Petrobras terá mais cinco anos para explorar o pré-sal de Libra

Campo de Mero e área exploratória remanescente de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos

Petrobras e seus sócios em Libra ganharam mais cinco anos para explorar o bloco, no pré-sal da Bacia de Santos, por decisão da diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Foi aprovada a revisão do plano de avaliação de descoberta (PAD) do 3-BRSA-1267-RJS (poço de extensão), que prevê campanhas adicionais nas áreas Sudeste e Central de Libra.

Com as mudanças, a fase de exploração de Libra foi postergada quase cinco anos, de março de 2020 (venceu no dia 1º), para 28 de fevereiro de 2025. O consórcio de Libra é formado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%).

Na porção Sudeste do bloco, o consórcio precisa decidir em 31 de dezembro deste ano se assume o compromisso de perfuração de um poço adicional ou se devolverá a área. Até lá, precisa concluir o processamento de dados sísmicos – inversão acústica e elástica sobre o dado LSRTM, segundo a ANP.

Na parte Central, o ponto de decisão ficou para junho de 2024, quando deve ser feito o compromisso de perfuração de um poço de exploração ou a devolução da respectiva área. Até lá, a Petrobras analisa a aplicação de uma tecnologia patenteada para separação de CO2 e aumento da recuperação de óleo em campos do pré-sal, o HISEP.

• Entenda Um projeto de exploração pode ser composto por vários planos de avaliação de descobertas (PADs). Cada um representando um poço descobridor de novas acumulações de óleo ou gás natural, que precisam ser delimitadas para definir os limites dos campos de produção. No caso de Libra, o consórcio fez uma campanha de exploração bem-sucedida na área Noroeste do bloco, resultado no campo de Mero, em 2017. Mas as empresas continua com a área remanescente sob um contrato de exploração.

Libra foi o primeiro bloco contratado pelo modelo de partilha de produção, em 2013. Nele, foi descoberto e delimitado o campo de Mero, em operação e com um sistema de produção dimensionado em quatro FPSOs. As duas primeiras unidades de produção foram foram contratadas com Modec (Mero 1) e SBM (Mero 2).

Em fevereiro, o diretor de Desenvolvimento da Produção e Tecnologia da Petrobras, Rudimar Lorenzatto, afirmou à epbr que o planejamento atual para Mero contempla apenas quatro FPSOs. O plano é concluir a contratação de Mero 3 e, ao menos, iniciar a de Mero 4 este ano.

A empresa está cortando sua produção em 200 mil barris/dia para reduzir sua exposição à crise no mercado de óleo, que amplia os efeitos da queda mundial da demanda por combustíveis. Ainda não há uma decisão sobre revisão de projetos de produção no pré-sal.

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Tecnologia de separação HISEP faz parte de solução para eliminar gargalos nos FPSOs do pré-sal

HISEP é uma patente da Petrobras para um sistema de separação do dióxido de carbono (CO2) presente em grandes quantidades em campos do pré-sal, como no caso de Mero, onde o teor do contaminante chega 38% dos fluidos produzidos.

Testes de separação do CO2 com o HISEP, feitos pela Petrobras, demostram que a tecnologia é capaz de reduzir consideravelmente a razão gás-óleo (RGO) dos fluidos produzidos no pré-sal. Os resultados são demonstrados no artigo HISEP: A Game Changer to Boost the Oil Production of High GOR and High CO2 Content Reservoirs, apresentado na OTC Brasil de 2019.

A tecnologia passou por simulações e testes com um protótipo instalado pelo centro de pesquisa da Petrobras (Cenpes), na Fábrica de Asfalto de Fortaleza, no Ceará, com resultados promissores. Os ensaios usaram um óleo recombinado, com características do fluido produzido no campo de Mero. A separação com o HISEP resultou em um óleo recuperado com RGO até 70% menor.

“A RGO do óleo recuperado cai acentuadamente para um valor em torno de 120-130 Sm³/Sm³ [metro cúbico padrão de gás/metro cúbico padrão de óleo], considerando que a RGO do óleo recombinado de entrada é de 420 Sm³/Sm³”, informa o artigo.

Isso é importante porque os equipamentos necessários para tratar o gás associado, produzido junto com o óleo, são de grande porte, ocupando boa parte da capacidade física das plataformas. A possibilidade de separar uma fase rica em CO2 com equipamentos submarinos libera espaço nos FPSOs para elevar o processamento de óleo.

“Portanto, devido a essa redução da RGO e considerando aplicações submarinas da tecnologia HISEP, o fluxo de óleo recuperado e bombeado para o topside dos FPSOs será menos gasosos e, assim, exigirá uma planta de processamento de gás menor e mais simples”, conclui o artigo.

Nesse modelo, o CO2 separado no leito marinho é reinjetado no reservatório, sem passar pelas plataformas. Essa injeção pode ser utilizada para manter a pressão dos reservatórios do pré-sal, funcionando como um mecanismo de recuperação secundária de óleo. O Cenpes também possui pesquisas sobre a injeção de CO2 na fase líquida.

O artigo sobre os resultados do HISPE é assinado por Fabio Menezes Passarelli e Denise Adelina Guimaraes Moura (Petrobras/Libra); e Antônio Marcos Fonseca Bidart, Juliana Pereira Silva, Alexandre Jaime Mello Vieira e Luis Felipe Alves Frutuoso (Petrobras/Cenpes).

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