O blog Fatos & Dados da Petrobras traz nesta quarta-feira (20) a informação de que a empresa concluiu a perfuração de mais um poço na área de Franco, umas das previstas no contrato de cessão onerosa, na região do pré-sal da Bacia de Santos (SP). Foi comprovada a descoberta de petróleo de boa qualidade (28 graus API), situado abaixo da camada de sal, a partir da profundidade de 5.398 metros.

Após a comprovação de uma coluna de 396 metros de óleo, no campo denominado 3-BRSA-1184-RJS (3-RJS-723), informalmente conhecido como Franco Leste, o poço está situado em profundidade de água de 2.011 metros, a cerca de 200 km da cidade do Rio de Janeiro e a 7,5 km a sudeste do poço descobridor 2-ANP-1-RJS (Franco).

As amostras foram colhidas em reservatórios de espessuras similares às registradas no poço descobridor, comprovando a extensão desses reservatórios com óleo para a região leste do bloco de Franco.

A perfuração desse poço faz parte de um programa adicional ao Programa Exploratório Obrigatório na área de Franco, com o objetivo de melhor delimitar o volume da descoberta.

Por meio do contrato de cessão onerosa, a Petrobras tem o direito de produzir até 3,058 bilhões de barris de óleo equivalente recuperável em Franco, sendo que a fase exploratória prossegue e tem seu término previsto para até setembro de 2014.

Na semana passada, a Petrobras informou que também concluiu a perfuração do quinto poço exploratório na área de Iara, no bloco BM-S-11, no pré-sal da Bacia de Santos. O poço 3-RJS-715D (3-BRSA-1181D-RJS), conhecido como Iara Alto Ângulo, está localizado a 225 km da costa do Rio de Janeiro, em profundidade de 2.128.metros. Esse poço foi perfurado na área central do Plano de Avaliação da Descoberta da concessão, a cerca de 4 km ao norte do poço descobridor 1-RJS-656 (1-BRSA-618), informalmente conhecido como Iara.

O poço foi projetado e executado com uma geometria sub-horizontalizada e atingiu a profundidade final de 6.672m, após perfurar cerca de 900 metros de rochas carbonáticas abaixo da camada de sal. Foi identificada uma coluna de 310 metros de hidrocarbonetos.

Os reservatórios portadores de óleo apresentam características semelhantes às encontradas no poço descobridor (1-RJS-656, Iara), que foi perfurado verticalmente, e onde foi identificado óleo de boa qualidade (28º API).Para avaliar a produtividade dos reservatórios portadores de óleo, considerada a geometria utilizada no poço, será realizado um teste de formação no local.

O consórcio dará continuidade às atividades previstas no Plano de Avaliação da Descoberta aprovado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A Petrobras é a operadora do consórcio (65%) em parceria com a BG E&P Brasil (25%) e Petrogal Brasil (10%).

A Petrobras também informou, no dia 11 de novembro, o início da produção do campo de Papa-Terra, localizado ao Sul da Bacia de Campos, por meio da plataforma P-63, conectada ao poço PPT-12. A unidade, do tipo FPSO (navio – unidade flutuante que produz, armazena e transfere petróleo) está instalada em local onde a profundidade de água é de 1200 metros. Com capacidade para processar diariamente 140 mil barris de petróleo e 1 milhão de m³ de gás, além de injetar 340 mil barris de água, essa plataforma compõe o primeiro sistema de produção de Papa-Terra.

A nova unidade faz parte do conjunto de projetos de produção programados para este ano pelo Plano de Negócios e Gestão (PNG) da Petrobras para o período de 2013 e 2017. A combinação de reservatórios com petróleo de grau API variando entre 14 e 17, e em águas profundas, faz o desenvolvimento do campo de Papa-Terra um dos projetos mais complexos já concebidos pela Petrobras, requerendo a incorporação de diversas soluções inovadoras.

Além do FPSO P-63, ao qual serão interligados cinco poços produtores e 11 injetores, será instalada em Papa-Terra a plataforma P-61, a primeira plataforma do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) a operar no Brasil, que será deslocada para a locação ainda neste mês de novembro e à qual serão interligados 13 poços produtores.

Os poços da P-63 serão conectados por dutos flexíveis submarinos com aquecimento elétrico conhecidos por IPB (Integrated Production Bundle) e, os da P-61, por meio do que se chama de completação seca (válvulas de controle do poço na plataforma em vez de no fundo do mar). Todos os 18 poços de produção do campo contam com a instalação de bombas centrífugas submersas. A produção da P-61 será transferida em fluxo multifásico para o FPSO P-63.

A P-61 contará com uma sonda de apoio do tipo TAD (Tender Assisted Drilling), que será transportada da China para o Brasil nos próximos dias. O escoamento do petróleo será feito por meio de navio aliviador e o gás excedente ao consumo nas unidades de produção será injetado em reservatório adjacente.

O projeto é operado pela Petrobras (62,5%) em parceria com a Chevron (37,5%). O campo de Papa-Terra está localizado a 110 km da costa brasileira, onde a profundidade varia de 400 a 1400 metros.

A P-63 foi convertida em FPSO a partir do navio-tanque BW Nisa, no Estaleiro Cosco, na China, e as últimas etapas de construção foram realizadas no Canteiro da QUIP/Honório Bicalho, localizado em Rio Grande (RS). Os serviços foram executados pelo consórcio formado pela Quip (Queiroz Galvão, UTC, Iesa e Camargo Correa) e a BW Offshore.

Com informações da Petrobras e blog Fatos & Dados

Leia mais:

Pré-sal bate novo recorde diário, com produção de 337,3 mil barris