Refinarias

Região Norte

REMAN - Manaus (Amazonas)
Região Nordeste
RLAM - São Francisco do Conde (Bahia)
Região Sudeste
REGAP - Betim (Minas Gerais)
REPLAN - Paulínia (São Paulo) maior refinaria de petróleo da Petrobras
REVAP - São José dos Campos (São Paulo)
RPBC - Cubatão (São Paulo)
RECAP - Mauá (São Paulo)
REDUC - Duque de Caxias (Rio de Janeiro)
Região Sul
REPAR - Araucária (Paraná)
REFAP - Canoas (Rio Grande do Sul)

Exterior

Eliçabe - Buenos Aires (Argentina) - San Lorenzo - San Lorenzo (Argentina)
REFINOR - Província de Salta (Argentina)
PRSI - Pasadena (USA) -
Outras unidades



FAFEN-BA - Camaçari (Bahia) - Produção de Amonia, Uréia, Ácido nítrico e CO2
FAFEN-SE - Laranjeiras (Sergipe) - Produção de Amonia, Uréia, Ácido nítrico e CO2
SIX - São Mateus do Sul (Paraná) – Produção de Xisto
LUBNOR-CE - Fortaleza (Ceará) - Produção de Asfaltos, Óleo Lubrificante, Gás Natural e GLP
Refinarias em Construção / Ampliação

Mini-Refinaria - Guamaré (Rio Grande do Norte) - início das atividades previsto para 2011
RENEST - Ipojuca (Pernambuco)
COMPERJ - Itaboraí (Rio de Janeiro) - início das atividades previsto para 2012

Refinarias em estudo

Refinaria Premium I - São Luís (Maranhão)
Refinaria Premium II - Pecém (Ceará) - 300.000 bpd
Refinaria para o petróleo dos Campos de Pré-Sal. Já demonstraram interesse em receber o investimento os Estados da Bahia, Espírito Santo, Pernambuco, Rio de Janeiro, Santa Catarina, São Paulo,Piauí e Sergipe
Refinaria Abreu e Lima

A Petrobras, em parceria com a PDVSA (Petróleo da Venezuela S/A), está em estudos para a construção da Refinaria Abreu e Lima, localizada no município de Ipojuca (região metropolitana de Recife) em Pernambuco. O parque de refino será orientado principalmente para a produção de óleo diesel com baixíssimo teor de enxofre, visando atender à crescente demanda por derivados no Nordeste.

A previsão é que a refinaria, também conhecida como Refinaria do Nordeste, terá capacidade de processar até 230 mil barris por dia de petróleo - e poderá utilizar o petróleo pesado do Brasil e também da Venezuela, países que possuem grandes reservas. A produção anual prevista para esta unidade da Petrobras ainda inclui 682 mil metros cúbicos de nafta petroquímica, 1.236 mil toneladas de GLP, 9,5 milhões de toneladas de diesel e 2,2 milhões de toneladas de coque de petróleo.

Fonte: http://www.clickmacae.com.br/

Palestra analítica sobre o futuro concurso da ANP-2011

Com o intuito de esclarecer as centenas de dúvidas que estamos recebendo por e-mail e por telefone, o Clube do Petróleo decidiu organizar uma palestra gratuita especificamente sobre o tão esperado concurso da Agência Nacional do Petróleo do segundo semestre de 2011.

Mauro Kahn, coordenador do curso preparatório do concurso, analisará as possibilidades, responderá a perguntas e explicará sobre os desafios e as reais vantagens de se tornar um Especialista em Regulação, seja você engenheiro, economista, advogado, geólogo, ou de qualquer outra formação listada no edital.

Registramos que esta é uma grande oportunidade, uma vez que o se espera por um considerável número de vagas. Uma boa estratégia é optar pela carreira de Especialista em Regulação Geral, já que para este cargo estão aptos os profissionais de todas as formações das áreas de ciências humanas e exatas. Haverá também informações relevantes para os engenheiros e para os advogados.

A palestra será realizada na Rua da Candelária 9 – Centro, a partir das 18h30 do dia 18 de janeiro de 2011. Para assistir a palestra solicita-se gentilmente que seja entregue uma lata de leite em pó como doação a uma instituição filantrópica Associação Saúde Criança Repensar (informações abaixo)

É imprescindível sua inscrição pelos telefones (21) 2233-7580 ou 2223-1269, ou então pelo e-mail clubedopetroleo@clubedopetroleo.com.br

Mais detalhes do futuro concurso no site http://www.clubedopetroleo.com.br/

Fonte: http://www.clickmacae.com.br/

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.

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. A Fase I 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).

Fonte: http://www.clickmacae.com.br/