A HISTORIA DO PETRÓLEO NO BRASIL

UNIVERSAL OIL & GAS PETROLEUM COURSE
DELIVERING KNOWLEDGE DEVELOPING COMPETENCE
Quality, Planning, Ability, Activation, is Our Performance
HISTÓRICO DA ATIVIDADE OFFSHORE NO BRASIL
A exploração de petróleo em reservatórios situados na área offshore no Brasil iniciou-se em 1968,
na Bacia de Sergipe, campo de Guaricema, situado em lâmina d’água de cerca de 30 metros na
costa do estado de Sergipe, na região Nordeste.Para o desenvolvimento na bacia de Sergipe
aplicaram-se as técnicas convencionais da época para campos de médio portes: plataformas fixas
de aço, cravadas através de estacas, projetadas somente para produção e teste de poços,
interligados por uma rede de dutos multifásicos. Todo o complexo era ligado, também, por duto
multifásico, a uma estação de separação e tratamento de fluidos produzidos localizada em terra.
As primeiras plataformas, principalmente as instaladas nos campos de Guaricema, Caioba,
Camorim e Dourado, eram, com pequenas variações, do tipo padrão de quatro pernas, convés
duplo, guias para até seis poços, sistema de teste de poços e de segurança. A perfuração e a
completação dos poços eram executadas por plataformas auto-elevatórias (Jack-up) posicionadas
junto à plataforma fixa. Posteriormente os projetos foram implementados e a perfuração dos poços
passou a ser feita, também, por sondas moduladas instaladas diretamente no convés superior das
plataformas e assistidas por navios tender.
Nos anos seguintes, com o aumento da atividade, não só na costa de Sergipe, mas também nas de
Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará, a Petrobras decidiu desenvolver projetos próprios de
plataformas que atendessem às características de desenvolvimento dos campos. Este esforço
resultou em 3 projetos de plataformas fixas distintos, conhecidas como plataformas de 1a., 2a. e
3a. famílias.
A plataforma de 1a. família era similar às plataformas fixas iniciais desenhada para ter até 6 poços
de produção e podiam ser instaladas em lâmina d’água de até 60 m; se necessário com um
pequeno módulo para acomodação de pessoal.
A plataforma de 2a. família comportava a produção de até 9 poços, permitia a separação primária
de fluidos produzidos, sistema de transferência de óleo, sistema de teste de poços, sistema de
segurança e um sistema de utilidades. Era uma com acomodações de pessoal.
As plataformas de 3a. família tinham a concepção mais complexa. Permitiam a perfuração e
completação de até 15 poços e as facilidades de produção podiam conter uma planta de processo
completa (teste, separação, tratamento e transferência de fluidos), sistema de compressão de gás,
sistema de recuperação secundária, sistemas de segurança e de utilidades e acomodação de
pessoal. As plataformas de 3a. família tinham concepção apropriada para atuarem como
plataformas centrais.

Em 1975, para o desenvolvimento dos campos de Ubarana e Agulha, no Rio Grande do Norte,
além das plataformas de aço convencionais, decidiu-se pela utilização de plataformas de concreto
gravitacionais, segundo concepção do consórcio franco-brasileiro Mendes Jr. – Campenon Bernard
Foram utilizadas 3 destas plataformas, duas em Ubarana e uma em Agulha. Pela concepção
original, cada plataforma comportava a perfuração e a completação de até 13 poços, separação,
tratamento, armazenamento e transferência de óleo, compressão de gás além dos sistemas de
utilidades, segurança e alojamento de pessoal. As plataformas, em formato de caixa têm um
convés único medindo cerca de 2.500 m2 além de um espaço interno, chamado de "galeria
técnica" para instalação de bombas de transferência, sistema de lastro e tratamento/descarte de
água produzida.
