petra energia 3 engenharia

SEAP - ELABORAÇÃO E ANÁLISE DE PROJETOS13/04/2023 -

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Engenharia do ProjetoPROJETOCliente CPF/CGC Data

Projeto

PETRA ENERGIA S/A 07.243.291/0001-98 01/06/2011

Agente Financeiro: BANCO DO NORDESTE DO BRASIL S/A Agência

:

Belo Horizonte/MG

13.0 LOCALIZAÇÃO

A sede da empresa fica localizada na Avenida Rio Branco, n.º.: 157 – 12.º.

Andar – Centro, no município do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro.

O projeto ora pleiteado está localizado na Bacia do Parnaíba, Estado do

Maranhão, e está dividido em 02 (dois) Campos chamados de Gavião Azul e Gavião

Real, localizados no BLOCO PN-T-68, sob contrato de concessão BT-PN-8, Nº

48610.001418/2008-48, de 12 de março de 2008 (9.ª. rodada), compreende as atividades

de exploração envolvendo a execução de (a) levantamentos geológicos e geofísicos em

alvos específicos e (b) perfurações de poços de exploração e desenvolvimento do bloco

de concessão para exploração e produção de petróleo e gás natural.

14.0 PLANO DE DESENVOLVIMENTO – CAMPO DE GAVIÃO AZUL E CAMPO DE

GAVIÃO REAL

14.1 Campo de Gavião Azul

O Plano de Desenvolvimento apresentado contempla o Campo de Gavião Azul,

localizado no interior do Estado do Maranhão, a cerca de 250 km ao sul da cidade de São

Luis, capital do Estado.

Foi descoberto no bloco PN-T-68, na Bacia do Parnaíba, sob o contrato de

concessão BT-PN-8, no. 48610.001418/2008-48, de 12 de março de 2008 (9ª Rodada).

As empresas concessionárias neste contrato são: 1) a OGX Maranhão Petróleo

e Gás Ltda. (operadora), sociedade formada entre OGX S.A. (66,67%) e MPX Energia S.A.

(33,33%), com 70% de participação, e 2) a PETRA ENERGIA S.A., que detém os 30%

restantes.

O Campo de Gavião Azul foi descoberto com a perfuração do poço 1-OGX-16-

MA (Prospecto Califórnia), iniciada em julho de 2010, onde foi constatada a presença de

hidrocarboneto (gás) nos arenitos da Formação Cabeças, de idade devoniana, entre as

profundidades de 1.654,5 e 1.748 m.

O volume original in situ do campo é de 36.055 milhões de m³ de gás e os

volumes recuperáveis, considerando o potencial dos reservatórios, são estimados em

22.951 milhões de m³ de gás e 0,643 milhões de m³ de condensado.

No entanto, considerando apenas a demanda de uma central térmica que será

instalada na região, são estimados volumes recuperáveis de 11.151 milhões de m³ de gás

e 0,313 milhões de m³ de condensado. A Tabela 1.1, a seguir, resume algumas


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informações gerais sobre este campo:

TABELA 1.1 - INFORMAÇÕES GERAIS DO CAMPO

NOME DO CAMPO Gavião AzulSIGLA DO CAMPO GVA

BACIA SEDIMENTAR ParnaíbaESTADO Maranhão

RODADA (BID) 9ªOPERADOR DO BLOCO OGX Maranhão

PICOS DE PRODUÇÃODO CAMPO

GÁS (MIL M3/D) - 2013 2240COND (M3/D) - 2013 63ÁGUA (M3/D) - 2027 250

A concepção para o desenvolvimento do Campo de Gavião Azul compreende a

produção de gás através de 11 poços produtores verticais, incluindo o aproveitamento do

poço exploratório 1-OGX-16-MA.

O Campo de Gavião Azul irá compartilhar com o Campo de Gavião Real,

também sob concessão do mesmo consórcio e localizado ao lado do Campo de Gavião

Azul, no Bloco PN-T-68, parte das facilidades de produção. O Campo de Gavião Real foi

descoberto com a perfuração do poço exploratório 1-OGX-22-MA.

No Campo de Gavião Azul, o sistema de coleta da produção será composto

por um manifold, projetado para reunir os poços produtores. Deste manifold derivam

duas linhas: uma para teste dos poços e outra para a coleta da produção dos poços,

alinhada com a estação de produção do Campo de Gavião Real, que será compartilhada

com o Campo de Gavião Azul. Da estação de produção, o gás será enviado, junto com o

gás do Campo de Gavião Real, para o ponto de entrega a uma central termelétrica,

localizada próxima a estação.

Os poços deverão operar com a pressão compatível com as condições da

estação de produção e de entrega.

Os processos de separação, tratamento, armazenamento e escoamento da

produção do Campo de Gavião Azul serão realizados na estação de produção do Campo

de Gavião Real, com capacidade para processar 6.000 k m3/d de gás natural, 230 m3/dia

de condensado e 1.100 m3/dia de água.

O processo de tratamento é simplificado dado ao alto grau API; a baixa

viscosidade da mistura e o aquecimento do fluido na entrada dos separadores. Este

tratamento prevê a remoção de sedimentos e especifica o teor de condensado requerido


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para garantir uma efetiva injetividade no descarte por injeção em poços.

O gás transferido para as termelétricas deverá ser filtrado, medido e entregue

ao consumo sem líquidos (condensado e água) e sólidos, na pressão e temperatura

acordadas contratualmente. O condensado será transportado por carretas.

O Campo de Gavião Azul é um campo de gás não associado, com previsão de

produção de condensado. Com o decorrer do tempo, espera-se uma produção de água,

entretanto, sem previsão de problemas de escoamento. As linhas de produção entre os

poços e o manifold de coleta e do manifold até a estação de produção estão

dimensionadas considerando as vazões máximas de condensado e água.

Os investimentos foram estimados considerando o uso compartilhado da

estação de produção e tratamento de gás e do sistema de coleta e escoamento. Como

critério de rateio dos valores foi utilizado o valor percentual da proporção de cada campo

em relação ao volume total recuperável de gás dos dois campos. O percentual adotado

foi de 26% para o Campo de Gavião Azul e 74% para o Campo de Gavião Real.

No Campo de Gavião Azul foram considerados como investimentos a

perfuração de 10 poços e completação de 11 poços; o projeto, aquisição, construção e

montagem dos sistemas de coleta, escoamento e da estação de tratamento de gás.

Adicionalmente foi considerada a perfuração de 1 poço exploratório direcional no ano de

2011.

Os investimentos totais no Campo de Gavião Azul somam aproximadamente

US$ 207 milhões.

O estudo de viabilidade econômica do Campo de Gavião Azul apresentou

Valor Presente Líquido (VPL) positivo, de US$ 178 milhões, e Taxa Interna de Retorno

(TIR) superior à taxa mínima de atratividade (TMA), de 30%. A data base considerada

para o estudo foi abril de 2011.

O tempo de retorno dos investimentos será de aproximadamente cinco anos.

Para execução do projeto estima-se que serão gerados 100 empregos.

14.2 Localização do Campo

O Campo de Gavião Azul, apresentado neste Plano de Desenvolvimento, está

inserido no bloco exploratório PN-T-68, localizado no interior do Estado do Maranhão, a

250 km ao Sul da cidade de São Luis, capital do Estado (Figura 2.1), possuindo cotas

altimétricas entre 40 e 120 m.


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A Figura 2.2 apresenta a área requerida para o desenvolvimento do campo,

que engloba a estrutura mapeada com hidrocarboneto (gás) e o aquífero.

A Tabela 2.1 apresenta as áreas e coordenadas geográficas do ring fence

definido para o campo e a Figura 2.3 o desenho do mesmo, que totaliza 180,5 km2 de

área plana, correspondente a 177,96 km2 de área corrigida:

TABELA 2.1 – ÁREAS E COORDENADAS DO RING FENCE DO CAMPO DE GAVIÃO AZUL

CAMPO ÁREA PLANA (KM2) ÁREA CORRIGIDA (KM2)

Gavião Azul 180,5 177,96

VÉRTICE POLÍGONODATUM SAD 69

LATITUDE LONGITUDE1 Gavião Azul 4° 38' 7.500" S 44° 21' 33.750" W2 Gavião Azul 4° 38' 7.500" S 44° 15' 46.875" W3 Gavião Azul 4° 47' 39.375" S 44° 15' 46.875" W4 Gavião Azul 4° 47' 39.375" S 44° 18' 54.375" W5 Gavião Azul 4° 47' 1.875" S 44° 18' 54.375" W6 Gavião Azul 4° 47' 1.875" S 44° 20' 46.875" W7 Gavião Azul 4° 45' 28.125" S 44° 20' 46.875" W8 Gavião Azul 4° 45' 28.125" S 44° 21' 33.750" W9 Gavião Azul 4° 38' 7.500" S 44° 21' 33.750" W


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GAVIÃO AZUL


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Figura 2.1 - Mapa de localização do Bloco PN-T-68 com o ring fence do Campo de Gavião Azul

2CP-01

1 km


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Figura 2.2 - Área de desenvolvimento do Campo de Gavião Azul, contendo o mapa estrutural em tempo do topo do reservatório

Figura 2.3 - Ring fence do Campo de Gavião Azul

14.3 Geologia e Reservatórios

14.3.1 Histórico da Exploração

A Bacia do Parnaíba está localizada na porção norte - ocidental da Região

Nordeste do Brasil; abrange área de cerca de 600.000 km2 e engloba grandes porções

dos estados do Maranhão e do Piauí, partes dos estados do Pará e do Tocantins e

pequenas porções nos estados do Ceará e da Bahia (Figura 3.1).

Limita-se ao Norte pelo Arco Ferrer - Urbano Santos que a separa das bacias


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de São Luis e de Barreirinhas, ao Sul pelo Arco de São Francisco, que a separa da bacia

homônima, a Oeste pelo Arco do Tocantins, que a separa do Cráton Amazônico e da Bacia

do Marajó, e a Leste pelo Lineamento Transbrasiliano, que a separa da Província do

Borborema, do Nordeste Brasileiro (Figura 3.1).

A Bacia do Parnaíba apresenta seu arcabouço tectono-estratigráfico

constituído por cinco megassequências:

megassequência rifte, proterozóico-ordoviciana continental,

caracterizada por siliciclásticos grossos e rochas vulcanoclásticas;

megassequência siluriana, de sinéclise, caracterizada pela deposição

de siliciclásticos grossos a finos, de ambiente continental a marinho

raso;

megassequência devoniano-eocarbonífera, de sinéclise continental a

marinho raso, onde estão os principais geradores e reservatórios

siliciclásticos da bacia;

megassequência neocarbonífera-permo-triássica, também de sinéclise

continental a marinho-raso, siliciclástica, com o topo representado por

desertificação, com carbonatos, anidritas e silexitos; e

megassequência juro-cretácea, de sinéclise continental a marinho raso,

recoberta por sedimentos depositados durante a fase rifte, associada à

separação do continente Sul-Americano do Africano.

Destaca-se ainda, o grande volume de rochas intrusivas (diabásios) e

extrusivas (basaltos) entremeadas nas diversas seqüencias.

Na área deste Plano de Desenvolvimento foram perfurados dois poços

exploratórios com presença de gás, a saber: o poço 2-CP-1-MA, perfurado pela Petrobras

nos finais da década de 1980, em diabásio fraturado/arenitos da Fm. Cabeças e o poço 1-

OGX-16-MA (Prospecto Califórnia), em arenitos da Fm. Cabeças (Figura 3.2).

Embora alguns poços perfurados anteriormente na região tenham se

mostrado com indícios significativos, tanto de gás quanto de óleo, com a identificação de

gás no poço pioneiro 1-OGX-16-MA, foi feita a primeira descoberta de acumulação de

hidrocarbonetos em quantidades comerciais na Bacia do Parnaíba.

O Campo de Gavião Azul possui uma área de 177,96 km2 a ser

comercialmente produzida e alvo do Plano de Desenvolvimento apresentado (Tabela 3.1).

A acumulação de hidrocarboneto (gás) descoberta pelo poço 1-OGX-16-MA


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(Campo de Gavião Azul), situa-se na megassequência devoniano-eocarbonífera, em

rochas siliciclásticas de idade givetiano-frasniana (Neo-Devoniano), mais precisamente

em arenitos permoporosos da Formação Cabeças, depositados num contexto geológico

de mar baixo, em fácies flúvio-deltáica e glacial.

As tabelas 3.2 e 3.3 apresentam o histórico e as coordenadas geográficas dos

poços com ocorrência de gás no Bloco PN-T-68.

Figura 3.1 - Mapa de Localização da Bacia do Parnaíba


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Figura 3.2 - Mapa de Localização dos poços perfurados no Bloco PN-T-68 e ring fence do Campo de Gavião AzulTABELA 3.1 - DADOS GERAIS (DATAS)

CAMPO DE GAVIÃO AZUL

Início contratual do bloco exploratório original 12/03/2008Descoberta do Campo 12/08/2010

Poço Descobridor 1-OGX-16-MADeclaração de Comercialidade 29/04/2011

TABELA 3.2 - HISTÓRICO DOS POÇOS

POÇO ANO PERF. CATEGORIA TIPO SITUAÇÃO ATUAL

1-OGX-16-MA 2010 Exploratório Pioneiro Abandono provisório2-CP-1-MA 1987 Exploratório Estratigráfico Abandonado

TABELA 3.3 - COORDENADAS DOS POÇOS (GEOGRÁFICA)

POÇOCABEÇA OBJETIVO PROFUNDIDAD

ELATITUDE LONGITUDE LATITUDE LONGITUDE

1-OGX-16-MA 4° 46’ 7,727” S44° 18’ 13,489”

W4° 46’ 7,727”

S44° 18’ 13,489” W 3169 m (-3061m)

2-CP-1-MA 4° 45’ 49,61” S44° 17’ 49.130”

W4° 45’ 49,61”

S44° 17’ 49.130” W 3423 m (-3311m)


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14.3.1.1 Levantamentos Geofísicos Executados

No período compreendido entre março de 2008 e março de 2011, foram

levantados, pela Georadar, 300 km2 de sísmica 3D, na parte centro-oeste do bloco PN-T-

68, e adquiridos 752,77 km de dados sísmicos 2D, no interior do bloco (Figura 3.3).

14.3.1.2 Interpretação Geológica e Geofísica

Os dados sísmicos 2D pré-existentes e aqueles adquiridos pela Georadar,

tanto 2D quanto 3D, foram utilizados para o mapeamento dos refletores sísmicos

equivalentes às unidades estratigráficas regionais e às soleiras de diabásio. Os mapas

sísmicos que representam a base das soleiras constituem o topo dos arenitos

reservatórios principais, pois os mesmos estão imediatamente sotopostos às soleiras de

diabásio.

No Campo de Gavião Azul, o reservatório a ser produzido é o arenito da Fm.

Cabeças, pois nos poços perfurados 1-OGX-16-MA e 2CP-1-MA o arenito Poti encontra-se

acima do capeador (soleira de diabásio).

Para a conversão dos dados sísmicos e mapas de tempo para profundidade foi

criado um modelo de velocidade 3D, que utilizou os seguintes dados: horizontes regionais

interpretados, que representam mudanças litológicas bem definidas e que apresentam

bom contraste de impedância acústica e, conseqüentemente, de velocidade; informações

de velocidade de poços provenientes de perfis; e, marcadores geológicos chaves

identificados no dado sísmico que permitiram a obtenção do par tempo-profundidade

Figura 3.3 - Levantamentos sísmicos no Bloco PN-T-68 e ring fence do Campo de Gavião Azul


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para cada marcador, em todos os poços disponíveis através da realização do sismograma

sintético.

No caso do campo em estudo foram utilizadas as camadas de anidrita,

soleiras de diabásio e o topo do embasamento como limite inferior do modelo. Com este

conjunto de dados foi criada uma série de camadas formando o modelo layer-cake de

velocidade. A primeira etapa consistiu no ajuste sísmica-poço que foi realizado através da

confecção do sismograma sintético utilizando os perfis sônicos e densidade. A segunda

etapa compreendeu a incorporação dos dados de velocidade RMS (VELAN), utilizados no

processamento sísmico, ao modelo de velocidade após sua conversão, através de

processos matemáticos, em velocidades médias. Os valores de velocidades médias

obtidos dos VELANS costumam ser mais altos que as velocidades médias dos poços e

para a utilização destes dados no modelo 3D de velocidade aplicou-se uma técnica

geoestatística chamada de krigagem com deriva externa (KDE). Na técnica KDE, as

velocidades médias sísmicas constituíram a deriva externa (dado soft) e as velocidades

médias dos poços o dado hard que foram honrados no volume de velocidade média final.

De posse do volume 3D de velocidade média foram convertidos para profundidade o

dado sísmico e todos os mapas sísmicos interpretados.

A linha sísmica em profundidade W-E (Figura 3.4), que passa pelos poços 1-

OGX-16-MA e 2-CP-1-MA, foi utilizada como base para a confecção da seção geológica

esquemática retratada na Figura 3.5.

A linha sísmica em profundidade que passa pelos poços 1-OGX-16-MA e 2-CP-

1-MA (Figura 3.4) mostra a estrutura mapeada que também está representada na seção

geológica da Figura 3.5. Já nas figuras 3.6 e 3.7, que correspondem, respectivamente, a

uma seção sísmica arbitrária e uma seção geológica SW – NE, são identificadas as

acumulações do Campo de Gavião Azul e do Campo de Gavião Azul, este último

descoberto com a perfuração do 1-OGX-22-RJS, cujo Modelo Geológico 3D será

apresentado no item 3.2.


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Figura 3.4 - Seção Sísmica em profundidade na estrutura perfurada pelos poços 2-CP-1-MA e 1-OGX-16-MA


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Figura 3.5 - Seção Geológica W-E no poço 1-OGX-16-MA - Campo de Gavião Azul


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Figura 3.6 - Seção Sísmica em profund. nos poços 1-OGX-16-MA (Campo de Gavião Azul) e 1-OGX-22-MA (Campo de Gavião Real)


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Figura 3.7 - Seção Geológica nos poços 1-OGX-22-MA e 1-OGX-16-MA baseada na linha sísmica da Figura 3.6

14.3.2 Modelo Geológico da Área do Campo

14.3.2.1 Estratigrafia da Área

Os arenitos reservatório de hidrocarboneto (gás) encontra-se na Formação

Cabeças (Figura 3.8), na Seqüência Devoniana (Grupo Canindé). A principal rocha

geradora da área pertence à Formações Pimenteiras do Grupo Canindé. São compostas

por folhelhos cinza-escuros a pretos, ricos em matéria orgânica. Em seguida à Formação

Pimenteira, depositou-se a Formação Cabeças composta por arenitos finos e bem

selecionados, de ambiente nerítico dominado por marés ou correntes oceânicas, com

eventual influência periglacial (diamictitos). Acima dela, ocorreu novo evento

transgressivo, que marca a sedimentação da bacia, representado pela Formação Longá,

composta por folhelhos, siltitos e arenitos finos, depositados em ambiente nerítico de

plataforma. A seqüência devoniana se encerra e no Carbonífero Inferior ocorre a

deposição da Formação Poti, constituída por arenitos com intercalações de folhelhos e

siltitos, depositados em deltas e planícies de maré.

No Campo de Gavião Azul, o principal intervalo portador de hidrocarboneto


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(gás) ocorreu nos arenitos do topo da Fm. Cabeças, sotopostos, e consequentemente

selados, por espessa soleira de diabásio. Esse intervalo portador de gás se situa entre as

profundidades de 1.654,5 e 1.748 m.

14.3.2.2 Geologia Estrutural da Área

No Campo de Gavião Azul, a feição estrutural perfurada, mapeada através de

levantamentos sísmicos disponíveis (Figura 3.9), situa-se ao nível da base da soleira de

diabásio que, neste pioneiro, encontra-se sobrejacente aos principais reservatórios

arenosos da Formação Cabeças (neodevoniano). Essa soleira de diabásio (Figuras 3.9 e

3.10) está alojada nos folhelhos basais da Formação Longá, propiciando um trapeamento

quaquaversal aos arenitos da Formação Cabeças. Trata-se, portanto, de uma trapa

estrutural cuja feição é apresentada no mapa estrutural da base da soleira/topo do

reservatório Cabeças (Figura 3.10).


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Figura 3.8 - Carta Estratigráfica da Bacia do Parnaíba


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Figura 3.9 - Mapa Estrutural em tempo da base da soleira de diabásio dos topos dos reservatórios da Fm. Cabeças - Campo de Gavião Azul


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Figura 3.10 - Mapa Estrutural em profundidade do topo do reservatório da Fm. Cabeças - Campo de Gavião Azul

14.3.2.3 Sistema Petrolífero

Geração

Os folhelhos negros da Fm. Pimenteiras são considerados os principais

geradores da Bacia do Parnaíba (Figura 3.11). Essas rochas foram depositadas durante

um evento anóxico ocorrido no Devoniano (Frasniano), durante um período de máxima

inundação marinha. São caracterizadas em perfis elétricos pela alta radioatividade, alta

resistividade e baixa densidade.

No Campo de Gavião Azul, a Fm. Pimenteiras alcança espessuras da ordem

de 280 m, sendo que o intervalo potencialmente gerador tem espessura aproximada de

35 m e apresenta COT de cerca de 2%. A maturação é atribuída, em grande parte, ao

efeito térmico gerado pelas intrusões do diabásio, uma vez que o soterramento de

aproximadamente 2.400 m não seria suficiente para a maturação térmica destes

folhelhos. São também considerados geradores potenciais os folhelhos da Fm. Tianguá

(Siluriano) e Longá (Devoniano-Fameniano).

São também considerados geradores potenciais os folhelhos da Fm. Tianguá

(Siluriano) e Longá (Devoniano-Fameniano). A Fm. Tianguá apresenta espessura de cerca

de 200 m no Campo de Gavião Azul com COT de cerca de 1%. Os dados de reflectância

de vitrinita indicam que essas rochas se encontram termicamente maturas, maturação

esta incrementada por rochas ígneas intrusivas.

Migração

A área dos poços 1-OGX-16-MA e 2-CP-1-MA situa-se na borda de um alto

regional do embasamento, fato este que a privilegiou como área de focalização de

hidrocarbonetos para todos os reservatórios do pacote sedimentar. A migração foi

facilitada pela ocorrência de falhas decorrentes dos efeitos da orogenia Eoherciniana e

uma fase tectônica tardia representada por falhas de perfil reverso, gerado

provavelmente durante o evento transpressivo do Cretáceo. A eficiência da migração foi

comprovada pela recuperação de gás no teste de formação realizado nos arenitos do

topo da Fm. Cabeças, sotopostos à espessa soleira de diabásio intrudida nos folhelhos da

Fm. Pimenteiras.

Reservatório

O principal reservatório da Bacia do Parnaíba é representado pelos arenitos

devonianos da Fm. Cabeças. Esse reservatório está posicionado em uma situação


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bastante favorável, pois foi depositado em contato direto sobre os folhelhos da Fm.

Pimenteiras. Essa unidade estratigráfica apresenta, na área do Campo de Gavião Azul,

espessura de cerca de 400m e porosidade variando de 6% a 21%. Outros reservatórios

potenciais são representados por arenitos permianos da Fm. Pedra de Fogo, arenitos

carboníferos da Fm. Poti, arenitos devonianos da Fm. Itaim e arenitos silurianos na Fm.

Ipú. Os reservatórios das unidades mais antigas se mostraram fechados e os permianos,

a despeito de ocorrerem com boas porosidades, apresentaram-se saturados por água da

formação.

Trapeamento

O trapeamento do reservatório portador de gás do o campo consiste em uma

estrutura quaquaversal (Figura 3.11). Esse trapeamento foi formado por esforços

orogênicos no eocarbonífero, os falhamentos originados durante esse evento foram

posteriormente reativados como falhas de perfil reverso durante o evento transpressivo

do Cretáceo.

Selo

No Campo de Gavião Azul, o reservatório principal portador de gás são os

arenitos do topo da Fm. Cabeças, sendo o selo principal a espessa ocorrência de intrusão

de diabásio (Figura 3.11).

Sincronismo

Admite-se que as intrusões ígneas de diabásio ocorreram concomitantemente

com evento tectônico que propiciou a formação de trapas estruturais e a geração e

migração de hidrocarbonetos. Tectonismos posteriores remobilizaram hidrocarbonetos já

trapeados e formaram trapas para eventual geração tardia de hidrocarboneto.


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Figura 3.11 - Sistema Petrolífero14.3.3 Modelo Geológico de Reservatório

14.3.3.1 Zoneamento Estratigráfico

A acumulação de gás do Campo de Gavião Azul está intimamente relacionada

aos aspectos estruturais e estratigráficos. A estratigrafia associada a essas acumulações

é composta pelas formações Poti, Longa, Cabeças e Pimenteiras (Figura 3.12). Tais

unidades estratigráficas foram intrudidas por uma soleira de diabásio, que no presente

contribui como rocha capeadora dos reservatórios e no passado foi coadjuvante no

processo de geração de hidrocarbonetos, através da irradiação de calor para o interior da

rocha fonte. Em termos estruturais essa soleira contribuiu também de forma significativa

para a definição das estruturas responsáveis pelas trapas. Entretanto, o fato de cruzar os

estratos dificultou a elaboração do modelo geológico 3D puramente com base nos

princípios da estratigrafia. Assim, a base da soleira corresponde ao topo do reservatório

Cabeças do Campo de Gavião Azul. Nessa área as unidades Poti e Longa ocorrem acima

da soleira. Falhas geológicas foram interpretadas nos dados sísmicos, porém, ainda não

foram incluídas no modelo geológico 3D.

A zona produtora no campo é constituída pelos arenitos da Formação Cabeças

(Tabela 3.4). Intercalado aos arenitos do reservatório Cabeças, existe um nível bastante

argiloso, rico em pirita, que pode restringir verticalmente o movimento dos fluidos. Além

disso, dificulta também as avaliações do volume poroso e da saturação de


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hidrocarbonetos, podendo até mesmo ser uma barreira que justifique um detalhamento

do zoneamento desse reservatório no futuro.

O contato gás/água do Campo de Gavião Azul está definido a -1630 m,

indicando que a estrutura não estaria completamente preenchida (Figura 3.13), porém,

não se descarta a possibilidade da presença de falha definindo um ponto de

derramamento, a qual não foi mapeada devido à resolução dos dados sísmicos

existentes.

O reservatório da acumulação é constituído de arenitos finos, com cimentação

silicosa e porosidades variando de 11 a 17%. Análises petrográficas preliminares

elaboradas em amostras laterais coletadas no poço 1-OGX-16-MA revelam sistemas de

poros primários reduzidos por processos diagenéticos, conseqüentes de sobrecarga,

dissoluções de grãos originais e precipitação de minerais e argilas, como por exemplo, a

ilita. O resultado final é a presença, tanto de poros primários reduzidos por cimentação e

compactação, como dissolução de grãos do arcabouço granulométrico.

14.3.3.2 Dados Estruturais e de Fluidos

A interpretação Petrofísica foi realizada utilizando-se o software de

interpretação Interactive Petrophysics (IP) da Senergy Co. Foi utilizada para o cálculo de

Saturação de água (Sw) a equação de Simandoux, levando-se em consideração os

valores de Resistividade, Densidade e Porosidade para os folhelhos adjacentes aos

intervalos portadores de gás. Para cálculo de porosidade utilizaram-se as curvas de

Porosidade, Neutrão e Densidade, aplicando-se a correção de Gaymar para os intervalos

portadores de hidrocarboneto, onde a separação entre estas curvas, em função da

presença de gás, era proeminente (Tabela 3.5).


