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| CAPÍTULO I: INTRODUÇÃO |
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| I.1 - Motivação |
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| Os campos petrolíferos do pré-sal se localizam em profundidades de aproximadamente 2000 metros de lâmina d’água, podendo a distância que compreende a superfície do mar e os reservatórios de petróleo chegar a 8000 metros. |
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| Em 2008, a Petrobras começou a prospectar petróleo da camada pré-sal em quantidade reduzida, tal exploração ocorreu no Campo de Jubarte (Bacia de Campos), através da plataforma P-34. |
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| A atual exploração é feita por oito plataformas, quatro delas são plataformas instaladas no passado na Bacia de Campos para exploração do pós-sal, porém por apresentarem capacidade disponível, viabilizaram a exploração da nova camada. |
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| Já as outras quatro plataformas são do tipo FPSO (unidades flutuantes de produção e armazenamento) e atuam, exclusivamente, na camada pré-sal: FPSO Cidade de Angra dos Reis (operando desde outubro de 2010 no campo de Lula, na Bacia de Santos), FPSO Cidade de Anchieta (operando desde setembro de 2012 no campo de Baleia Azul, na Bacia de Campos), FPSO Cidade de São Paulo (operando desde janeiro de 2013 no campo de Sapinhoá, na Bacia de Santos) e FPSO Cidade de São Vicente (unidade itinerante utilizada para a realização de testes de longa duração). |
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| E ainda em 2013, entrou em operação a FPSO Cidade de Paraty, cuja capacidade de processamento de óleo é de 120 mil barris por dia (PETROBRAS, 2013). |
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| Algumas das principais dificuldades quanto à exploração do pré-sal, além daquelas representadas pelas águas ultra-profundas e pelos reservatórios carbonáceos espessos e de áreas muito grandes, incluem: a razão gás-óleo (RGP) elevada e o alto conteúdo de dióxido de carbono (CO2). |
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| A alta pressão, baixa temperatura (aproximadamente 4°C) e localização dos poços, a cerca de 300 km distantes da costa, também resultam em desafios para o processo de exploração (GOUVEIA, 2010). |
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| Tais desafios exigem um desenvolvimento substancial na capacidade de extração offshore, incluindo as tecnologias de processamento de gás. |
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| O processamento e o transporte de gás associado ao petróleo representam um verdadeiro desafio tecnológico. |
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| A solução adotada (Figura 1) foi realizar o tratamento desse gás na própria plataforma, sendo já transportado da mesma em estado líquido por dutos. |
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| No plano de negócios da Petrobras 2014-2018 estão previstos 5 bilhões de dólares (50% dos recursos da área de gás e energia) para escoamento e tratamento do gás (www.abegas.com.br). |
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| O processamento de gás natural offshore envolve muitas operações, exigindo que uma grande porcentagem da área topside das FPSO’s seja voltada, exclusivamente, para o processamento de gás, o que reduz a área para o processamento de óleo, o grande responsável pelo capital gerado no setor petrolífero. |
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| I.2– O Pré-Sal |
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| A descoberta do Pré-sal elevou o Brasil a um novo patamar de reservas e produção de petróleo. |
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| Estudos apontaram reservas entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo equivalente (óleo mais gás) nas reservas de Tupi. |
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| Com isso, mais poços foram perfurados, entre eles Iara (3 a 4 bilhões de barris) e Baleia (1,5 a 2 bilhões de barris). |
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| A partir destas descobertas, o governo decidiu, em novembro de 2007, anunciar oficialmente o novo cenário energético a ser desenvolvido no Brasil. |
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| A região do Pré-sal é caracterizada por um conjunto de rochas em porções submarinas do litoral brasileiro. |
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| Tal camada de rochas se localiza abaixo de uma extensa camada de sal, que pode atingir 2000 metros de espessura. |
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| A distância entre a superfície do mar e os reservatórios pode chegar a 7000 metros (Figura 2)(PETROBRAS, 2011). |
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| As maiores reservas descobertas estão localizadas entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo. |
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| Nestas reservas foi encontrado petróleo de alta qualidade e valor no mercado, de densidade 28,5° API, baixa acidez e baixo teor de enxofre (sites.petrobras.com.br). |
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| A Bacia de Campos, que se estende por mais de 100 mil quilômetros quadrados do estado do Espírito Santo até Arraial do Cabo (litoral norte do estado do Rio de Janeiro), é a bacia petrolífera que mais produz na margem continental brasileira. |