A planta de processo de cada plataforma comportava uma produção de 5.000 m3/dia de óleo e a
capacidade do tanque de armazenamento era de 20.000 m3. A altura total da plataforma era de 25
metros, instalada em locais de lâmina d’água aproximada de 13 metros. São instalações que se
destinavam a operar como plataformas centrais. As plataformas de concreto, que tiveram largo uso
no Mar do Norte, têm uso limitado na área offshore brasileira em pequenas lâminas d’água.
A Bacia de Campos – primeiras descobertas
Até 1977 as atividades de produção offshore no Brasil limitaram-se às áreas do Nordeste brasileiro
em lâminas d’água de até 50 metros.
Em 1974 houve a primeira descoberta de petróleo na Bacia de Campos, atualmente a principal
província petrolífera do Brasil, localizada na parte marítima do estado do Rio de Janeiro, na região
Sudeste do país.
Entretanto, a atividade começou em agosto de 1977, na segunda descoberta, com o campo de
Enchova, em lâmina d’água de 120 metros. Um novo conceito, em termos de explotação, foi
introduzido, denominado Sistema Antecipado de Produção (EPS).
Na 1ª fase deste desenvolvimento a plataforma de perfuração semi-submersível foi equipada com
uma planta de processamento simples. A produção fluía para a superfície através de uma árvore
teste (árvore EZ) suspensa pela plataforma de perfuração, dentro do sistema de prevenção de
blowout (BOP) e do riser. O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O óleo processado
era então transferido através de uma mangueira flutuante para um navio tanque ancorado nas
proximidades, ligado a um sistema de ancoragem de quatro pontos.
Na segunda fase, uma outra semi-submersível, Penrod-72, também parcialmente convertida em
plataforma flutuante de produção, foi usada.
Como na fase inicial, a plataforma era posicionada sobre um poço produtor usando uma árvore de
BOP de superfície, enquanto um segundo poço submarino era colocado em produção através de
uma árvore "molhada", a uma profundidade de água recorde de 189 metros. Da árvore submarina,
a produção fluía para a Penrod-72 através de um sistema flexível livre de linhas de escoamento e
riser, que incluía um umbilical de controle para comunicação entre a árvore e a plataforma. O óleo
processado dos dois poços era transportado através de uma linha de escoamento e riser flexíveis
até uma monobóia ancorada por um sistema de pernas em catenária, Catenary Anchor Leg
Mooring (CALM). Uma segunda linha de escoamento e riser flexíveis era conectada entre a
Penrod-72 e a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua.

Sedco-135D / SS6
Foi o nascimento do Sistema de Produção Antecipada, capaz de antecipar a produção, e, ao
mesmo tempo, fornecer dados detalhados sobre o reservatório. Estes dados foram então usados
para o projeto do sistema permanente de exploração que, uma vez no local, permitia o emprego
dos EPS em outra área. As vantagens do uso de risers flexíveis foram a acomodação do
movimento das unidades flutuantes e a facilidade de sua instalação. Adicionalmente, os risers e
linhas de fluxo flexíveis eram frequentemente reutilizadas em novos sistemas.
Apesar do fato de que era somente o segundo sistema flutuante de produção no mundo, esse
conceito realmente ganhou força no Brasil. A surpreendente alta segurança e baixo custo indicam
que o EPS era a concepção em águas profundas, pelo menos nesta parte do hemisfério. A partir
de então, e visando principalmente uma antecipação de produção, os sistemas flutuantes foram
largamente empregados na Bacia de Campos.
Um evolução natural deste sistema foi a completa conversão das plataformas semi-submersíveis
de perfuração em unidades flutuantes de produção, que tem sido mundialmente seguido, depois
desta primeira experiência de sucesso.
O campo de Garoupa, primeiro a ser descoberto, também em lâmina d’água de 120 metros,
somente entrou em produção em 1979, juntamente com o de Namorado, este em lâmina d’água de
160 metros. Apesar de se tratar de campos com potencial superior aos campos marítimos do
Nordeste, a utilização de sistema de produção com plataformas fixas e tubulações rígidas não era
economicamente viável por serem isolados e muito distantes do litoral, cerca de 80 km.
