MATÉRIA DE CAPA
E os poços do campo de Tupi foram cons- truídos num ritmo três vezes mais rápido do que no início das operações, o que se traduz em uma economia de milhões de dólares. Tudo isso graças à evolução do conhecimen- to no pré-sal, da aplicação das mais moder- nas tecnologias, além da padronização de equipamentos submarinos e dutos flexíveis, entre outros avanços. “E é nesse mesmo campo que continuamos a nossa jornada de desenvolvimento apoiado por tecnologias, como o projeto de digital twins (gêmeos di- gitais) na P-66”, destaca a Petrobras. Nova unidade Ao longo dessa trajetória, o campo de Tupi passou a responder por cerca de 23% da produção nacional de petróleo. A marca simbólica alcançada no início de 2026, após intervenções operacionais e otimizações nos sistemas produtivos, reafirma o papel estra- tégico desse ativo na carteira da Petrobras. Tupi se consolidou como laboratório tecnológico do pré-sal, sendo responsável por avanços decisivos em completação de poços, gestão de reservatórios carbonáti- cos, reinjeção e escoamento de gás, além da padronização de projetos de FPSOs de alta capacidade. O desenvolvimento de Tupi sintetiza a curva de aprendizado do Brasil no pré-sal. Mais do que um campo produtor, Tupi representa a base técnica, industrial e estratégica sobre a qual se estruturou a atual posição do país no mercado global de petróleo e gás. Por isso mesmo, há expecta- tivas de que o ativo-rei do pré-sal ganhe a sua décima unidade.
Essas unidades passaram a operar com capacidades semelhantes, da ordem de 150 mil barris de petróleo por dia e processa- mento de 6 a 8 milhões de metros cúbicos de gás, dependendo do arranjo operacional e do estágio de maturidade dos poços. O campo impulsionou a criação de tecnologias pioneiras para a indústria do petróleo, superando desafios inéditos em águas profundas e ultraprofundas e deixan- do um legado de inovação para o setor. Das dez tecnologias inovadoras aplicadas no pré sal que garantiram à Petrobras, em 2015,
dia e processamento de aproximadamente 8 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia, reforçando a integração entre Tupi e os reservatórios adjacentes. Inovação premiada O desenvolvimento continuou com o FPSO Cidade de Itaguaí, em 2015, alocado na área de Iracema Norte, também com capacidade da ordem de 150 mil barris por dia, seguido pelos FPSOs Cidade de Maricá e Cidade de Saquarema, ambos em 2016, consolidando o chamado “miolo produtivo” de Tupi.
o Distinguished Achievement Award da Offshore Technology Conference (OTC), nove foram utilizadas em Tupi. A partir de 2017, o campo recebeu uma nova geração de unidades de grande porte. O FPSO P-66, integrado ao projeto Lula Sul, iniciou produção em 17 de maio de 2017, com capacidade de 150 mil barris de óleo por dia. Em 23 de outubro de 2018, entrou em operação o FPSO P-69, no Lula Extremo Sul, com a mesma capacidade nominal. O ciclo se completou em fevereiro de 2019, com o início de operação do FPSO P-67, alocado no Lula Norte, consolidando o campo como o maior ativo produtor da Petrobras e um dos maiores do mundo em águas profundas. Em 2024, 14 anos após o início das opera- ções na região, tornou-se o ativo com maior produção em águas profundas do mundo, superando à marca de 2,5 bilhões de barris de óleo equivalente acumulados – enquanto o campo de Marlim, no pós-sal da bacia de Campos, que produz há mais de 30 anos, levou aproximadamente 18 anos para atingir 2 bilhões. Estrutura subsea A infraestrutura submarina desse mega- campo é tão complexa quando as unidades offshore, às quais estão interligadas 2.205 km quilômetros de linhas submarinas, como risers, flowlines e umbilicais, e 117 poços, entre produtos e injetores de água ou gás, e de linhas submarinas.
Foto: Divulgação
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REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL
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