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Figura 3.12 - Seção Estratigráfica pelos poços 1-OGX-16-MA e 2-CP-001-MA

TABELA 3.4 - ZONAS PRODUTORAS

FORMAÇÃO GRUPO LITOLOGIANOME DO

RESERVATÓRIONOME DA ZONA

PRODUTORA

IDADE DA ZONA

PRODUTORA

Cabeças Canindé Arenitos Cabeças Cabeças Devoniano

TABELA 3.5 - DADOS ESTRUTURAIS E DE FLUIDOS - ZONAS COM GÁS

POÇOS FORMAÇÃO TOPO (M) BASE (M) ISÓPAC

A

ISÓPAC

A GÁS

POROSIDA

DE ()SW

%

SG

%

H M HSG


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(H)

PROF

.COTA

PROF

.COTA (M) (M) %

1-OGX-16-

MACabeças

1654,

5

1538,

5

2065,

0

1949,

0410,5 78,78 10,6

34,

1

65,

98,38 4,58

MAPAS ESTRUTURAIS DE TOPO E BASE DO RESERVATÓRIO

Figura 3.13 - Mapa estrutural de topo e base do Reservatório Cabeças – Campo de Gavião Azul14.3.3.2.1 Mapas Volumétricos

A Formação Cabeças (Figuras 3.16, 3.17 e 3.18), no Campo de Gavião Azul,

apresenta área fechada de 60 km2 e um volume de gás in situ de 36,055 bilhões de m3

(metros cúbicos), ou seja, 1,273 Tcf (trilhões de pés cúbicos), considerando-se o contato

gás-água a 1748 m (-1630 m).


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Figura 3.14 - Mapa volumétrico – Isópacas do Reservatório Cabeças no Campo de Gavião Azul


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Figura 3.15 - Mapa volumétrico – Espessura Porosa com gás do Reservatório Cabeças no Campo de Gavião Azul14.3.3.3 Análise de Testemunhos

Até o momento não foram realizadas testemunhagens. Estão programadas

coletas de testemunhos na Formação Cabeças no próximo poço a ser perfurado no

Campo de Gavião Azul. A testemunhagem terá por objetivo a obtenção de informações

de reservatório, tais como, permeabilidades relativa e absoluta, estudos

sedimentológicos e petrofísicos em geral.

14.3.3.4 Amostras Laterais

No poço 1-OGX-16-MA, foram realizadas 160 amostragens laterais onde

somente 122 foram recuperadas, sendo algumas parcialmente. A ordem, profundidade e

litologia das amostras laterais encontram-se na Tabela 3.6, a seguir.

TABELA 3.6 - AMOSTRAS LATERAIS ROTATIVAS

POÇO PROF. (M) UNIDADE ESTRATIGRÁFICA LITOLOGIA

1-OGX-16-MA 767,0 Fm. Pedra de fogo ARENITO1-OGX-16-MA 771,0 Fm. Pedra de fogo ARENITO1-OGX-16-MA 774,0 Fm. Pedra de fogo ARENITO1-OGX-16-MA 801,0 Fm. Pedra de fogo ARENITO1-OGX-16-MA 810,0 Fm. Pedra de fogo ARENITO1-OGX-16-MA 839,0 Fm. Pedra de fogo ARENITO1-OGX-16-MA 842,0 Fm. Pedra de fogo FOLHELHO1-OGX-16-MA 860,0 Fm. Pedra de fogo SILTITO1-OGX-16-MA 881,0 Fm. Pedra de fogo SILTITO1-OGX-16-MA 888,0 Fm. Pedra de fogo SILTITO1-OGX-16-MA 898,0 Fm. Piauí ARENITO1-OGX-16-MA 938,0 Fm. Piauí ARENITO1-OGX-16-MA 959,0 Fm. Piauí ARENITO1-OGX-16-MA 1139,5 Fm. Piauí ARENITO1-OGX-16-MA 1150,0 Fm. Piauí ARENITO1-OGX-16-MA 1156,0 Fm. Piauí ARENITO1-OGX-16-MA 1163,0 Fm. Piauí ARENITO1-OGX-16-MA 1165,0 Fm. Poti ARENITO1-OGX-16-MA 1195,0 Fm. Poti ARENITO1-OGX-16-MA 1212,0 Fm. Poti ARENITO1-OGX-16-MA 1274,0 Fm. Poti ARENITO1-OGX-16-MA 1314,0 Fm. Poti ARENITO1-OGX-16-MA 1328,0 Fm. Poti ARENITO1-OGX-16-MA 1515,0 Fm. Longá DIABÁSIO1-OGX-16-MA 1575,0 Fm. Longá DIABÁSIO


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1-OGX-16-MA 1659,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1661,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1663,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1664,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1672,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1673,3 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1676,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1680,5 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1689,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1711,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1713,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1750,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1756,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1769,0 Fm. Cabeças ARENITO

POÇO PROF. (M) UNIDADE ESTRATIGRÁFICA LITOLOGIA1-OGX-16-MA 1778,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1785,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1801,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1813,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1827,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1835,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1840,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1861,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1877,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1887,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1900,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1907,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1914,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1921,0 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-16-MA 1951,0 Fm. Cabeças ARENITO

1-OGX-16-MA 2059,0 Fm. PimenteirasMETASEDIMENT

O


O1-OGX-16-MA 2136,0 Fm. Pimenteiras DIABÁSIO


O1-OGX-16-MA 2175,1 Fm. Pimenteiras DIABÁSIO1-OGX-16-MA 2215,1 Fm. Pimenteiras DIABÁSIO1-OGX-16-MA 2260,0 Fm. Pimenteiras DIABÁSIO


O1-OGX-16-MA 2315,0 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-16-MA 2347,5 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-16-MA 2387,0 Fm. Pimenteiras FOLHELHO


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1-OGX-16-MA 2420,0 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-16-MA 2440,0 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-16-MA 2456,0 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-16-MA 2459,5 Fm. Itaim ARENITO

1-OGX-16-MA 2468,0 Fm. ItaimMETASEDIMENT

O1-OGX-16-MA 2470,5 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-16-MA 2477,0 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-16-MA 2505,0 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-16-MA 2512,0 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-16-MA 2517,0 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-16-MA 2520,0 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-16-MA 2533,0 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-16-MA 2535,0 Fm. Itaim SILTITO1-OGX-16-MA 2548,0 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-16-MA 2605,0 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2610,0 Fm. Jaicós ARENITO

POÇO PROF. (M) UNIDADE ESTRATIGRÁFICA LITOLOGIA1-OGX-16-MA 2624,0 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2638,0 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2675,0 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2708,0 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2725,2 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2740,0 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2745,0 Fm. Jaicós FOLHELHO1-OGX-16-MA 2748,5 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2764,6 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2800.1 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-16-MA 2806,6 Fm. Jaicós ARENITO

1-OGX-16-MA 2817,0 Fm. JaicósMETASEDIMENT

O

1-OGX-16-MA 2836,0 Fm. TianguáMETASEDIMENT

O


O


O


O1-OGX-16-MA 2867,0 Fm. Tianguá DIABÁSIO1-OGX-16-MA 2867,5 Fm. Tianguá DIABÁSIO1-OGX-16-MA 2867,9 Fm. Tianguá DIABÁSIO1-OGX-16-MA 2892,0 Fm. Tianguá DIABÁSIO1-OGX-16-MA 2917,0 Fm. Tianguá DIABÁSIO


O


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O1-OGX-16-MA 2943,1 Fm. Tianguá FOLHELHO1-OGX-16-MA 2955,1 Fm. Tianguá FOLHELHO1-OGX-16-MA 2960.1 Fm. Tianguá ARENITO1-OGX-16-MA 2980.0 Fm. Tianguá FOLHELHO1-OGX-16-MA 3009.1 Fm. Tianguá FOLHELHO1-OGX-16-MA 3025,1 Fm. Tianguá SILTITO1-OGX-16-MA 3032,0 Fm. Tianguá DIABÁSIO1-OGX-16-MA 3040,0 Fm. Tianguá SILTITO1-OGX-16-MA 3045,0 Fm. Ipú ARENITO1-OGX-16-MA 3050,0 Fm. Ipú ARENITO1-OGX-16-MA 3054,0 Fm. Ipú ARENITO1-OGX-16-MA 3145,0 Fm. Ipú ARENITO1-OGX-16-MA 3151,0 Fm. Ipú ARENITO

14.3.3.5 Testes de Formação

O poço 1-OGX-16-MA foi avaliado a partir de dois testes de formação a poço

revestido (TFR-01 e TFR-02). O primeiro foi realizado na Fm. Pedra de Fogo e não

apresentou resultados satisfatórios. O TFR-02 foi realizado no intervalo 1654-1665 m

(prof. medida) da Fm. Cabeças, sendo o mesmo identificado como portador de gás, com

AOF (Absolute Open Flow) em torno de 323.000 Nm³/d, com permeabilidade efetiva ao

gás estimada em 4,8 mD e raio de investigação (RD) de 60 m. A pressão inicial do

reservatório foi estimada em cerca de 175 kgf/cm² @ 1617 m (prof. medida) e a

temperatura registrada foi de cerca de 57ºC, na mesma profundidade.

Os principais resultados dos testes de formação realizados estão

apresentados na Tabela 3.7.

14.3.3.6 Pré-Testes e Testes a Cabo

No poço 1-OGX-16-MA foram realizados, durante as fases de perfilagem, 114

pré-testes, dos quais 57 foram efetivos e 57 foram falhos. Os 57 pré-testes falhos foram

suspensos devido à baixíssima permeabilidade (fechado) ou falta de selo. Foram

realizados 4 testes a cabo, sendo 3 efetivos e 1 um falho.

Os principais resultados dos testes a cabo realizados estão apresentados na

Tabela 3.8. A tabela 3.9 apresenta os dados de pré-teste do poço 1-OGX-16-MA.


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TABELA 3.7 - TESTES DE FORMAÇÃO

POÇOTEST

EDATA ZONA

INTERVAL

O (M) TEMPOS DE

FLUXO/ESTÁTI

CA (MIM)

ºAPICHOKE

(/64´)

PROF.

REG. (M)

RGO

(M³/M³)

PCAB

(KGF/CFM²

)

1-OGX-16-MATFR-

02

11/8/10

14/8/10

FM

CABEÇAS

1654-1665 37 / 101

439 / 883

- 32

1617 - 71,3

QO (M³/D)

IP (M³/D/KGF/CM²)

K

(MD)

PRESSÃO

(KGF/CM²)

PRESSÃO DATUM

(KGF/CM²)

QG (M³/D)RD

(M)TEMPERATURA (ºC)

-AOF 323.600 M³/D

4,8 174,9 A 1617 M -

155.419 60 56,96


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TABELA 3.9 - PRÉ-TESTE - POÇO 1-OGX16-MA

PROFUNDIDADE (COTA) (M)

FORMAÇÃOLITOLOGI

AK

(MD)PRESSÃO (KGF/CM²)

655 PEDRA DE FOGO 578,7 74,63

666 PEDRA DE FOGO3040,

275,72

674 PEDRA DE FOGO 448,4 76,51

684 PEDRA DE FOGO1742,

377,5

694 PEDRA DE FOGO 645,7 78,49723,2 PEDRA DE FOGO 468,5 81,59723,3 PEDRA DE FOGO 494,8 81,62790,5 PIAUI 224,1 89,7794,8 PIAUI 687 90,16822,5 PIAUI 9,6 93,22843 PIAUI 195,7 95,29

860,5 PIAUI 164,7 97,23952,2 PIAUI 306,1 107,99963,2 PIAUI 12,5 109,2971,8 PIAUI 31,9 110,141001 POTI 30 113,41010 POTI 643,4 114,381023 POTI 125,1 115,81

1033,5 POTI 25,7 116,971058,5 POTI 5,1 119,811072 POTI 0,4 122,261087 POTI 34,8 122,961099 POTI 13,8 124,31113 POTI 22,1 125,86

1149,8 POTI 44,8 130,061185,5 POTI 38,05 134,021224,5 POTI 12,1 138,411233,5 POTI 12,4 139,371541 CABEÇAS 0,4 179,16

1542,5 CABEÇAS 4,7 177,11544,5 CABEÇAS 11,8 175,581545,7 CABEÇAS 5,5 175,881551,5 CABEÇAS 13,4 175,761554,3 CABEÇAS 3,3 175,641556 CABEÇAS 5,1 175,63

1557,1 CABEÇAS 3,6 175,591557,4 CABEÇAS 5,5 175,691557,4 CABEÇAS 1,7 175,65


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1564 CABEÇAS 0,3 183,291565,5 CABEÇAS 8,2 177,951566 CABEÇAS 1 177,57

1571,6 CABEÇAS 4,3 177,491574,4 CABEÇAS 32,9 177,71576,5 CABEÇAS 51,2 178,011586,5 CABEÇAS 8,4 179,411590,5 CABEÇAS 12 179,821596,5 CABEÇAS 1,1 181,671602,5 CABEÇAS 50,2 180,811614,5 CABEÇAS 41,2 182,21628 CABEÇAS 0,6 185,651628 CABEÇAS 0,7 186,361628 CABEÇAS 0,2 184,95

1629,5 CABEÇAS 0,8 184,91631,5 CABEÇAS 0,8 184,781632 CABEÇAS 9,5 184,041640 CABEÇAS 52,5 185,04

1663,5 CABEÇAS 0,9 188,081699 CABEÇAS 11,4 191,811733 CABEÇAS 69,2 195,6

1761,8 CABEÇAS 48,6 198,891791,5 CABEÇAS 79,4 202,411791,5 CABEÇAS 32,5 202,391810,3 CABEÇAS 9,3 204,611844,3 CABEÇAS 0,6 228,731884,3 CABEÇAS 0,6 217,722395,5 ITAIM 0,2 272,822405 ITAIM 0,4 283,23

2408,8 ITAIM 0,1 285,852629,2 JAICÓS 0,1 314,322651 JAICÓS 0,3 301,41

2680,5 JAICÓS 0,05 310,412820,5 TIANGUÁ 0,3 322,462934 IPU 0,2 341,732943 IPU 11,2 332,8

2950,8 IPU 27,1 333,742957 IPU 2,1 334,51

14.3.3.7 Perfilagens

A tabela 3.10 apresenta a suíte de perfis corridos no poço 1-OGX-16-MA.

No poço 1-OGX-16-MA foram efetuados, durante a perfilagem convencional a

cabo, os perfis de AIT/DSI/GR/TLD/CNL/MSIP/MRX/USIT/CBL. Além destes, foram realizadas


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perfilagens especiais em intervalos específicos de MDT e MSCT. Todos os perfis foram

realizados pela Schlumberger. Não foram realizadas perfilagens LWD durante a

perfuração.


POÇO PERFILTOPO (M)

BASE (M)

TEMP. NO FUNDO

(°F)DATA

CIA DE PERFILAGEM

OCORRÊNCIAS RELEVANTES

1-OGX-16-MA

(Fase 12 ¼)

AIT/PEX/DSI 761 1649

134 03-06/8/2010 Schlumberger

AIT/PEX/DSI toparam 2 vezes

a 818m sendo necessário

recondicionar o poço

MSCT: cortadas 47 amostras

recuperadas 25

MSCT 767 1575

MDT 771 1349

1-OGX-16-MA

(Fase 8 ½ apoio)

AIT/PEX 1653 2075

15217-

22/08/2010Schlumberger

Tempo perdido de 13:34

horas devido falha na

ferramenta CMR

MDT 1657 2000

CMR 1666 2059

USIT/CBL 450 1650

1-OGX-16-MA

(Fase 8 ½ final)

AIT/PEX/DSI/HNGS 2075 3169

215,620/09/2010-

03/10/2010

Tempo perdido de 23:15h

sendo 8,5h com MDT Dual

Packer e 15h com MSCT.

Devido mal funcionamemto

do MSCT foram feitas 9

descidas para recuperar 85

amostras

MRX 1665 3166

XPT 1680 3044

MSCT 1676 2375

FMI/SONICO 2375 3125

MDT Dual Packer 1672,8 3045,5

14.3.3.7.1 Perfis - Tipo por Reservatório

Os reservatórios arenosos da Formação Cabeças com indícios de ocorrência

de hidrocarbonetos, atravessados pelo poço 1-OGX-16-MA, apresentaram, em estudos

preliminares, porosidades entre 9 e 21%, saturações de HC entre 50 e 90% e uma

espessura porosa (net-pay) de cerca de 78 m (Tabela 3.5 e Figura 3.16), em uma zona

com gross-pay de 93,5m. Dessa forma, considerando-se o contato gás-água a 1748 m (-

1630 m), a Formação Cabeças, nesse pioneiro, apresenta área fechada de 60 km2 e um

volume de gás in situ de cerca de 36 bilhões de m3 (metros cúbicos), ou seja, cerca de

1,27 Tcf (trilhões de pés cúbicos).


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Figura 3.16 - Perfil-tipo da Zona de interesse e características petrofísicas da Fm. Cabeças

14.3.3.8 Análise de Fluidos

No poço 1-OGX-16-MA, foram coletadas amostras de gás em superfície

durante o teste de formação a poço revestido TFR-02, realizado na Fm. Cabeças.

As análises PVT das amostras de gás coletadas durante o teste de formação a

poço revestido citado estão em elaboração. Os resultados das análises de fluido do tipo

flash são apresentados na tabela 3.11.

A partir dos resultados das análises do tipo flash obtidos, foi feita uma

previsão dos envelopes de fases para cada amostra utilizando o simulador de PVT e

propriedades de fluidos PVTsim, de propriedade da empresa CALSEP. Conforme pode ser


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observado na figura 3.17, a amostra de gás do 1-OGX-16-MA é apresentada como sendo

gás seco em condições de reservatório.

Figura 3.17 - Envelope de fases para a amostra de gás coletada em TFR no poço 1-OGX-16-MA (Fm. Cabeças)

TABELA 3.11 - ANÁLISE DO GÁS PRODUZIDO

POÇO ZONAC1 C2 C3 IC4

NC4

IC5 NC5 C5+ N2 CO2

(% Vol.)

1-OGX-16-MAFm.

Cabeças

89,93 5,06 0,870,11

0,18

0,06 0,08 0,113,43

0,18

90,11 4,79 0,770,10

0,46

0,06 0,06 0,083,41

0,16

DENS. RIQUEZA Z PMM PCS PCI

- - - - - -


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0,61 - - - - -

14.3.4 Engenharia de Reservatórios

O modelo geológico descrito no item anterior e a demanda de gás acordada e

requerida para atender a uma central térmica foram os balizadores da estratégia de

desenvolvimento apresentada.

Com base em análises de fluido do tipo flash, obtidas a partir de amostras de

superfície coletadas durante teste de formação a poço revestido, verificou-se que

ocorrerá fluxo dominantemente monofásico (somente fase gás) em condições de

reservatório, suportando a utilização de um modelo de balanço de materiais para as

previsões de produção, elaborado no programa MBAL, de propriedade da empresa

Petroleum Experts.

A princípio, considerando-se a demanda requerida e o potencial de produção

dos poços em cada formação, definiu-se que o campo será drenado através de 11 poços

verticais (10 poços de desenvolvimento mais o poço exploratório 1-OGX-16-MA, que será

aproveitado para a explotação).

No início da fase de desenvolvimento, visando a obtenção de informações de

reservatório, está prevista a perfuração de um poço direcional no Campo de Gavião Azul

(Notificação de Perfuração de Poço, NPP, do prospecto 3-OGX-CALIFÓRNIA-1D-MA). Em

função do seu resultado, este poço poderá ser aproveitado para o desenvolvimento,

substituindo um dos poços verticais previstos para o campo, ou poderá ser realizada a

perfuração e teste de um poço horizontal, a partir deste direcional, na Formação

Cabeças. Em função da produtividade apresentada neste teste, o poço horizontal poderá

ser aproveitado para a produção e, como consequência, o tipo de poço de

desenvolvimento poderá ser revisto, adotando-se poços produtores horizontais em lugar

de verticais.

Os poços produtores serão localizados nas melhores porções do reservatório,

buscando-se as maiores espessuras porosas com gás e/ou as melhores características

permo-porosas, afastados ao máximo do contato gás/água. Procurou-se, com isso,

garantir boa produtividade, permitindo adequação do número necessário de poços para a

drenagem eficiente.

Adicionalmente, está prevista a perfuração, no Campo de Gavião Real, vizinho

ao Campo de Gavião Azul, de um poço vertical para descarte da água produzida, no

aquífero da Formação Poti, em um intervalo isolado do reservatório produtor. Caso a


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injetividade seja inferior à prevista, será necessária a perfuração de um segundo poço

vertical para descarte de água.

14.3.4.1 Mecanismo Primário de Recuperação

Em se tratando apenas de fase gás em condições de reservatório, a

compressibilidade do fluido será o mecanismo dominante e, portanto, o mecanismo

primário de recuperação considerado será o de expansão do gás no reservatório. A

recuperação final por depleção será eficiente, considerando-se que não haverá

precipitação de líquidos no reservatório.

Nos estudos realizados, foi considerada a presença de aquífero de pequeno

volume no reservatório, havendo incertezas quanto à efetividade deste na manutenção

da pressão, que será avaliada ao longo da produção.

14.3.4.2 Manutenção de Pressão do Reservatório

O projeto de desenvolvimento do campo considera como principal mecanismo

de produção a expansão do gás, com leve contribuição do aquífero, não havendo a

previsão de recuperação suplementar.

Dadas as características do gás (comportamento dominantemente monofásico

em condições de reservatório), foi descartada a injeção de água para manutenção de

pressão do reservatório, evitando tanto o trapeamento de gás (em benefício do fator de

recuperação), como também a ocorrência de problemas operacionais futuros.

14.3.4.3 Estudo de Reservatório

14.3.4.3.1 Caracterização do Reservatório

A caracterização geológica do reservatório do campo, apresentada no item

3.3 deste capítulo, contempla mapas de topo, espessura porosa, espessura total, dados

de porosidade, permeabilidade e saturações de água.

Os mapas de topo, espessura total e espessura porosa com gás foram obtidos

a partir dos dados sísmicos disponíveis, ajustados com dados de poço.

Os dados petrográficos e petrofísicos foram obtidos a partir das amostras

laterais de rocha retiradas dos poços e de perfis.

Foram utilizadas análises de perfil para a avaliação da porosidade, da

saturação de água e da razão reservatório com gás/reservatório total (NTG).


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Foram coletadas amostras de gás na superfície, durante o teste de formação a

poço revestido realizado no poço 1-OGX-16-MA (gás do reservatório da Formação

Cabeças). A partir destas amostras, foram feitas análises do tipo flash e as propriedades

PVT do gás foram estimadas através de correlação disponível na literatura (Lee et al,

1966).

As curvas de permeabilidade relativa foram obtidas através de correlação

(Corey), devido à não disponibilidade de testemunhos e, consequentemente, testes

laboratoriais. As saturações iniciais foram estimadas através da interpretação de perfis,

adotando-se como saturação de água irredutível, para este modelo, a saturação mínima

de água obtida acima do contato gás/água (Swi = 25%). Na verdade, como há

expectativa de que o escoamento no reservatório seja predominantemente monofásico

(apenas da fase gasosa), a aproximação utilizada é suficiente para a qualidade das

previsões de produção. As curvas de permeabilidade relativa usadas podem ser

visualizadas na figura 3.18.

Figura 3.18 - Permeabilidade relativa gás-água utilizada no modelo do reservatório da Fm. Cabeças - Campo de Gavião Azul

A seguir, são apresentados os mapas de saturação inicial e de saturação final

do gás para o reservatório produtor Fm. Cabeças do Campo de Gavião Azul. Como pode


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ser observado, é desprezível a variação na saturação média de água causada pela

produção, conforme calculado com auxílio do programa MBAL.

MAPA DE SATURAÇÃO INICIAL


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Figura 3.19 - Mapa de saturação inicial de gás do reservatório da Fm. Cabeças, no Campo de Gavião Azul (no nível onde os poços serão completados)


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MAPA DE SATURAÇÃO FINAL


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Figura 3.20 - Mapa de saturação final de gás do reservatório da Fm. Cabeças, no Campo de Gavião Azul (no nível onde os poços serão completados)


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14.3.4.3.2 Simulação de Comportamento de Reservatório

Para a simulação do comportamento de reservatório, utilizou-se um modelo

de balanço de materiais (programa MBAL), considerado suficiente para regime

monofásico dominante.

Tendo em vista as incertezas ainda existentes na caracterização do fluido,

para as previsões de produção do projeto foi considerada uma razão gás-condensado

(RGC) de 280x10-7 m³/m³, apesar de, até o momento, não ter sido identificada produção

de condensado.

As propriedades PVT do gás utilizadas foram obtidas pela correlação de Lee,

conforme já comentado anteriormente.

Para atender a demanda de gás acordada, foram considerados 11 poços

produtores verticais para drenagem do reservatório (10 poços de desenvolvimento mais

o poço exploratório 1-OGX-16-MA, que será aproveitado).

Cabe observar que, no início da fase de desenvolvimento, está planejada,

como contingência, a perfuração de um poço horizontal e um teste na Formação

Cabeças. Em função da produtividade apresentada neste teste, este poço poderá ser

aproveitado para a produção e também, como consequência, o tipo de poço de


de verticais.

Os poços verticais no Campo de Gavião Azul serão completados apenas no

reservatório da Formação Cabeças, obedecendo-se o limite mínimo requerido de pressão

de entrada na estação de produção (40 kgf/cm² - 3923 kPa).

Os potenciais de produção iniciais dos poços foram baseados na AOF

(absolute open flow) obtida no teste de formação a poço revestido realizado. Na

Formação Cabeças, a AOF foi calculada em 324 mil Nm³/d de gás, a partir do teste no

poço 1-OGX-16-MA. A vazão total do campo ficou atrelada à demanda de gás de 5,72

milhões Nm³/d, que deverá ser atendida por Gavião Azul em conjunto com Gavião Real,

inferior à capacidade total dos poços destes campos.

O desempenho dos poços previstos neste estudo foi estimado através da

equação empírica de Rawlins e Schellhardt (1936), ajustando-se os coeficientes C & n.

Os dados de pressão utilizados na inicialização do modelo estão descritos na

tabela 3.12, a seguir.


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TABELA 3.12 - DADOS DE PRESSÃO INICIAL NO DATUM

RESERVATÓRIODATUM DE

REFERÊNCIA (M)PRESSÃO(KPA ABS)

PRESSÃO(KGF/CM² ABS)

Gavião Azul – Fm. Cabeças -1565,0 17328,0 176,7

Considerou-se que o primeiro gás ocorrerá em agosto de 2012.

Observe-se que o uso de modelo de balanço de materiais (MBAL) não permite

a consideração de barreiras naturais ao aquífero identificado. Além disso, as curvas de

permeabilidade relativa, obtidas a partir de correlação, favorecem o deslocamento da

água em relação ao gás. Essas duas condicionantes geram uma maior previsão de

produção de água, com início mais precoce do que a realidade do campo indica. Os

futuros dados de produção do campo serão usados para ajustar os futuros modelos de

simulação.

14.3.4.4 Metodologia de Gerenciamento de Reservatórios

Uma vez implantado o projeto e iniciada a operação, as pressões e produções

dos poços serão monitoradas, permitindo uma contínua aferição do modelo de simulação,

que servirá como principal instrumento de análise do comportamento do reservatório.

Sensores de pressão e temperatura serão instalados nas árvores de natal para permitir o

acompanhamento contínuo desses dados, além da monitoração no espaço anular. Se

necessário, serão realizados testes com fechamento (estática) programados. Outros

dados de produção, tais como vazões de gás e líquidos, serão monitorados através de

testes periódicos nos poços, visando um bom gerenciamento dos reservatórios,

prevenção de problemas e planejamento de intervenções.

Caso existam desvios no comportamento observado em relação ao previsto

no projeto, os modelos geológico e de fluxo serão ajustados, considerando novos dados e

informações de forma integrada, visando reproduzir o histórico, tornando mais acurados

os resultados das projeções futuras.

O desenvolvimento do campo foi planejado de modo a otimizar a recuperação

de gás, considerando-se que a produção de gás, a princípio, dependerá da demanda de

uma central térmica. O gerenciamento de reservatório permitirá mitigar possíveis

problemas, através de ações como recompletação, limpeza, estimulação e restauração

dos poços, podendo-se, inclusive, ajustar a drenagem através da perfuração de novos


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poços, caso seja identificado potencial de ganho.