Optou-se então pelo conceito de sistema flutuante de produção utilizando navio. A concepção
envolvia tecnologia pioneira e foi um marco na atividade offshore mundial. O sistema compreendia
8 poços de produção com completação seca utilizando câmaras atmosféricas, manifold
atmosférico, navio para processamento da produção atracado a uma torre articulada e navio para
carregamento de óleo atracado a outra torre articulada. Todo o sistema era interligado por
tubulações flexíveis.
A concepção não voltou a ser utilizada pela Petrobras por problemas técnicos e econômicos
particulares do projeto. Contudo, contornados os problemas e eliminados os aspectos pioneiros,
mostrou-se perfeitamente viável. Paralelamente, um programa de implantação de um sistema
definitivo de produção foi desenvolvido. O programa compreendeu o projeto, fabricação, transporte,
instalação e montagem de 7 plataformas fixas de aço, de grande porte, e o projeto, fabricação e
lançamento de aproximadamente de 500 km de dutos rígidos no mar e 500 km em terra, para
escoamento de óleo e gás.

As plataformas do Sistema Definitivo da Bacia de Campos, implantado em 1983, foram instaladas
em lâminas d’água variando entre 110 e 175 metros e concebidas segundo dois tipos principais:
* Plataformas Centrais. Tipo fixa de aço, cravadas por estacas, com 8 pernas, para perfuração e
produção de poços, equipadas com plantas completas de processo da produção, sistema de
tratamento e compressão de gás, sistemas de segurança e utilidades e acomodação de pessoal. A
capacidade de produção dessas plataformas varia de 15.000 a 32.000 m3/dia de óleo (95.000 a
200.000 bpd).Plataformas Satélites. Semelhantes às plataformas centrais, porém a planta de
processo da produção compreendendo apenas um estágio de separação primária de fluidos
produzidos. A capacidade varia de 8.000 a 10.000 m3/dia de óleo (50.000 a 63.000 bpd). Estas
plataformas com concepção semelhante às utilizadas no Mar do Norte, são bastante diversas
daquelas instaladas na região Nordeste do Brasil que têm concepção semelhante às plataformas
do Golfo do México.
Pólo Nordeste
A partir de 1984, a Bacia de Campos começou a mostrar seu completo potencial, com a descoberta
de campos gigantes em águas profundas que, à época, variavam de 300 a mais de 1.000 metros
de lâmina d’água.
Enquanto a Petrobras analisava o desenvolvimento de tecnologia para produzir esses campos, o
desenvolvimento do Pólo Nordeste – abrangendo os campos de Pargo, Carapeba e Vermelho –
era realizado. A partir de 1989, 7 plataformas fixas foram instaladas, todas utilizando bombas
elétricas submersas (ESP).
O desenvolvimento do Pólo Nordeste inclui:
Instalação de 6 templates;
Perfuração e completação de 120 poços, com ESP;
Instalação de 5 plataformas satélites de produção e 1 sistema central com duas plataformas
geminadas, uma para a planta de processo e outra para utilidades (Pargo 1A e Pargo 1B);
Lançamento de 70 km de linhas de escoamento e 50 km de cabos elétricos de força
submarinos.

Águas Profundas
Em 1984, o campo de Albacora foi descoberto seguido por: Marimbá (1985), Marlim (1985), Marlim
Sul (1987), Marlim Leste (1987), Barracuda (1989), Caratinga (1989) e Roncador (1996). Esses
campos estão situados em lâminas d’água superiores a 300 metros (profundidades limite para o
uso de mergulhadores na instalação, operação e manutenção) e demandaram o desenvolvimento
de tecnologia pioneira para serem postos em produção.
O campo de Marimbá, localizado em lâminas d’água que variam entre 350 e 650 metros, pode ser
considerado um verdadeiro laboratório onde a tecnologia de produção em águas profundas so
sistema flutuante de produção com semi-submersível, foi testada e colocada em produção.
