MATÉRIA DE CAPA
Na vanguarda do pré-sal
BW Cidade de São Vicente. A operação piloto, acompanhada por autoridades do governo federal à época, teve papel crucial para validar modelos geológicos, sistemas de elevação artificial, comportamento do reservatório e soluções de escoamento em águas ultraprofundas. Foi esse teste que confirmou a viabilidade técnica e econômica do pré-sal, abrindo definitivamente a nova fronteira exploratória brasileira. Com os resultados positivos dos TLDs, a Petrobras avançou para a implantação do sistema definitivo de produção, que come- çou a entrar em operação a partir de 2010. O FPSO Cidade de Angra dos Reis foi a primeira unidade definitiva do campo, iniciando produção em outubro do mesmo ano. Projetado para processar cerca de 100 mil barris de petróleo por dia, com capacidade de processamento de gás natural na casa de 150 milhões de metros cúbicos por dia e armazenamento de aproximadamente 1,6 milhão de barris, o FPSO Angra dos Reis consolidou o modelo que seria replicado e ampliado nos anos seguintes. A expansão prosseguiu em ritmo acelerado a partir de junho de 2013, quando entrou em operação o FPSO Cidade de Paraty, alocado no setor nordeste do campo, com capacida- de de produção estimada em 120 mil barris por dia. Na sequência, em outubro de 2014, foi a vez do FPSO Cidade de Mangaratiba, operando na área de Iracema Sul, com capa- cidade nominal de 150 mil barris de óleo por
FPSO P-66 (Lula Sul)
O campo conhecido como Tupi — oficial- mente rebatizado em 2010 como Lula e, posteriormente, revertido ao nome Tupi, em 2020 — está no centro da mais profun- da transformação já vivida pela indústria petrolífera brasileira. Localizado em águas ultraprofundas da bacia de Santos, foi a primeira grande descoberta comercial do pré-sal brasileiro, redefinindo o papel do país no cenário energético global e impondo desafios tecnológicos inéditos à Petrobras e à cadeia de óleo e gás nacional. A descoberta foi anunciada oficialmente em 2007, após campanhas exploratórias iniciadas no ano anterior que identificaram volumes significativos de óleo sob uma espessa camada de sal. O reservatório está localizado a cerca de 2.000 metros de lâmina d’água, sob aproximadamente 2.000 metros de sal e mais 3.000 metros de rocha, uma condição até então pouco explorada comercialmente no mundo. O anúncio marcou um divisor de águas para o setor, sendo considerado uma das maiores descobertas globais daquele período e abrindo caminho para que o Brasil passasse a figurar entre os grandes produtores mundiais de petróleo. O passo seguinte veio com o início da produção em regime experimental. Em 1º de maio de 2009, o campo produziu seu primeiro óleo, por meio de um Teste de Longa Duração (TLD), realizado com o FPSO
* Início de produção: 17 de maio de 2017 * Capacidade de produção de óleo: 150.000 barris/dia * Capacidade de processamento de gás: ~6 milhões de m³/dia * Observação: parte da estratégia de aumen- to sustentado da produção no sul do campo.
Foto: Divulgação
FPSO P-69 (Lula Extremo Sul)
* Início de produção: 23 de outubro de 2018 * Capacidade de produção de óleo: 150.000 barris/dia * Capacidade de processamento de gás: ~6 milhões de m³/dia
Foto: Divulgação
FPSO P-67 (Lula Norte)
* Início de produção: Fevereiro de 2019 * Capacidade de produção de óleo: 150.000 barris/dia * Capacidade de processamento de gás: ~6 milhões de m³/dia.
Foto: Divulgação
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REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL
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