14.4 Reservas

14.4.1 Volumes Originais, Reservas e Produção Acumulada

Os volumes in situ originais e os volumes recuperáveis (recursos gaseíferos e

petrolíferos) descritos na Tabela 4.1 resultam do estudo mais recente do Campo de

Gavião Azul. Os estudos para classificação de reservas, de acordo com o Regulamento

Técnico de Reservas de Petróleo e Gás Natural da ANP, encontram-se em andamento,

devendo ser concluídos ao final de 2011, após a aprovação do Plano de Desenvolvimento,

e entregue até 15 de janeiro de 2012, conforme Portaria ANP no 9, de 21.1.2000.

O volume recuperável total de gás para a acumulação (recurso gaseífero),

considerando a demanda de gás prevista para uma central térmica, aponta para valores

da ordem de 11,151 bilhões de Nm³. O volume recuperável total, considerando o

potencial de produção da acumulação até o fim da concessão (em 2038), é de 22,951

bilhões de Nm³.

Embora as análises de fluido do tipo flash, obtidas a partir de amostras de

superfície coletadas durante o teste de formação, indiquem gás seco em condições de

reservatório, por razões de projeto da estação de produção, foi utilizada uma razão gás-

condensado (RGC) de 280x10-7 m³/m³ para a estimativa do volume de condensado

produzido, tendo em vista as incertezas ainda existentes na caracterização do fluido.

Portanto, este volume estimado de recuperação de condensado (recursos petrolíferos)

precisará ser confirmado durante a implantação do projeto de desenvolvimento e

produção. Não há produção acumulada no campo.

TABELA 4.1 - VOLUMES IN SITU ORIGINAIS E RECUPERÁVEIS (RECURSOS GASEÍFEROS E

PETROLÍFEROS)

CAMPO -

RESERVATÓRI

O

FLUIDO

VOLUMES IN

SITU ORIGINAIS

DE GÁS

(MILHÕES M³)

VOLUMES

RECUPERÁVEIS

DE GÁS –

DEMANDA

(MILHÕES M³)

FR -

DEMANDA

(%)

VOLUMES

RECUPERÁVEIS

DE GÁS –

POTENCIAL

(MILHÕES M³)

FR -

POTENCIAL

(%)

VOLUMES

RECUPERÁV

EIS

DE

CONDENSAD

O -

DEMANDA

(MILHÕES

M³)

VOLUMES

RECUPERÁV

EIS

DE

CONDENSAD

O -

POTENCIAL

(MILHÕES

M³)


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GAVIÃO AZUL

FM. CABEÇASGÁS 36.055,709 11.151,300 30,93 22.951,300 63,66 0,313 0,643

TOTAL GAVIÃO AZUL 36.055,709 11.151,300 30,93 22.951,300 63,66 0,313 0,643

14.5 Previsão de Produção e Movimentação de Fluidos

14.5.1 Previsão de Produção do Campo de Gavião Azul

A previsão de produção apresentada para o Campo de Gavião Azul reflete o

resultado dos estudos de Reservatórios e a demanda de gás acordada para os campos de

Gavião Azul e de Gavião Real, considerando o período contratual, compreendido entre o

início da produção, em agosto de 2012, e o término da demanda de gás, em dezembro

2027.

Cabe observar que o volume recuperável total do Campo de Gavião Azul, que

considera o potencial de produção da acumulação até o fim da concessão (em 2038), é

de 22,951 bilhões de Nm³ e que o perfil de produção do volume recuperável

remanescente (correspondente à diferença de 11,800 bilhões de Nm³) dependerá de

outras demandas futuras, não consideradas nas previsões de produção apresentadas

neste Plano de Desenvolvimento.




de condensado.

A Figura 5.1 apresenta as médias anuais previstas para as produções totais de

gás, condensado e água do campo.

As previsões de produção do campo foram geradas através de balanço de

materiais (MBAL), levando-se em consideração as premissas apresentadas no item 3.4.4.

Não há previsão de manutenção de pressão através da injeção de água ou recuperação

melhorada para o reservatório.

A Figura 5.2 apresenta as produções acumuladas totais de gás e condensado

do campo.

Cabe observar que o uso de modelo de balanço de materiais (MBAL) não

permite a consideração de barreiras naturais ao aquífero identificado. Além disso, as

curvas de permeabilidade relativa, obtidas a partir de correlação, favorecem o

deslocamento da água em relação ao gás. Essas duas condicionantes geram uma


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previsão de produção de água maior e mais precoce do que a realidade do campo indica.

Os modelos futuros serão ajustados usando-se os dados de produção.

Figura 5.1 - Previsão de produção do Campo de Gavião Azul (reservatório da Fm. Cabeças)


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Figura 5.2 - Produção Acumulada do Campo de Gavião Azul (reservatório da Fm. Cabeças)A Tabela 5.1 apresenta as médias anuais previstas para as produções totais

de gás, condensado e água do campo e também as produções acumuladas totais de gás

e condensado.

TABELA 5.1 - PREVISÃO DE PRODUÇÃO DO CAMPO DE GAVIÃO AZUL(RESERVATÓRIO DA FM. CABEÇAS)

ANO

PROD. GÁS (MIL

M³/DIA)

PROD. ACUM. GÁS (MILHÕES

M³)

FRAC. REC. GÁS (%)

PROD. CONDENSAD

O (M³/DIA)

PROD. ACUM.

CONDENSADO

(MILHÕES M³)

PROD. ÁGUA

(M³/DIA)

PRESSÃO

(KGF/CM²)

2012 802,04 293,55 0,8 22,51 0,008 20,69 1742013 2239,90 1111,11 3,1 62,88 0,03 104,40 1702014 2171,71 1903,78 5,3 60,96 0,05 130,67 1662015 2065,82 2657,81 7,4 57,99 0,08 142,39 1632016 2237,23 3476,64 9,6 62,80 0,10 170,29 1592017 2204,82 4281,40 11,9 61,89 0,12 182,22 1552018 2139,99 5062,49 14,0 60,07 0,14 189,34 1512019 2074,83 5819,81 16,1 58,24 0,16 194,62 148


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2020 1970,88 6541,15 18,1 55,32 0,18 194,57 1452021 1916,68 7240,74 20,1 53,80 0,20 198,05 1422022 1859,09 7919,30 22,0 52,19 0,22 200,29 1392023 1798,70 8575,83 23,8 50,49 0,24 201,43 1362024 1740,39 9212,81 25,6 48,85 0,26 202,08 1332025 1686,83 9828,50 27,3 47,35 0,28 202,64 1302026 1676,88 10440,60 29,0 47,07 0,29 208,12 1272027 1946,86 11151,20 30,9 54,65 0,31 250,05 124

A Figura 5.3 apresenta a fração recuperada de gás, ao longo do tempo, no

Campo de Gavião Azul.

A Figura 5.4 apresenta a pressão estática média, ao longo do tempo, no

Campo de Gavião Azul (que é a própria pressão estática média no reservatório Fm.

Cabeças).

Figura 5.3 - Fator de Recuperação do Campo de Gavião Azul (reservatório da Fm. Cabeças)


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Figura 5.4 - Pressão Estática média do Campo de Gavião Azul (reservatório da Fm. Cabeças)14.5.2 Previsão de Produção por Reservatório

14.5.2.1 Previsão de Produção do Reservatório da Fm. Cabeças do

Campo de Gavião Azul

As previsões apresentadas refletem o resultado do estudo de reservatórios,

considerando o período compreendido entre o início da produção, em agosto de 2012, e o

término da demanda de gás do campo, em dezembro 2027.


gás, condensado e água do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Azul.

A Figura 5.6 apresenta a fração recuperada de gás, ao longo do tempo, do

reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Azul.

A Figura 5.7 apresenta a pressão estática média, ao longo do tempo, do

reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Azul.

A Tabela 5.2 apresenta as médias anuais previstas para as produções de gás,

condensado e água, a fração recuperada de gás e a pressão estática média do

reservatório da Fm. Cabeças do de Campo de Gavião Azul, ao longo do tempo.


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Figura 5.5 - Previsão de produção do reservatório da Fm. Cabeças - Campo de Gavião Azul


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Figura 5.6 - Fração Recuperada do reservatório da Fm. Cabeças - Campo de Gavião Azul


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Figura 5.7 - Pressão Estática do reservatório da Fm. Cabeças - Campo de Gavião AzulTABELA 5.2 - PREVISÃO DE PRODUÇÃO DO RESERVATÓRIO DA FM. CABEÇAS

CAMPO DE GAVIÃO AZUL

ANO

PROD. CONDENSAD

O (M³/DIA)

PROD. GÁS (MIL M³/DIA)

PROD. ÁGUA

(M³/DIA)

PRESSÃO ESTÁTICA (KGF/CM²)

FRAC. REC. GÁS (%)

2012 22,51 802,04 20,69 174 0,82013 62,88 2239,90 104,40 170 3,12014 60,96 2171,71 130,67 166 5,32015 57,99 2065,82 142,39 163 7,42016 62,80 2237,23 170,29 159 9,62017 61,89 2204,82 182,22 155 11,92018 60,07 2139,99 189,34 151 14,02019 58,24 2074,83 194,62 148 16,12020 55,32 1970,88 194,57 145 18,12021 53,80 1916,68 198,05 142 20,12022 52,19 1859,09 200,29 139 22,02023 50,49 1798,70 201,43 136 23,82024 48,85 1740,39 202,08 133 25,62025 47,35 1686,83 202,64 130 27,32026 47,07 1676,88 208,12 127 29,02027 54,65 1946,86 250,05 124 30,9


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14.5.3 Mapas de Saturação

As figuras 5.8 e 5.9 apresentam as saturações médias iniciais e finais de gás,

respectivamente, do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Azul.

14.5.4 Previsão de Movimentação de Fluidos

O projeto prevê que as bombas de processo, as bombas de descarte da água

em poços e os compressores serão acionados por motores elétricos.

Do total das produções médias diárias dos dois campos, será retirada a vazão

de 15,0 k m3/d de gás combustível para os aquecedores de gás instalados na estação de

produção.

Por tratar-se de produção de campo de gás não associado não está sendo

considerada queima de gás, mesmo em situações de emergência, uma vez que nestes

casos os poços serão automaticamente fechados.


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Figura 5.8 - Mapa de saturação inicial de gás do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Azul (no nível onde os poços serão completados)


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Figura 5.9 - Mapa de saturação final de gás do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Azul (no nível onde os poços serão completados)

14.6 Poços

14.6.1 Perfuração

No bloco PNT-68 já foram perfurados três poços exploratórios verticais (1-

OGX-16-MA, 1-OGX-22-MA e 1-OGX-34-MA) e um poço de extensão vertical encontra-se

em fase final de perfuração (3-OGX-38-MA).

Também está prevista a perfuração de um poço direcional no Campo de

Gavião Azul (3-OGX-CALIFÓRNIA-1D-MA). Em função do seu resultado, este poço poderá

ser aproveitado para o desenvolvimento, substituindo um dos poços verticais previstos,

ou poderá ser realizada a perfuração de um poço horizontal na Formação Cabeças.

Para o desenvolvimento, de forma a atender a demanda de gás acordada,

foram considerados 11 poços produtores verticais para drenagem dos reservatórios (10

poços de desenvolvimento mais o poço exploratório 1-OGX-16-MA, que será aproveitado

para a explotação).

Os poços verticais do Campo de Gavião Azul serão completados apenas no

reservatório da Formação Cabeças.

Conforme a produtividade do poço horizontal contingente ao resultado do

direcional a ser perfurado, como citado anteriormente, o tipo de poço de


de verticais.

A Figura 6.1 apresenta o mapa estrutural de topo com as locações dos poços

de desenvolvimento, incluindo o poço exploratório aproveitado, do Campo de Gavião Azul

(1-OGX-16-MA e locações de desenvolvimento P1 a P10).

A Figura 6.2 apresenta o mapa de isópacas com as locações dos poços de

desenvolvimento (incluindo o poço exploratório aproveitado) no Campo de Gavião Azul

(1-OGX-16-MA e locações de desenvolvimento P1 a P10).


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Figura 6.1 - Mapa estrutural de topo com as locações de desenvolvimento do Campo de Gavião Azul (reservatório da Fm. Cabeças)


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Figura 6.2 - Mapa de isópacas com as locações de desenvolvimento do Campo de Gavião Azul (reservatório da Fm. Cabeças)

Na Tabela 6.1 (folha anexa) são apresentadas as coordenadas geográficas, no

Datum Sad-69, das locações das cabeças dos poços de desenvolvimento e exploratório

previstos para o Campo de Gavião Azul. Nestas tabelas também constam as coordenadas

geográficas dos topos e bases dos objetivos, como também as profundidades finais de

cada poço e o tipo de poço.

Adicionalmente, está prevista a perfuração de um poço vertical para descarte

da água produzida no Campo de Gavião Real, no aquífero da Formação Poti, em um

intervalo isolado do reservatório produtor.

Na Tabela 6.2 (folha anexa) são apresentadas as coordenadas geográficas, no

Datum Sad-69, do poço de descarte da água produzida previsto para o Campo de Gavião

Real (DESC1).

Os 10 poços a serem perfurados, assim como o Poço 1-OGX-16-MA, serão

todos produtores, verticais e surgentes, não estando previsto nenhum tipo de

equipamento de elevação artificial ao longo da vida do campo.

Os sistemas de cabeça de poço serão de dimensões 13 5/8”, com pressão de

trabalho de 5000 psi.

O projeto de revestimento para os 21 poços situados em ambos os campos,

conforme ilustrado na Figura 6.3, é composto por um revestimento superficial de 13 3/8,”

assentando 30 m dentro da Fm. Motuca, e um revestimento de produção de 9 5/8”,

assentado 80 m abaixo da base do último reservatório.

A metalurgia dos equipamentos na cabeça de poço e revestimentos será

convencional, já que não é esperada presença de H2S ou CO2 nos fluídos produzidos.

A Figura 6.3 mostra o perfil dos poços verticais com as profundidades

estimadas para o assentamento das sapatas dos revestimentos, topos de cimento e tipos

de fluídos de perfuração usados em cada fase.


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POÇO REVESTIMENTO CIMENTO FLUIDO

8.6 ppg PP

15 ppg FG

8.6 a 8.9 ppg PP

?? ppg FG

SUPERFICIEFluído Base Água

Thixotrópico.8.6 - 9.3 ppg

Fluído SintéticoParadrill

9.3 ppg a 10 ppg

COLUNA LITOLÓGICA PROFUNDIDADE (BRT) TEMP

88 °F

104 °F

152 °F

500 m MD/TVD (30 m dentro da Fm. Motuca).

1990 m MD/TVD (Base do Reservatório)

13 5/8" 5M COMPACTA

0 - 1990 m 9 5/8"43.5 lb/ft, P-110 VAM TOP

TOC @ 470 m

0 - 500 m 13 3/8" 61 lb/ft, N-80, DINO VAM

17 1/2"

12 1/4"


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Figura 6.3 - Perfil do poço tipo Vertical14.6.1.1 Aspectos Relevantes sobre a Perfuração

O reservatório do campo é constituído principalmente por rochas

sedimentares intercaladas com soleiras de rocha vulcânica apresentando em toda a

extensão perfurada perfil normal de pressão e temperatura.

Os arenitos superficiais são caracterizados por sua alta permeabilidade e são

responsáveis por induzir perdas parciais de circulação por infiltração, sem comprometer a

integridade do poço.

As soleiras de Diabásio são caracterizadas por sua alta dureza e baixa taxa de

penetração, sendo necessária a utilização de tecnologia de turbina no BHA, assim como

brocas impregnadas de diamante. Nestas rochas, foram observadas fraturas naturais,

onde também se observam perdas parciais de circulação.

Como a exploração neste bloco tem como objetivo a produção de gás, a

perfuração dos arenitos produtores se dá com altas concentrações de gás em superfície.

Para minimizar riscos de descontrole de poço, medidas preventivas e mitigatórias devem

estar presentes nos programas de perfuração.

14.6.2 Completação dos Poços

No Campo de Gavião Azul serão completados 11 poços, todos para produção

de gás (Figura 6.4).

Cada poço será equipado com conjunto de gravel pack para prevenir produção

de areia. Os poços serão revestidos e o revestimento será canhoneado. Um conjunto de

telas será instalado com um packer (sump packer) na parte inferior e outro packer

(packer de gravel pack), com extensão selante (seal bore extension), na parte superior.

Será feito empacotamento de areia no espaço anular entre telas e revestimento, entre os

dois packers.

A seguir, uma cauda intermediária será instalada com uma junta de expansão,

para os períodos de produção, e uma junta de desconexão, para atender as ocasiões em

que se fizer necessária intervenção para manutenção. Além da junta de desconexão, uma

válvula de isolamento da formação pode ser necessária para isolar a formação quando

manobrar a COP. Alternativamente, pode ser instalado na coluna um nipple com perfil

para receber plug ou válvula a ser instalada com operações com arame. Os poços serão

equipados com DHSV, válvula de segurança de subsuperfície, controlada por pressão

hidráulica da superfície.


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A coluna de produção terá 4 1/2” de diâmetro externo, com metalurgia

comum de aço carbono, com roscas premium, com selo metal x metal.

A árvore de natal será do tipo convencional, com diâmetro de passagem de

4”, pressão de trabalho de 5000 psi e metalurgia convencional, já que não há previsão de

produção de H2S ou CO2.

TABELA 6.3 – COMPLETAÇÃO

POÇOCOLUNA DE PRODUÇÃO OU INJEÇÃO

ÁRVORE DE NATAL

DIÂM. (POL.)

METALURGIA

EQUIPAMENTOS TIPO

Todos 4 ½” Aço Carbono

DHSV, Packer, Junta de Extensão, Nipple, Packer, Válvula de Isolamento,

Safety Sub, Tela de 5 ½”, Sump Packer.

Convencional Flangeada.


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Figura 6.4 - Esquema de completação dos poços produtores14.7 Sistema de Coleta da Produção

A abrangência do sistema de coleta do Campo de Gavião Azul vai desde as

conexões das linhas de surgência com as árvores de natal dos poços até conexão de

cada uma das linhas ao manifold de produção incluindo, a ligação deste manifold à

estação de produção do Campo de Gavião Real a ser compartilhada, conforme

esquematizado na Figura 7.1.

14.7.1 Linhas

O sistema de coleta da produção será composto por um manifold, projetado

inicialmente para 15 poços.


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As linhas de surgência que interligam os poços ao manifold de produção

deverão ser enterradas e eventualmente aéreas sobre suportes (pipe ways), quando

comprovadamente justificadas sob o ponto de vista econômico e ambientalmente

aceitas.

A partir do manifold de produção derivam duas linhas: uma para teste e outra

para coleta da produção, alinhada com a estação de produção do Campo de Gavião Real.

Da estação de produção do Campo de Gavião Real, será construída uma linha

de gás para o ponto de entrega para fornecimento de gás a uma central térmica,

localizada próxima a estação, compartilhada para a venda de gás dos dois campos.

14.7.1.1 Características Técnicas das Linhas de Produção e Descarte

de Água

Tanto as linhas de produção quanto as linhas de teste serão rígidas, de aço

carbono, revestidas com proteção contra corrosão e enterradas, conforme mostrado na

Tabela 7.1.

A linha de injeção de água será compartilhada com a do Campo de Gavião

Real, também rígida, de aço carbono, revestida com proteção contra corrosão e

enterrada, utilizando-se também do mesmo poço de injeção do Campo de Gavião Real.

O fluido transportado será gás, condensado e água produzidos dos

reservatórios, após o processo de separação e condicionamentos indicados.

TABELA 7.1 - DADOS FÍSICOS DE PROJETO DO SISTEMA DE ESCOAMENTO

DUTO TIPOVAZÃO

COMPR.

DIÂM.

K M3/DIA

KM POL.

Produção (Manifold Gav. Azul – Est. Produção Gavião Real)

Rígido 2.400 7,5 14

Teste (Manifold Gav. Azul – Est. Produção Gavião Real)

Rígido 420 11,0 8

Linha de descarte de água (*) Rígido 1,10 2,0 10(*) Linha compartilhada com a do Campo de Gavião Real


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Serão utilizadas as técnicas tradicionais de lançamento de dutos através de

abertura de valas com o uso de escavadeiras, enterramento e sinalização de

subsuperfície e de superfície conforme as normas aplicáveis. Os tubos serão soldados

com preparação e procedimentos realizados no campo.

Figura 7.1 - Diagrama esquemático do sistema de escoamentoNa construção dos dutos será feito o levantamento do perfil topográfico do

terreno onde será instalado e a determinação do tipo de material da base mais

adequado, de acordo com os diâmetros, espessuras e curvas e conexões especificados.

O acoplamento e o abaixamento da tubulação na vala serão realizados por

maquinário específico para este tipo de trabalho, utilizando-se a técnica de Side Booms.


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O material a ser utilizado terá como matéria prima os aços típicos para dutos

terrestres classificados como ARBL (Alta resistência e baixa liga) pertencentes ao código

API (American Petroleum Institute), sendo o API 5LX 70.

14.8 Unidades de Produção

O Campo de Gavião Azul compartilhará as facilidades de produção com o

Campo de Gavião Real, situado mais ao sul deste, também no Bloco exploratório PN-T-

68, como pode r visto, esquematicamente, na Figura 8.1 a seguir.

Figura 8.1 - Localização do sistema de produçãoEm uma primeira etapa, duas diferentes áreas farão parte do escopo do

projeto, sendo elas: a do Campo de Gavião Azul e a da estação de produção do Campo de

Gavião Real, próxima ao ponto de entrega do gás.

Para assegurar a produção de gás nos volumes requeridos, os poços deverão

operar com a pressão de 40 kgf/cm2g na cabeça (à jusante da válvula de controle ou


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choke). Esta pressão será suficiente para atender as condições de entrega do gás à

pressão entre 33,40 e 28,12 kgf/cm2g sem unidades de compressão, para suprimento a

uma central térmica.

Com o avanço da produção de gás haverá a redução da pressão na cabeça

dos poços para 15 kgf/cm2g, ocasião em que será necessária, a instalação de um sistema

de compressão para garantir as mesmas condições de entrega.

A destinação da produção dos poços, e todo o processo de separar,

especificar, comprimir (quando necessário) e transferir o gás; separar; estabilizar,

armazenar e transportar o condensado; separar, tratar e descartar a água; testar os

poços e realizar todas as medições fiscais e operacionais de acordo com as exigências do

órgão regulador e as medições exigidas pelo contrato de venda (transferência de

custódia) será realizado na estação de produção do Campo de Gavião Real, com que

compartilhará as instalações.

O gás será transferido para as térmicas após ser filtrado, medido e entregue

ao consumo sem líquidos (condensado e água) ou sólidos, na pressão e temperatura

acordadas contratualmente, utilizando-se também as instalações do Campo de Gavião

Real.

14.8.1 Estações Coletoras Terrestres

a) Localização das estações

A estação de produção será compartilhada com a do Campo de Gavião Real

localizada nas proximidades do ponto de entrega (coordenadas UTM S[m] 9467427 e

E[m] 571536) para a central térmica a, aproximadamente, 7,5 km do Campo de Gavião

Azul.

b) Área para instalação

Não haverá estação coletora própria. Será utilizada, por compartilhamento, a

estação de produção do Campo de Gavião Real.

c) Capacidades de processamento

As capacidades de processamento primário do gás, condicionamento do

condensado e tratamento da água estão apresentadas na Tabela 8.1.


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TABELA 8.1 - CAPACIDADE DE PROCESSAMENTO TOTAL DOS FLUIDOS

DESCRIÇÃO UNIDADE VALOR

Produção de gás natural k m3/dia 2.400Produção de condensado m3/dia 70

Produção de água m3/dia 250

Toda a produção do Campo de Gavião Azul será processada nas instalações

do Campo de Gavião Real através de compartilhamento das instalações.

d) Capacidade de armazenamento do condensado

O condensado produzido será armazenado nos tanques do Campo de Gavião

Real que possui capacidade suficiente para atender as produções máximas de projeto de

70 m3/dia, a medição fiscal individualizada por campo e para um volume de segurança

que permita a continuidade da produção, em situações excepcionais, sem transferência,

por pelo menos 10 dias.

e) Capacidade de compressão de gás natural

O projeto considera que, num determinado tempo da vida produtiva do

campo, a pressão na cabeça dos poços e de operação da estação de produção será

reduzida de 40kgf/cm2g para 15 kgf/cm2g.

A necessidade futura de compressão para a produção de 2.400 k m3/dia de

gás natural será atendida pelas instalações projetadas para o Campo de Gavião Real que

leva em conta a existência de reserva operacional, para garantir a continuidade da

operação em situações de manutenções corretivas e preventivas, incluindo a unidade de

recuperação de vapores associada ao sistema de estabilização de condensado

14.9 Processamento de Fluidos e Utilidades


produção serão projetados para atender as produções de gás, condensado e água dos

campos de Gavião Real e de Gavião Azul, que compartilharão estas instalações. Será

projetada uma estação de produção centralizada com capacidade total para processar as

produções indicadas na Tabela 8.1.

14.9.1 Processamento Primário


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A estação de produção será compartilhada com a do Campo de Gavião Real

que será composta por separadores e purificadores para a produção dos poços e

separadores de teste, dedicados para cada área, sistema de tratamento e descarte de

água, estabilização e transferência do condensado, desidratação, compressão do gás de

baixa e filtragem para a entrega do gás.

14.9.1.1 Fluxograma do Processamento Primário

A Figura 9.1 mostra as principais etapas do processo de produção da estação

de produção que será utilizada do Campo de Gavião Real compreendendo as instalações

dos poços, as operações existentes na estação de produção e as instalações do ponto de

entrega.

A Figura 9.2 apresenta o fluxograma simplificado de processo do gás,

condensado e água com a indicação dos principais equipamentos (separadores,

purificadores e tratadores), incluindo o balanço material contendo as vazões, pressões e

temperaturas dos principais fluxos, do Campo de Gavião Real, que leva em conta as

produções do Campo de Gavião Azul.

Figura 9.1 - Etapas do processo de produção


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Figura 9.2 - Fluxograma de processo

14.9.1.2 Unidades de tratamento de gás natural

a) Tipo de Processo Utilizado no Tratamento

O gás separado deverá ser desidratado para alcançar um teor de umidade

máximo de 3,0 lb/milhão de pés cúbicos. A desidratação do gás será através de absorção

por tri-etileno glicol (TEG), com sistema de regeneração do TEG por evaporação da água

e de contaminantes

A Figura 9.3 apresenta o fluxograma da unidade a ser instalada no Campo de

Gavião Real e compartilhada com o Campo de Gavião Azul.

Todo o processo de desidratação será compartilhado com a unidade projetada

para o Campo de Gavião Real.


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b) Fluxograma de Processo da Unidade

Figura 9.3 - Fluxograma típico da unidade de desidratação

c) Balanço de Materiais Simplificado

O sistema de desidratação para atender ao Campo de Gavião Azul fará parte

do projeto do Campo de Gavião Real tendo, entretanto sua instalação condicionada a sua

necessidade, visto que o sistema de aquecimento previsto para a planta garante uma

temperatura do gás com afastamento adequado em relação ao seu ponto de orvalho em

água.

14.9.2 Sistema de Injeção de Fluidos

Não aplicável.

14.9.3 Utilidades

Conforme projeto compartilhado do Campo de Gavião Real.


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14.9.4 Tratamento de Efluentes

14.9.4.1 Características dos Processos de Tratamento de Água

Produzida


14.9.4.2 Características dos Processos de Tratamento de Borras

Oleosas


14.9.4.3 Métodos de Descarte e Disposição Final de Efluentes e

Resíduos

A destinação final da água produzida será realizada através de descarte em

reservatórios de subsuperfície utilizando-se os mesmos poços do projeto do Campo de

Gavião Real, destinados a este fim. O projeto da unidade de tratamento e descarte do

Campo de Gavião Real será dimensionado, considerando a produção do Campo de

Gavião Azul que compartilha estas instalações. O sistema de tratamento e descarte de

água está apresentado, também no fluxograma geral da estação (Figura 9.2).

