A HISTORIA DO PETRÓLEO NO BRASIL

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.