Projeto de revitalização de Marlim exigirá investimentos pesados e grande atividade de descomissionamento
[13.10.2016] 16h34m / Por Claudia Siqueira
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o FPSO P-37 no campo de Marlim, na Bacia de Campos ( Geraldo Falcão/Petrobras )
Vinte e cinco anos após o início de sua produção, o campo de Marlim volta a ser protagonista no planejamento de longo prazo da Petrobras. A empresa, que busca um sócio para o projeto, pretende investir US$ 13 bilhões na revitalização da área e na campanha de descomissionamento, que vai envolver nove plataformas hoje em operação e dezenas de poços perfurados. A atividade promete trazer de volta a atenção do mercado para o campo gigante da Bacia de Campos, que produz hoje cerca de 160 mil b/d de óleo e outros 250 mil b/d de água, através de um total de 96 poços em operação (60 produtores e 36 injetores).
Dividido em dois módulos, um com o primeiro óleo previsto para 2020 e outro para 2021, o projeto de revitalização de Marlim exigirá investimentos totais de US$ 9 bilhões, contemplando a substituição das nove unidades hoje em operação no ativo – sete de produção, sendo quatro semissubmersíveis e três FPSOs, e duas de processamento − por dois FPSOs novos. Para a primeira fase, o projeto prevê o afretamento de uma unidade de produção de 100 mil b/d de óleo, enquanto para a etapa seguinte os estudos indicam um FPSO menor, com capacidade variando entre 50 mil b/d e 70 mil b/d.
A estratégia de revitalização de Marlim incluirá não só a instalação de duas novas plataformas, como a substituição de todas as linhas submarinas de óleo. O projeto desenvolvido pela Petrobras para as duas fases prevê o remanejamento de um total de 88 poços, a perfuração de dez novos poços (seis produtores e quatro injetores) e a instalação de mais de 1.000 km de novas linhas flexíveis e umbilicais.
A projeção da Petrobras é de que o projeto de revitalização gere um pico de produção de 150 mil b/d de óleo, possivelmente em 2024, ou seja, quatro anos depois da entrada em operação do primeiro módulo.
900 milhões de boe
A estratégia de substituição das nove plataformas antigas por duas novas foi determinada, segundo o gerente-geral de Concepção de Projetos de Águas Profundas da Área de E&P da Petrobras, José Luiz Roque, pelo crescente custo de manutenção operacional no ativo, pelo risco de integridade das instalações, tendo em vista a extensão do prazo de concessão do campo até 2052, e pelo alto potencial de recuperação de óleo ainda existente. Segundo análises feitas pela Petrobras, o projeto de revitalização aumentará o fator de recuperação do campo em quase 50%, o que poderá assegurar um volume de até 900 milhões de boe, ao longo dos próximos 36 anos, indicando um potencial de geração de tributos de US$ 10 bilhões a US$ 12 bilhões, a depender do preço do barril do petróleo.
“O primeiro motivador é que temos um campo gigante, cujas instalações de produção estão chegando a seu limite de vida útil e econômica, e temos a possibilidade de continuar produzindo economicamente nessa concessão. Hoje, ainda temos uma condição que é economicamente viável, mas vai chegar um momento, mais adiante, em que deixará de ser viável pelo custo de manutenção de tantas unidades, quando poderíamos estar fazendo a mesma coisa com menos”, enfatiza Roque.
Sem os investimentos da revitalização, Marlim passaria a ser antieconômico por volta de 2025, caso o preço do barril do petróleo se mantenha no patamar atual. O custo de manutenção das nove unidades já não compensaria a extração do óleo ainda existente no reservatório, se nada for feito.
Listado como o maior campo da Petrobras por mais de duas décadas e visto como a jóia da coroa, até a descoberta do pré-sal, Marlim foi desenvolvido através de cinco módulos, tendo entrado em operação em 1991, seis anos após sua descoberta, o que faz com que algumas de suas unidades estejam operando há 25 anos. O campo atingiu seu pico de produção em 2002, com a marca de 580 mil b/d, a maior já assegurada por uma única concessão da Petrobras.