14.9.4.4 Fluxograma do Sistema de Tratamento e Descarte de

Efluentes

A Figura 9.4 apresenta o fluxo do Campo de Gavião Real, indicando que a

água produzida proveniente dos separadores de produção passando através de

coalescedor, pré-filtros e alimentando a torre desaeradora pela parte superior, em contra

corrente com um fluxo gás. A água tratada passa através de filtros finos, sendo em

seguida armazenada e bombeada.


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Figura 9.4 - Fluxograma típico da unidade de tratamento e descarte de água14.9.5 Compartilhamento de Instalações

O projeto de produção do Campo de Gavião Azul compartilha as instalações

projetadas para o Campo de Gavião Real, entretanto, os sistemas de separação da

produção e separação de teste serão individualizados para cada um dos campos

permitindo que as medições fiscais e operacionais sejam individualizadas para cumprir os

requisitos da ANP.

Os sistemas de tancagem, tratamento de água, tocha, compressão,

bombeamento, estabilização de condensado e utilidades serão compartilhados.

A Tabela 9.1 indica a proporcionalidade do compartilhamento do Campo de

Gavião Azul nos três principais sistemas do processamento na estação do Campo de

Gavião Real.

TABELA 9.1 - PROPORCIONALIDADE DO COMPARTILHAMENTO DAS INSTALAÇÕES

DESCRIÇÃOUNIDAD

ETOTA

LGAVIÃO

AZUL%

Separação, compressão, queimador, desidratação k m3/dia 6.000 2.400 40

Estabilização, tancagem, bombeamento de condensado

m3/dia 230 70 30

Tratamento, tancagem e descarte de água m3/dia 1.100 250 23

14.10 Sistema de Escoamento da Produção


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O gás após passar pelo condicionamento na estação de produção será

transferido para uma central térmica, o condensado transportado por carretas e a água

produzida será descartada em poços.

14.10.1 Dados dos Dutos de Escoamento

O gás produzido no Campo de Gavião Azul será transferido da estação de

produção compartilhada, junto com o gás do Campo de Gavião Real, para a área da

central térmica através de uma pequena interligação dada a proximidade entre ambas.

14.10.1.1 Características Técnicas dos Dutos

O escoamento do gás se dará através de uma pequena ligação entre a

estação de produção do Campo de Gavião Real e o ponto de entrega à central térmica,

dada a proximidade das duas unidades. A Tabela 10.1 mostra as principais características

desta ligação que atende a totalidade do gás produzido nos dois campos.

TABELA 10.1 – DUTO DE ESCOAMENTO

DUTO TIPOVAZÃO COMP.

DIÂMETRO

K M3/DIA KM POL.Estação de Produção – Ponto de

entregaRígido 6.000 0,5 14

14.10.1.2 Revestimentos Térmicos

Não haverá nenhum tipo de revestimento especial com a finalidade de

isolamento térmico nas linhas de escoamento.

14.10.1.3 Técnicas de Lançamento dos Dutos

O lançamento do trecho entre a estação e o ponto de entrega será realizado

com a utilização de técnicas tradicionais, através de abertura de valas com o uso de

escavadeiras, enterramento e sinalização de subsuperfície e de superfície conforme as

normas aplicáveis.




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O material a ser utilizado são os aços típicos para dutos terrestres

classificados como ARBL (Alta resistência e baixa liga) pertencentes ao código API

(American Petroleum Institute), sendo o API 5LX 70.

14.10.2 Bombas e Compressores


14.10.3 Unidades de Armazenamento

O projeto da estação do Campo de Gavião Real prevê a instalação de tanques

para armazenamento do condensado, testes e armazenamento da água produzida do

Campo de Gavião Azul.

14.10.3.1 Informações Sobre Tancagem

Estão previstas as instalações de dois tanques para armazenamento da

produção de condensado originado da produção do Campo de Gavião Azul (produção e

transferência) nas instalações de produção do Campo de Gavião Real, considerando um

estoque de segurança de 10 dias. Adicionalmente será instalado um tanque em separado

para os testes dos poços.

Da mesma forma está prevista a instalação de um tanque com capacidade

para armazenar as produções das duas áreas produtoras por pelo menos 10 dias de

produção.

14.11 Sistema de Medição

Os sistemas de medição de gás natural, condensado e água serão projetados

e instalados estação de produção compartilhada com o Campo de Gavião Real

obedecendo aos requisitos do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás

Natural da ANP/INMETRO (Portaria Conjunta Nº 1, de 19/06/2000).

Nas estações de produção que compõem o projeto está prevista a instalação

de sistemas de medição em linha ou em tanques conforme descritos a seguir:

Medição fiscal da produção de gás natural e condensado nas

instalações das estações de produção;


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Medição da produção de gás natural e condensado em testes de poços;

Medição para controle operacional que inclui medições de petróleo e

gás natural para consumo como combustível ou para qualquer outra

utilização dentro do campo; ventilado ou queimado em tocha; da água

produzida, injetada, captada ou descartada; do condensado

transferido; do gás natural para processamento; do condensado e gás

natural transportado, estocado, movimentado com transferência de

custódia.

A) Diagrama Esquemático

A Figura 11.1 apresenta um diagrama esquemático das instalações de

produção do Campo de Gavião Azul com as principais correntes de condensado, gás

natural e água, assim como a localização dos pontos de medição fiscal da produção, as

medições compartilhadas e para apropriação e os pontos de medição para controle

operacional e transferência de custódia.

Os procedimentos de medição atenderão, no mínimo, ao Regulamento

Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural da ANP/INMETRO.

As medições realizadas nas condições de pressão e temperatura de operação

serão referenciadas nas condições padrões, de 20 ºC e 1 atm, atendendo aos

requerimentos do órgão regulador.

A periodicidade das medições dos testes dos poços e análise da qualidade dos

produtos atenderá aos requerimentos da ANP.

Os medidores de gás, condensado e água serão calibrados a cada seis meses.

B) Medições Compartilhadas

O Campo de Gavião Azul compartilhará as instalações com as do Campo de

Gavião Real e conseqüentemente as produções serão misturadas antes do ponto de

medição, incorrendo em necessidade de medição fiscal compartilhada dos volumes de

produção dos dois mais campos.

A produção de cada campo será determinada por apropriação, com base na

produção medida em medidores de apropriação ou estimada com base nos testes dos

poços de cada campo e no tempo de produção de cada poço no mês.


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As medições dos separadores de testes dos poços serão medições fiscais para

apropriação e serão utilizadas para determinar os volumes de produção a serem

apropriados a cada.

Os resultados das medições dos testes, tanto dos poços do Campo de Gavião

Azul, quanto das do Campo de Gavião Real serão utilizados para apropriação da

produção. Os testes terão periodicidade mensal, com um intervalo entre testes

sucessivos, não superiores a 42 dias, ou sempre que houver mudanças nas condições de

operação ou quando forem detectadas variações na produção.

Os sistemas de medição compartilhada destes dois campos serão projetados,

construídos e obtida a aprovação da ANP, antes do início da produção.

Figura 11.1 - Diagrama esquemático dos pontos de medição

14.12 Garantia de Escoamento

O Campo de Gavião Azul é de gás não associado, com produção de

condensado. Com o decorrer do tempo espera-se a produção de água, entretanto sem


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previsão de problemas de escoamento. As linhas de produção entre os poços e o

manifold e do manifold até a estação de produção estão dimensionadas considerando as

vazões máximas de condensado e água.

14.12.1 Sistemas de Coleta e Escoamento da Produção

a) Deposição de sólidos orgânicos e inorgânicos

Não há previsão de deposição de sólidos orgânicos, entretanto todas as linhas

de produção estarão equipadas com lançadores e recebedores de pigs escova, entre

outros, para remoção de deposição de qualquer tipo de sólidos que venham a ocorrer,

além da acumulação de líquidos.

Análises laboratoriais de fluido indicam que, apesar da redução da

temperatura na cabeça dos poços, não haverá formação de hidratos durante todo o

processo de escoamento da produção. Mesmo assim está prevista a instalação de pontos

de injeção de inibidores de hidratos nas cabeças dos poços.

b) Corrosão acentuada provocada por componentes específicos dos

fluidos produzidos

De acordo com as análises efetuadas não há presença de compostos de H2S e

o teor de CO2 é consideravelmente baixo (<0,2%), entretanto está prevista a injeção de

inibidor de corrosão na cabeça dos poços e no manifold de produção.

c) Erosão de equipamentos provocada por produção de areia

Para os reservatórios formados por arenitos todos os poços estarão equipados

com sistema de retenção de areia (gravel packing), impedindo a produção de areia e

protegendo toda a coluna de produção, árvore de natal e instalações de superfície.

14.12.2 Medidas para Eliminação ou Mitigação de Ocorrências

Indesejáveis

As seguintes medidas estão previstas para a garantia do escoamento da

produção: passagem de pigs para remoção de líquidos e sólidos depositados; injeção de

inibidores de corrosão na cabeça dos poços; pontos de injeção de inibidores de hidratos

na cabeça dos poços; e Instalação de retentores de areia no fundo dos poços.

14.13 Mapeamento do Sistema de Produção


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A Figura 13.1 mostra o arranjo dos poços, linhas, manifold e as instalações

dos sistemas de produção a ser compartilhada com as do Campo de Gavião Real.

14.13.1 Mapeamento dos Poços

A Figura 13.1 mostra também, de forma simplificada, o mapeamento da

posição das cabeças dos 11 poços do campo, incluindo o poço descobridor 1-OGX-16-MA

e o poço destinado ao descarte da água produzida.

14.13.2 Mapeamento do Sistema de Coleta

A Figura 13.1 mostra esquematicamente o mapeamento do traçado para as

linhas do sistema de surgência dos poços, do manifold, das linhas de produção e de teste

a partir do manifold.

14.13.3 Mapeamento das Unidades de Produção

Está também mapeado o ponto central onde estarão localizadas a estação de

produção e o ponto de entrega do gás na central térmica.

14.13.4 Mapeamento do Sistema de Escoamento da Produção


estação de produção e o ponto de entrega à central térmica, dada a proximidade das

duas unidades.


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Figura 13.1 - Mapeamento do sistema de produção14.14 Segurança Operacional e Preservação Ambiental

14.14.1 Bases Conceituais para o Gerenciamento das Instalações do

Campo

O Consórcio através do seu operador OGX adota as premissas do PDCA

(planejar, desenvolver, controlar e avaliar) visando uma abordagem sistêmica de forma a

definir nos controles operacionais e práticas seguras para a realização das atividades e

gerenciamento de risco, utilizando ferramentas como permissão de trabalho, diálogo de

SMS etc. – conforme contemplado no Manual MG.SMS.001, “Manual de Gestão de SMS”


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da OGX.

Além da aplicação do manual citado acima, antes do inicio das atividades

operacionais, o Consórcio através do seu operador OGX estabelece o “Documento

Ponte” junto com seus parceiros, tendo como principais objetivos:

Identificar as interfaces entre os Sistemas de Gestão de Segurança, Meio

Ambiente e Saúde Ocupacional;

Compatibilizar os critérios dos Sistemas de Gestão da empresas, solucionando

qualquer conflito entre os requisitos estabelecidos;

Prover um canal de comunicação permanente entre as empresas durante a

realização das atividades em situação normal e de emergência;

Estabelecer objetivos e metas, conjuntos de desempenho em segurança, Meio

Ambiente e Saúde Ocupacional para o período de realização das atividades;

Estabelecer a sistemática de avaliação periódica do desempenho em

Segurança, Meio Ambiente e Saúde Ocupacional, definindo ações corretivas quando

necessárias.

14.14.2 Procedimentos e Ações para a Resposta a Emergências

O procedimento do Consórcio através do seu operador OGX define as

atribuições e responsabilidades da Estrutura Organizacional de Resposta – EOR da OGX, a

fim de possibilitar a rápida e eficaz resposta a emergências diante de prováveis cenários

acidentais, os quais extrapolem os limites da instalação operacional - conforme

contemplado no procedimento PG.SMS.008, “Preparação e Resposta a Emergência” da

OGX.

Adicionalmente ao supracitado procedimento, antes do inicio de qualquer

operação, o Consórcio através do seu operador OGX contempla no já mencionado

“Documento Ponte” - estabelecido junto aos seus parceiros operacionais, a definição dos

limites das ações necessárias a serem realizadas em resposta a possíveis emergências.

Desta forma, o Consórcio promove a continuidade de suas ações de resposta a

emergência, dentro e fora de suas instalações operacionais.

14.14.3 Inspeção e Manutenção do Sistema de Produção

O Consórcio através do seu operador OGX adota como premissa a realização

de Estudos de Avaliação de Riscos – EAR para o desenvolvimento de suas atividades –


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conforme procedimento PG.SMS.002, “Elaboração de Estudo de Avaliação de Risco”.

Estes estudos balizam a estruturação de programas preventivos (e se necessário,

corretivos e preditivos), de inspeção e manutenção dos sistemas operacionais instalados

para que seja garantida a integridade funcional e estrutural de seus principais

componentes.

O procedimento do Consórcio através do seu operador OGX define a Gestão

de Equipamentos Críticos, a fim de evitar falhas que possam ocasionar incidentes com

conseqüências para o meio ambiente, comprometer a segurança e a saúde da força de

trabalho, causar danos ao patrimônio e a levar descontinuidade operacional –

PG.SMS.007, “Gestão de equipamentos Críticos”.

E ainda, o Consórcio através do seu operador OGX adota controles

operacionais e práticas seguras para a realização das atividades e gerenciamento de

risco, utilizando ferramentas como permissão de trabalho, diálogo de SMS e etc. –

Conforme contemplado no Manual MG.SMS.001, “Manual de Gestão de SMS” da OGX.


Campo

Conforme explicitado no item anterior, o planejamento da manutenção e

inspeção dos componentes do sistema de produção, incluindo os seus equipamentos

críticos, serão desenvolvidos e implementados por orientação de estudos de análise de

riscos – conforme procedimento PG.SMS.002, “Elaboração de Estudo de Avaliação de

Risco”.

Para os campos terrestres, o Consórcio através do seu operador OGX garante

que os sistemas e subsistemas analisados no Estudo de Avaliação dos Riscos correlatos

contemplarão os principais equipamentos de plantas de processo, utilidades, estocagem

e tratamento de fluídos.

Observa-se que as medidas e programas de prevenção e mitigação dos

cenários acidentais encontrados, relacionados a cada um dos sistemas e subsistemas

estudados, quando consolidados, formarão o plano de gerenciamento de riscos da

operação.

14.14.5 Segurança Operacional em Atividades que incluam o

manuseio de Substâncias Tóxicas


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Para garantir a segurança operacional em atividades que incluam o manuseio

de substâncias tóxicas perigosas, o Consórcio através do seu operador OGX investe no

treinamento e capacitação do seu corpo funcional, na disseminação contínua de valores

intrínsecos à gestão de SMS e na identificação e avaliação dos aspectos e impactos de

suas atividades operacionais.

Para tal, o Consórcio através do seu operador OGX possui procedimentos que

estabelecem:

A sistemática de treinamento e capacitação que abrange o seu corpo

funcional – Conforme PG.GRH.002, “Competência, Treinamento e Conscientização”.

As etapas necessárias para o Gerenciamento de Contratadas, definindo a

forma de exercer a influência nos aspectos de SMS – Conforme PG.SMS.009,

“Gerenciamento de Contratadas”.

As condições necessárias e exigíveis para a identificação de aspectos de

Segurança, Meio Ambiente e Saúde; e a avaliação dos impactos associados às atividades,

produtos e serviços da OGX, a fim de determinar aqueles que são significativos, os quais

mereçam receber maior influência por parte da organização – Conforme PG.SMS.003,

“Identificação e Avaliação de Aspecto e Impactos”.

14.14.5.1 Destinação Final de Incrustações Radiotivas

Caso seja encontrada a possibilidade de ocorrência, na fase de

desenvolvimento, de destinação final de incrustações radioativas através da realização

de Estudos de Avaliação de Riscos (conforme procedimento PG.SMS.002, “Elaboração de

Estudo de Avaliação de Risco” da OGX) – premissa adotada pelo Consórcio através do

seu operador OGX, haverá as proporcionais medidas preventivas e mitigadoras dos riscos

correlacionados.

O Consórcio através do seu operador OGX estabelecerá a metodologia para a

coleta, armazenamento temporário, transporte terrestre e destinação final de todos os

resíduos oriundos das atividades operacionais onshore da OGX – não somente dos

resíduos gerados por possíveis incrustações radioativas, atendendo a todos os padrões e

exigências de possíveis órgãos e instituições reguladores, conforme PO.OG.SMS.006,

“Procedimento de Gerenciamento de Resíduos Onshore”.

14.14.6 Características dos Fluidos de Perfuração a serem Utilizados


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Para as atividades de perfuração no campo está prevista a utilização de

fluidos de perfuração de base aquosa e de base sintética da empresa Mi Swaco conforme

listagem abaixo:

Fluido PARADRIL - Base sintética.

Fluido Catiônico ECOHIB-C (concentrações 9,0 e 9,5 lb/gal)

Fluido PARALAND

Fluido DRILLPEX

Fluido CONVENCIONAL

A seguir nas tabelas 14.1, 14.2, 14.3, 14.4 e 14.5 são apresentadas as

composições e as funções de cada produto constituinte dos fluidos mencionados acima.

TABELA 14.1- COMPOSIÇÃO DO FLUIDO PARADRIL

PARADRIL

PRODUTO FUNÇÂO DESCRIÇÂOCONCENTRAÇÃ

OIB/BBL KG/M³

Água Solvente - 87,64 249,65

Barita Adensante Sulfato de bário (BaSO4) 102,60 292,27

BIO-BASE 360Aditivo de fluido de

perfuraçãoHidrocarbonetos acíclicos 157,17 447,71

Carbonato de cálcio

Agente adensante Carbonato de cálcio (CaCO₃) 15,02 42,80

Cloreto de cálcio, 90%

Inibidor de folhelho Sal Inorgânico (KCI) 33,70 96,01

ECOTROL F (EMI-770)

Controlador de filtrado

Copolímero de estireno acrilato

1 2,85

ECOTROL RDControlador de

filtradoCopolímero de estireno

acrilato0,5 1,43

HRP (VERSA) Viscosificante Poliamida 0,5 1,43

LIME (CAL) Modificador de pH Base inorgânica (Ca(OH)₂) 7,01 19,97

M-I BR CLAY PLUS

Viscosificante Argila Organofílica 5 14,27

NOVAMULEmulsificante

primárioPreparado a base de amina e

ácido graxo7,01 19,91

NOVAWET II/Plus HumectantePreparado a base de

Imiadazolina e Dietilenotriamina

2 5,71

VG SUPREME Viscosificante Argila Organofílica 1,5 4,28


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TABELA 14.2 - COMPOSIÇÃO DO FLUIDO CATIÔNICO ECOHIB-C

ECOHIB-C (9,0 LB/GAL)


OIB/BBL KG/M³

Soda Ash Modificador de pH Carbonato de Sódio (Na2CO3) 0,5 1,44

Ecohib-C (Catiônico)

Inibidor de argila Alquil Quaternário de Amônio 4 11,31

HP AmidoControlador de

filtradoHidroxipropilamido 6 17

M-I Bac 40 Biocida Biocida contendo glutaraldeído 0,5 1,44

Defoam AS SurfactanteProduto composto de silicone e

agentes emulsionantes0,1 0,20

Duotec Viscosificante Goma Xantana 1,5 4,25

Drilkleen II Detergente Tensoativo aniônico 0,3 0,87

Óxido de Magnésio

Controlador de pH Óxido de Magnésio (MgO) 1 2,81

CMC POLYSAFE ADS II

Controlador de pH Carboximetilcelulose 2 5,60

Carbonato de cálcio 2.44

Agente adensante Carbonato de cálcio (CaCO₃) 5 14,19

ECOHIB-C (9,5 LB/GAL)*

Duotec Viscosificante Goma Xantana 2 5,68

Carbonato de Cálcio 2.44


*A única diferença na composição do ECOHIB-C (9,5lb/gal) são os valores das concentrações do Duotec e do Carbonato de cálcio 2.44, os demais compostos são os mesmos do ECOHIB-C (9,0lb/gal) nas mesmas concentrações.

TABELA 14.3 - COMPOSIÇÃO DO FLUIDO PARALAND

PARALAND


OIB/BBL KG/M³


Adensante Carbonato de cálcio (CaCO₃) 25 70,88

Bio Base 360 Fluido base Mistura de parafinas 197 558,5

Ecomul-WEmulsificante

para fluidoDerivados de ácidos graxos 8 22,69

HRP ViscosificanteÉter monobutílico de Trietileno de glicol, Carbonato de propileno e

poliamida1,5 4,25

Ecosal 60 Aditivo para Mistura de sais inorgânicos e 52 147,44


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fluido de perfuração

nitrogenados

M-I BR Clayplus Viscosificante Argila organofílica e sílica 6 17

M-I BR LiquidtrolControlador de filtrado

Ácido policarboxílico e óleo mineral 3 8,5

M-I BAR @ 4,15 (Barita)

Adensante Sulfato de bário (BaSO4) 60 170,13

LPM IAgente selante

Mistura de material granular e fibroso 5 14,19

LPM IIAgente selante

Mistura de material granular e fibroso 5 14,19

TABELA 14.4 - COMPOSIÇÃO DO FLUIDO DRILPLEX

DRILPLEX

PRODUTO FUNÇÂO DESCRIÇÂO

CONCENTRAÇÃO

IB/BBL

KG/M³


M-I Gel Pro Viscosificante Bentonita 1 2,81

Drilplex HDDModificador reológico

para fluidos HDD

Composto de sódio, composto de magnésio e

composto de alumínio1 2,81

Soda Caustica 96% Modificador de pH Hidróxido de Sódio (NaOH) 0,5 1,44

FloplexControlador de

filtradoAmido modificado 2 5,68

TABELA 14.5 - COMPOSIÇÃO DO FLUIDO CONVENCIONAL

CONVENCIONAL


CONCENTRAÇÃO

IB/BBL

KG/M³

Bentonita ViscosificanteArgila natural para fluido de

perfuração25 70,88


14.14.6.1 Fluidos de Contingência

Além dos produtos previstos na composição original dos fluidos de perfuração

apresentados, poderá haver a necessidade de alteração da formulação dos fluidos devido


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a situações extraordinárias possíveis de ocorrer durante a perfuração. Nestes casos, são

adicionados à mistura original dos fluidos, produtos denominados de contingência. Estes

produtos estão relacionados na Tabela 14.6 a seguir.

TABELA 14.6 - LISTAGEM DOS PRODUTOS DE CONTINGÊNCIA

PRODUTO FUNÇÃO DESCRIÇÃO

Ácido Cítrico Modificador de pH Ácido Orgânico

Barrilha leve Modificador de pH Carbonato de Sódio (Na₂CO₃)

Bicarbonato de sódio Precipitante de cálcio Sal inorgânico (NaHCO₃)

Cal hidratadaModificador de pH / fonte de

cálcioBase inorgânica (Ca(OH)₂)

Carbonato de cálcio Adensante Carbonato de cálcio (CaCO₃)

C-SealControlador de perdas / Selante

fibrosoGrafite

DEFOAM AS Surfactante Emulsão a base de silicone

DUOVIS (n) Viscosificante Biopolímero

FORM-A-SET Material para perda de circulação Fibras de celulose

FORM-A-SQUEEZETampão para a perda de

circulaçãoFibras de celulose

FORM-A-SET RET Material para perda de circulação Solução de sal orgânico

GELEX Extendedor de bentonitaMistura de poliacrilato /

poliacrilamida

GOMA GUAR Viscosificante Polímero natural

G-SEAL PLUSControlador de perdas / selante

fibrosoGrafite

M-I BR BAC 40 Bactericida Glutaraldeído 40%

M-I BR TRACE Traçador químicoFluoresceína sódica

(C₂₀H1₁₀2NaO5)

Mica Material para perda de circulação Mica

MIX IIMaterial para controle de perda

decirculação

Celulose

NUT PLUGmaterial para controle de perda

de circulaçãoFibra de celulose

Óxido de Zinco Sequestrante de H2S Óxido de Zinco (ZnO)

PIPE LAX ENV Fluido localizadorProduto derivado de ácidos

graxos

RESINEX Estabilizador de folhelhoMistura de Ignita / polímero

causticizada

SUPER SWEEP FIBER Viscosificante Polipropileno

TANNATHIN (n) Dispersante Lignita

VINSEAL (n) Material para controle de perda de

Celulose


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circulação

Durante o processo de perfuração dos poços de desenvolvimento não haverá

descarte do fluido de perfuração, o excedente do mesmo será armazenado em tanques

que poderão ser destinados ao fabricante para reciclagem ou aproveitado em outra

perfuração.

Quanto aos cascalhos impregnados pelo fluido de perfuração, há a

necessidade de coletá-los e peneirá-los para recuperação do fluido e armazenar

seletivamente todo este material, para posterior envio a tratamento e disposição

adequados realizada por empresa especializada.

14.14.7 Áreas das Instalações que Requerem Classificação Especial

A classificação especial destinada a áreas que receberão equipamentos

elétricos, proteção contra incêndio, ou que demandem o estabelecimento de

procedimentos especiais de trabalho, será delineada, acordada e programada dentro das

medidas preventivas e mitigadoras dos riscos contemplados nos Estudos de Avaliação de

Riscos, a serem elaborados para subsidiar o desenvolvimento da produção – conforme o

já mencionado procedimento PG.SMS.002, “Elaboração de Estudo de Avaliação de Risco”.

Adicionalmente, no manual de controles operacionais das práticas seguras

para a realização das atividades e gerenciamento de risco da OGX, são utilizadas

ferramentas como permissão de trabalho, diálogo de SMS, e etc. – conforme contemplado

no Manual MG.SMS.001, “Manual de Gestão de SMS”.

Cabe, mais uma vez, citar que além da aplicação do Manual de Gestão, antes

do início de suas operações, a OGX estabelece o “Documento Ponte” junto aos seus

parceiros operacionais, definindo as ações e os aspectos que garantam a manutenção da

segurança operacional de suas operações.

14.14.8 Preservação Ambiental

A etapa de planejamento da atividade de perfuração de poços inclui a

inspeção da locação proposta com vista ao levantamento das melhores alternativas de

acessos e de instalação da base de forma a minimizar/evitar a supressão vegetal de

áreas florestadas e da movimentação de terra nas atividades de terraplanagem. Desta

maneira, ao longo da atividade exploratória poços foram realocados para evitar a


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supressão vegetal.

Para a instalação da estação de tratamento de gás, das bases dos poços

produtores e do lançamento dos dutos a mesma metodologia será aplicada como meio de

minimização do desmatamento. Uma medida a ser adotada, especialmente a locação da

estação de tratamento, será realizar a instalação da mesma na área da Usina

Termoelétrica da MPX Energia, a qual já atende a legislação quanto a supressão vegetal e

ao estabelecimento da respectiva reserva legal a ser preservada.

Na fase de diagnóstico ambiental do bloco PN-T-68, foi realizado um

mapeamento de solos e as respectivas classes de erodibilidade das terras. De uma

maneira geral, a região apresenta suscetibilidade à erosão moderada a fraca, estando à

classe forte presente somente em menos de 2% do total da área mapeada, normalmente

relacionada às áreas de borda de tabuleiros e colinas. Há que se considerar a classe de

erodibilidade intermediária moderada/forte que representa quase que 30% do total,

estando incluídas as classes dos Luvissolos com argilas mais ativas a até expansivas e os

Argissolos com elevado gradiente textural que podem, dependendo do relevo, assumir

uma forte suscetibilidade à erosão.

Conforme exposto acima, a escolha das locações dos poços inclui uma

investigação prévia de forma a propiciar que as bases sejam construídas aproveitando-se

áreas planas nas locações ou aterrando pequenos trechos de forma a manter a superfície

mais plana e estável. Algumas providências, como a impermeabilização, são necessárias

para que se evitem processos erosivos derivados do escoamento pluvial superficial,

assim como a compactação e inclinação adequada como prevenção de

desmoronamentos nas bordas da base (talude) devido à perda de estabilidade do

terreno.