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| Porém esta bacia perde em importância para a Bacia de Santos (Figura 3) quando se trata de jazidas em reservatórios do Pré-sal. |
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| O primeiro poço do Pré-sal a iniciar sua produção, em setembro de 2008, situa-se no Campo de Jubarte, na Bacia de Campos. |
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| Tal poço está interligado à plataforma P-34, que iniciou suas operações em 2006, no Espírito Santo, processando óleo de reservatórios da camada Pós-sal (www.ibp.org.br). |
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| Já a Bacia de Santos teve como marco do início de sua exploração a descoberta das reservas de gás natural do Campo de Merluza. |
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| Ao longo dos anos, novas jazidas de pequeno porte foram descobertas na camada Pós-sal, porém foi somente nos últimos anos que a Bacia de Santos passou a receber novos investimentos de exploração e produção. |
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| Com a descoberta do Campo de Mexilhão, a expectativa é que a produção de gás natural neste campo chegue a 15 milhões e metros cúbicos/dia (www.ibp.org.br). |
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| A partir de 2006 foram anunciadas as descobertas de reservas do Pré-sal na Bacia de Santos, incluindo a grande reserva de Tupi, assim como os Campos de Parati, Carioca, Caramba, Jupiter, Guará, Bem-te-Vi e Iara (Figura 4). |
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| Figura 4: Reservas do Pré-sal na Bacia de Santos (Fonte: Nota Técnica DGE/CETAE 003/2009 – Desafios do Pré-sal) |
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| Além da Petrobras, outras empresas estão envolvidas na exploração da camada do Pré-sal, entre elas Royal Dutch Shell, ExxonMobil, BG Group, HessCorp, Galp, Repsol e Petrogal. |
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| A bacia de Santos foi divida em onze blocos exploratórios e estão concedidos pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a vários consórcios formados pela Petrobras e empresas privadas sob a forma de contratos de concessão. |
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| Os blocos são citados a seguir : - BM-S-8 : consórcio formado por Petrobras ( 66 % ) , Shell ( 20 % ) e Petrogal ( 14 % ) ; - BM-S-9 : consórcio formado por Petrobras ( 45 % ) , BG ( 30 % ) e Repsol ( 25 % ) ; - BM-S-10 : consórcio formado por Petrobras ( 65 % ) , BG ( 25 % ) e Partex ( 10 % ) ; - BM-S11 : consórcio formado por Petrobras ( 65 % ) , BG ( 25 % ) e Petrogal ( 10 % ) ; - BM-S-17 : Petrobras ; - BM-S-21 : consórcio formado por Petrobras ( 80 % ) e Petrogal ( 20 % ) ; - BM-S-22 : consórcio formado por Esso ( 40 % ) , Amerada ( 40 % ) e Petrobras ( 20 % ) ; - BM-S-24 : consorcio formado por Petrobras ( 80 % ) e Petrogal ( 20 % ) ; - BM-S-42 : Petrobras ; - BM-S-50 : consórcio formado por Petrobras ( 60 % ) , BG ( 20 % ) e Repsol ( 20 % ) ; - BM-S-52 : consórcio formado por Petrobras ( 60 % ) e BG ( 40 % ) ; A Tabela 1 apresenta um resumo das reservas do Pré-sal descobertas na Bacia de Santos , de 2006 a 2012 . |
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| I.2.1 Desafios do Pré-sal |
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| As condições de exploração do Pré-sal representam grandes desafios às tecnologias de exploração, produção e transporte de óleo e gás, sendo necessário o desenvolvimento de novas tecnologias. |
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| Dentre estas condições, destacam-se a profundidade das reservas, localizadas em profundidades de até 7000 metros, incluindo 2000 metros de camadas de sal, profundidades estas que resultam em ambientes de exploração de altas pressões e baixas temperaturas; alta razão de gás natural livre no escoamento gás-óleo (RGO – razão gás-óleo); grandes quantidades de gás carbônico (CO2) e gás sulfídrico (H2S) presentes nos hidrocarbonetos. |
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| Devido aos vários tipos de sal ao longo da camada, com diferentes taxas de deformação, pode ocorrer o aprisionamento de tubos durante a perfuração, assim como o colapso da coluna de revestimento. |
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| Tais revestimentos também podem sofrer danos devido às altas pressões e movimentações das camadas de sal, podendo levar ao fechamento ou perda do poço. |
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| Tais desafios exigem novas tecnologias de perfuração, com destaque para completações inteligentes. |
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| Estas possibilitam o controle a distância de seções do poço ou de todo o poço, a otimização da produção e a redução de intervenções corretivas. |
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| Tal controle é possível por meio de sensores e válvulas de controle, que monitoram e controlam em tempo real a extração dos hidrocarbonetos (ALVES et al, 2009). |
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| A Figura 5 apresenta um diagrama com os principais desafios tecnológicos do Pré-sal e algumas áreas que necessitam de aprimoramento para a exploração dessa nova camada. |
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| Figura 5: Diagrama dos desafios tecnológicos do Pré-sal. (Fonte: MORAIS, 2013) |
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| I.2.2 Investimentos |
