Petrobras escolhe sistema permanente de monitoramento de reservatórios para o terceiro maior campo de petróleo do país
A Petrobras concedeu à Alcatel Submarine Networks (ASN) e à Maersk Supply Service (MSS) um contrato para o fornecimento e instalação de um sistema permanente de monitoramento de reservatórios (PRM) em um campo localizado na Bacia de Santos.
O contrato inclui a engenharia, aquisição, construção, instalação e operação do sistema PRM, que será usado para monitorar e otimizar a produção de petróleo do campo de Mero, localizado em águas profundas no pré-sal da Bacia de Santos, a 180 quilômetros da litoral do Rio de Janeiro.
“As motivações para investir em um esquema 4D frequente, de alta densidade/alta repetibilidade em Merostems do valor agregado antecipado de informações 4D para auxiliar diretamente uma unidade de produção, baseada em WAG – reinjeção alternada de água e gás”, afirmou a Petrobras .
O sistema PRM é baseado na tecnologia Optowave desenvolvida pela ASN Noruega. A ASN mobilizará seus recursos e subcontratados na Europa e no Brasil para concluir a engenharia, fabricação, instalação e comissionamento do sistema PRM.
A Maersk Supply Service projetará, projetará e executará a instalação offshore, operando em seu escritório no Rio de Janeiro e usando uma de suas embarcações de apoio submarino I-Class para realizar a operação.
“Estamos muito satisfeitos em cooperar com a Petrobras para implantar o sistema Optowave, como o primeiro PRM do pré-sal com mais de 4.400 estações de 4 componentes em águas profundas”, disse Alain Biston, presidente da Alcatel Submarine Networks.
“A ASN também tem o prazer de entregar este sistema com a colaboração da Maersk Supply Service, que possui uma grande frota de embarcações no Brasil com capacidades e ativos especializados para este projeto.”
De acordo com a ASN, uma vez que os sistemas Optowave PRM capturam dados sísmicos ativos, eles são transferidos para centros de processamento em terra e processados para fornecer imagens de alta resolução do reservatório.
As imagens são usadas para caracterizar o reservatório e são comparadas ao longo dos anos para avaliar as mudanças na pressão do reservatório e a localização e movimento dos fluidos. A interpretação dos dados do PRM deve contribuir para melhorar a gestão do reservatório e, consequentemente, permitir aumentar a recuperação de óleo.
Mero é o terceiro maior campo do Brasil em volume de óleo in situ, atrás apenas de Tupi e Búzios, também localizados no pré-sal da Bacia de Santos.
A produção em campo teve início em 30 de abril de 2022 por meio do FPSO Guanabara. Em janeiro, a Petrobras divulgou que o FPSO atingiu sua capacidade máxima de produção, com a marca de 180 mil barris de óleo por dia (bpd).
A operação do campo unitizado de Mero é conduzida pelo consórcio operado pela Petrobras (38,6 por cento), em parceria com a Shell Brasil Petróleo (19,3 por cento), TotalEnergies EP Brasil (19,3 por cento), CNODC Brasil Petróleo e Gás (9,65 por cento), CNOOC Petroleum Brasil (9,65 por cento) e Pré-Sal Petróleo (PPSA) (3,5 por cento).