A adoção de medidas físicas utilizadas para evitar o desenvolvimento de

processos erosivos como as informadas acima, bem como a construção de canais para a

drenagem de água acumulada, são formas de prevenção e controle do impacto ambiental

decorrentes da instalação das bases dos poços a serem perfurados.

14.14.9 Sistemas de Contenção de Derramamentos

O Consórcio através do seu operador OGX, durante a atividade de

perfuração, utilizará um método integrado para a remoção de sólidos do fluido de

perfuração que é projetado para usar o conceito de “Locação Seca”. Este conceito busca


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atender as exigências dos regulamentos ambientais que restringem ou impossibilitam o

descarte de líquiidos e sólidos sem tratamento na locação.

A Figura 14.1 demonstra como será o sistema de controle de sólidos a ser

utilizado na atividade de perfuração no campo.

Figura 14.1 - Esquema do sistema de controle de sólidos. Fonte: Adaptado de Mi Swaco

Durante a perfuração são verificados os maiores riscos de acidentes

ambientais, sendo o mais importante a possibilidade de ocorrer produção descontrolada

(blowout) de fluidos das formações geológicas atravessadas pela coluna de perfuração.

PeneirasPeneiras

RoscaRosca

Centrífuga Vertical


Centrífuga HorizontalCentrífuga Horizontal

Sistema de VácuoSistema de Vácuo

Todo o fluido recuperado retorna ao poço


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Estes acidentes, embora relativamente freqüentes no início da história da prospecção de

petróleo, são atualmente considerados raros, em virtude dos procedimentos de controle

de poço atualmente empregados e da instalação de válvulas de segurança que permitem

fechar o poço em caso de descontroles que possam ocasionar vazamentos.

Durante as atividades de perfuração, também se acumulam resíduos líquidos

gerados pela limpeza de equipamentos, por perdas eventuais de fluidos de perfuração

durante as operações, chuvas que caem no perímetro da locação da sonda e alguns

resíduos oleosos provenientes da manutenção de motores e bombas. Esses resíduos

também deverão ser coletados, armazenados, identificados e tratados e/ou destinados da

mesma forma que os cascalhos.

Algumas medidas de prevenção e controle de impactos potenciais causados

por vazamentos foram definidas para a fase de perfuração. São elas:

Proteger a base do poço contra derrames acidentais de óleos e graxas;

Instalar mureta de proteção em torno do poço para prevenir vazamentos;

Dispor materiais de combate a derrames em pontos de contenção distribuídos

pela área da base.

Por tratar-se de uma acumulação de gás natural, detectores de gás serão

instalados junto a unidade de tratamento de gás natural como forma de monitorar

continuamente qualquer vazamento que possa ocorrer e propiciar o acionamento do

plano de contingência. Quanto às linhas de escoamento, planos de inspeção periódica,

assim como os dispositivos de controle de pressão garantirão a identificação e

conseqüente combate a vazamentos.

14.14.10 Populações Locais, Conservação dos Recursos Naturais e

Prevenção de Danos aos Ecossistemas Sensíveis

Na área de influência da instalação do sistema de produção e escoamento de

gás natural no campo não foi identificada a existência de qualquer unidade de

conservação (UC) e de áreas de preservação permanente, logo ecossistemas sensíveis

não foram mapeados. Destaca-se que a região em questão é antropizada, com a prática

de agricultura, silvicultura e pecuária.

A movimentação de trabalhadores e máquinas irá alterar as condições de vida

da população que vive nas áreas imediatamente vizinhas aos poços de desenvolvimento

a ao traçado dos dutos. Como forma de minimizar riscos sociais serão implementados os


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Programas de Comunicação Social e Treinamento Ambiental dos Trabalhadores.

Na há presença de reservas indígenas na área de influencia do

empreendimento e em toda a extensão do campo.

Completada cada fase de perfuração do poço, o mesmo será revestido e

cimentado, de modo que os aqüíferos sejam preservados e não haja contaminação das

formações perfuradas, seja pelo fluído usado em cada fase da perfuração ou por

comunicação entre aqüíferos.

14.15 Desativação do Campo

As premissas a serem adotadas nas atividades de descomissionamento do

campo e das instalações baseiam-se em princípios que prevêem:

A redução e/ou mitigação dos efeitos potenciais de dano ao meio ambiente;

A recuperação das áreas degradadas;

A reutilização e/ou reversão das instalações e/ou equipamentos em um

processo industrial ou outro qualquer;

A reciclagem e disposição final dos materiais.

Por ocasião do encerramento antecipado do Contrato de Concessão –

Terminação Antecipada, ou da conclusão da Fase de Produção, em situação de devolução

parcial ou total da área de concessão, será elaborado um Plano de Desativação das

Instalações, o qual guardará estrita coerência com a última versão vigente do Plano de

Desenvolvimento – PD e com o Programa Anual de Trabalho e Orçamento – PAT vigente

da Concessão.

Este Plano de Desativação das Instalações seguirá a regulamentação prevista

na Resolução ANP Nº 27, de 18.10.2006 – DOU 19.10.2006, e conterá orientações aos

responsáveis pelas ações, procedimentos, atividades e movimentações a serem

executadas, bem como um Programa de Desativação das Instalações, que será

submetido à análise e aprovação dos órgãos regulamentadores.

Este Programa de Desativação das Instalações conterá as seguintes

informações:

Localização geográfica da área de concessão na bacia sedimentar,

municípios e estados envolvidos;

Relação das instalações a serem desativadas;


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Relação das instalações a serem reutilizadas e/ou revertidas e/ou

recicladas;

Disposição final dos materiais;

Descritivo das ações redução e/ou mitigação dos efeitos potenciais de

dano ao meio ambiente;

Descritivo da recuperação das áreas degradadas.

As instalações de produção retiradas definitivamente de operação terão sua

desativação e/ou destinação final executadas conforme o Plano de Desativação das

Instalações e o Programa de Desativação das Instalações, compreendendo a desativação

e/ou destinação de:

Poços produtores;

Poços de descarte;

Instalações terrestres (tubulações, linhas e dutos de escoamento da

produção);

Instalações terrestres (equipamentos e tubulações das estações

coletoras, de descarte, de compressão, de bombeamento e de

tratamento, edificações, vias de acesso, instalações elétricas e

telefônicas, diques e outras intervenções de superfície).

Os registros de todas as ações, procedimentos, atividades e movimentações a

serem executadas do processo de desativação e/ou destinação, serão mantidos em

arquivos disponíveis à auditoria dos órgãos reguladores a qualquer momento, ao seu

critério.

Ao final das ações de desativação das instalações, em todo ou parte, será

emitido um Relatório de Verificação Final das atividades, através de contratação de

empresa especializada, contendo a auditoria realizada por esta terceira parte nas ações,

procedimentos, atividades e movimentações concluídas, bem como parecer final, o qual

também ficará em arquivos disponíveis à auditoria dos órgãos reguladores a qualquer

momento, ao seu critério.

Todos os procedimentos de recuperação de áreas descritos aplicam-se as

áreas ocupadas por servidão ou aquelas de propriedade do concessionário.

Não se aplicam tais procedimentos para os bens considerados como

reversíveis de acordo com a legislação e contrato de concessão.

Durante a fase de execução das ações, procedimentos, atividades e


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movimentações de desativação e/ou descomissionamento, será contratada uma empresa

com especialização neste tipo de atividade que acompanhará, verificará e documentará

estas ações, procedimentos, atividades e movimentações e emitirá ao final um parecer

final sobre o processo.

14.15.1 O Abandono de Poços de Produção

A Figura 15.1 ilustra um esquemático de poço produtor incluindo o sistema de

Cabeça de Poço.

Revestimento deSuperfície de 13 3/8”.

Revestimento deProdução de 9 5/8”.

Coluna de Produçãode 4 ½”

Tela de 5 ½”

Intervalo deProdução

Ante-PoçoCabeça de Poço13 5/8” 5000M

Figura 15.1 - Poço Produtor Tipo


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O abandono dos poços será feito de acordo as seguintes etapas:

a. Substituir, por circulação, os hidrocarbonetos existente no poço através

das facilidades do sistema de produção;

b. Instalar e testar os equipamentos de segurança da sonda que vai operar

no poço;

c. Retirar a coluna de produção do poço;

d. Isolar zona de produção com utilização de tampões mecânicos e de

cimento de acordo com as determinações da Portaria ANP nº 25, de

06.03.2002 - DOU 07.03.2002;

e. Realizar tampão de cimento de superfície;

f. Retirar Árvore de Natal e Cabeça de Poço e cimentar todo o interior do

ante-poço.

A Figura 15.2, a seguir, exemplifica um poço abandonado definitivamente.


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Tela de 5 ½”


Ante-Poço

Figura 15.2 - Poço Produtor Abandonado

14.15.2 Remoção das Linhas e Equipamentos.

As linhas de surgência dos poços, a linha de produção e teste e a linha de

entrega serão lavadas com água para deslocamento do gás, condensado e água,

remanescentes, utilizando pigs raspadores com o recolhimento do condensado na caixa

API e tanque e o gás alinhado para o queimador.

Após a lavagem, as linhas serão desconectadas dos equipamentos de


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superfície como válvulas, lançadores, recebedores e etc. os quais serão armazenados

adequadamente e reaproveitados.

Após a inertização as linhas serão desenterradas, cortadas e transportadas

para venda como sucata ou outros usos com as devidas restrições.

Desde que justificados economicamente e previamente autorizado pelos

órgãos ambientais os dutos enterrados serão preenchidos com água, selados e

devidamente deixados no local.

14.15.3 Desativação das Unidades de Produção

Todos os vasos, equipamentos e linhas de conexões da estação de produção e

os manifolds de produção serão drenados para a caixa API ou tanques. Em seguida serão

lavadas com água alinhadas para caixa API ou tanques e o gás direcionado para o

queimador.

Os vasos, equipamentos e linhas de conexões serão acondicionados e

armazenados em local adequado, até a sua destinação para re-aproveitamento em

outros projetos e/ou disposição final. Os equipamentos e linhas inservíveis serão

destinados a sucata ou outros usos com as devidas restrições e os resíduos transportados

para aterros devidamente autorizados pelos órgãos ambientais.

As estruturas em alvenaria, como escritórios, dormitórios, galpões etc., serão

vendidos, doados ou destruídos e os entulhos transportados para destinação final em

locais autorizados pelos órgãos ambientais.

14.15.4 Reabilitação da Área da Unidade

As valas abertas serão tamponadas e o terreno recuperado, segundo as

melhores práticas utilizadas em áreas degradadas, buscando recompor o ecossistema

previamente existente ou de acordo com o uso atual das terras adjacentes (áreas de

plantios).

As vias de acesso, avaliadas pelos órgãos ambientais e governamentais como

sem finalidades, serão recuperadas segundo as melhores práticas utilizadas em áreas

degradadas, buscando recompor o ecossistema previamente existente ou de acordo com

o uso atual das terras adjacentes (áreas de plantios).

14.15.5 Reabilitação das Áreas de Locação de Poços


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As áreas dos poços terão todos os equipamentos de superfície removidos, as

bases de concreto retiradas, os entulhos transportados para destinação final e o terreno

recuperado, segundo as melhores práticas utilizadas em áreas degradadas, buscando

recompor o ecossistema previamente existente ou de acordo com o uso atual das terras

adjacentes (áreas de plantios).

14.15.6 Provisão de Fundos para a Desativação do Campo

Os custos estimados para o abandono das instalações e área dos poços, linhas

de surgência, manifolds, dutos, estações coletoras, dutos de escoamento e ponto de

entrega dos campos em questão, serão determinados em função do tipo e da quantidade

de operações necessárias. As provisões destes custos são constituídas mensalmente com

base numa taxa proporcional ao quociente da produção realizada no mês pela reserva

remanescente em cada uma das concessões. Desse modo, quando houver a extinção das

reservas de hidrocarbonetos, o saldo provisionado será utilizado para o abandono total do

campo, fazendo ajuste do valor, quando necessário. Da mesma forma, quando ocorrer

abandono de algum poço durante a Fase de Produção, será utilizado este mesmo

procedimento.

Mensalmente, o saldo provisionado será atualizado em função da variação

cambial e das novas curvas de produção/reservas. A revisão das estimativas para o

abandono será efetuada anualmente.

14.16 Cronograma das Atividades

O cronograma de atividades para o desenvolvimento dos reservatórios de gás

natural dos campos de Gavião Azul e de Gavião Real é apresentado na Figura 16.1. O

cronograma é único, uma vez que o desenvolvimento de ambos os campos se dará de

forma conjunta, compartilhando os recursos tais como sondas, empresas prestadoras de

serviços, equipamentos etc.

Alguns poços exploratórios de avaliação e aquisição de dados já perfurados ou

previstos poderão ser reaproveitados para o desenvolvimento da produção. Neste caso,

proceder-se-ia a reentrada e completação destes poços, equipando-os para produção.


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Figura 16.1 - Cronograma de Atividades

15.1 Campo de Gavião Real

O Plano de Desenvolvimento apresentado contempla o Campo de Gavião Real,

localizado no interior do Estado do Maranhão, a cerca de 250 km ao sul da cidade de São

Luis, capital do Estado.

Foi descoberto no bloco PN-T-68, na Bacia do Parnaíba, sob o contrato de

concessão BT-PN-8, no. 48610.001418/2008-48, de 12 de março de 2008 (9ª Rodada).

As empresas concessionárias neste contrato são 1) a OGX Maranhão Petróleo

e Gás Ltda. (operadora), sociedade formada entre OGX S.A. (66,67%) e MPX Energia S.A.

(33,33%), com 70% de participação, e 2) a Petra Energia S.A., que detém os 30%

restantes.

O Campo de Gavião Real foi descoberto com a perfuração do poço 1-OGX-22-

MA (Prospecto Fazenda São José), iniciada em setembro de 2010, onde o principal

intervalo portador de hidrocarboneto gasoso ocorreu nos arenitos da Formação Poti, de

idade eo-carbonífera. Além desse intervalo, foi detectada outra zona portadora de gás,

em arenitos da Formação Cabeças, de idade devoniana.

O volume original in situ do Campo é de 76.718 milhões de m³ de gás e os

volumes recuperáveis, considerando o potencial dos reservatórios, são estimados em

49.248 milhões de m³ de gás e 1,379 milhões de m³ de condensado.

No entanto, considerando apenas a demanda de uma central térmica que será

instalada na região, são estimados volumes recuperáveis de 31.109 milhões de m³ de gás

e 0,873 milhões de m³ de condensado.


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A Tabela 1.1 a seguir resume algumas informações gerais sobre este campo:

TABELA 1.1 - INFORMAÇÕES GERAIS DO CAMPO

Nome do Campo Gavião RealSigla do Campo GVR

Bacia Sedimentar ParnaíbaEstado Maranhão

Rodada (BID) 9ªOperador do Bloco OGX Maranhão

Picos de Produçãodo Campo

Gás (mil m3/d) - 2028 5.719Cond (m3/d) - 2028 161Água (m3/d) - 2032 805

A concepção para o desenvolvimento do Campo de Gavião Real compreende a

produção de gás através de 12 poços produtores verticais, incluindo o aproveitamento do

poço exploratório 1-OGX-22-MA.

O Campo de Gavião Real irá compartilhar com o Campo de Gavião Azul,

também sob concessão do mesmo consórcio e localizado ao lado do Campo de Gavião

Real, no Bloco PN-T-68, parte das facilidades de produção. O Campo de Gavião Azul foi

descoberto com a perfuração do poço exploratório 1-OGX-16-MA.

No Campo de Gavião Real, o sistema de coleta da produção será composto

por um manifold, projetado para reunir os poços produtores. Deste manifold derivam

duas linhas: uma para teste dos poços e outra para a coleta da produção dos mesmos,

alinhada com a estação de produção do campo, que será compartilhada com o Campo de

Gavião Azul. Desta estação de produção, será construída uma linha de gás para escoar a

produção dos dois campos para o ponto de entrega a uma central termelétrica, localizada

próxima a estação.

Os poços deverão operar com a pressão compatível com as condições de

entrega a uma central termelétrica.


produção do Campo de Gavião Real serão realizados na estação de produção do campo,

compartilhada com o Campo de Gavião Azul, com capacidade para processar

6.000 k m3/d de gás natural, 230 m3/dia de condensado e 1.100 m3/dia de água.

O processo de tratamento é simplificado dado ao alto grau API; a baixa



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O gás transferido para as termelétricas deverá ser filtrado, medido e entregue

ao consumo sem líquidos (condensado e água) e sólidos, na pressão e temperatura

acordadas contratualmente. O condensado transportado por carretas.

O Campo de Gavião Real é um campo de gás não associado, com previsão de

produção de condensado. Com o decorrer do tempo espera-se uma produção de água,

entretanto sem previsão de problemas de escoamento. As linhas de produção entre os

poços e o manifold de coleta e do manifold até a estação de produção estão

dimensionadas considerando as vazões máximas de condensado e água.

Todas as instalações comuns, compartilhadas com o Campo de Gavião Azul,

estão alocadas no Campo de Gavião Real.

Os investimentos foram estimados considerando o uso compartilhado da

estação de produção e tratamento de gás e do sistema de coleta e escoamento. Como

critério de rateio dos valores foi utilizado o valor percentual da proporção de cada campo

em relação ao volume total recuperável de gás dos dois campos. O percentual adotado

foi de 74% para o Campo de Gavião Real e 26% para o Campo de Gavião Azul.

No Campo de Gavião Real foram considerados como investimentos a

perfuração de 11 poços e completação de 12 poços; a recompletação de 9 poços; o

projeto, aquisição, construção e montagem dos sistemas de coleta, escoamento e da

estação de tratamento de gás. Adicionalmente foi considerada a perfuração de um poço

de descarte de água no ano de 2011.

Os investimentos totais no Campo de Gavião Real somam aproximadamente

US$ 264 milhões.

O estudo de viabilidade econômica do campo apresentou Valor Presente

Líquido (VPL) positivo, de US$ 398 milhões, e Taxa Interna de Retorno (TIR) superior à

taxa mínima de atratividade (TMA) de 31%. A data base considerada para o estudo foi

abril de 2011.

O tempo de retorno dos investimentos será de aproximadamente cinco anos.

Para execução do projeto estima-se que serão gerados 100 empregos.

15.2 Localização do Campo


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O Campo de Gavião Real, apresentado neste Plano de Desenvolvimento, está

inserido no bloco exploratório PN-T-68, localizado no interior do Estado do Maranhão, a

250 km ao Sul da cidade de São Luis, capital do Estado (Figura 2.1), possuindo cotas

altimétricas entre 40 e 120 m.

A Figura 2.2 apresenta a área requerida para o desenvolvimento do campo,

que engloba as estruturas mapeadas e os aqüíferos, considerando os possíveis contatos

gás/água definidos.

A Tabela 2.1 apresenta as coordenadas geográficas do ring fence definido

para o campo e a Figura 2.3 o desenho do mesmo, totalizando 375,01 km2 de área plana,

correspondente a 369,79 km2 de área corrigida.

TABELA 2.1 - COORDENADAS DO RING FENCE DO CAMPO DE GAVIÃO REAL

VÉRTICE POLÍGONODATUM SAD 69

LATITUDE LONGITUDE1 Gavião Real 4° 43' 35.625" S 44° 21' 33.750" W2 Gavião Real 4° 45' 28.125" S 44° 21' 33.750" W3 Gavião Real 4° 45' 28.125" S 44° 20' 46.875" W4 Gavião Real 4° 47' 1.875" S 44° 20' 46.875" W5 Gavião Real 4° 47' 1.875" S 44° 18' 54.375" W6 Gavião Real 4° 47' 39.375" S 44° 18' 54.375" W7 Gavião Real 4° 47' 39.375" S 44° 16' 33.750" W8 Gavião Real 4° 55' 37.500" S 44° 16' 33.750" W9 Gavião Real 4° 55' 37.500" S 44° 27' 1.875" W

10 Gavião Real 4° 43' 35.625" S 44° 27' 1.875" W11 Gavião Real 4° 43' 35.625" S 44° 21' 33.750" W


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GAVIÃO REAL


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Figura 2.1 - Mapa de localização do Bloco PN-T-68, com o ring fence do Campo de Gavião Real


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Figura 2.2 - Área de desenvolvimento do Campo de Gavião Real, contendo o mapa estrutural em tempo do topo do reservatório Poti

Figura 2.3 - Ring fence do Campo de Gavião Real

15.3 Geologia e Reservatórios

15.3.1 Histórico da Exploração

A Bacia do Parnaíba está localizada na porção norte-ocidental da Região

Nordeste do Brasil; abrange área de cerca de 600.000 km2 e engloba grandes porções

dos estados do Maranhão e do Piauí, partes dos estados do Pará e do Tocantins e

pequenas porções nos estados do Ceará e da Bahia (Figura 3.1).

Limita-se ao Norte pelo Arco Ferrer - Urbano Santos, que a separa das bacias

de São Luis e de Barreirinhas, ao Sul pelo Arco de São Francisco, que a separa da bacia

homônima, a Oeste pelo Arco do Tocantins, que a separa do Cráton Amazônico e da Bacia

do Marajó, e a Leste pelo Lineamento Transbrasiliano, que a separa da Província do

Borborema, do Nordeste Brasileiro (Figura 3.1).


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A Bacia do Parnaíba apresenta seu arcabouço tectono-estratigráfico

constituído por cinco megassequências:

megassequência rifte, proterozóico-ordoviciana continental,

caracterizada por siliciclásticos grossos e rochas vulcanoclásticas;

megassequência siluriana, de sinéclise, caracterizada pela deposição

de siliciclásticos grossos a finos, de ambiente continental a marinho

raso;

megassequência devoniano-eocarbonífera, de sinéclise continental a

marinho raso, onde estão os principais geradores e reservatórios

siliciclásticos da bacia;

megassequência neocarbonífera-permo-triássica, também de sinéclise

continental a marinho-raso, siliciclástica, com o topo representado por

desertificação, com carbonatos, anidritas e silexitos; e

megassequência juro-cretácea, de sinéclise continental a marinho raso,

recoberta por sedimentos depositados durante a fase rifte, associada à

separação do continente Sul-Americano do Africano.

Destaca-se ainda, o grande volume de rochas intrusivas (diabásios) e

extrusivas (basaltos) entremeadas nas diversas seqüencias.

Na área do Campo de Gavião Real, foram perfurados, na fase exploratória,

dois poços com presença de gás, a saber: o poço 1-OGX-22-MA (Prospecto Fazenda São

José), nas formações Poti e Cabeças; e, para delimitação dos reservatórios da Fm. Poti e

Fm. Cabeças foi perfurado o poço 3-OGX-38-MA (Figura 3.2).


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Figura 3.1 - Mapa de Localização da Bacia do Parnaíba

Figura 3.2 - Mapa de Localização dos poços perfurados no Bloco PN-T-68 com destaque para o ring fence do Campo de Gavião Real

O Campo de Gavião Real possui uma área de 369,79 km2 a ser

comercialmente produzida e alvo do Plano de Desenvolvimento apresentado (Tabela 3.1).


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A acumulação de hidrocarboneto (gás), descoberta pelo poço 1-OGX-22-MA

(Campo de Gavião Real), situa-se na megassequência devoniano-eocarbonífera, em

rochas siliciclásticas de idade tournaisiana (Eocarbonífero) da Fm. Poti, representadas por

arenitos permoporosos depositados em ambiente deltaico e flúvio-deltaico e em arenitos

de idade givetiano-frasniana (Neo-Devoniano) da Formação Cabeças, depositados num

contexto geológico de mar baixo, em fácies flúvio-deltáica e glacial.

As tabelas 3.2 e 3.3 apresentam o histórico e as coordenadas geográficas dos

poços com ocorrência de gás no Campo de Gavião Real.

TABELA 3.1 - DADOS GERAIS (DATAS)

CAMPO DE GAVIÃO REALInício contratual do bloco exploratório original 12/03/2008

Descoberta do Campo 23/11/2010Poço Descobridor 1-OGX-22-MA

Declaração de Comercialidade 29/04/2011TABELA 3.2 - HISTÓRICO DOS POÇOS

POÇO ANO PERF. CATEGORIA TIPO SITUAÇÃO ATUAL

1-OGX-22-MA 2010 Exploratório Pioneiro Abandono provisório3-OGX-38-MA 2011 Exploratório Extensão Perfurando

TABELA 3.3 - COORDENADAS DOS POÇOS (GEOGRÁFICA)

POÇOCABEÇA OBJETIVO PROFUNDIDA

DELATITUDE LONGITUDE LATITUDE LONGITUDE

3-OGX-38-MA4° 50’ 20,481”

S44° 24’ 12,987”

W4° 50’ 4,481”

S44° 24’ 12,987”

W1990 m (-1874m)

1-OGX-22-MA 4° 51’ 3.970” S44° 22’ 39.545”

W4° 51’ 3.970”

S44° 22’ 39.545”

W2997 m (-2879m)

15.3.1.1 Levantamentos Geofísicos Executados

No período compreendido de 12 de março de 2008 a março de 2011, foram

levantados, pela Georadar, 300 km2 de sísmica 3D, na parte centro-oeste do bloco PN-T-

68 e adquiridos 752,77 km de dados sísmicos 2D, no interior do bloco (Figura 3.3).


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Figura 3.3 - Mapas dos levantamentos sísmicos no Bloco PN-T-68 com destaque para o ring fence do Campo de Gavião Real

15.3.1.2 Interpretação Geológica e Geofísica

Os dados sísmicos 2D pré-existentes e aqueles adquiridos pela Georadar,

tanto 2D quanto 3D, foram utilizados para o mapeamento dos refletores sísmicos

equivalentes às unidades estratigráficas regionais e às soleiras de diabásio. Os mapas

sísmicos que representam a base das soleiras constituem o topo dos arenitos

reservatórios principais, pois os mesmos estão imediatamente sotopostos às soleiras de

diabásio.

No campo, os reservatórios a serem produzidos são os arenitos da Fm. Poti e

da Fm. Cabeças, identificados nos poços 1-OGX-22-MA e 3-OGX-38-MA.

Para a conversão dos dados sísmicos e mapas de tempo para profundidade foi

criado um modelo de velocidade 3D, que utilizou os seguintes dados: horizontes regionais

interpretados, que representam mudanças litológicas bem definidas e que apresentam

bom contraste de impedância acústica e, conseqüentemente, de velocidade; informações

de velocidade de poços provenientes de perfis; e, marcadores geológicos chaves


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identificados no dado sísmico, que permitiram a obtenção do par tempo-profundidade

para cada marcador, em todos os poços disponíveis, através da realização do

sismograma sintético.

No caso da área em estudo, foram utilizadas as camadas de anidrita, soleiras

de diabásio e o topo do embasamento como limite inferior do modelo. Com este conjunto

de dados, foi criada uma série de camadas, formando o modelo layer-cake de velocidade.

A primeira etapa consistiu no ajuste sísmica-poço que foi realizada através da confecção

do sismograma sintético utilizando os perfis sônico e densidade. A segunda etapa

compreendeu a incorporação dos dados de velocidade RMS (VELAN), utilizados no

processamento sísmico, ao modelo de velocidade após sua conversão, através de

processos matemáticos, em velocidades médias. Os valores de velocidades médias

obtidos dos VELANS costumam ser mais altos que as velocidades médias dos poços e

para a utilização destes dados no modelo 3D de velocidade aplicou-se uma técnica

geoestatística chamada de krigagem com deriva externa (KDE). Na técnica KDE as

velocidades médias sísmicas constituíram a deriva externa (dado soft) e as velocidades

médias dos poços o dado hard que foram honrados no volume de velocidade média final.

De posse do volume 3D de velocidade média foram convertidos para profundidade o

dado sísmico e todos os mapas sísmicos interpretados.

A linha sísmica em profundidade que passa pelo poço 1-OGX- 22-MA (Figura

3.4) mostra a estrutura mapeada. Já nas figuras 3.5 e 3.6, que correspondem

respectivamente a uma seção sísmica arbitrária e uma seção geológica SW – NE, são

identificadas as duas acumulações dos campos de Gavião Azul e de Gavião Real, cujo

Modelo Geológico 3D será apresentado no item 3.2.