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| Mas o desenvolvimento de tecnologias para a exploração dessa nova camada demandará grandes investimentos. |
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| Do montante total em E&P, 73% é destinado ao desenvolvimento da produção, o que corresponde a 135,9 bilhões de dólares. |
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| Desta parcela, 60% (US$ 82 bilhões) é destinado ao pré-sal (Figura 7) (Fonte: www.petrobras.com.br/pt/quem-somos/estrategia/plano-de-negocios-e-gestao/) |
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| I.2.3 Produção do Pré-Sal |
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| A produção de petróleo e gás natural no Brasil superou em 24 de junho de 2014 a marca de 500 mil barris de petróleo por dia (bpd), atingindo 520 bpd, configurando um novo recorde de produção diária originado em 25 poços produtores (Figura 8). |
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| Sendo 78% deste montante (406 mil bpd) correspondentes à parcela da Petrobras e o restante, das empresas parceiras nas diversas áreas de produção na camada do pré-sal. (PETROBRAS, 2014). (Fonte: FORMIGLI, 2014) |
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| O campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o de maior produção diária de petróleo. |
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| Já o maior produtor de gás natural foi o campo de Lula, na bacia de Santos. |
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| A expressiva produção do pré-sal se destaca diante da exploração nacional em terra, águas rasas e até mesmo em águas profundas, alcançando elevada produção por poço em curto período de anos desde o início da exploração, conforme apresentado na Tabela 2. |
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| Formigli (2014) destaca que o alcance do recorde de 500 mil bpd não possui relevância apenas no Brasil, mas mundial. |
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| Ao se comparar o período de tempo necessário para se atingir tal produção no Brasil (8 anos) com o período de tempo para que grandes regiões produtores offshore mundiais, Golfo do México (20 anos) e Mar do Norte (10 anos), alcançassem também esta marca, percebe-se que o Brasil atingiu tal desenvolvimento mais rapidamente, conforme mostrado na Figura 9 (Formigli, 2014). |
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| Figura 9: Avanço da produção no Golfo do México, Mar do Norte e Pré-sal. (Fonte: FORMIGLI, 2014) |
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| I.3 - Júpiter |
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| O reservatório de Júpiter pode ser utilizado como referência de reservas do pré-sal que possuem elevadas razões gás-óleo e que possuem elevado teor de CO2 em suas frações gasosas. |
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| Júpiter localiza-se numa lâmina d´água de aproximadamente 2.200 metros de profundidade e a cerca de 300 quilômetros da cidade do Rio de Janeiro. |
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| Júpiter está contido parcialmente (63%) no Bloco BM-S-24. |
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| Os 37% restantes de Júpiter localizam-se fora da área de concessão (ANP e GCA, 2010). |
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| Em Janeiro de 2008 a Petrobras comunicou que a exploração do bloco BM-S-24 (Júpiter) da Bacia de Santos seria realizada por ela (80%) e Galp Energia (20%). |
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| Foi comprovada no bloco a existência de uma grande jazida de gás natural e condensado, denominada Júpiter. |
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| Tal poço se encontra a 5252 metros de profundidade e a 290 km da costa do Rio de Janeiro, sendo a espessura do rocha com hidrocarbonetos maior que 120 metros (IPT, 2009). |
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| A fase exploratória do Bloco BM-S-24 teve início em 29 de agosto de 2001com duração prevista de oito anos. |
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| Seu programa exploratório mínimo original consistia na perfuração de dois poços com profundidades finais atingindo a FM Itajaí-Açu, tendo o compromisso sido renegociado para a perfuração de um poço com profundidade final dentro da Formação Itajaí-Açu. |
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| O primeiro poço do bloco a ser perfurado foi o 1-RSA-559-RJS (1-RJS-652), localizado a 290 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 2.187 metros. |
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| A perfuração atingiu profundidade final de 5252 metros dentro dos carbonatos. |
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| Foram atravessados 130 metros de reservatórios carbonáticos saturados em fluidos com hidrocarbonetos. |
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| Após a perfilagem e amostragem de fluidos, o poço pioneiro teve que ser interrompido para manutenção (docagem) da sonda de perfuração. |
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| Foram realizados ensaios de liberação flash a partir das amostras coletadas, revelando elevada concentração molar de CO2 (79% na fração gasosa). |
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| Porém não foi possível realizar ensaios PVT devido à contaminação das amostras por filtrado de fluido de perfuração a base de nparafina (EIA/RIMA, 2011). |
