá apenas um único FPSO, que ficará interligado a um total de 12 poços (oito produtores e quatro injetores), sem a programação de entrada em operação de outros módulos. O sistema vem produzindo óleo tanto da parcela da cessão onerosa quanto da fatia do excedente, seguindo os percentuais estabelecidos no acordo de coparticipação de 51,7% da cessão onerosa e 48,29% da partilha de produção.

O desenvolvimento e a implantação do sistema de produção de Itapu exigiu o aporte de US$ 3,4 bilhões em investimentos.

Injeção e cronograma poços

A Petrobras trabalha, no momento, na interligação do primeiro poço injetor de água e gás, o segundo do projeto. A entrada em operação do poço injetor permitirá que a Petrobras deixe de queimar o gás do campo, possa interligar novos poços produtores e, futuramente, possa enviar o volume produzido para terra.

Batizado internamente de 9-ITP-02, o poço será conectado até março.  A Petrobras já interligou o umbilical do poço injetor.

Com o sistema todo completo, a Petrobras irá interligar novos poços à P-71. A meta é ter cinco poços em operação até o final do ano.

O próximo poço da lista, depois que o processo de injeção estiver estabilizado, será um novo produtor, que será interligado no segundo semestre. O segundo poço produtor de Itapu está previsto para ser interligado no segundo trimestre.

Em seguida, até o final de 2023, outros dois poços serão conectados à P-71, sendo um produtor e outro injetor. O pico de produção do sistema será atingido a partir da entrada em operação do quarto poço produtor, o 7-ITP-5D-RJS, programado para ser conectado no segundo semestre.

Ao longo de 2024 e 2025, a Petrobras prevê a interligação de seis poços. O último poço do sistema será interligado apenas em 2027.

Mesmo após a entrada em operação do poço injetor, a Petrobras seguirá sem escoar o gás produzido no projeto para a costa. A projeção da área de Desenvolvimento da Produção da petroleira é de que o sistema de escoamento de gás deverá estar disponível apenas em 2025.

A produção atual de gás da P-71 é de cerca de 579 mil m³/dia. O volume injetado a partir da entrada em operação do poço injetor deverá ser de cerca de 300 mil m³/dia de gás.

Embora o cronograma preveja que todo o sistema de escoamento de gás estará pronto a partir de 2025,  a P-71 só começará a exportar gás para a costa em 2035. Segundo a área de E&P da Petrobras,  estudos de simulação de reservatórios realizados em Itapu indicaram que a injeção de gás até essa data irá assegurar uma maior recuperação de óleo na jazida.

A estratégia de privilegiar a injeção de gás na jazida tem foco direto na premissa de manter a pressão do reservatório.

O gás produzido em Itapu será escoado, futuramente, através do gasoduto Rota 2. A projeção é de que a P-71 exporte  cerca de 2,5 milhões de m³/dia de gás

 Antecipação da produção

A entrada em operação da P-71 foi antecipada de 2023 para 2022. O FPSO foi originalmente concebido para operar no campo de Tupi, também localizado na Bacia de Santos, sendo que em 2020, quando a obra de conversão já estava em curso, a Petrobras decidiu realocar a unidade para o campo de Itapu.

De acordo com Mariana Cavassin Paes, gerente executiva de Desenvolvimento de Projetos da Petrobras, o caminho crítico para a transferência da P-71 era a adequação da plataforma replicante para outro campo. A petroleira conseguiu fazer todas as aquisições necessárias em prazos menores.

“Fomos mitigando os riscos ao longo do processo. De fato, a gente conseguiu executar as contratações necessárias para a adequação em tempo menor, ainda com a unidade na China, depois que decidimos transferir a P-71 de Tupi para Itapu”, declarou a executiva da Petrobras.

A decisão de transferir a P-71 para Itapu foi aprovada em outubro de 2020. Na ocasião, foi assinando acordo de ressarcimento com a Shell e com a Galp, suas parceiras no consórcio de Tupi.

A estratégia foi impulsionada pela avaliação de que a realocação permitiria antecipar o primeiro óleo do campo, deixando de lado a intenção inicial de contratar e construir uma unidade nova.

“Olhamos o portfólio da companhia e avaliamos a aplicação no projeto onde estava e em Atapu. A melhor aplicação para a companhia era Itapu e possibilitava ainda a antecipação do primeiro óleo”, detalhou a gerente executiva.

Na ocasião da decisão, a obra de construção do FPSO estava avançada, com cerca de 90%. A transferência de Tupi para Itapu exigiu adaptações técnicas na planta de produção e de processo.

Como Itapu tem menor teor de CO2 e uma razão gás-óleo (RGO) mais baixa que Tupi, ainda que os fluidos cheguem à unidade com uma temperatura maior, foi necessário fazer adequações técnicas no trocador de calor, bomba de serviço, linhas de poços, skid de injeção de produtos químicos e substituição do flare tip.

“Basicamente, hibernamos alguns módulos e removemos outros. O sistema de CO2 não era mais necessário e tivemos que colocar outros sistemas para suportar tanto os poços de alta vazão quanto o fluido com maior temperatura”, afirmou Mariana Cavassin Paes

Aprendizado da P-71

A construção da P-71 foi considerada um marco para a Petrobras. Última unidade da série de replicantes, que começou com a P-66, o FPSO incorporou diversos aprendizados acumulados ao longo dos cerca de dez anos de construção das outras plataformas.

A avaliação da Petrobras é de que o resultado final da P-71 prepara a empresa para os desafios de novas unidades em construção no momento para entrar em operação.

A obra de integração da P-71 foi realizada no estaleiro Jurong, em Aracruz, no Espírito Santo. O FPSO tem capacidade para produzir 150 mil barris/dia de óleo e 6 milhões de m³/dia de gás.

O início da obra foi realizado no estaleiro CIMC Raffles, na China. A P-71 chegou ao Brasil em 2020, sendo levada diretamente para o estaleiro Jurong.