.

A Petrobras traz o campo de petróleo de Sapinhoá on-line


Quando a Petrobras trouxe o campo de petróleo em águas profundas Sapinhoá em produção no início de 2013, pôs adicionado a atenção sobre o que já é um dos jogos mais quentes do mundo . Além disso, trouxe consigo a implementação do novo conceito de um sistema de riser de flutuabilidade suportada.

O Cidade de São Paulo

 
A Petróleo Brasileiro SA iniciou a produção comercial do campo de Sapinhoá no bloco BM- S- 9, na bacia de Santos pré-sal através da Cidade de São Paulo FPSO .
Poço 1- SPS- 55, o primeiro ligado , começou a fluir em 15 mil b / d de óleo. Ele se restringiu a esse caudal até que os sistemas de processamento de gás natural e reinjeção foram encomendados , altura em que o bem poderia fluir em 25.000 b / d. O óleo é de 30 º API e Petrobras diz que é de alta qualidade.

 Transportado o gás não utilizado para reinjeção será através do gasoduto Lula - Sapinhoá -Mexilhão à Unidade de Tratamento de Gás de Monteiro Lobato , em Caraguatatuba , no litoral do estado de São Paulo.

 Mais dez poços ( cinco de produção e cinco de injeção ) estavam programado para ir on-line, com pico de produção de 120 mil b / d esperado no primeiro semestre de 2014 .

 O volume total recuperável do campo de Sapinhoá é estimado em 2,1 Bboe .
O FPSO está ancorada em 2.140 m ( 7.020 pés ) de água , 310 km (193 milhas ) ao largo da costa, e é capaz de processar 120 mil b / d e 5 MMcm / d ( 177 MMcf / d ) .

Olhando para o futuro , o plano de desenvolvimento da Sapinhoá chama por um segundo, FPSO , Cidade de Ilhabela, para entrar em operação no segundo semestre de 2014 com capacidade para movimentar 150 mil b / d e 6 MMcm / d ( 212 MMcf / d ) .
Bloco BM -S-9 é operado pela Petrobras ( 45%), em parceria com a BG E & P Brasil Ltda (30 %) e Repsol Sinopec Brasil SA ( 25%).

 Riser Apoiado

 A Petrobras concebeu a flutuabilidade de um sistema de  riser apoiado (BSR ), que implanta bóias submersas em um nível abaixo do midwater FPSO . Subsea 7 foi designado para levar o conceito para a frente , como parte de um contrato com a SURF de US $ 1 bilhão .

 Cada BSR é uma bóia retangular relativamente plana pesando cerca de 2.000 toneladas ( 2.205 toneladas) , e instalados 250 m (820 pés) e submarinos com oito amarras ancorando -o para o fundo do mar. As bóias vão apoiar um total de 27 , 3,9 km ( 2,4 milhas ) risers de catenária de aços longos (SCRs) suspensos em paralelo na vertical para o fundo do mar , e conectados ao FPSO via  jumpers flexíveis.

 O sistema BSR é projetado para absorver a dinâmica do FPSO , resultando em tensões dinâmicas minimizadas na SCRs , e fazer com que se comportem como em vez , um tubo de livre -medindo de comprimento, com a principal resposta de fadiga decorrente de qualquer vibração induzida por vórtices.

 A resposta dinâmica do SCRs ' é baixa , o que possibilitou o uso de um BuBi tubo forrado mecanicamente. Este é o primeiro aplicativo instalado por reel- lay . Isso foi possível através de um programa de desenvolvimento conjunto da Subsea 7 o fabricante de aço inoxidável BUTTING .

 Também integrante do sistema BSR é o Subsea 7 Módulo de Conexão angular (ACM) que conecta os jumpers flexíveis para as bóias pré- instaladas.

 Devido à grande quantidade de tubos de subida , as bóias podem ocupar diferentes posições , o que resulta em uma gama de ângulos . A ACM permite conexões a serem feitas em ângulos desalinhados de até 15 ° , afirmou a Subsea 7 .

 desenvolvimento do campo

 Em janeiro de 2010 , o consórcio Sapinhoá acordado com o consórcio Schahin / Modec para alugar e operar um FPSO no campo de petróleo de Sapinhoá por 20 anos. O VLCC Radiant Jewel foi convertido em FPSO Cidade de São Paulo. Enquanto o COSCO converteu o casco em seu estaleiro na China, a BrasFELS fez toda a instalação do módulo , montagem e integração de partida em 2012.

 A Petrobras efectuou mais testes para determinar o tamanho do campo . Em dezembro de 2010 , começou um período de cinco meses de teste estendido no poço no campo, utilizando assim a descoberta . Em março de 2011 , no entanto , a Petrobras deteve o EWT devido a uma ruptura no riser de conectar o poço à plataforma de produção.
outros fornecedores

 O contrato de fornecimento de linhas de injeção de gás flexíveis, incluindo top risers , risers intermediários e inferiores , e linhas de fluxo , foi atribuído a Technip . Em abril de 2010 , a Aker Solutions foi premiada com o contrato de fornecimento de 14 árvores para o campo de Sapinhoá . O escopo do trabalho inclui a fabricação e engenharia das árvores.

 A Keppel FELS ganhou o contrato para fabricar os topsides do FPSO em fevereiro de 2011 . Em abril de 2011 , a Subsea 7 foi adjudicado o contrato para o fornecimento de sistemas de risers .

 A Petrobras entrou com a engenharia, suprimento , construção e instalação de contrato Saipem em maio 2011 para oleodutos de exportação de gás e infra-estruturas.

 A Parker Hannifin foi subcontratada pela Subsea 7 em junho de 2011 para fornecer as linhas de amarração das bainha medindo 6.000 pés ( 1.829 m) para atracar as bóias submersas.

 Em outubro de 2011 , a Dresser -Rand foi premiado com um contrato de US $ 700 milhões pela TUPI , uma empresa que a Petrobras opera  para fornecimento de equipamentos de compressão para oito FPSOs incluindo os dois em Sapinhoá .

 O desenvolvimento

 Isto pode não ser o último do trabalho realizado na área. A Petrobras perfurou um poço de descoberta nas proximidades da área de transferência de direitos chamada Southern Guará . O terceiro poço , 1-BRSA-1045 -SPS (1 -SPS- 96) , encontrou 27 º API em um 93- m (305 pés ) do reservatório de carbonato de 2.202 m ( 7.223 pés ) com um TD de 5.760 m ( 18.893 pés ) .

 Sapinhoá está no pré-sal da bacia de Santos . Este pré-sal se estende por 800 quilômetros ( ≈ 500 km ) ao longo da costa do Brasil e produz a partir de abaixo de uma camada de sal, em cerca de 3.000 m ( 9.840 pés ) de água de 3.000 m outro a 5.000 m ( 16,40 pés) sob o fundo do mar .


Este artigo é ótimo para mostrar aos que acham que "a Petrobras tem a tecnologia". Não é bem assim. Para dar um exemplo meio xulo porque fazer um carro é muito mais simples, uma montadora de automóveis recebe produtos de diversos fornecedores e faz o produto final. A exploração em águas profundas exige uma série enorme de desenvolvimentos e de tecnologias que são fornecidas por diversas empresas, inclusive a Petrobras, que é a que decide (é a chamada operadora) Mas repararam quantos componentes, fabricantes e integração entram no jôgo?  Sem a tecnologia que vem de fora seria praticamente impossível fazer o mesmo.

           http://www.offshore-mag.com/articles/print/volume-73/issue-12/top-5-projects/petrobras-brings-deepwater-sapinho-oil-field-online.html      

.