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| Tais ensaios permitem a análise de comportamento de fases e são normalmente realizadas durante a perfuração do primeiro poço de exploração, antes que o reservatório inicie sua fase de produção. |
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| Para obtenção de amostras não contaminadas, a perfuração do poço 1-RSA-559-RJS foi retomada com fluido base água, atingindo profundidade de 5773 metros. |
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| A nova perfuração, desta vez atingindo maiores profundidades, permitiu a constatação de espessura porosa com hidrocarboneto da ordem de 312 metros. |
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| Foram realizadas então análises químicas que indicaram a presença de uma capa de gás sobre uma zona de óleo. |
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| Tal capa de gás tem uma razão de solubilidade do gás no óleo (Rs) de 3.015m³/m³, onde a porção gasosa apresenta 79% de CO2 e 21% de gases hidrocarbônicos e a fração liquida é composta por um condensado de 33 ºAPI. |
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| Já a zona de óleo é composta por um óleo de aproximadamente 18 ºAPI e RGO 170m³/m³ (EIA/RIMA, 2011). |
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| Tal descoberta, com concentrações muito altas de CO2, inéditas nas bacias brasileiras representa desafios de produção nunca enfrentados por qualquer operadora em contexto offshore similar (EIA/RIMA, 2011). |
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| O projeto de desenvolvimento de produção ( DP ) para Júpiter esta previsto no Plano de Negócios e Gestão da Petrobras a partir de 2017 , junto com outras áreas como Iara Horst , NE Tupi , Iara NW , Carcará , Entorno de Iara , Franco Leste e Florim. . |
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| Para cada projeto é prevista uma FPSO de porte semelhante às dos demais projetos do Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos. |
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| Como ainda estão sendo realizados estudos de avaliação exploratória para determinar o potencial de cada campo, a quantidade de poços produtores e/ou injetores e o número de linhas de escoamento de hidrocarbonetos ainda são desconhecidos (Caracterização da Atividade II.2.1, 2013). |
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| A Agência Nacional de Petróleo (ANP) assinou contrato com a empresa Gaffney, Cline & Associates (GCA) (2010) para elaboração de um relatório com vistas à valoração dos direitos de pesquisa. |
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| O relatório analisa a área composta pelas descobertas de Tupi, Iara Júpiter e Franco. |
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| A GCA examinou e auditou dados técnicos para se estimar o volume de petróleo a ser explorado em cada descoberta. |
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| È importante ressaltar que tal volume estimado considera apenas volumes de óleo, embora os projetos de desenvolvimento englobem exploração de gás natural (ANP e GCA, 2010). |
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| O estudo envolve três estimativas que adotaram a seguinte terminologia: 1C (estimativa baixa), 2C (melhor estimativa) e 3C (estimativa alta). |
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| Os resultados da análise são resumidos na Tabela 3. |
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| A GCA também realizou cálculos de fator inicial de petróleo e de produção de petróleo acumulada, considerando um período de 30 anos (Tabela 4). |
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| Para a estimativa, foi considerado que cada poço possuía uma unidade FPSO dentro de um raio de 7 quilômetros. |
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| A partir dos dados apresentados (Tabelas 3 e 4) foi possível calcular o ótimo de produção de cada FPSO destinada à exploração dos campos, partindo-se do princípio que cada FPSO opera no máximo por 30 anos. |
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| Também foi utilizada a premissa que uma FPSO padrão está ligada a dez poços de produção e a dez de injeção. |
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| Os resultados indicaram que para Júpiter a capacidade da FPSO é 75 mil bopd, capacidade menor que as duas primeiras FPSOs contratadas para o Pré-Sal para Tupi (100 mil e 120 mil bopd) e inferir as capacidades das ligações de Guará do Sul à FPSO Guará (16 mil bopd) e da ligação de Florim à Iara (20 mil bopd). |
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| Os resultados dos delineamentos dos Projetos de Desenvolvimento para cada área são apresentados a seguir (Tabela 5) (ANP e GCA, 2010). |
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| Em seu documento , a ANP relata que a GCA considera que , para Júpiter , uma faixa plausível do Fator Volume de Formação ( FVF ) situa-se entre 1,29 e 1,42 stb/rb , enquanto que a Razão Gás/Óleo ( RGO ) situa-se entre 826 e 1010 scf / bbl. . |
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| Já quanto ao óleo original in situ (OOIP) para o Entorno de Júpiter estima-se que varia de 1,21 Bbbl (baixa estimativa) a 2,57 Bbbl (alta estimativa), sendo a melhor estimativa de 1,83 bbl. |
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| Estima-se um fator de recuperação para Júpiter entre 6% e 37%, considerando-se uma depleção e sistema de produção de injeção de água, com um valor mais provável de 15% para o óleo de 18° API. |