Instalado em 1986, o sistema consiste de uma plataforma
semi-submersível (P-15) situada em lâmina d’água de 243
metros que recebe e processa a produção de 11 poços com
completação submarina. Um dos poços desse sistema, o 1-
RJS-24 estabeleceu o recorde mundial de completação
submarina em abril de 1985 a 385 metros. Em 1988, o 3-RJS-
376 entrou em produção em lâmina d’água de 492 metros,
estabelecendo novo recorde mundial.
O campo de Albacora ocupa uma área de 115 km2 em lâmina
d’água de 230 a 1.000 metros; suas reservas totalizam 600 milhões de barris. Seu
desenvolvimento foi dividido em três fases. Cada fase foi usada para fornecer informações, testar
novos conceitos, e permitir fluxo de caixa inicial para financiar as fases seguintes:
Fase 1 (Sistema Piloto/1987). Este sistema compreendeu 6 poços conectados a um
manifold submarino, produzindo para uma Unidade Flutuante de Produção, Armazenagem e
Descarregamento (FPSO-PP Moraes) e monobóia CALM, numa configuração de Single
Buoy Storage (SBS – rigidamente conectada ao navio tanque), ancorados a 230 metros de
lâmina d’água. Os transbordos de óleo foram conduzidos através da monobóia SBS para um
navio tanque ligado a uma segunda monobóia. A profundidade de água dos poços
submarinos variava de 252 a 335 metros. A monobóia SBS usada nesse sistema
estabeleceu novo recorde mundial naquela época.
Fase 1A (1990). Outros 11 poços e um segundo manifold submarino foram adicionados ao
Sistema Piloto, totalizando 17 poços de produção. A lâmina d’água máxima para os poços
de produção atingiu 450 metros. Uma segunda monobóia foi adicionada a fim de evitar
interrupção na produção durante as mudanças de navio tanque.
Fase 2 (1996). Abrange 46 novos poços escoando através de 5 manifolds para dois
sistemas flutuantes de produção (P-25, semi-submersível, e P-31, FPSO), cada um com

100.000 bpd de capacidade de processamento. O óleo é exportado por monobóia e o gás
por gasoduto.
O sistema abrange 63 poços (57 de produção e 6 de injeção), 7 manifolds submarinos e deverá
produzir 170.000 bpd de óleo e 4,5 milhões de m3/dia de gás.
O campo de Marlim ocupa uma área de 132 km2 em lâmina d’água (LDA) variando de 650 a 1.050
metros. Sua produção foi iniciada em 1991 através de um pré-piloto usando uma sonda de
perfuração adaptada (P-13) ancorada em lâmina d’água de 625 metros, com 2 poços em produção,
em 721 e 752 metros de LDA e um monobóia para armazenamento de óleo.
Capacity. Effectiveness, enthusiasm
O sistema piloto foi instalado em 1992 para substituir o sistema pré-piloto descrito acima. Ele
compreendia 10 poços submarinos interligados através de risers flexíveis à semi-submersível P-
20, ancorada em 600 metros de LDA. O óleo era escoado para duas monobóias e o gás
exportado através de gasoduto Albacora-Garoupa, já existente.
Devido à complexidade do projeto, o desenvolvimento foi dividido em 2 fases, cada uma delas
composta de 5 módulos. Na 1ª Fase compreende os módulos 1 e 2 e a Fase II, em implantação, os
módulos 3,4 e 5.
A Fase I de Marlim compreende 2 sistemas flutuantes de produção, baseados em plataformas
semi-submersíveis (P-18 e P-19), com autonomia de processo, injeção de água, escoamento de
óleo para a Estação de Tratamento de óleo em Cabiúnas e do gás para a plataforma PNA-1. Cada
plataforma tem a capacidade de procesar 100.000 bpd de óleo e 4,2 milhões m3/dia de gás, além
de sistema de injeção para 20.000 m3/dia.