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Figura 3.4 - Seção Sísmica em profundidade na estrutura perfurada pelo poço 1-OGX-22-MA

Figura 3.5 - Seção Sísmica em profundidade nos poços 1-OGX-16-MA e 1-OGX-22-MA


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Figura 3.6 - Seção Geológica nos poços 1-OGX-22-MA e 1-OGX-16-MA baseada na linha sísmica arbitrária apresentada na Figura 3,5

15.3.2 Modelo Geológico da Área do Campo

15.3.2.1 Estratigrafia da Área

Os arenitos reservatório de hidrocarboneto (gás) encontram-se nas Formações

Cabeças e Poti (Figura 3.7), ambas na Seqüência Devoniana (Grupo Canindé). A principal

rocha geradora da área pertence à Formação Pimenteiras do Grupo Canindé. São

compostas por folhelhos cinza-escuros a pretos, ricos em matéria orgânica. Em seguida à

Formação Pimenteiras, depositou-se a Formação Cabeças, composta por arenitos finos e

bem selecionados, de ambiente nerítico dominado por marés ou correntes oceânicas,

com eventual influência periglacial (diamictitos). Na sequência, ocorreu novo evento

transgressivo, que marca a sedimentação da bacia, representado pela Formação Longá,

composta por folhelhos, siltitos e arenitos finos, depositados em ambiente nerítico de

plataforma. A seqüência devoniana se encerra e no Carbonífero Inferior ocorre a

deposição da Formação Poti, constituída por arenitos com intercalações de folhelhos e

siltitos, depositados em deltas e planícies de maré.


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No Campo de Gavião Real, foi identificado o intervalo portador de

hidrocarboneto (gás) nos arenitos da porção mediano-basal da Fm. Poti, sotopostos, e

consequentemente selados, por espessa soleira de diabásio. Esse intervalo portador de

gás se situa entre as profundidades de 1508 a 1561 m. Além dele, foi interpretada,

através de avaliação de perfis, outra zona portadora de gás, em arenitos da Fm. Cabeças,

no intervalo de 1758 a 1821m.

15.3.2.2 Geologia Estrutural da Área

No Campo de Gavião Real, a feição estrutural perfurada, mapeada nos dados

sísmicos disponíveis, situa-se ao nível da base da soleira de diabásio (Figuras 3.8 e 3.9)

que, neste pioneiro, encontra-se sobrejacente aos principais reservatórios arenosos da

Formação Poti (Eocarbonífero). Está associada a um “salto” de soleira que normalmente

está alojada nos folhelhos da Fm. Longá, tal como ocorre regionalmente e, como

exemplo, no poço próximo, o 1-OGX-16-MA (Califórnia). Esse “salto” de soleira propiciou

um trapeamento quaquaversal dos arenitos da Fm. Poti entre a soleira e os folhelhos da

unidade subjacente (Figura 3.9). Trata-se, portanto, de uma trapa mista (estrutural-

estratigráfica). Já para os reservatórios arenosos da Fm. Cabeças, a trapa é puramente

estrutural, com fechamento four-way, onde os folhelhos da Fm. Longá selam aqueles

reservatórios portadores de gás (Figura 3.10).


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Figura 3.7 - Carta Estratigráfica da Bacia do Parnaíba

OGX-38


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Figura 3.8 - Mapa Estrutural em tempo da base da soleira de diabásio que corresponde ao topo do reservatório da Fm. Poti no Campo de Gavião Real


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10 km


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Figura 3.9 - Mapa estrutural da base da soleira - topo do reservatório Fm. Poti no Campo de Gavião Real

Figura 3.10 - Mapa Estrutural em profundidade do topo do reservatório - Fm. Cabeças no Campo de Gavião Real

15.3.2.3 Sistema Petrolífero

Geração

Os folhelhos negros da Fm. Pimenteiras são considerados os principais

geradores da Bacia do Parnaíba (Figura 3.11). Essas rochas foram depositadas durante

um evento anóxico ocorrido no Devoniano (Frasniano), durante um período de máxima

10 km

OGX-22

OGX-38


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inundação marinha. São caracterizadas em perfis elétricos pela alta radioatividade, alta

resistividade e baixa densidade.

No Campo de Gavião Real, a Fm. Pimenteiras alcança espessuras da ordem de

360m, sendo que o intervalo potencialmente gerador tem espessura aproximada de 85 m

e apresenta COT de cerca de 2%. A maturação é atribuída em grande parte ao efeito

térmico gerado pelas intrusões do diabásio, uma vez que o soterramento de

aproximadamente 2.000m não seria suficiente para a maturação térmica destes

folhelhos.

São também considerados geradores potenciais os folhelhos da Fm. Tianguá

(Siluriano) e Longá (Devoniano-Fameniano). A Fm. Tianguá apresenta espessura de cerca

de 120 m no Campo de Gavião Real com COT de cerca de 1%. Os dados de reflectância

de vitrinita indicam que essas rochas se encontram termicamente maturas, maturação

essa incrementada por rochas ígneas intrusivas.

Migração

A área dos poços 3-OGX-38-MA e 1-OGX-22-MA situa-se na borda de um alto

regional do embasamento, fato este que a privilegiou como área de focalização de

hidrocarbonetos para todos os reservatórios do pacote sedimentar. A migração foi

facilitada pela ocorrência de falhas decorrentes dos efeitos da orogenia Eoherciniana e

uma fase tectônica tardia representada por falhas de perfil reverso, gerada

provavelmente durante o evento transpressivo do Cretáceo. A eficiência da migração foi

comprovada pela recuperação de gás no teste de formação realizado nos arenitos da Fm.

Poti na área do poço 1-OGX-22-MA, também sotopostos à espessa soleira de diabásio

intrudida nos folhelhos da Fm. Pimenteiras (Figura 3.11). Ainda nesta área também

ocorre zona de gás em arenitos da Fm. Cabeças.

Reservatório

O principal reservatório da Bacia do Parnaíba é representado pelos arenitos

devonianos da Fm. Cabeças. Este reservatório está posicionado em uma situação

bastante favorável, pois foi depositado em contato direto sobre os folhelhos da Fm.

Pimenteiras. Outros reservatórios potenciais são representados por arenitos permianos

da Fm. Pedra de Fogo, arenitos carboníferos da Fm. Poti, arenitos devonianos da Fm.

Itaim e arenitos silurianos na Fm. Ipú. Os reservatórios das unidades mais antigas se

mostraram fechados e os permianos, a despeito de ocorrerem com boas porosidades,

apresentaram-se saturados por água da formação. Na área do poço 1-OGX-22-MA, o


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arenito Cabeças apresentou espessura de cerca de 193 m e porosidades variando de 6%

a 15%. Os arenitos carboníferos da Fm. Poti, que também é um reservatório importante

na Bacia do Parnaíba, apresentaram espessura de cerca de 50 m, net-pay de cerca de 48

m e porosidades de 9% a 27%. Realizou-se, neste intervalo, um teste de formação a poço

aberto, com packer assentado no revestimento, alcançando AOF de 3.300.000 Nm3/d. Os

reservatórios das unidades mais antigas se mostraram fechados e saturados por água de

formação.

Trapeamento

O trapeamento dos reservatórios principais portadores de gás no campo

consiste em uma estrutura quaquaversal (Figura 3.11). Esse trapeamento foi formado por

esforços orogênicos no eocarbonífero. Os falhamentos originados durante esse evento

foram posteriormente reativados como falhas de perfil reverso, durante o evento

transpressivo do Cretáceo.

Selo

No Campo de Gavião Real, os reservatórios areníticos portadores de gás na

porção mediana da Fm. Poti, têm como selo principal a espessa intrusão de diabásio. Para

os reservatórios portadores de gás da Fm. Cabeças, o selo efetivo foram os folhelhos da

Fm. Longá (Figura 3.11).

Sincronismo

Admite-se que as intrusões ígneas de diabásio ocorreram concomitantemente

com evento tectônico que propiciou a formação de trapas estruturais e a geração e

migração de hidrocarbonetos. Tectonismos posteriores remobilizariam hidrocarbonetos já

trapeados e formariam trapas para eventual geração tardia de hidrocarboneto.


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Figura 3.11 - Sistema Petrolífero15.3.3 Modelo Geológico de Reservatório

15.3.3.1 Zoneamento Estratigráfico

As acumulações de gás do Campo de Gavião Real estão intimamente

relacionadas por aspectos estruturais e estratigráficos. A estratigrafia associada a essas

acumulações é composta pelas formações Poti, Longa, Cabeças e Pimenteiras (Figura

3.12). Tais unidades estratigráficas foram intrudidas por uma soleira de diabásio, que no

presente contribui como rocha capeadora dos reservatórios e no passado foi coadjuvante

no processo de geração de hidrocarbonetos, através da irradiação de calor para o interior

da rocha fonte. Em termos estruturais, essa soleira contribuiu também de forma

significativa para a definição das estruturas responsáveis pelas trapas.

Entretanto, o fato de cruzar os estratos dificultou a elaboração do modelo

geológico 3D puramente com base nos princípios da estratigrafia. Assim, a base da

soleira foi considerada como o topo do reservatório Poti (Figura 3.13). Falhas geológicas

foram interpretadas nos dados sísmicos, porém, ainda não foram incluídas no modelo

geológico 3D.

No Campo de Gavião Real, as zonas produtoras são constituídas dos arenitos

das formações Cabeças e Poti, (Tabela 3.4), que estão separados pela espessa camada

de folhelhos da Formação Longa. Como conseqüência, tais reservatórios retêm

acumulações independentes e, devido à magnitude da espessura de arenitos, aliada à


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exigüidade da presença de intercalações argilosas, não se vislumbram barreiras

significativas que dificultem a movimentação vertical de fluidos internamente nesses

reservatórios. Entretanto, no reservatório Cabeças, existe um nível bastante argiloso, rico

em pirita, correlacionável nos poços perfurados, que pode restringir verticalmente o

movimento dos fluidos. Além disso, dificulta também as avaliações do volume poroso e

da saturação de hidrocarbonetos, podendo até mesmo ser uma barreira que justifique um

detalhamento do zoneamento desse reservatório no futuro.

A estrutura ao nível do reservatório Cabeças, na área do Campo de Gavião

Real, está completamente preenchida até o ponto de derramamento, definido a -1703 m

de profundidade (Figura 3.14). Não se descarta, no entanto, a possibilidade da presença

de falha definindo um ponto de derramamento, a qual não foi mapeada devido à

resolução do dado sísmico existente. Os reservatórios são constituídos de arenitos finos,

com cimentação silicosa e porosidades variando de 11 a 17%.


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Figura 3.12 - Seção Estratigráfica pelos poços 1-OGX-16-MA, 2-CP-001-MA e 1-OGX-22-MA

TABELA 3.4 - ZONAS PRODUTORAS

FORMAÇÃO

GRUPO LITOLOGIANOME DO

RESERVATÓRIONOME DA ZONA

PRODUTORA

IDADE DA ZONA

PRODUTORACabeças Canindé Arenitos Cabeças Cabeças Devoniano

Poti Canindé Arenitos Poti Poti Carbonífero

15.3.3.2 Dados Estruturais e de Fluidos

A interpretação Petrofísica foi realizada utilizando-se o software de

interpretação Interactive Petrophysics (IP) da Senergy Co. Foi utilizada para o cálculo de

saturação de água (Sw) a equação de Simandoux, levando-se em consideração os valores

de Resistividade, Densidade e Porosidade para os folhelhos adjacentes aos intervalos

portadores de gás. Para cálculo de porosidade utilizou-se as curvas de Porosidade,

Neutrão e Densidade, aplicando-se a correção de Gaymar para os intervalos portadores


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de hidrocarboneto, onde a separação entre estas curvas, em função da presença de gás,

era proeminente (Tabela 3.5).

TABELA 3.5 - DADOS ESTRUTURAIS E DE FLUIDOS - ZONAS COM GÁS

POÇOS FORMAÇÃO

TOPO (M) BASE (M)ISÓPAC

A

ISÓPAC

A GÁS

(H)

POROSIDA

DE () SW

%

SG

%H M HSG

PROF

.COTA

PROF

.COTA (M) (M) %

3-OGX-38-

MAPOTI

1502,

0

1391,

01663 1552 161,0 43,0 20,0

19,

9

80,

18,60 6,88

1-OGX-22-

MAPOTI

1512,

0

1394,

0

1653,

0

1535,

0141,0 47,58 16,0

21,

0

79,

07,61 6,01

1-OGX-22-

MACABEÇAS

1758,

0

1640,

0

1950,

0

1832,

0192,0 52,31 12,1

41,

5

58,

56,33 3,70

MAPAS ESTRUTURAIS DE TOPO E BASE DOS RESERVATÓRIOS


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Figura 3.13 - Mapa estrutural de topo e base do Reservatório Poti – no Campo de Gavião Real


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Figura 3.14 - Mapa estrutural de topo e base do Reservatório Cabeças – Campo de Gavião Real

15.3.3.2.1 Mapas Volumétricos

O reservatório arenoso da Formação Cabeças, atravessado pelos poços 1-

OGX-22-MA e 3-OGX-38-MA, apresentou, através de análises de perfis, porosidades entre

6 e 15% (média de 12%), saturações de HC entre 50% e 75% (SHC média de 59%) e uma

espessura porosa média de 52 m baseado apenas no poço 1-OGX-22-MA (Figuras 3.15 e

3.17).

Para esta estrutura, considerando-se o contato gás-água a 1821 m (-1703 m),

ter-se-ia uma área fechada de 87 km2 (Figuras 3.14, 3.15 e 3.17) e um volume de gás in

situ de 31,266 bilhões de m3, ou seja, 1,1 Tcf (trilhões de pés cúbicos).

Os reservatórios arenosos da Formação Poti (1512m a 1561m), atravessados

pelos poços 1-OGX-22-MA e 3-OGX-38-MA (Figuras 3.13 e 3.16), com ocorrência de

hidrocarbonetos, apresentaram, em estudos preliminares, porosidades entre 9 e 27%

(média de 18%), saturações de hidrocarboneto entre 70 e 90% (média de 80%) e uma

espessura porosa (net-pay) de cerca de 45 m (Figura 3.16).


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Para esta descoberta da Fm. Poti, considerando o contato gás-água a 1561 m

(-1443 m), ter-se-ia uma área de 54 km2 (Figuras 3.13 e 3.16) e um volume de gás in situ

de cerca de 45,452 bilhões de m3, ou seja, 1,6 Tcf (trilhões de pés cúbicos).

Figura 3.15 - Mapa volumétrico – Isópacas do Reservatório Cabeças no Campo de Gavião Real


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0 2 km


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Figura 3.16 - Mapa volumétrico – Espessura Porosa com gás do Reservatório Poti no Campo de Gavião Real


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Figura 3.17 - Mapa volumétrico – Espessura Porosa com gás do Reservatório Cabeças no Campo de Gavião Real


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15.3.3.3 Análise de Testemunhos

Até o momento não foram realizadas testemunhagens no campo.

15.3.3.4 Amostras Laterais

Para o poço 1-OGX-22-MA foram realizadas 95 amostragens laterais, sendo

que 92 tiveram recuperação total, 02 parcial e 01 fragmentada. A ordem, profundidade e

litologia das amostras laterais encontram-se na Tabela 3.6, a seguir.

TABELA 3.6 - AMOSTRAS LATERAIS ROTATIVAS

AMOSTRAS LATERAIS ROTATIVAS

PROF. (M)UNIDADE

ESTRATIGRÁFICALITOLOGIA

1-OGX-22-MA 1523,80 Fm. Poti ARENITO1-OGX-22-MA 1524,00 Fm. Poti ARENITO1-OGX-22-MA 1529,00 Fm. Poti ARENITO1-OGX-22-MA 1542,50 Fm. Poti ARENITO1-OGX-22-MA 1548,00 Fm. Poti ARENITO1-OGX-22-MA 1552,50 Fm. Poti ARENITO1-OGX-22-MA 1567,00 Fm. Poti ARENITO1-OGX-22-MA 1639,00 Fm. Poti ARENITO1-OGX-22-MA 1688,00 Fm. Longá SILTITO1-OGX-22-MA 1707,00 Fm. Longá FOLHELHO1-OGX-22-MA 1707,10 Fm. Longá FOLHELHO1-OGX-22-MA 1757,00 Fm. Longá FOLHELHO1-OGX-22-MA 1762,00 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-22-MA 1765,00 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-22-MA 1810,00 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-22-MA 1816,00 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-22-MA 1819,00 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-22-MA 1825,00 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-22-MA 1870,00 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-22-MA 1935,00 Fm. Cabeças ARENITO1-OGX-22-MA 1958,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 1959,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 1959,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 1975,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 1976,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 1976,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2030,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2031,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2031,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2051,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO


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:

Belo Horizonte/MG

1-OGX-22-MA 2051,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2052,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2052,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2069,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2070,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2070,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2115,00 Fm. Pimenteiras SILTITO1-OGX-22-MA 2125,00 Fm. Pimenteiras SILTITO1-OGX-22-MA 2215,00 Fm. Pimenteiras METASEDIMENTO1-OGX-22-MA 2235,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2314,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2315,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2315,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2329,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2330,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2330,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2332,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2333,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO

POÇO PROF. (M)UNIDADE

ESTRATIGRÁFICALITOLOGIA

1-OGX-22-MA 2333,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2354,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2355,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2355,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2359,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2360,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2360,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2369,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2370,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2370,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2374,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2375,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2375,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2379,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2380,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2380,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2389,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2390,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2390,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2424,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2425,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2425,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2444,95 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2445,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2445,05 Fm. Pimenteiras FOLHELHO


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Belo Horizonte/MG

1-OGX-22-MA 2460,00 Fm. Pimenteiras FOLHELHO1-OGX-22-MA 2475,00 Fm. Pimenteiras METASEDIMENTO1-OGX-22-MA 2538,50 Fm. Itaim METASEDIMENTO1-OGX-22-MA 2549,00 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-22-MA 2587,00 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-22-MA 2594,00 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-22-MA 2621,00 Fm. Itaim FOLHELHO1-OGX-22-MA 2640,00 Fm. Itaim FOLHELHO1-OGX-22-MA 2647,00 Fm. Itaim ARENITO1-OGX-22-MA 2670,00 Fm. Itaim FOLHELHO1-OGX-22-MA 2700,00 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-22-MA 2739,50 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-22-MA 2792,50 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-22-MA 2810,00 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-22-MA 2830,00 Fm. Jaicós ARENITO/SILTITO1-OGX-22-MA 2859,50 Fm. Jaicós ARENITO1-OGX-22-MA 2877,00 Fm. Jaicós ARENITO

1-OGX-22-MA 2899,40 Fm. TianguáÍGNEA NÃO

IDENTIFICADA


IDENTIFICADA


IDENTIFICADA/METASEDIMENTO

1-OGX-22-MA 2955,00 Fm. Tianguá DIABÁSIO1-OGX-22-MA 2960,00 Fm. Tianguá DIABÁSIO

15.3.3.5 Testes de Formação

No poço 1-OGX-22-MA foram realizados cinco testes de formação a poço

revestido (TFR-01, TFR-02/02A, TFR-03 e TFR-04). Apenas o TFR-01, realizado na Fm. Poti

(1510 - 1520 m, prof. medida), apresentou resultados significativos: intervalo portador de

gás, com AOF em torno de 3.300.000 Nm³/d, permeabilidade efetiva ao gás avaliada em

73 mD e raio de investigação (RD) de 480 m. A pressão inicial do reservatório foi

estimada em cerca de 160 kgf/cm² @ 1452 m (prof. medida) e a temperatura registrada

foi de aproximadamente 55ºC, na mesma profundidade.

Os principais resultados dos testes de formação realizados estão

apresentados na Tabela 3.7.

15.3.3.6 Pré-Testes e Testes a Cabo


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No poço 1-OGX-22-MA foram realizados, durante as fases de perfilagem, 81

pré-testes, dos quais 47 foram efetivos e 34 foram falhos. Os 34 pré-testes falhos foram

suspensos devido à baixíssima permeabilidade (fechado) ou falta de selo. Foram

realizados 02 testes a cabo, além de 04 testes a cabo do tipo TIV (teste de influência

vertical), sendo todos efetivos.

Os principais resultados dos testes a cabo realizados estão apresentados na

Tabela 3.8. A tabela 3.9 apresenta os dados de pré-teste do poço 1-OGX-22-MA.

TABELA 3.7 - TESTES DE FORMAÇÃO

POÇOTEST

EDATA ZONA

INTERVAL

O (M) TEMPOS DE

FLUXO/ESTÁTI

CA (MIM)

ºAPICHOKE

(/64´)

PROF.

REG. (M)

RGO

(M³/M³)

PCAB

(KGF/CFM²

)

1-OGX-22-MATFR-

01

16/11/1

0

18/11/1

0

FM POTI

1510 –

1520646 / 701

- 32

1452 - 137,09

QO (M³/D)

IP (M³/D/KGF/CM²)

K

(MD)

PRESSÃO

(KGF/CM²)

PRESSÃO DATUM

(KGF/CM²)

QG (M³/D)RD

(M)TEMPERATURA (ºC)

-AOF 3.300.000 M3/D

73 159,7 A 1452 M -

343.554 480 54,54


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PROFUNDIDADE (COTA) (M)

FORMAÇÃO LITOLOGIA K (MD)PRESSÃO (KGF/CM²)

1398,5 Fm Poti 232,1 159,371402 Fm Poti 88,7 159,411408 Fm Poti 251,5 159,491413 Fm Poti 91,2 159,541420 Fm Poti 327,8 159,621428 Fm Poti 56,9 159,711432 Fm Poti 32,1 159,761436 Fm Poti 566,3 159,811440 Fm Poti 353 159,86

1442,5 Fm Poti 49,9 159,881445,5 Fm Poti 128,1 160,161449 Fm Poti 160 160,62

1453,5 Fm Poti 63,9 161,091467,5 Fm Poti 746 162,671488,5 Fm Poti 8,8 165,181493,6 Fm Fm Poti 79,3 160,551493,6 Fm Fm Poti - 160,531496 Fm Fm Poti 335,3 160,631496 Fm Fm Poti - 160,651504 Fm Poti 6,2 166,911521 Fm Poti 18,1 168,921527 Fm Fm Poti 25,5 160,911527 Fm Fm Poti - 160,91

1529,4 Fm Fm Poti 43,8 160,991529,4 Fm Fm Poti - 1611675 CABEÇAS 0,8 186,23

1688,8 CABEÇAS 0,2 190,581688,8 CABEÇAS 4,3 190,651691,8 CABEÇAS 0,5 190,581692 CABEÇAS 0,5 191,121698 CABEÇAS 1 190,761702 CABEÇAS 6,8 190,73

1706,7 CABEÇAS 1,6 191,421707 CABEÇAS 3,4 191,42

1709,8 CABEÇAS 4,2 191,57


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1714,5 CABEÇAS 6,7 192,031736 CABEÇAS 0,8 194,681752 CABEÇAS 1,1 196,611780 CABEÇAS 1,1 199,92

1783,6 CABEÇAS 0,03 194,151783,6 CABEÇAS - 104,541786 CABEÇAS 0,4 191,971786 CABEÇAS 0,2 192,31786 CABEÇAS - 191,671786 CABEÇAS - 192,3

1788,4 CABEÇAS 0,2 192,631788,4 CABEÇAS - 191,931794 CABEÇAS 0,4 201,56

1819,7 CABEÇAS 0,4 204,772715,5 JAICÓS 0,07 297,92718 JAICÓS 0,04 299,062737 JAICÓS 0,07 299,58

2851,5 JAICÓS 0,07 313,322854,4 JAICÓS 0,06 314,22858,3 JAICÓS 0,08 313,63

15.3.3.7 Perfilagens

A tabela 3.10 apresenta a suíte de perfis corridos no poço 1-OGX-22-MA.

No poço 1-OGX-22-MA foram efetuados, durante a perfilagem convencional a

cabo, os perfis de AIT/DSI/GR/TLD/CNL/MSIP/MRX/USIT/CBL. Além destes, foram realizadas

perfilagens especiais em intervalos específicos de MDT e MSCT. Todos os perfis foram

realizados pela Schlumberger. Não foram realizadas perfilagens LWD durante a

perfuração.


POÇO PERFILTOPO (M)

BASE (M)

TEMP. NO FUNDO

(°F)DATA

CIA DE PERFILAGEM

OCORRÊNCIAS RELEVANTES

1-OGX-22-MA

(Fase 12 ¼)AIT/PEX/DSI 262 1513 142 11-12/11/2010 Schlumberger

Operações sem

anormalidades

1-OGX-22-MA

(Fase 8 ½

apoio)

AIT/PEX/DSI 1512 2063

151 21-23/11/2010 Schlumberger

Tempo perdido de 5:00

horas devido falha na

ferramenta MDT

XPT 1516,5 2011,6

MDT 1567 1825

1-OGX-22-MA

(Fase 8 ½ final)

AIT/PEX/MSIP 1512 2989 190 09-14/12/2010 Tempo perdido de 9,5h

devido falha com AIT.

Cortadas 95 amostras MDT 2010 2882

MDT (TIV) 1517,5 1810


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laterais com MSCT

MSCT 1523,8 2960

USIT/CBL 400 1510

MRX 1521,5 2900

15.3.3.7.1 Perfis-Tipo por Reservatório

No poço 1-OGX-22-MA, a Formação Poti apresentou sua metade inferior com

indícios significativos de hidrocarbonetos. A principal zona portadora de gás no poço

pioneiro (1512/1561 m) apresentou ainda alterações no background do detector de gás

(62 a 320 UGT). Estudos preliminares, através de perfis elétricos, mostram reservatórios

com porosidades entre 9 e 27% (média de 16%), saturações de água entre 30 e 10% (Sw

média de 21%) e, dentro de uma zona com gross-pay de 49 m, uma espessura porosa de

48 m (Tabela 3.5 e Figura 3.18).

Já a Formação Cabeças apresentou seu topo com indícios significativos de

hidrocarbonetos. A principal zona portadora de gás no pioneiro (1758/1821 m)

apresentou ainda alterações no background do detector de gás (25 a 746 UGT). Estudos

preliminares, através de perfis elétricos, mostram reservatórios com porosidades entre 6

e 15% (média de 12%), saturações de água entre 25 e 50% (Sw média de 41%) e uma

espessura porosa de 52 m (Tabela 3.5 e Figura 3.19).

Dentro desse intervalo, foi realizado um teste de formação a poço revestido

(TFR-04; 1803/1811 m), não conclusivo quanto ao fluido e pressões, motivo pelo qual se

intenciona a realização de novo teste nessa unidade.


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Figura 3.18 - Perfil-tipo da Zona de interesse e características petrofísicas da Fm. Poti


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Figura 3.19 - Perfil-tipo da Zona de interesse e características petrofísicas da Fm. Cabeças

15.3.3.8 Análise de Fluidos

No poço 1-OGX-22-MA foram coletadas amostras de gás em superfície

durante o TFR-01 na Fm. Poti.

Para ambos os poços, as análises PVT das amostras de gás coletadas

durante os testes de formação a poço revestido citados estão em elaboração. Os

resultados das análises de fluido do tipo flash são apresentados na tabela 3.11.

A partir dos resultados das análises do tipo flash obtidos, foi feita uma

previsão dos envelopes de fases para cada amostra utilizando o simulador de PVT e

propriedades de fluidos PVTsim, de propriedade da empresa CALSEP. Conforme pode ser

observado na figura 3.20, as duas amostras de gás são apresentadas como sendo gás

seco em condições de reservatório.


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Figura 3.20 - Envelope de fases para as amostras de gás coletadas em TFR no poço 1-OGX-22-MA (Fm. Poti)

TABELA 3.11 - ANÁLISE DO GÁS PRODUZIDO

POÇO ZONAC1 C2 C3 IC4

NC4

IC5 NC5 C5+ N2 CO2

(% Vol.)

