O primeiro óleo do projeto Raia está inicialmente previsto para o primeiro trimestre de 2028, informou Ingrid Alves Valeriano, Líder de Engenharia do Gasoduto de Exportação do projeto, à Brasil Energia. A executiva participou do painel "Novos Projetos Offshore com Diferentes Conceitos em Desenvolvimento pelas Grandes Operadoras no Brasil", da Rio Pipeline & Logistics 2025, e deu mais detalhes do projeto. 

"Cerca de 10 poços foram perfurados pela operadora anterior [Repsol], e agora teremos um desenho de oito poços, sendo quatro produtores. A nossa ideia é não parar de exportar gás, por isso pretendemos reinjetar o gás excedente no reservatório, para aumentar a pressão. Ainda sobre reservatório, os nossos estudos não tem mostrado tanto CO₂ como a gente costuma ver em alguns campos da Petrobras. O que a gente tem visto é um leve risco de slugging, que pode ser minimizado com a injeção de químicos", explicou Valeriano. 

De acordo com a executiva, Raia possui cerca de 50 mil t de estrutura subsea, peso semelhante aos dos módulos do FPSO. "E tudo vai ser controlado no FPSO, sem pessoal onshore, sem a presença humana na terra. Um cabo de fibra óptica será a principal conexão do FPSO com o onshore", disse. A previsão é que as atividades submarinas sejam finalizadas em 2027, de modo que o comissionamento da operação seja em 2028. 

O projeto Raia contempla três descobertas encontradas no bloco BM-C-33 (Pão de Açúcar, Gávea e Seat), no pré-sal da Bacia de Campos, que contêm reservas recuperáveis de gás natural e óleo/condensado superiores a 1 bilhão de boe. A decisão final de investimento (FID) do projeto, avaliada em US$ 9 bilhões, foi tomada pelo consórcio em maio de 2023. A Equinor opera o projeto Raia com 35% de participação, em parceria com a Repsol Sinopec (35%) e a Petrobras (30%). 

O FPSO Raia terá capacidade para processar 126 mil bpd de petróleo e 16 milhões de m³/dia de gás associado, será capaz de tratar o óleo/condensado e especificar o gás produzido. O gás especificado para venda será escoado por meio de um gasoduto offshore de 200 km, saindo do FPSO em direção a Cabiúnas, na cidade de Macaé (RJ). Já os líquidos serão descarregados por meio de navios aliviadores.

Lapa Sudoeste e Sirius na Colômbia

Leonardo Simões, gerente de Projetos e Instalações da TotalEnergies, atualizou algumas informações sobre o projeto Lapa Sudoeste, localizado na Bacia de Santos. A campanha de perfuração foi concluída em fevereiro deste ano, e a construção dos topsides está próxima do término. Em resumo, a expectativa é que as atividades do projeto sejam finalizadas neste ano, tendo em vista que o início da produção está previsto para 2025.

O projeto será desenvolvido através de três poços (sendo um de injeção de água), conectados ao FPSO Cidade de Caraguatatuba já em operação, localizado a 12 km de distância e atualmente produzindo a parte nordeste de Lapa desde 2016. A previsão é que o desenvolvimento de Lapa Sudoeste aumente a produção do campo de Lapa em 25 mil bpd, elevando a produção total para 60 mil bpd. A TotalEnergies opera a área com 45% de participação, em parceria com a Shell (30%) e a Repsol-Sinopec (25%).

Por fim, Rafael Familiar Solano, Consultor Sênior da Petrobras, deu algumas atualizações sobre o projeto Sirius, operado pela Petrobras Colômbia (44,44%) em parceria com a Ecopetrol (55,56%). O projeto, que possui o conceito subsea-to-shore, será o primeiro tie-back longo da América do Sul, segundo Solano, com uma extensão de 115 km. 

"O projeto está migrando da fase de conceito para o projeto básico. Inicialmente, teremos quatro poços produtores de gás, e esses poços estarão ligados a um manifold que, por sua vez, estará ligado a um PLEM [Pipeline End Manifold]. Depois, ele vai até a unidade de gás de Ballena", afirmou o consultor. 

Com a perfuração do poço Sirius-2 em 2024, a estatal brasileira, junto com a Ecopetrol, descobriu a maior reserva do insumo do país. Foram confirmados mais de 6 trilhões de pés cúbicos (Tcf) in place, o que pode aumentar em 200% as reservas atuais da Colômbia.

A expectativa é começar a produção de gás natural em três anos após recebimento de todas as licenças ambientais e em caso de confirmação da viabilidade comercial da descoberta, prevista até 2027. A produção esperada é de cerca de 13 milhões de m³/dia durante 10 anos.