Raio X do módulo I
Projetado para ser instalado na área Norte do campo, o módulo I será focado na parte de águas mais rasas, ao redor de 700 m de lâmina, e contará com 44 poços, sendo 40 remanejados e quatro novos, num total de 24 produtores e 20 injetores. Além da planta de 100 mil b/d, o FPSO terá capacidade para processar 6 milhões de m3/d de gás e mais 400 mil b/d de água.
Basicamente, o módulo de estreia irá receber os poços da P-20, P-33 e P-19. Também serão remanejados alguns poços da P-35. A distância média do FPSO para os poços irá variar de 3 km a 5 km.
Embora o projeto do módulo I esteja praticamente fechado, Roque adianta que a implantação do sistema exigirá a utilização de tecnologia especial por conta da grande concentração de colônias de corais existente na parte de águas rasas do campo. Para tentar minimizar o impacto ambiental do projeto e garantir sua aprovação pelos órgãos ambientais, a Petrobras vem estudando alternativas tecnológicas, junto com o Cenpes, que garantam sua viabilidade econômica.
“Isso vai exigir muita discussão técnica. Teremos de buscar uma alternativa tecnológica que atenda à condição de legislação e que seja economicamente viável. Solução existe”, pondera Roque.
A escolha da solução tecnológica deve ser definida até o início de 2017, quando há a previsão interna de que o módulo I seja levado à aprovação final da Diretoria. Caso o cronograma transcorra sem problemas, a Petrobras deverá ir ao mercado ainda no primeiro semestre do próximo ano para afretar a unidade, que ao que tudo indica será convertida no exterior, por não haver exigência de conteúdo nacional.
Módulo II em estudo
Direcionado à área Sudoeste, o módulo II também terá um total de 44 poços (38 remanejados e seis novos), sendo 28 produtores e 16 injetores, e será instalado na parte de águas mais profundas, acima de 1.000 m de lâmina. O sistema irá produzir parte do óleo da P-35, P-37 e P-26 e os poços estarão a uma distância média da unidade de cerca de 7 km.
O detalhamento do módulo II está em estágio menos avançado e algumas questões não foram formalmente definidas, sobretudo em relação ao FPSO. A princípio, os estudos apontam para uma unidade de menor porte, com planta variando de 50 mil b/d a 70 mil b/d de óleo e capacidade de processamento de 3 milhões de m3/d de gás e mais 350 mil b/d de água.
Como tempo de defasagem de cada módulo será de um ano, a expectativa é de que a segunda unidade seja licitada entre o segundo semestre de 2017 e o primeiro semestre de 2018. O primeiro óleo dos dois FPSOs está programado para o segundo semestre, sendo um no ano de 2020 e outro em 2021.
Em paralelo à implantação dos novos módulos, a Petrobras dará início aos primeiros trabalhos de desinstalação do antigo projeto Marlim, atividade que marcará a maior campanha individual de desmobilização já executada pela empresa, até o momento. Além da desativação das nove unidades, cujo destino promete ser o leilão, o projeto envolve também a desmobilização de cerca de 1,2 mil km de linhas submarinas, grande parte já cobertas por colônias de corais em consequência do tempo de instalação no subsolo marinho.
A campanha de descomissionamento demandará investimento total de US$ 4 bilhões a US$ 4,5 bilhões, montante a ser aplicado ao longo do tempo de vida útil do campo. A primeira unidade de produção a deixar o projeto será a P-33, que hoje produz cerca de 15 mil b/d, em relação a uma capacidade instalada de 50 mil b/d, e será desmobilizada em dezembro.
Inicialmente, os poços da P-33 serão remanejados para a P-25, unidade atualmente ligada ao campo de Albacora. A desmobilização das outras oito unidades ocorrerá entre 2020 e 2024. As duas seguintes da lista serão a P-19 e a P-20.
No acumulado, ao longo dos últimos 25 anos, o campo de Marlim produziu mais de 2,4 bilhões de óleo.
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