A Fase II, em implantação, compreende a intalação de 4 unidades adicionais de produção, sendo 1
semi-submersível e 3 FPSO, além de uma plataforma de apoio. Até o momento já foram instaladas
2 unidades de produção (1 semi-submersível e 1 FPSO) e a de apoio. No total, o campo irá
abranger 94 poços de produção e 51 de injeção e produzir 511.000 bpd de óleo e 5,9 milhões de
m3/dia de gás, 2002.
No bloco de Marlim Sul foi instalado, em 1997, um sistema de produção antecipada composto pela
unidade FPSO-II, em lâmina d’água de 1.420 metros, interligada a 1 poço produtor, a 1.709 metros
de lâmina d’água. À época, este poço estabeleceu o recorde mundial de lâmina d’água para
completação submarina.
O desenvolvimento do bloco será feito em 2 módulos. O módulo I consistirá de semi-submersível
(P-40, antiga DB-100) atualmente em conversão, que será ancorada em lâmina d’água de 1.080
metros e atingirá uma produção de 150.000 bpd de óleo e 6 milhões de m3/dia de gás, no ano

2000. Essa produção será exportada através de uma unidade de estocagem e transbordo (FSO),
também sendo convetida (P-38).
O módulo irá abranger 1 ou 2 unidades de produção, dependendo do desempenho do sistema de
produção antecipada.
Para o bloco de Marlim Leste, está prevista conexão de um poço daquela área a alguma das
unidades instaladas no complexo de Marlim para levantamento de dados para o futuro
desenvolvimento.
Os campos de Barracuda e Caratinga estão localizados a sudoeste de Marlim em lâmina d’água
variando de 600 a 1.300 metros. Seu desenvolvimento consiste de 3 fases: Sistema de Produção
Antecipada, Sistema Definitivo de Barracuda e Sistema Definitivo de Caratinga.
O Sistema de Produção Antecipada começou a produzir em 1997 através do FPSO P-34 em
lâmina d’água de 785 metros. Deverá operar até a entrada do sistema definitivo.
O Sistema Definitivo de Barracuda deverá entrar em produção em 2001 e será composto de uma
unidade de completação seca (P-41), ancorada em lâmina d’água de 815 metros, ligada a um
FPSO (P-43), ancorada a 785 metros por um Sistema de Ancoragem de Complacência
Diferenciada (Dicas). Deverão integrar o sistema 24 poços produtores e 17 injetores. A produção
deverá atingir 175.000 bpd e 2,7 milhões de m3/dia de gás.
O Sistema Definitivo de Caratinga será composto de 1 FPSO (P-48) ancorado a 1.040 metros de
LDA a ser instalado em 2002. O sistema compreenderá 13 poços produtores e 11 injetores, com
uma produção de 100.000 bpd e 1,4 milhão m3/dia de gás.
A produção desses 2 sistemas será exportada através das plataformas fixas PNA-1 (gás) e PNA-2
(óleo).
Os recordes
Em função dessas descobertas em águas profundas e da
necessidade de suprir a demanda do País, a Petrobras veio
estabelecendo sucessivos recordes de profundidade de poço
em produção.
O atual ocorreu em janeiro de 1999, quando entrou em
produção o EPS de Roncador, campo situado na parte norte
da Bacia de Campos, com uma área de 132 km2 e lâmina
d’água entre 1.500 e 2.000 metros.
Esse sistema, vem produzindo mais de 20.000 bpd, é composto pelo navio Seillean, um FPSO de
posicionamento dinâmico, localizado diretamente sobre o poço produtor em lâmina d’água de 1.853
metros, ligado à árvore de natal, instalada pelo próprio navio, por um riser vertical rígido pioneiro no
mundo, sendo que ambos foram especialmente projetados para profundidades de até 2.000
metros.
