Mero Field: Desafios Ultra-Deepwater

FPSO Pioneiro de Libra (Foto: Odebrecht)

Uma gama de tecnologias de ponta, incluindo equipamentos de perfuração especializados, sistemas submarinos personalizados e unidades de armazenamento e descarregamento de produção flutuante (FPSO), ajudam a Petrobras e seus parceiros a enfrentar os complexos desafios associados ao desenvolvimento de -sal joga.

Em 2 de outubro, o consórcio que desenvolve o campo de Mero concluiu o primeiro teste de longa duração (TLD) no grande jogo do pré-sal com o FPSO Pioneiro de Libra, de propriedade conjunta da Teekay Offshore e do brasileiro Ocyan. O campo Mero, em águas ultraprofundas, conhecido anteriormente como Libra Northwest, está localizado no setor noroeste do bloco gigante de Libra, que fica a cerca de 180 quilômetros ao sul do Rio de Janeiro, dentro da Bacia de Santos. O primeiro óleo foi produzido em novembro do ano passado. O campo Mero detém aproximadamente 3,3 bilhões de boe em reservatórios de alta qualidade - 29º API - carbonato. O teste de poço único atingiu uma taxa de fluxo recorde de quase 58.000 boe por dia em seu pico, um resultado impressionante em águas ultraprofundas. Agora, a Petrobras está conectando outro poço de injeção de gás ao FPSO que ficará mais próximo do poço produtor de petróleo, a fim de iniciar um novo teste de poço estendido no mesmo local para analisar a velocidade na qual ocorrerá a descoberta do gás.

As tecnologias aplicadas durante o TLD foram fundamentais para obter dados de alta qualidade e reduzir as incertezas sobre o reservatório, o que deve permitir a implantação acelerada dos quatro sistemas finais de produção da Mero nos próximos anos. Cada sistema será capaz de produzir até 180.000 barris de petróleo por dia. Além disso, essas tecnologias contribuirão para um desenvolvimento mais seguro e eficiente de projetos futuros no Brasil.

Recentemente, a Aker Solutions assinou um contrato com a Petrobras para fornecer um sistema integrado de produção submarina e serviços relacionados para o projeto Mero 1 dentro do desenvolvimento do campo Mero. O sistema de produção submarina consistirá de 12 árvores submarinas verticais projetadas para o pré-sal brasileiro, quatro unidades de distribuição submarina (SDU), três estações de controle mestre topside para o FPSO Guanabara do Mero 1 e uma série de peças sobressalentes. Um SDU é um centro de distribuição de umbilicais para várias árvores e foi projetado para lidar com as características específicas dos hidrocarbonetos presentes no reservatório. O pedido também inclui serviços de suporte de instalação e comissionamento. A ampla fábrica da Aker Solutions em São José dos Pinhais, no estado do Paraná, e sua base de serviços submarinos em Rio das Ostras, no Rio de Janeiro, já começaram os trabalhos. As entregas estão programadas para 2020, com instalações programadas entre 2020 e 2023.

Exemplo de um sistema de produção submarina da Aker Solutions (Imagem: Aker Solutions)

O sistema de produção submarina será ligado ao primeiro FPSO em escala real do Mero, conhecido como FPSO da Guanabara. O FPSO está programado para entrar em operação em 2021 e terá capacidade para processar até 180.000 barris de petróleo por dia e 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Dez poços de avaliação foram perfurados na área de campo de Mero para determinar a viabilidade comercial do campo, enquanto outros dois estão planejados para serem perfurados em 2018. Os poços descobriram colunas de óleo de até 410 metros de espessura. Os altos caudais e pressões, a presença significativa de gás associado ao petróleo, além do alto teor de CO2 na área, exigiram o desenvolvimento de soluções de última geração para facilitar a produção. Assim, a Petrobras e seus parceiros desenvolveram novas tecnologias projetadas para operar nesses ambientes, com lâminas de água que variam de 1.700 a 2.400 metros e profundidades totais que chegam a 6.000 metros.

Uma das soluções pioneiras incluiu a instalação do primeiro FPSO dedicado exclusivamente aos EWTs. Esta inovação, que é capaz de re-injetar o gás produzido, traz melhores resultados para o consórcio e o meio ambiente, pois permite a eliminação da queima contínua de gás, minimizando as emissões de CO2 na atmosfera e possibilitando a produção de poços em seu entorno. Potencial máximo. Produzir durante o EWT sem restrições fez com que a aquisição de dados dinâmicos do reservatório fosse mais eficiente e completa. Na implantação do TLD, foi realizado o primeiro pré-lançamento de linhas flexíveis com flutuadores em águas ultraprofundas. Esse método antecipou o início da produção do poço em 43 dias, comparado a um cenário sem o pré-lançamento das linhas.

A Petrobras é a operadora do consórcio que desenvolve a área de Libra, com uma participação de 40%. Outros parceiros incluem Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%). O contrato de partilha de produção é gerenciado pela Pre-Sal Petróleo SA (PPSA).

(Imagem: Petrobras)