Petrobras tendrá que hacer modificaciones estructurales en el FPSO P-71

El Dimensionamiento Se Hará En El Sistema De CO2 Del FPSO, El Aditivo Estructural Aún Está Siendo Negociado Entre Petrobras Y El Astillero Jurong Aracruz

Según un informe del sitio BNamericas, Petrobras tendrá que hacer ajustes en la estructura del FPSO P-71, que ya está siendo construido por el Astillero Jurong Aracruz para asignarlo en el campo de Itapú, en el pré-sal de la Cuenca De Santos. Una fuente anónima de la empresa, que sigue de cerca el proyecto, dijo que el activo producirá menos gas de lo esperado, obligando a Petrobras a hacer cambios en el sistema de CO2 de la plataforma, ya que el activo contiene menos gas que el campo del factor de recuperación de Tupi (anteriormente Lula), donde la plataforma fue originalmente planificada para ser instalada.

Principales Modificaciones

• El módulo de compresión de gas CO2 (M01) y el skid de eliminación de CO2 del módulo M03, serán desactivados.
• Otras modificaciones menores implican la instalación de nuevos conjuntos de intercambiadores de calor, cuyas licitaciones de adquisición están en curso.
• Mientras tanto, mejoras como la inclusión de una bomba de servicio de pozo de 1 MW y un sistema de control de flujo con inversor de 4,16 kV también se llevarán a cabo.

“Los otros FPSOs replicantes a menudo sufren interrupciones inadecuadas de la bomba de servicio del pozo”, dijo la fuente.

El sexto FPSO replicante, P-71, está en la fase final de integración de topside en el astillero Jurong Aracruz, en Espírito Santo.

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Paulo Nogueira

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A finales de octubre, Petrobras anunció que había firmado un acuerdo de US$ 353 millones con sus socios del consorcio BM-S-11 (Shell y Petrogal) para comprar sus participaciones en el FPSO, que tiene capacidad para producir 150 mil b/d de petróleo.

“Tras la transferencia del excedente o subasta de derechos en noviembre de 2019, los derechos de Itapú pasaron a ser completamente propiedad de Petrobras, y la asignación del FPSO P-71 en el campo permitirá la anticipación de su primer petróleo en aproximadamente un año”, dijo Petrobras en un comunicado de prensa.

BNamericas buscó a Petrobras, que se negó a comentar sobre el P-71 porque el aditivo contractual aún está en negociación con Jurong Aracruz.

Con la decisión de utilizar el P-71 en Itapú, Petrobras canceló el concurso de arrendamiento para el campo del FPSO, mientras que Shell y Petrogal prepararán un nuevo plan de desarrollo para Tupi, programado para ser presentado al regulador ANP en 2021.

“Nuestra idea en Tupi es conectar los pozos previamente programados para la P-71 a las unidades [de producción] existentes, agregando más valor”, dijo el director de exploración y producción de la estatal, Carlos Alberto Pereira de Oliveira, a los inversores durante un webcast el 28 de octubre.

Tupi es el mayor productor mundial en aguas profundas, con una producción acumulada superior a 2Bboe (mil millones de barriles de petróleo equivalente).

De acuerdo con el plan de negocios 2020-24 de Petrobras, se espera que el campo de Itapú comience la producción en 2024.