Além de tais recordes, cabe destacar o fato de ser o único FPSO de posicionamento dinâmico em
uso no mundo e a unidade desse tipo operando na maior lâmina d’água.
Esse sistema irá operar até o final de 1999, quando será substituído pelo sistema definitivo
composto pela unidade semi-submersível Spirit of Columbus (P-36), atualmente sendo convertida
para unidade de produção no Canadá, que repassará a produção de 21 poços para um FSO (P-47
– convertida a partir do navio Eastern Strength); a unidade de produção será ancorada a 1.360

metros de LDA e o FSO a 815 metros. O sistema deverá atingir um pico de produção de 180.000
bpd em 2002.
Novas tendências de completação
Ao longo desses mais de 30 anos, a Petrobras fez uso intensivo do conceito "equipamentos
submarinos de completação + unidade flutuante de produção" nas atividades offshore. Os
principais fatores que a levaram a essa opção foram:
As características dos reservatórios e as condições ambientais relativamente brandas
encontrados na Bacia de Campos;
A possibilidade de instalação de sistemas de produção antecipada para servir como
laboratórios em escala para os sistemas definitivos, para realizar testes de poços e para
permitir o desenvolvimento em fases dos grandes campos;
A diminuição do risco e o melhor fluxo de caixa, já que a receita obtida em uma fase do
desenvovimento participa do financiamento das seguintes;
A maior rapidez obtida no desenvolvimento dos campos;
As parcerias e cooperações estabelecidas com os fornecedores de equipamentos, o que
possibilita a melhoria contínua dos mesmos e o relacionamento a longo prazo;
A confiabilidade e rentabilidade desses sistemas, comprovadas na prática.
Todavia, as características dos fluidos encontrados em campos de águas ultra-profundas (lâmina
d’água superior a 1.000 metros) estão levando a uma mudança na abordagem da questão,
favorecendo a adoção de unidades de completação seca (UCS). Muitos desses campos
apresentam óleo pesado variando de 15 a 20 oAPI que, combinado com as baixas temperaturas
predominantes nestas profundidades, resulta em problema de escoamento.
Por esses motivos, a tendência ao uso de UCS tem aumentado ultimamente, já que essas
unidades :
Propiciam melhores condições térmicas ao escoamento, antecipando a produção;
Minimizam os problemas com a formação de depósitos de hidratos e parafinas devido à
temperatura de escoamento mais elevada;
Reduzem os custos operacionais com intervenções;
Apresentam ações mais rápidas e econômicas para otimização e controle da produção;
A evolução da tecnologia de perfuração, permitindo a drenagem de uma grande área a partir
de um único cluster através de poços de grande angulação e afastamento em arenitos não
consolidados e folhelhos instáveis.
Conclui-se que em mais de 30 anos de atividades offshore, a produção no mar tornou-se vital para
o Brasil, passando a responder por cerca de 80% do total produzido no país no início de 1999, ou
seja: cerca de 1 milhão de bpd provenientes de 74 plataformas fixas e 23 flutuantes. Nesse
período, a Petrobras instalou, ainda, mais de 300 árvores de natal submarinas, 40 manifolds
submarinos e 5.000 km de linhas flexíveis, rígidas e umbilicais de conttrole.
A partir das descobertas iniciadas em 1974, a Bacia de Campos assumiu a posição de principal
província petrolífera do país. Nessa área existem hoje 37 campos produzindo cerca de 880.000
bpd de óleo (76% da produção nacional) e 15 milhões m3/dia de gás (47%) através de 14 unidades
fixas e 22 flutuantes.
Cabe destacar a contribuição dos campos em águas profundas e ultra-profundas (em LDA acima
de 400 metros) que, hoje, respondem por cerca de 50% da produção nacional.

Espera-se aumento significativo nas atividades nos próximos anos, com a instalação de 12 novas
unidades flutuantes de produção e mais de 180 árvores de natal, 6 manifolds e 1.900 km de linhas
e umbilicais.