1-OGX-22-MA Fm. Poti91,78 3,48 0,64

0,08

0,12

0,04 0,04 0,073,64

0,11

91,18 3,70 0,650,09

0,13

0,04 0,04 0,213,81

0,14

DENS. RIQUEZA Z PMM PCS PCI

0,60 - - - - -- - - - - -


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15.3.4 Engenharia de Reservatórios

O modelo geológico descrito no item anterior e a demanda de gás acordada e

requerida para atender a uma central térmica foram os balizadores da estratégia de

desenvolvimento apresentada.

Com base em análises de fluido do tipo flash, obtidas a partir de amostras de

superfície coletadas durante os testes de formação a poço revestido, verificou-se que

ocorrerá fluxo dominantemente monofásico (somente fase gás) em condições de

reservatório, suportando a utilização de um modelo de balanço de materiais para as

previsões de produção, elaborado no programa MBAL, de propriedade da empresa

Petroleum Experts.

A princípio, considerando-se a demanda requerida e o potencial de produção

dos poços em cada formação, definiu-se que o campo será drenado através de 12 poços

verticais (11 poços de desenvolvimento mais o poço exploratório 1-OGX-22-MA, que será

aproveitado para a explotação). Em função de novas demandas de gás ou dos resultados

do poço 3-OGX-38-MA, cuja perfuração encontra-se em andamento, a drenagem proposta

poderá ser revista.

No início da fase de desenvolvimento, visando a obtenção de informações de

reservatório, está prevista a perfuração de um poço direcional no Campo de Gavião Azul

(3-OGX-CALIFÓRNIA-1D-MA), vizinho ao Campo de Gavião Real. Em função do seu

resultado, este poço poderá ser aproveitado para o desenvolvimento, substituindo um

dos poços verticais previstos para o campo, ou poderá ser realizada a perfuração e teste

de um poço horizontal na Formação Cabeças. Em função da produtividade apresentada

neste teste, o poço horizontal poderá ser aproveitado para a produção e, como

consequência, o tipo de poço de desenvolvimento poderá ser revisto, adotando-se poços

produtores horizontais em lugar de verticais.

Os poços produtores serão localizados nas melhores porções dos

reservatórios, buscando-se as maiores espessuras porosas com gás e/ou as melhores

características permo-porosas, afastados ao máximo dos contatos gás/água. Procurou-se,

com isso, garantir boa produtividade, permitindo adequação do número necessário de

poços para a drenagem eficiente.


da água produzida no próprio Campo de Gavião Real, no aquífero da Formação Poti, em


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um intervalo isolado do reservatório produtor. Caso a injetividade seja inferior à prevista,

será necessária a perfuração de um segundo poço vertical para descarte de água.

15.3.4.1 Mecanismo Primário de Recuperação

Em se tratando apenas de fase gás em condições de reservatório, a

compressibilidade do fluido será o mecanismo dominante e, portanto, o mecanismo

primário de recuperação considerado será o de expansão do gás no reservatório. A

recuperação final por depleção será eficiente, considerando-se que não haverá

precipitação de líquidos no reservatório.

Nos estudos realizados, foi considerada a presença de aquiferos de pequeno

volume em todos os reservatórios, havendo incertezas quanto à efetividade destes na

manutenção da pressão, que será avaliada ao longo da produção.

15.3.4.2 Manutenção de Pressão do Reservatório

O projeto de desenvolvimento do campo considera como principal

mecanismo de produção a expansão do gás, com leve contribuição do aquífero, não

havendo a previsão de recuperação suplementar.

Dadas as características do gás (comportamento dominantemente monofásico

em condições de reservatório), foi descartada a injeção de água para manutenção de

pressão do reservatório, evitando tanto o trapeamento de gás (em benefício do fator de

recuperação), como também a ocorrência de problemas operacionais futuros.

15.3.4.3 Estudo de Reservatório

15.3.4.3.1 Caracterização do Reservatório

A caracterização geológica dos reservatórios do campo, apresentada no item

3.3 deste capítulo, contempla mapas de topo, espessura porosa, espessura total, dados

de porosidade, permeabilidade e saturações de água.

Os mapas de topo, espessura total e espessura porosa com gás foram obtidos

a partir dos dados sísmicos disponíveis, ajustados com dados de poço.

Os dados petrográficos e petrofísicos foram obtidos a partir das amostras

laterais de rocha retiradas dos poços e de perfis.

Foram utilizadas análises de perfil para a avaliação da porosidade, da

saturação de água e da razão reservatório com gás/reservatório total (NTG).


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Foram coletadas amostras de gás na superfície durante o teste de formação a

poço revestido realizado no poço 1-OGX-22-MA (gás do reservatório da Formação Poti). A

partir destas amostras, foram feitas análises do tipo flash e as propriedades PVT do gás

foram estimadas através de correlação disponível na literatura (Lee et al, 1966).

As curvas de permeabilidade relativa foram obtidas através de correlação

(Corey), devido à não disponibilidade de testemunhos e, consequentemente, testes

laboratoriais. As saturações iniciais foram estimadas através da interpretação de perfis,

adotando-se, para esta modelagem, como saturação de água irredutível a saturação

mínima de água obtida acima do contato gás/água (Swi = 25% para a FM. Cabeças e Swi

= 10% para a FM. Poti). Na verdade, como há expectativa de que o escoamento nos

reservatórios seja predominantemente monofásico (apenas da fase gasosa), a

aproximação utilizada é suficiente para a qualidade das previsões de produção. As curvas

de permeabilidade relativa usadas para cada reservatório podem ser visualizadas nas

figuras 3.21 e 3.22.

Figura 3.21 - Permeabilidade relativa gás-água utilizada no modelo do reservatório da Fm. Cabeças no Campo de Gavião Real


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Figura 3.22 - Permeabilidade relativa gás-água utilizada no modelo do reservatório da Fm. Poti no Campo de Gavião Real

A seguir, são apresentados os mapas de saturação média do gás, inicial e

final, para cada reservatório produtor: Fm. Cabeças e Fm. Poti do Campo de Gavião Real.


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MAPAS DE SATURAÇÕES INICIAIS


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Figura 3.23 - Mapa de saturação inicial de gás do reservatório da Fm. Cabeças no Campo de Gavião Real (no nível onde os poços serão completados)


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Figura 3.24 - Mapa de saturação inicial de gás do reservatório da Fm. Poti no Campo de Gavião Real (no nível onde os poços serão completados)

MAPAS DE SATURAÇÕES FINAIS


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Figura 3.25 - Mapa de saturação final de gás do reservatório da Fm. Cabeças no Campo de Gavião Real (no nível onde os poços serão completados)


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Figura 3.26 - Mapa de saturação final de gás do reservatório da Fm. Poti no Campo de Gavião Real (no nível onde os poços serão completados)

15.3.4.3.2 Simulação de comportamento de reservatório:

Para a simulação do comportamento de reservatórios utilizou-se um modelo

de balanço de materiais (programa MBAL), considerado suficiente para regime

monofásico dominante.




de condensado.

As propriedades PVT do gás utilizadas foram obtidas pela correlação de Lee,

conforme já comentado anteriormente.

Para atender a demanda de gás acordada, foram considerados 12 poços

produtores verticais para drenagem dos reservatórios (11 poços de desenvolvimento

mais o poço exploratório 1-OGX-22-MA, que será aproveitado). Em função de novas

demandas de gás ou dos resultados do poço 3-OGX-38-MA, cuja perfuração encontra-se

em andamento, a drenagem proposta poderá ser revista.

Cabe observar que, no início da fase de desenvolvimento, está planejada,

como contingência, a perfuração de um poço horizontal e um teste na Formação

Cabeças, no Campo de Gavião Azul, vizinho ao Campo de Gavião Real. Em função da

produtividade apresentada neste teste, este poço poderá ser aproveitado para a

produção e também, como consequência, o tipo de poço de desenvolvimento poderá ser

revisto, adotando-se poços produtores horizontais em lugar de verticais.

Os poços verticais no Campo de Gavião Real serão inicialmente completados

no reservatório inferior (Fm. Cabeças) e, posteriormente, à medida que cada poço atinja

o limite mínimo requerido de pressão de entrada na estação de produção (40 kgf/cm² -

3923 kPa), será recompletado no reservatório superior (Fm. Poti).

Os potenciais de produção iniciais dos poços foram baseados nas AOF’s

(absolute open flow) obtidas nos testes de formação a poço revestido realizados. Na

Formação Cabeças, a AOF foi calculada em 324 mil Nm³/d de gás, a partir do teste no

poço 1-OGX-16-MA, situado no Campo de Gavião Azul (vizinho ao Campo de Gavião Real),

e na Formação Poti, a AOF foi calculada em 3,3 milhões Nm³/d de gás, a partir do teste no

poço 1-OGX-22-MA. A vazão total do campo ficou atrelada à demanda de gás de 5,72

milhões Nm³/d, inferior à capacidade total dos poços dos dois campos.


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O desempenho dos poços previstos neste estudo foi estimado através da

equação empírica de Rawlins e Schellhardt (1936), ajustando-se os coeficientes C & n.

Os dados de pressão utilizados na inicialização do modelo estão descritos na

tabela 3.12, a seguir.

TABELA 3.12 - MAPA DE SATURAÇÃO FINAL DE GÁS DO RESERVATÓRIO DA FM. POTI

CAMPO DE GAVIÃO REAL (NO NÍVEL ONDE OS POÇOS SERÃO COMPLETADOS)

RESERVATÓRIODATUM DE

REFERÊNCIA (M)PRESSÃO(KPA ABS)

PRESSÃO(KGF/CM² ABS)

Gavião Real – Fm. Poti -1443,5 15573,0 158,8Gavião Real – Fm. Cabeças -1703,0 18701,0 190,7

Considerou-se que o primeiro gás ocorrerá em agosto de 2012.

Observe-se que o uso de modelo de balanço de materiais (MBAL) não permite

a consideração de barreiras naturais aos aquíferos identificados nos reservatórios. Além

disso, as curvas de permeabilidade relativa, obtidas a partir de correlação, favorecem o

deslocamento da água em relação ao gás. Essas duas condicionantes geram uma maior

previsão de produção de água, com início mais precoce do que a realidade do campo

indica. Os futuros dados de produção dos campos serão usados para ajustar os futuros

modelos de simulação.

15.3.4.5 Metodologia de Gerenciamento de Reservatórios

Uma vez implantado o projeto e iniciada a operação, as pressões e produções

dos poços serão monitoradas, permitindo uma contínua aferição do modelo de simulação,

que servirá como principal instrumento de análise do comportamento do reservatório.

Sensores de pressão e temperatura serão instalados nas árvores de natal para permitir o

acompanhamento contínuo desses dados, além da monitoração no espaço anular. Se

necessário, serão realizados testes com fechamento (estática) programados. Outros

dados de produção, tais como vazões de gás e líquidos, serão monitorados através de

testes periódicos nos poços, visando um bom gerenciamento dos reservatórios,

prevenção de problemas e planejamento de intervenções.

Caso existam desvios no comportamento observado em relação ao previsto

no projeto, os modelos geológico e de fluxo serão ajustados, considerando novos dados e


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informações de forma integrada, visando reproduzir o histórico, tornando mais acurados

os resultados das projeções futuras.

O desenvolvimento do campo foi planejado de modo a otimizar a recuperação

de gás, considerando-se que a produção de gás, a princípio, dependerá da demanda de

uma central térmica. O gerenciamento de reservatório permitirá mitigar possíveis

problemas, através de ações como recompletação, limpeza, estimulação e restauração

dos poços, podendo-se, inclusive ajustar a drenagem através da perfuração de novos

poços, caso seja identificado potencial de ganho.

15.4 Reservas

15.4.1 Volumes Originais, Reservas e Produção Acumulada

Os volumes in situ originais e os volumes recuperáveis (recursos gaseíferos e

petrolíferos) descritos na Tabela 4.1 resultam do estudo mais recente do Campo de

Gavião Real. Os estudos para classificação de reservas, de acordo com o Regulamento

Técnico de Reservas de Petróleo e Gás Natural da ANP, encontram-se em andamento,

devendo ser concluídos ao final de 2011, após a aprovação do Plano de Desenvolvimento,

e entregue até 15 de janeiro de 2012, conforme Portaria ANP no 9, de 21.1.2000.

O volume recuperável total de gás para as acumulações (recurso gaseífero),

considerando a demanda de gás prevista para uma central térmica, aponta para valores

da ordem de 31,109 bilhões de Nm³. O volume recuperável total, considerando o

potencial de produção das acumulações até o fim da concessão (em 2038), é de 49,248

bilhões de Nm³.

Embora as análises de fluido do tipo flash, obtidas a partir de amostras de

superfície coletadas durante os testes de formação, indiquem gás seco em condições de

reservatório, por razões de projeto da estação de produção, foi utilizada uma razão gás-

condensado (RGC) de 280x10-7 m³/m³ para as estimativas do volume de condensado

produzido, tendo em vista as incertezas ainda existentes na caracterização do fluido.

Portanto, estes volumes estimados de recuperação de condensado (recursos petrolíferos)

precisarão ser confirmados durante a implantação do projeto de desenvolvimento e

produção.

Não há produção acumulada nos campos.


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TABELA 4.1 – VOLUMES IN SITU ORIGINAIS E VOLUMES RECUPERÁVEIS (RECURSOS GASEÍFEROS E PETROLÍFEROS)

CAMPO -

RESERVATÓRI

O

FLUIDO

VOLUMES IN

SITU ORIGINAIS

DE GÁS

(MILHÕES M³)

VOLUMES

RECUPERÁVEIS

DE GÁS –

DEMANDA

(MILHÕES M³)

FR -

DEMANDA

(%)

VOLUMES

RECUPERÁVEIS

DE GÁS –

POTENCIAL

(MILHÕES M³)

FR -

POTENCIAL

(%)

VOLUMES

RECUPERÁV

EIS

DE

CONDENSAD

O -

DEMANDA

(MILHÕES

M³)

VOLUMES

RECUPERÁV

EIS

DE

CONDENSAD

O -

POTENCIAL

(MILHÕES

M³)

Gavião Real –

Fm. PotiGás 45.452,000 12.331,200 27,13 28.533,300 62,78 0,0346 0,799

Gavião Real –

Fm. CabeçasGás 31.266,000 18.778,200 60,06 20.714,900 66,25 0,527 0,580

TOTAL GAVIÃO REAL

76.718,000 31.109.400 40,05 49.248,200 64,19 0,873 1,379

15.5 Previsão de Produção e Movimentação de Fluidos

15.5.1 Previsão de Produção do Campo de Gavião Real

A previsão de produção apresentada para o Campo de Gavião Real reflete a

demanda de gás acordada para os campos de Gavião Azul e de Gavião Real e o resultado

do estudo de reservatórios, considerando o período contratual, compreendido entre o

início da produção, em agosto de 2012, e o término da demanda de gás, em dezembro

2032.

Cabe observar que o volume recuperável total, que considera o potencial de

produção das acumulações até o fim da concessão (em 2038), é de 49,248 bilhões de

Nm³ e que o perfil de produção do volume recuperável remanescente (correspondente à

diferença de 18,139 bilhões de Nm³) dependerá de outras demandas futuras, não

consideradas nas previsões de produção apresentadas neste Plano de Desenvolvimento.




de condensado.


gás, condensado e água do campo.


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As previsões de produção do campo foram geradas através de balanço de

materiais (MBAL), levando-se em consideração as premissas apresentadas no item 3.4.4.

Não há previsão de manutenção de pressão através da injeção de água ou recuperação

melhorada para os reservatórios.

A figura 5.2 apresenta as produções acumuladas totais de gás e condensado

do Campo de Gavião Real.

Também cabe observar que o uso de modelo de balanço de materiais (MBAL)

não permite a consideração de barreiras naturais ao aquífero identificado. Além disso, as

curvas de permeabilidade relativa, obtidas a partir de correlação, favorecem o

deslocamento da água em relação ao gás. Essas duas condicionantes geram uma

previsão de produção de água maior e mais precoce do que a realidade dos campos

indica. Os modelos futuros serão ajustados usando-se os dados de produção.

A Tabela 5.1 apresenta as médias anuais previstas para as produções totais

de gás, condensado e água do campo e também as produções acumuladas totais de gás

e condensado.


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Previsão de Produção

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Anos

Vaz

ão d

e co

nden

sado

/águ

a(m

³/di

a)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Vaz

ão d

e gá

s(m

il m

³/di

a)

água (m³/d) condensado (m³/d) gás (mil m³/d)

Figura 5.1 - Previsão de produção do Campo de Gavião Real (Fm. Cabeças e Fm. Poti)


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Produção Acumulada

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

Anos

Pro

dução A

cum

ula

da

Gás (

MM

m³)

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

Pro

dução A

cum

ula

da d

e

Condensado (

MM

m³)

Gp (MM m³) Np (MM m³)

Figura 5.2 - Produção Acumulada do Campo de Gavião Real (Fm. Cabeças e Fm. Poti)

A fração recuperada de gás e a pressão estática média, ao longo do tempo, no

Campo de Gavião Real, estão apresentados nas figuras 5.3 e 5.4, respectivamente..

Fração recuperada de Gás

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Anos

Fra

ção R

ecupera

da

(%)

Frac. Rec. Gás


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Figura 5.3 - Fator de Recuperação do Campo de Gavião Real (Fm. Cabeças e Fm. Poti)

Pressão Estática

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Anos

Pre

ssão

(kgf/

cm

²)

Pressão

Figura 5.4 - Pressão Estática média do Campo de Gavião Real (Fm. Cabeças e Fm. Poti)

TABELA 5.1 - PREVISÃO DE PRODUÇÃO DO CAMPO DE GAVIÃO REAL (RESERVATÓRIOS DA FM. CABEÇAS E FM. POTI)

ANO

PROD. GÁS

(MIL

M³/DIA)

PROD.

ACUMULADA

GÁS (MILHÕES

M³)

FRAC.

REC. GÁS

(%)

PROD.

CONDENSAD

O

(M³/DIA)

PROD. ACUM.

CONDENSADO

(MILHÕES M³)

PROD.

ÁGUA

(M³/DIA)

PRESSÃO

ESTÁTICA

(KGF/CM²)

2012 566 207 0,3 16 0,01 15 174

2013 3441 1463 1,9 97 0,04 190 170

2014 3547 2758 3,6 100 0,08 272 166

2015 3653 4091 5,3 103 0,11 332 163

2016 3481 5365 7,0 98 0,15 357 159

2017 3514 6647 8,7 99 0,19 374 155

2018 3579 7954 10,4 100 0,22 393 152

2019 3644 9284 12,1 102 0,26 410 149

2020 3748 10655 13,9 105 0,30 422 145

2021 3802 12043 15,7 107 0,34 436 142

2022 3859 13452 17,5 108 0,38 450 139

2023 3920 14882 19,4 110 0,42 463 135

2024 3978 16338 21,3 112 0,46 475 132

2025 4032 17810 23,2 113 0,50 487 129

2026 4042 19285 25,1 113 0,54 494 126


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2027 4807 20662 26,9 135 0,58 534 123

2028 5719 22755 29,7 161 0,64 644 120

2029 5719 24842 32,4 161 0,70 684 115

2030 5719 26929 35,1 161 0,76 723 111

2031 5719 29016 37,8 161 0,81 763 107

2032 5719 31109 40,6 161 0,87 805 103

15.5.2 Previsão de Produção por Reservatório

15.5.2.1 Previsão de Produção do Reservatório da Fm. Cabeças do

Campo de Gavião Real





gás, condensado e água do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Real.


reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Real.


reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Real.

A Tabela 5.2 apresenta as médias anuais previstas para as produções de gás,


reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Real, ao longo do tempo.


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0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Anos

Vazão d

e á

gua

(m3/d

ia)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Vazão d

e g

ás

(mil m

3/d

ia)


Figura 5.5 - Previsão de produção do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Real

Fração Recuperada de Gás

0

10

20

30

40

50

60

70

Anos

Fra

ção R

ecupera

da

(%)

Frac. Rec. Gás

Figura 5.6 - Fator de Recuperação do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Real


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Pressão Estática

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Anos

Pre

ssão

(kgf/

cm

²)

Pressão

Figura 5.7 - Pressão Estática do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião RealTABELA 5.2 - PREVISÃO DE PRODUÇÃO DO RESERVATÓRIO DA FM. CABEÇAS

CAMPO DE GAVIÃO REAL

ANO

PROD. CONDENSAD

O (M³/DIA)

PROD. GÁS (MIL M³/DIA)

PROD. ÁGUA

(M³/DIA)

PRESSÃO ESTÁTICA (KGF/CM²)

FRAC. REC. GÁS

(%)

2012 16 566 15 189 0,72013 97 3441 190 181 4,72014 100 3547 272 173 8,82015 103 3653 332 166 13,12016 98 3481 357 158 17,22017 92 3292 371 151 21,02018 88 3134 382 145 24,72019 84 2981 390 138 28,12020 78 2785 388 133 31,42021 74 2634 389 127 34,52022 70 2494 389 122 37,42023 66 2350 385 117 40,12024 62 2207 380 113 42,72025 58 2072 373 108 45,12026 54 1932 363 104 47,42027 51 1807 354 100 49,5


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2028 51 1807 369 97 51,62029 51 1807 385 93 53,72030 51 1807 401 89 55,82031 51 1807 420 85 57,92032 51 1807 439 81 60,1

15.5.2.2 Previsão de Produção do Reservatório da Fm. Poti do Campo

de Gavião Real





gás, condensado e água do reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real.


reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real.


reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real.

A tabela 5.3 apresenta as médias anuais previstas para as produções de gás,


reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real, ao longo do tempo.


0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Anos

Vazão d

e c

ondensado/á

gua

(m3/d

ia)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Vazão d

e g

ás

(mil m

3/d

ia)



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Figura 5.8 - Previsão de produção do reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real

Fração Recuperada de Gás

0

5

10

15

20

25

30

Anos

Fra

ção R

ecupera

da

(%)

Frac. Rec. Gás

Figura 5.9 - Fator de recuperação do reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real

Pressão Estática

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Anos

Pre

ssão

(kgf/

cm

²)

Pressão

Figura 5.10 - Pressão estática do reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real

TABELA 5.3 - PREVISÃO DE PRODUÇÃO DO RESERVATÓRIO DA FM. POTI CAMPO DE GAVIÃO REAL


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ANO

PROD.

CONDENSADO

(M³/DIA)

PROD. GÁS

(MIL M³/DIA)

PROD. ÁGUA

(M³/DIA)

PRESSÃO ESTÁTICA

(KGF/CM²)

FRAC. REC.

GÁS (%)

2012 0 0 0 160 0,0

2013 0 0 0 160 0,0

2014 0 0 0 160 0,0

2015 0 0 0 160 0,0

2016 0 0 0 160 0,0

2017 6 222 3 159 0,2

2018 12 445 10 159 0,5

2019 19 663 19 158 1,1

2020 27 962 34 157 1,8

2021 33 1168 47 155 2,8

2022 38 1366 62 154 3,9

2023 44 1570 78 152 5,1

2024 50 1771 95 150 6,6

2025 55 1960 114 147 8,1

2026 59 2110 131 145 9,8

2027 84 3000 180 142 11,4

2028 110 3911 275 138 14,6

2029 110 3911 299 133 17,7

2030 110 3911 322 128 20,8

2031 110 3911 344 124 24,0

2032 110 3911 366 119 27,1

15.5.3 MAPAS DE SATURAÇÃO

As figuras 5.11 e 5.12 apresentam as saturações médias iniciais e finais de

gás, respectivamente, do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Real.


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Figura 5.11 - Mapa de saturação inicial de gás do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Real (no nível onde os poços serão completados)


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Figura 5.12 - Mapa de saturação final de gás do reservatório da Fm. Cabeças do Campo de Gavião Real (no nível onde os poços serão completados)

As figuras 5.13 e 5.14 apresentam as saturações médias iniciais e finais de

gás, respectivamente, do reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real.


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Figura 5.13 - Mapa de saturação inicial de gás do reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real (no nível onde os poços serão completados)


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Figura 5.14 - Mapa de saturação final de gás do reservatório da Fm. Poti do Campo de Gavião Real (no nível onde os poços serão completados)

15.5.4 Previsão de Movimentação de Fluidos

O projeto prevê que as bombas de processo, as bombas de descarte da água

em poços e os compressores serão acionados por motores elétricos.

Do total das produções médias diárias dos dois campos, será retirada a vazão

de 15,0 k m3/d de gás combustível para os aquecedores de gás instalados na estação de

produção.

Por tratar-se de produção de campo de gás não associado não está sendo

considerada queima de gás, mesmo em situações de emergência, uma vez que nestes

casos os poços serão automaticamente fechados.

O Campo de Gavião Real compartilha as instalações da estação de produção

com o Campo de Gavião Azul.

.

15.5.6 Poços

15.5.6.1 Perfuração

No bloco PNT-68 já foram perfurados 3 poços exploratórios verticais (1-OGX-

16-MA, 1-OGX-22-MA e 1-OGX-34-MA) e 1 poço de extensão vertical encontra-se em

perfuração (3-OGX-38-MA).

Para o desenvolvimento, de forma a atender a demanda de gás acordada,

foram considerados 12 poços produtores verticais para drenagem dos reservatórios (11

poços de desenvolvimento mais o poço exploratório 1-OGX-22-MA, que será aproveitado

para a explotação).

Os poços verticais do Campo de Gavião Real serão inicialmente completados

no reservatório inferior (Fm. Cabeças) e, posteriormente, à medida que cada poço atinja

o limite mínimo requerido de pressão de entrada na estação de produção (40 kgf/cm² -

3923 kPa), será recompletado no reservatório superior (Fm. Poti).

O tipo de poço a ser adotado no desenvolvimento do campo poderá ser

revisto em função dos resultados do poço direcional 3-OGX-CALIFÓRNIA-1D-MA, em

perfuração no Campo de Gavião Azul. Caso se decida pela perfuração de um poço

horizontal na Formação Cabeças a partir dele, e caso a produtividade deste poço

horizontal seja um sucesso, poderão ser adotados poços produtores horizontais em lugar

de verticais.


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As figuras 6.1 e 6.2 apresentam as locações dos poços de desenvolvimento

(incluindo o poço exploratório aproveitado) no Campo de Gavião Real (1-OGX-22-MA e

locações de desenvolvimento P11 a P21). Em função de novas demandas de gás ou dos

resultados do poço 3-OGX-38-MA, cuja perfuração encontra-se em andamento, o plano de

drenagem apresentado poderá ser revisto.


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Figura 6.1 - Mapa estrutural de topo com as locações de desenvolvimento do Campo de Gavião Real (Fm. Cabeças)


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Figura 6.2 - Mapa estrutural de topo com as locações de desenvolvimento do Campo de Gavião Real (Fm. Poti)As figuras 6.3 e 6.4 apresentam os mapas de isópacas com as locações dos

poços de desenvolvimento (incluindo o poço exploratório aproveitado) no Campo de

Gavião Real (1-OGX-22-MA e locações de desenvolvimento P11 a P21). Em função de

novas demandas de gás ou dos resultados do poço 3-OGX-38-MA, cuja perfuração

encontra-se em andamento, o plano de drenagem apresentado poderá ser revisto.


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Figura 6.3 - Mapa de isópacas com as locações de desenvolvimento do Campo de Gavião Real (Fm. Cabeças)


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Figura 6.4 - Mapa de isópacas com as locações de desenvolvimento do Campo de Gavião Real (Fm. Poti)Na tabela 6.1 são apresentadas as coordenadas geográficas, no Datum Sad-

69, das locações das cabeças dos poços de desenvolvimento e exploratório previstos

para o Campo de Gavião Real. Nesta tabela também constam as coordenadas

geográficas dos topos e bases dos objetivos, como também as profundidades finais de

cada poço e o tipo de poço.


da água produzida, no aquífero da Formação Poti, em um intervalo isolado do

reservatório produtor.

Na Tabela 6.2 são apresentadas as coordenadas geográficas, no Datum Sad-

69, do poço de descarte da água produzida previsto para o Campo de Gavião Real

(DESC1).


