Campo Mero: Retos de aguas ultra profundas

Pioneiro de Libra FPSO (Foto: Odebrecht)

Una gama de tecnologías de vanguardia, que incluyen equipos de perforación especializados, sistemas submarinos personalizados y unidades de almacenamiento y descarga de producción flotante (FPSO, por sus siglas en inglés), ayudan al operador nacional brasileño Petrobras y sus socios a enfrentar los complejos desafíos asociados con el desarrollo de instalaciones de aguas ultra profundas -Salt juega.

El 2 de octubre, el consorcio que desarrolla el campo Mero concluyó la primera prueba de pozo extendido (EWT) en el gran juego pre-sal con el FPSO de Pioneiro de Libra, propiedad conjunta de Teekay Offshore y Ocyan de Brasil. El campo Mero de aguas ultraprofundas, anteriormente conocido como Libra Noroeste, está ubicado en el sector noroeste del bloque gigante de Libra, que se encuentra a unos 180 kilómetros al sur de Río de Janeiro, dentro de la Cuenca de Santos. El primer aceite se produjo en noviembre del año pasado. El campo Mero tiene aproximadamente 3.300 millones de boe en depósitos de carbonato de alta calidad (29º API). La prueba de un solo pozo alcanzó un caudal récord de casi 58,000 boe por día en su apogeo, un resultado impresionante en aguas ultra profundas. Ahora, Petrobras está en proceso de conectar otro pozo de inyección de gas al FPSO que estará más cerca del pozo productor de petróleo para comenzar una nueva prueba de pozo extendida en la misma ubicación para analizar la velocidad a la que ocurrirá el avance del gas.

Las tecnologías aplicadas durante el EWT fueron fundamentales para obtener datos de alta calidad y reducir las incertidumbres sobre el reservorio, que se espera que permita el despliegue acelerado de los cuatro sistemas de producción finales en Mero en los próximos años. Cada sistema será capaz de producir hasta 180,000 barriles de petróleo por día. Además, estas tecnologías contribuirán a un desarrollo más seguro y eficiente de los próximos proyectos en Brasil.

Recientemente, Aker Solutions firmó un contrato con Petrobras para proporcionar un sistema integrado de producción submarina y servicios relacionados para el proyecto Mero 1 dentro del desarrollo del campo Mero. El sistema de producción submarina constará de 12 árboles submarinos verticales diseñados a medida para el presal de Brasil, cuatro unidades de distribución submarinas (SDU), tres estaciones de control principales en la parte superior para el FPSO Guanabara de Mero 1 y una gran cantidad de piezas de repuesto. Una SDU es un centro de distribución para los umbilicales a varios árboles, y fue diseñado para manejar las características específicas de los hidrocarburos presentes en el reservorio. El pedido también incluye servicios de soporte de instalación y puesta en marcha. Las amplias instalaciones de fabricación de Aker Solutions en São José dos Pinhais, en el estado de Paraná, y su base de servicios submarinos en Rio das Ostras en Río de Janeiro ya han comenzado el trabajo. Las entregas están programadas para 2020, con instalaciones programadas entre 2020 y 2023.

Ejemplo de un sistema de producción submarina de Aker Solutions (Imagen: Aker Solutions)

El sistema de producción submarina se conectará a la primera FPSO a gran escala para Mero, conocida como FPSO de Guanabara. El FPSO está programado para entrar en funcionamiento en 2021 y tendrá capacidad para procesar hasta 180,000 barriles de petróleo por día y 12 millones de metros cúbicos de gas por día. Se perforaron diez pozos de evaluación en el área del campo Mero para determinar la viabilidad comercial del campo, mientras que se planea perforar dos más en 2018. Los pozos descubrieron columnas de petróleo con un grosor de hasta 410 metros. Los altos caudales y presiones, la presencia significativa de gas asociado al petróleo, además del alto contenido de CO2 en el área, han exigido el desarrollo de soluciones de última generación para facilitar la producción. Como tal, Petrobras y sus socios han desarrollado nuevas tecnologías diseñadas para operar en estos entornos, con profundidades de agua que van desde 1.700 a 2.400 metros, y profundidades totales que alcanzan los 6.000 metros.

Una de las soluciones pioneras incluyó la instalación del primer FPSO dedicado exclusivamente a los EWT. Esta innovación, que es capaz de volver a inyectar el gas producido, brinda mejores resultados al consorcio y al medio ambiente, ya que permite la eliminación de la quema continua de gas, minimizando así las emisiones de CO2 a la atmósfera y permitiendo la producción de pozos a su nivel. máximo potencial. Para producir durante el EWT sin restricciones, la adquisición de datos dinámicos del reservorio fue más eficiente y exhaustiva. En el despliegue del EWT, se realizó el primer prelanzamiento de líneas flexibles con flotadores en aguas ultra profundas. Este método anticipó el inicio de la producción del pozo en 43 días, en comparación con un escenario sin el lanzamiento previo de las líneas.

Petrobras es el operador del consorcio que desarrolla el área de Libra con una participación del 40 por ciento. Otros socios incluyen Shell (20 por ciento), Total (20 por ciento), CNPC (10 por ciento) y CNOOC (10 por ciento). El contrato de producción compartida es administrado por Pre-Sal Petróleo SA (PPSA).

(Imagen: Petrobras)