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

Petróleo & Energia, Uma das plataformas fixas instaladas no campo de Peregrino
Uma das plataformas fixas instaladas no campo de Peregrino

Peregrino – Depois de dois anos, em março de 2011, uma nova revisão foi aprovada pela ANP. Desta vez de um ativo operado pela petroleira norueguesa Statoil. Essa revisão se deveu, em parte, em razão de novas descobertas realizadas na área, que teve participação da Anadarko até 2008, quando a parceira Statoil adquiriu o controle total do ativo. Hoje, 40% pertencem à chinesa Sinochem.

O sistema é integrado por duas plataformas fixas e um FPSO com capacidade de processamento de 100 mil bbl/dia de óleo, 350 mil bbl/dia de líquidos e 200 mil m3/dia de gás (utilizado na geração de energia da planta). As duas plataformas são equipadas com sondas permanentes, adequadas para realizar os serviços de perfuração ou intervenção em qualquer poço.

De acordo com o plano revisto há três anos, todos os poços (37, dos quais sete injetores) deveriam ser equipados com dispositivo para exclusão de areia. O plano revisto previa também a separação trifásica auxiliada por aquecimento, com uso de separadores eletrostáticos.

O campo, que começou a produzir em abril de 2011 deverá se manter ativo até 2034, quando se encerra o período de concessão. Os risers de produção instalados no leito marinho são aquecidos com água quente para permitir o fluxo do óleo com mais facilidade.

A Fase II, de desenvolvimento da “Área Sudoeste”, foi projetada com base nos resultados obtidos na avaliação, e previa a perfuração de dois poços. A Fase III poderá contemplar poços adicionais com objetivo de aumentar o fator de recuperação e/ou produzir recursos adicionais na “Área Norte” ou na “Área Isolada”.

Descoberto em 2004, o campo vem tendo um desempenho excepcional, sob o comando da norueguesa, que se mostrou capaz de administrar um ativo de tal porte, e de óleo pesado, sem nenhum problema. Tanto que Peregrino, único ativo em produção da Statoil, já a posiciona entre os três maiores operadores do país, ao lado de Petrobras e Shell. E já ultrapassou a anglo-holandesa em alguns momentos. No ano passado, a norueguesa comemorou 50 milhões de barris de óleo pesado produzidos no país.

Manati – Em junho de 2012, foi a vez do campo de Manati, em águas rasas, na bacia de Camamu, na costa do Nordeste brasileiro. O campo, descoberto em outubro de 2000, teve a comercialidade declarada em 2002 e apresentou o primeiro plano de desenvolvimento em 2003, aprovado no ano seguinte.

Um dos maiores campos de gás não-associado do Brasil, respondendo por cerca de 40% das reservas de gás natural da Bahia quando iniciou produção, em 2007, Manati é operado pela Petrobras, que detém 35% de participação, associada à Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), com 45%, sendo os demais 20% divididos igualmente entre a Brasoil e Rio das Contas (comprada pela Geopark).

Em 2009, foi solicitada autorização para implantação de projeto de oferta adicional de gás, que permitiria aumentar a produção para 8 milhões de m³/dia, provocando a revisão do PD em 2012. De acordo com o plano revisto, o campo tem elevada capacidade de entrega e produção consistente de gás natural seco, características operacionais que asseguram baixos custos e elevado retorno. “O desenvolvimento adicional desta área, previsto para 2014, envolverá a instalação de equipamentos de compressão e mais um poço deve ser perfurado em 2015 para extrair as reservas restantes”, prevê o plano revisado.

Campeões na mira – No ano passado, a Petrobras teve revisto o plano de desenvolvimento de seus dois maiores produtores de petróleo e gás do país: Roncador e Marlim Sul. O de Roncador foi o primeiro a ser aprovado, no dia 7 de janeiro de 2013. O campo descoberto em 1996, com quase 400 km² de área, em profundidades que variam de 1.500 a 1.900 metros, tem cinco reservatórios, com óleo de diferentes graus API, e quase 100 poços perfurados. Novas descobertas foram registradas nos quatro anos seguintes. Em 2001-2002, ganhou o primeiro piloto e, no mesmo período, acabou perdendo sua plataforma de produção, a P-36, que afundou após uma explosão em um dos pilares de sustentação.

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