Sistema de Produção Inicial de Anchova
A primeira fase do desenvolvimento do Campo de Enchova empregou a plataforma de perfuração semi-submersível Sedco-135D equipada com uma planta de processamento simples. A produção fluía para a superfície por meio de uma árvore teste (árvore EZ) suspensa pela plataforma de perfuração, dentro do sistema de prevenção de blowout e do riser (BOP, do inglês Blowout Preventer). O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O petróleo cru era então transferido por meio de uma mangueira flutuante a um petroleiro ancorado nas cercanias, preso por um sistema de ancoragem de quatro pontos.
Na segunda fase, outra plataforma de perfuração semi-submersível, a Penrod-72, também parcialmente convertida em Plataforma Flutuante de Produção foi utilizada. Como na fase anterior, a plataforma foi posicionada sobre um poço produtivo utilizando uma árvore de BOP de superfície, enquanto um segundo poço submarino era colocado em produção por meio de uma árvore molhada, em lâmina d´água a uma profundidade recorde de 189 m. A corrente fluía da árvore submarina até a Penrod-72 por meio de um sistema flutuante de linha de fluxo e riser flexíveis, que incluía um umbilical de controle para comunicação entre a árvore e a plataforma. O petróleo processado vindo dos dois poços era transportado por uma linha de fluxo e riser flexíveis até uma monobóia de ancorada por um sistema de pernas em catenária, CALM (do inglês Catenary Anchor Leg Mooring). Uma segunda linha de fluxo e riser flexíveis ficava conectada entre a Penrod-72 e a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua.
Vale a pena notar que pelo menos quatro novas tecnologias importantes - a árvore submarina, o sistema de produção flexível de riser, a instalação monobóia para petroleiros, e o conector de engate/desengate rápido, o QCDC (do inglês Quick Connection/Disconnection Coupler) - foram introduzidos nesta fase. Foi o começo do Sistema de Produção Inicial, capaz de antecipar a produção e, ao mesmo tempo, proporcionar dados detalhados sobre o reservatório. Estes dados eram então introduzidos para permitir o planejamento do sistema permanente de explotação, que uma vez instalado permitia o remanejamento do EPS para outra área. A vantagem de utilizar risers flexíveis era a acomodação dos movimentos das unidades flutuantes e a sua facilidade de instalação. Adicionalmente, os risers e linhas de fluxo flexíveis eram frequentemente reutilizados ou remanejados em novos sistemas.
Apesar de ser o segundo sistema flutuante de produção instalado no mundo (o Argyll, no Mar do Norte, foi o primeiro em 1975), o sistema realmente só foi ganhar força no Brasil. A confiabilidade surpreendentemente alta e o baixo custo mostraram que o EPS era a solução para a produção em águas profundas, pelo menos nessa parte do hemisfério.
Fonte: Petrobras