Desenvolvimento de Campos: ANP revê planos de exploração das principais áreas produtoras do país

Parque das Conchas – As primeiras revisões ocorreram em 2009, foram cinco no total. Foram revistos os planos de desenvolvimento dos campos de Ostra, Abalone e Argonauta (sendo dois reservatórios, B Oeste, ou BO, e O Norte, ou ON), no Parque das Conchas, operado pela anglo-holandesa Shell, com 50% de participação, além da Petrobras 35%, e ONGC 15%.

Projeto emblemático da Shell no Brasil, localizado no antigo BC-10, em profundidades médias de 1.700 metros, o Parque das Conchas é considerado pela multinacional como “um marco no desenvolvimento e na comercialização de óleo pesado, nas operações offshore do Brasil”.

Com uma produção atual em torno de 50 mil barris/dia, realizada pelo FPSO Espírito Santo, unidade flutuante de produção, estocagem e transferência, com capacidade para processar 100 mil barris/dia de petróleo, o Parque das Conchas foi o primeiro do país em que todos os campos são desenvolvidos com base no sistema de separação e bombeio submarinos de petróleo e gás.

A Shell está executando a Fase 2 do projeto, que envolve a perfuração e completação de 11 novos poços e inclui a área de Argonauta ON. A operadora também investiu US$ 14 milhões em um sistema de aquisição de dados sísmicos 4D, capaz de medir e monitorar as mudanças nas condições dos reservatórios e fornecer informações mais detalhadas durante os trabalhos de perfuração.

Marlim Leste – Em setembro de 2009, o campo gigante de Marlim Leste, um dos ativos da Petrobras no chamado complexo Marlim, também teve seu plano de desenvolvimento revisto, quase 22 anos depois de sua descoberta, no início 1987. O ativo está em águas de profundidade entre 780 a 2.000 m, a leste do campo de Marlim e ao norte de Marlim Sul, teve sua área acrescida em 2006, quando passou de 332,4 km2 para 457,7 km2, devido à anexação de novas acumulações. Fato que, por si só, já demandaria uma revisão do PD.

Sexto maior produtor de petróleo do país (115 mil barris/dia pelo boletim da ANP de abril deste ano) e 13º no ranking de produção de gás natural (2 milhões de metros cúbicos/dia), Marlim Leste figura também como o sexto maior no ranking geral. Ou seja: um ativo importante para a Petrobras atingir suas metas.

O plano revisado em 2009 previa a perfuração de 41 poços, distribuídos por três módulos: os dois primeiros, relacionados à P-53, que começou a produzir no final de 2008, previa um total de 19 poços produtores e 12 injetores. O terceiro módulo, referente à Fase II, com o FPSO Cidade de Niterói, completando o sistema definitivo deste campo, previa nove poços produtores de óleo e um de gás natural. A entrada em produção ocorreu em 2009, quando houve a revisão.

No entanto, já está na pauta da ANP a nova revisão. Talvez para aferir como foram equacionadas algumas questões, que eram apontadas em 2009 como “possíveis impedimentos para o escoamento da produção”. No módulo I, havia riscos de obstrução de algumas linhas com parafinas, por conta da baixa temperatura de início do aparecimento de cristais de parafina (TIAC), de 15°C em alguns óleos. O que demandava o uso de linhas com isolamento térmico.

Na fase 2 desse mesmo módulo, previa-se a necessidade de isolamento térmico em todas as linhas de fluxo. Com a utilização do sistema pipe-in-pipe com aquecimento entre o manifold submarino de produção e a P-53, seria possível mitigar não apenas o problema das parafinas, como também o de hidratos.

Também foi considerada a possibilidade de ocorrer incrustações de sulfatos de bário e estrôncio nos poços do Módulo I, razão pela qual a P-53 deveria ganhar uma unidade de dessulfatação para tratamento da água do mar destinada aos poços injetores. No Módulo II, as ações preventivas visavam à inibição de possíveis incrustações de carbonato de cálcio.

Petróleo & Energia, Plataforma fixa Polvo A já perfurou mais de 20 poços nesse campo
Plataforma fixa Polvo A já perfurou mais de 20 poços nesse campo

Polvo – Em novembro de 2009, foi aprovado o PD revisto do campo de Polvo, então operado pela norte-americana Devon. O campo esteve posteriormente sob o controle da inglesa BP que, pressionada pelos prejuízos crescentes provocados pelo acidente no Golfo do México, em 2010 (uma conta que nunca fecha), vem se desfazendo de ativos. Sua participação de 60% foi vendida à brasileira HRT em 2013. Os outros 40% de Polvo pertencem à dinamarquesa Maersk.

A revisão era necessária uma vez que a área do campo passou de 70,6 km² para 134,19 km² com a anexação de novas descobertas, incluindo a acumulação denominada de Guarajuba, descoberta pela Petrobras em 1994, e as duas feitas pela Devon, em 2001 e 2004. Segundo o plano revisto, as operações de perfuração continuarão a ser feitas por meio da plataforma fixa Polvo A, totalizando com os já perfurados, 20 poços produtores e 1 injetor de água, além de um poço de extensão na área do DEV-9. Outros poços poderão ser perfurados nesta área, a depender dos resultados obtidos: todos eles serão horizontais e terão completações semelhantes.

A HRT aposta no potencial de Polvo, que teria reservas ainda inexploradas, e acredita que é possível reduzir os custos de produção do petróleo pesado, de 18° a 23° API. Com a revisão, a empresa prevê a perfuração de mais dois poços na área, o primeiro deles ainda este ano. Os custos, que seriam compartilhados também com a norueguesa BW Offshore, agora terão de ser integralizados pelas duas sócias: a norueguesa, dona da plataforma FPSO Polvo, desistiu de comprar metade da participação da HRT (30%), mantendo porém o contrato de afretamento, que vai até 2015 e é renovável por mais sete anos.

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