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POÇO REVESTIMENTO CIMENTO FLUIDO

8.6 ppg PP

15 ppg FG

8.6 a 8.9 ppg PP

?? ppg FG

SUPERFICIEFluído Base Água

Thixotrópico.8.6 - 9.3 ppg

Fluído SintéticoParadrill

9.3 ppg a 10 ppg

COLUNA LITOLÓGICA PROFUNDIDADE (BRT) TEMP

88 °F

104 °F

152 °F

500 m MD/TVD (30 m dentro da Fm. Motuca).

1990 m MD/TVD (Base do Reservatório)

13 5/8" 5M COMPACTA

0 - 1990 m 9 5/8"43.5 lb/ft, P-110 VAM TOP

TOC @ 470 m

0 - 500 m 13 3/8" 61 lb/ft, N-80, DINO VAM

17 1/2"

12 1/4"


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Figura 6.5 - Perfil do poço tipo VerticalOs 11 poços a serem perfurados, assim como o Poço 1-OGX-22-MA, serão

todos produtores, verticais e surgentes, não estando previsto nenhum tipo de

equipamento de elevação artificial ao longo da vida do campo.

Os sistemas de cabeça de poço serão de dimensões 13 5/8”, com pressão de

trabalho de 5000 psi.

O projeto de revestimentos para os 11 poços situados em ambos os

reservatórios, conforme ilustrado na Figura 6.5, é composto por um revestimento

superficial de 13 3/8” assentando 30 m dentro da Fm. Motuca e um revestimento de

produção de 9 5/8” assentado 80 m abaixo da base do último reservatório.

A metalurgia dos equipamentos na cabeça de poço e revestimentos será

convencional já que não é esperada presença de H2S ou CO2 nos fluídos produzidos.

A Figura 6.5 mostra o perfil dos poços verticais com as profundidades

estimadas para o assentamento das sapatas dos revestimentos, topos de cimento e tipos

de fluídos de perfuração usados em cada fase.

15.5.6.1.1 Aspectos Relevantes sobre a Perfuração

Os reservatórios do campo são constituídos principalmente por rochas

sedimentares intercaladas com soleiras de rocha vulcânica apresentando em toda a

extensão perfurada perfil normal de pressão e temperatura.

Os arenitos superficiais são caracterizados por sua alta permeabilidade e são

responsáveis por induzir perdas parciais de circulação por infiltração, sem comprometer a

integridade do poço.

As soleiras de Diabásio são caracterizadas por sua alta dureza e baixa taxa de

penetração, sendo necessária a utilização de tecnologia de turbina no BHA, assim como

brocas impregnadas de diamante. Nestas rochas, foram observadas fraturas naturais

onde também se observam perdas parciais de circulação.

Como a exploração neste bloco tem como objetivo a produção de gás, a

perfuração dos arenitos produtores se dá com altas concentrações de gás em superfície.

Para minimizar riscos de descontrole de poço, medidas preventivas e mitigatórias devem

estar presentes nos programas de perfuração.


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15.6.2 Completação dos Poços

No Campo de Gavião Real serão completados 12 (doze) poços, todos para

produção de gás.

Cada poço será equipado com conjunto de gravel pack para prevenir produção

de areia. Os poços serão revestidos, e o revestimento será canhoneado. Um conjunto de

telas será instalado com um packer (sump packer) na parte inferior, e outro packer

(packer de gravel pack) com extensão selante (seal bore extension) na parte superior.

Será feito empacotamento de areia no espaço anular entre telas e revestimento, entre os

dois packers.

A seguir, uma cauda intermediária será instalada com uma junta de expansão

para os períodos de produção, e uma junta de desconexão para atender as ocasiões em

que se fizer necessária intervenção para manutenção. Além da junta de desconexão, uma

válvula de isolamento da formação pode ser necessária para isolar a formação quando

manobrar a COP. Alternativamente, pode ser instalado na coluna um nipple com perfil

para receber plug ou válvula a ser instalada com operações com arame. Os poços serão

equipados com DHSV, válvula de segurança de subsuperfície, controlada por pressão

hidráulica da superfície.

A coluna de produção será de 4 1/2” de diâmetro externo, com metalurgia

comum de aço carbono, com roscas premium, com selo metal x metal.

A árvore de natal será do tipo convencional, com diâmetro de passagem de

4”, pressão de trabalho de 5000 psi e metalurgia convencional, já que não há previsão de

produção de H2S ou CO2.

TABELA 6.3 – COMPLETAÇÃO

POÇOCOLUNA DE PRODUÇÃO OU INJEÇÃO

ÁRVORE DE NATAL

DIÂM. (POL.)

METALURGIA

EQUIPAMENTOS TIPO

Todos 4 ½” Aço Carbono

DHSV, Packer, Junta de Extensão, Nipple, Packer, Válvula de

Isolamento, Safety Sub, Tela de 5 ½”, Sump Packer.

Convencional Flangeada.


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Figura 6.6 - Esquema de completação dos poços produtores

15.7 Sistema de Coleta da Produção

A abrangência do sistema de coleta do Campo de Gavião Real vai desde as

conexões das linhas de surgência com as árvores de natal dos poços até conexão de

cada uma das linhas ao manifold de produção e este interligado à estação de produção.


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O projeto de Gavião Real terá suas instalações compartilhadas com o Campo de Gavião

Azul, conforme esquematizado na Figura 7.1.

15.7.1 Linhas

O sistema de coleta da produção será composto por um manifold, projetado

inicialmente para 15 poços.

As linhas de surgência que interligam os poços ao manifold de produção

deverão ser enterradas e eventualmente aéreas sobre suportes (pipe ways), quando

comprovadamente justificadas sob o ponto de vista econômico e ambientalmente

aceitas.

A partir do manifold de produção derivam duas linhas: uma para teste dos

poços e outra para coleta da produção dos poços, alinhada com a estação de produção.

Da estação de produção, será construída uma linha de gás para o ponto de

entrega para fornecimento de gás a uma central térmica, localizada próxima a estação.

15.7.1.1 Características Técnicas das linhas de Produção e Descarte

de Água.

Tanto as linhas de produção, quanto as linhas de testes e de injeção de água

serão rígidas, de aço carbono, revestidas com proteção contra corrosão e enterradas,

conforme mostrado na Tabela 7.1.

O fluido transportado será gás, condensado e água produzidos dos

reservatórios, após o processo de separação e condicionamentos indicados.

TABELA 7.1 - DADOS FÍSICOS DE PROJETO DO SISTEMA DE ESCOAMENTO

DUTO TIPOVAZÃO

COMP.

DIÂM.

K M3/DIA

KM POL.

Produção (Manifold Gavião Real – Est. Produção) Rígido 5.719 4,5 16Teste (Manifold Gavião Real – Est. Produção) Rígido 890 8,0 10

Linhas de surgência dos poços Rígido 890 3,5 8

Linha de descarte de água Rígido 1,10 2,0 10

Deverão ser utilizadas as técnicas tradicionais de lançamento de dutos

através de abertura de valas com o uso de escavadeiras, enterramento e sinalização de


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subsuperfície e de superfície conforme as normas aplicáveis. Os tubos serão soldados

com preparação e procedimentos realizados no campo.

Na construção dos dutos será feito o levantamento do perfil topográfico do

terreno onde será instalado e a determinação do tipo de material da base mais

adequado, de acordo com os diâmetros, espessuras e curvas e conexões especificados.



O material a ser utilizado terá como matéria prima os aços típicos para dutos

terrestres classificados como ARBL (Alta resistência e baixa liga) pertencentes ao código

API (American Petroleum Institute), sendo o API 5LX 70.

Figura 7.1 - Diagrama esquemático do sistema de escoamento


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15.8 Unidades de Produção

O Campo de Gavião Real está localizado na parte mais ao sul do Bloco

exploratório PN-T-68 e terá suas instalações de produção compartilhadas com as do

Campo de Gavião Azul, mais ao norte, como podem ser vistos, esquematicamente, na

Figura 8.1.

Figura 8.1 - Localização do sistema de produção

Em uma primeira etapa, duas diferentes áreas farão parte do escopo do

projeto, sendo elas: a área do Campo de Gavião Real e a área onde será instalada a

estação de produção, próxima ao ponto de entrega do gás.

Para assegurar a produção de gás nos volumes requeridos, os poços deverão

operar com a pressão de 40 kgf/cm2g na cabeça (à jusante da válvula de controle ou

choke). Esta pressão será suficiente para atender as condições de entrega do gás à


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pressão entre 33,40 e 28,12 kgf/cm2g sem unidades de compressão, para suprimento a

uma central térmica.

Com o avanço da produção de gás haverá a redução da pressão na cabeça

dos poços para 15 kgf/cm2g, ocasião em que será necessária, a instalação de um sistema

de compressão para garantir as mesmas condições de entrega.

A estação de produção será projetada para receber a produção dos poços,

separar, especificar, comprimir (quando necessário) e transferir o gás; separar;

estabilizar, armazenar e transportar o condensado; separar, tratar e descartar a água;

testar os poços e realizar todas as medições fiscais e operacionais de acordo com as

exigências do órgão regulador e as medições exigidas pelo contrato de venda

(transferência de custódia).

O gás transferido para as térmicas deverá ser filtrado, medido e entregue ao

consumo sem líquidos (condensado e água) ou sólidos, na pressão e temperatura

acordadas contratualmente.

15.8.1 Estações Coletoras Terrestres

a) Localização das estações

A estação de produção estará localizada nas proximidades do ponto de

entrega (coordenadas UTM S[m] 9467427 e E[m] 571536) para a central térmica,

distante aproximadamente 4,5 km do Campo de Gavião Real.

b) Área para instalação

Para a instalação da infra-estrutura necessária ao sistema de produção,

separação, tratamento, condicionamento, utilidades, armazenamento, casa de controle e

supervisão e escoamento do gás, condensado e água, inclusive as instalações prediais

correlatas será utilizada uma área com cerca de 10 hectares.

c) Capacidades de processamento

As capacidades de processamento primário do gás, condicionamento do

condensado e tratamento da água estão apresentadas na Tabela 8.1.

TABELA 8.1 - CAPACIDADE DE PROCESSAMENTO TOTAL DOS FLUIDOS

DESCRIÇÃO UNIDADE VALOR


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Produção de gás natural k m3/dia 6.000Produção de condensado m3/dia 230

Produção de água m3/dia 1.100

A capacidade de projeto da estação de produção inclui os valores de projeto

de 2.400 k m3/dia de gás, 70 m3/dia de condensado e 250 m3/dia de água produzidos do

Campo de Gavião Azul que serão processados por compartilhamento das instalações.

d) Capacidade de armazenamento do condensado

Para o armazenamento do condensado serão instalados dois tanques de

5.000 barris, suficientes para atender as produções máximas de projeto, a medição fiscal

individualizada por campo e para um volume de segurança que permita a continuidade

da produção, em situações excepcionais, sem transferência, por pelo menos 10 dias. Será

instalado um tanque de 200 barris para utilização em testes dos poços.

O sistema de carregamento do condensado deverá ser projetado para o

embarque da produção diária total em 6 horas, equivalente a uma vazão de

carregamento de aproximadamente 27 m3/hora.

Estes valores de projeto consideram 70 m3/dia de condensado produzido pelo

Campo de Gavião Azul que compartilha estas instalações.

e) Capacidade de compressão de gás natural

O projeto considera que, num determinado tempo da vida produtiva do

campo, a pressão na cabeça dos poços e de operação da estação de produção será

reduzida de 40kgf/cm2g para 15 kgf/cm2g.

O sistema de compressão fará parte do projeto, tendo, entretanto sua

instalação condicionada a sua necessidade. Este sistema deve conte um número de

unidades que leve em conta a existência de reserva operacional, para garantir a

continuidade da operação em situações de manutenções corretivas e preventivas.

A compressão total de 6.000 k m3/dia de gás irá requerer um sistema de

compressores boosters com cerca de 14.000 HP, sem considerar reserva operacional.

O projeto deverá prever espaço e facilidades para a instalação futura do

sistema de compressão de alta pressão.


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Para a unidade de recuperação de vapores associada ao sistema de

estabilização de condensado (gás de baixa pressão) está prevista a instalação de duas

unidades de compressão de 100 HP, para uma vazão de projeto de 15 k m3/dia cada uma.

Estes valores de projeto consideram a vazão de 2.400 k m3/dia de gás natural

produzido pelo Campo de Gavião Azul que compartilha estas instalações

15.9 Processamento de Fluidos e Utilidades


produção serão projetados para atender as produções de gás, condensado e água dos

campos de Gavião Real e de Gavião Azul que compartilhará estas instalações. Será

projetada uma estação de produção centralizada com capacidade total para processar as

produções indicadas na Tabela 8.1.

15.9.1 Processamento Primário

A estação de produção será composta por separadores e purificadores para a

produção dos poços e separadores de teste, dedicados para cada área, sistema de

tratamento e descarte de água, estabilização e transferência do condensado,

desidratação, compressão do gás de baixa e filtragem para a entrega do gás.

Será instalado um sistema de aquecimento elétrico a montante dos vasos

separadores em conseqüência da redução da temperatura esperada na descompressão

do gás nas cabeças dos poços.

O projeto deverá prever a instalação de um sistema de tocha para atender

aos casos de queima de emergência da planta, em situações especiais de

despressurização, mesmo com o fechamento dos poços.

O projeto da estação contempla o processamento da produção de gás,

condensado e água do Campo de Gavião Real e de Gavião Azul que compartilha as

instalações.

15.9.1.1 Fluxograma do Processamento Primário

A Figura 9.1 mostra as principais etapas do processo de produção

compreendendo as instalações dos poços, as operações existentes na estação de

produção e do ponto de entrega.

A Figura 9.2 apresenta o fluxograma simplificado de processo do gás,

condensado e água com a indicação dos principais equipamentos (separadores,


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purificadores e tratadores), incluindo o balanço material contendo as vazões, pressões e

temperaturas dos principais fluxos.

Dois sistemas de compressão estão indicados com a finalidade recuperação

de vapores da torre de estabilização do condensado e para a recompressão do gás dos

separadores.

Figura 9.1 - Etapas do processo de produção


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Figura 9.2 - Fluxograma de processo15.9.1.2 Unidades de Tratamento de Gás Natural

a) Tipo de Processo Utilizado No Tratamento;

O gás separado deverá ser desidratado para alcançar um teor de umidade

máximo de 3,0 lb/milhão de pés cúbicos. A desidratação do gás será através de absorção

por tri-etileno glicol (TEG). O sistema é fechado com regeneração do glicol rico em água

retornando ao processo, passando por trocadores e vasos de expansão (Figura 9.3).

b) Fluxograma de Processo da Unidade


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Figura 9.3 - Fluxograma típico da unidade de desidratação

c) Balanço de Materiais Simplificado

O sistema de desidratação fará parte do projeto tendo, entretanto sua

instalação condicionada a sua necessidade, visto que o sistema de aquecimento previsto

para a planta garante uma temperatura do gás com afastamento adequado em relação

ao seu ponto de orvalho em água

O projeto deverá prever espaço e facilidades futuras para a instalação do

sistema de desidratação do gás.

15.9.2 Sistema de Injeção de Fluidos

Não aplicável.

15.9.3 Utilidades

15.9.3.1 Água Industrial

O consumo de água industrial para a planta de processo, para o sistema de

refrigeração e para o sistema de segurança será atendido por companhia supridora das

cidades circunvizinhas, inclusive para atender ao consumo de água potável.


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Na impossibilidade deste suprimento a alternativa será a perfuração de poço

artesiano ou captação em mananciais próximos, com a prévia autorização dos órgãos

ambientais. Serão instalados os tratamentos indicados para cada tipo de uso e os

respectivos armazenamentos.

O sistema de resfriamento será em circuito fechado com água doce. Este

sistema alimentará os principais consumidores: compressores principais, compressor de

recuperação de vapor, compressor de ar de instrumentos e serviço, motores dos

geradores de emergência etc. O sistema trocará calor com resfriadores elétricos a ar, de

forma a garantir a temperatura requerida para cada equipamento ou sistema.

15.9.3.2 Energia Elétrica

O suprimento de energia elétrica será através de rede existente próximo ao

local das instalações na área de concessão. A alimentação de energia elétrica necessária

à iluminação, à continuidade operacional e à segurança será feita por geração própria,

através de geradores a Diesel, inclusive para o sistema de emergência e sinalização.

O sistema de geração principal será composto por, no mínimo, dois grupos de

geradores acionados por turbinas, tipo bicombustível, incluindo um conjunto para reserva

operacional.

A estação de produção será dotada de um grupo gerador de emergência

dimensionado para atender às cargas essenciais da unidade. Será também instalado um

grupo gerador auxiliar, o qual será capaz de entrar em operação independente da

geração principal ou de emergência.

15.9.3.3 Combustíveis

Dada a disponibilidade de energia elétrica no local não está prevista a

utilização de gás natural como combustível. Os aquecedores serão elétricos e as bombas

e os compressores serão acionados também por motores elétricos. Será utilizado o óleo

Diesel para o acionamento dos geradores de emergência.

15.9.4 Tratamento de Efluentes


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15.9.4.1 Características dos Processos de Tratamento de Água

Produzida

A água produzida será removida no separador trifásico de produção e no

separador trifásico de teste, com o teor de óleo em água (TOG) especificado de acordo

com os requisitos do tratamento de água. Posteriormente esta corrente é enviada para o

sistema de tratamento indicado para o descarte em poços.

O processo de tratamento é simplificado devido ao alto grau API, a baixa




a) Equipamentos específicos do tratamento

O sistema de descarte de água será constituído por filtros de média filtração,

sistema de desaeração por gás stripping, filtros finos de cartucho e sistema de

bombeamento para descarte da água em poços.

A água será filtrada, desaerada e receberá a adição de sequestrante de

oxigênio para atingir a concentração final requerida pelo projeto desta unidade

necessária para limitar a corrosão das linhas e da coluna do poço de descarte.

A água desaerada é enviada para o sistema de tratamento, armazenamento e

posterior descarte na subsuperfície.

b) Tancagem para estocagem dos efluentes

Para o armazenamento da água produzida será instalado um tanque de

70.000 barris, suficientes para atender a previsão de produção máxima de projeto, a

capacidade de tratamento e vazão de descarte e para um volume de segurança que

permita a continuidade da produção sem tratamento ou bombeamento para o descarte,

em situações excepcionais, por 10 dias.

Estes valores de projeto consideram 250 m3/dia de água produzida pelo

Campo de Gavião Azul que compartilha estas instalações.

c) Principais características do sistema de transferência de efluentes


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O sistema de descarte da água tratada será projetado para que o

bombeamento da produção diária total de projeto se dê em 12 horas, o que equivale a

uma vazão de injeção de cerca de 92 m3/hora.

O sistema de bombeamento será projetado considerando um número de

unidades que leve em conta a existência de reserva operacional para garantir a

continuidade da operação em situações de manutenções corretivas e preventivas.

d) Produtos químicos utilizados no tratamento.

Serão previstos sistemas de tancagem para os produtos químicos com

capacidade para atender ao consumo contínuo de 10 dias de operação. Os produtos

químicos necessários para a continuidade operacional da planta são os seguintes: inibidor

de hidrato, inibidor de corrosão, sequestrante de oxigênio e biocidas.

15.9.4.2 Características dos processos de tratamento de borras

oleosas

A produção de hidrocarboneto líquido associada ao gás é um condensado de

alto grau API e baixa viscosidade, tendo sofrido um pré-aquecimento na entrada dos

separadores. Todo resíduo produzido será direcionado para uma caixa de decantação

(Tipo API), não sendo esperada formação de borras.

15.9.4.3 Métodos de descarte e disposição final de efluentes e

resíduos

A destinação final da água produzida será realizada através de descarte em

reservatórios de subsuperfície utilizando-se poços destinados a este fim. O projeto da

unidade de tratamento e descarte será dimensionado para uma vazão de 1.100 m3/dia,

considerando a produção do Campo de Gavião Azul que compartilha estas instalações. O

sistema de tratamento e descarte de água está apresentado, também no fluxograma

geral da estação (Figura 9.2).,

15.9.4.4 Fluxograma do sistema de tratamento e descarte de

efluentes


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A Figura 9.4 apresenta o fluxo de água produzida proveniente dos

separadores de produção passando através de coalescedor, pré-filtros e alimentando a

torre desaeradora pela parte superior, em contra corrente com um fluxo gás. A água

tratada passa através de filtros finos, sendo em seguida armazenada e bombeada.

Figura 9.4 - Fluxograma típico da unidade de tratamento e descarte de água

15.9.5 Compartilhamento de Instalações

O projeto de produção do Campo de Gavião Real compartilha suas instalações

com a produção do Campo de Gavião Azul, entretanto, os sistemas de separação da

produção e separação de teste serão individualizados para cada um dos campos

permitindo que as medições fiscais e operacionais sejam individualizadas para cumprir os

requisitos da ANP.

Os sistemas de tancagem, tratamento de água, tocha, compressão,

bombeamento, estabilização de condensado e utilidades serão compartilhados.

A Tabela 9.1 indica a proporcionalidade do compartilhamento do Campo de

Gavião Azul nos três principais sistemas do processamento na estação do Campo de

Gavião Real.

TABELA 9.1 - PROPORCIONALIDADE DO COMPARTILHAMENTO DAS INSTALAÇÕES


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DESCRIÇÃOUNIDAD

ETOTAL

GAVIÃO AZUL

%

Separação, compressão, queimador, desidratação

k m3/dia 6.000 2.400 40

Estabilização, tancagem, bombeamento de condensado

m3/dia 230 70 30

Tratamento, tancagem e descarte de água m3/dia 1.100 250 23

15.10 Sistema de Escoamento da Produção

O gás após passar pelo condicionamento na estação de produção será

transferido para uma central térmica, o condensado transportado por carretas e a água

produzida será descartada em poços.

15.10.1 Dados dos Dutos de Escoamento

O gás produzido será transferido da estação de produção para a área da

central térmica através de uma pequena interligação dada a proximidade entre ambas.

15.10.1.1 Características Técnicas dos Dutos



duas unidades. A Tabela 10.1 mostra as principais características desta ligação.

TABELA 10.1 – DUTO DE ESCOAMENTO

DUTO TIPOVAZÃO

COMP.

DIÂMETRO

K M3/DIA KM POL.Estação de Produção – Ponto de

entregaRígido 6.000 0,5 14

15.10.1.2 Revestimentos Térmicos

Não haverá nenhum tipo de revestimento especial com a finalidade de

isolamento térmico nas linhas de escoamento.

15.10.1.3 Técnicas de lançamento dos dutos


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O lançamento do trecho entre a estação e o ponto de entrega será realizado

com a utilização de técnicas tradicionais, através de abertura de valas com o uso de

escavadeiras, enterramento e sinalização de subsuperfície e de superfície conforme as

normas aplicáveis.



O material a ser utilizado são os aços típicos para dutos terrestres

classificados como ARBL (Alta resistência e baixa liga) pertencentes ao código API

(American Petroleum Institute), sendo o API 5LX 70.

15.10.2 Bombas e Compressores

No desenvolvimento da produção do Campo de Gavião Real, haverá produção

de gás não associado, condensado e água.

O gás será produzido, condicionado e entregue para consumo final

inicialmente sem compressão. Com o declínio da pressão será instalado, no futuro, um

sistema de compressão.

O condensado produzido será estabilizado, estocado e transferido através de

caminhões para o processamento final em local a ser definido.

15.10.2.1 Características do Sistema de Bombeamento do

Condensado

O condensado será armazenado e bombeado, dos tanques para o caminhão

através de bombas centrífugas, acionadas por motor elétrico, com vazão de projeto de 40

m3/hora, para transferir a produção máxima diária de projeto em 6 horas.

A água produzida será tratada, armazenada e bombeada para descarte em

poços com bombas alternativas, acionadas por motor elétrico, com vazão de projeto de

100 m3/hora, para injetar a produção máxima diária de projeto em 12 horas.

15.10.2.2 Características do Sistema de Compressão

A primeira fase da produção do Campo de Gavião Real produzirá com no

máximo 40 kgf/cm2g na cabeça dos poços. Com a redução da produtividade dos campos

esta pressão será reduzida para 15 kgf/cm2g. Para manter o mesmo nível de pressão na

entrega haverá a necessidade da instalação de recompressão.


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O sistema de compressão prevê número de unidades que leva em conta a

necessidade de reserva operacional para garantir a continuidade da operação em

situações de manutenções corretivas e preventivas.

O sistema de gás combustível deverá ter unidades de tratamento específicas

que garantam um fornecimento isento de água líquida e condensado e com especificação

do ponto de orvalho requerido pelo consumidor.

15.10.3 Unidades de Armazenamento

O projeto prevê a instalação de tanques para armazenamento do condensado,

testes e armazenamento da água produzida.

15.10.3.1 Informações sobre Tancagem

Estão previstas as instalações de dois tanques para armazenamento da

produção de condensado originado da produção do Campo de Gavião Real (produção e

transferência) e dois para o Campo de Gavião Azul, que compartilhas as instalações de

produção, considerando um estoque de segurança de 10 dias. Adicionalmente será

instalado um tanque em separado para os testes dos poços.

Para a água produzida estão previstos a instalação de um tanque com

capacidade para armazenar as produções das duas áreas produtoras por pelo menos 10

dias de produção.

15.11 Sistema de Medição

Os sistemas de medição de gás natural, condensado e água serão projetados

e instalados de acordo com os requisitos do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo

e Gás Natural da ANP/INMETRO (Portaria Conjunta Nº 1, de 19/06/2000).

Nas estações de produção que compõem o projeto está prevista a instalação

de sistemas de medição em linha ou em tanques conforme descritos a seguir:

Medição fiscal da produção de gás natural e condensado nas

instalações das estações de produção;

Medição da produção de gás natural e condensado em testes de poços;

Medição para controle operacional que inclui medições de petróleo e

gás natural para consumo como combustível ou para qualquer outra

utilização dentro do campo; ventilado ou queimado em tocha; da água


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produzida, injetada, captada ou descartada; do condensado

transferido; do gás natural para processamento; do condensado e gás

natural transportado, estocado, movimentado com transferência de

custódia.

a) Diagrama Esquemático

A Figura 11.1 apresenta um diagrama esquemático das instalações de

produção com as principais correntes de condensado, gás natural e água, assim como a

localização dos pontos de medição fiscal da produção, as medições compartilhadas e

para apropriação e os pontos de medição para controle operacional e transferência de

custódia.

Os procedimentos de medição atenderão, no mínimo, ao Regulamento

Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural da ANP/INMETRO.

As medições realizadas nas condições de pressão e temperatura de operação

serão referenciadas nas condições padrões, de 20 ºC e 1 atm, atendendo aos

requerimentos do órgão regulador.

A periodicidade das medições dos testes dos poços e análise da qualidade dos

produtos atenderá aos requerimentos da ANP.

Os medidores de gás, condensado e água serão calibrados a cada seis meses.

b) Medições Compartilhadas

O Campo de Gavião Real terá suas instalações compartilhadas com o Campo

de Gavião Azul e conseqüentemente as produções serão misturadas antes do ponto de

medição, incorrendo em necessidade de medição fiscal compartilhada dos volumes de

produção dos dois mais campos.

A produção de cada campo será determinada por apropriação, com base na

produção medida em medidores de apropriação ou estimada com base nos testes dos

poços de cada campo e no tempo de produção de cada poço no mês.

As medições dos separadores de testes dos poços serão medições fiscais para

apropriação e serão utilizadas para determinar os volumes de produção a serem

apropriados a cada.

Os resultados das medições dos testes, tanto dos poços do Campo de Gavião

Real, quanto do Campo de Gavião Azul serão utilizados para apropriação da produção. Os


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testes terão periodicidade mensal, com um intervalo entre testes sucessivos, não

superior a 42 dias, ou sempre que houver mudanças nas condições de operação ou

quando forem detectadas variações na produção.

Os sistemas de medição compartilhada destes dois campos serão projetados e

obtida autorização da ANP, antes do início da produção.

Figura 11.1 - Diagrama esquemático dos pontos de medição

15.12 Garantia de Escoamento

O Campo de Gavião Real é um campo de gás não associado, com produção de

condensado. Com o decorrer do tempo espera-se a produção de água, entretanto sem

previsão de problemas de escoamento. As linhas de produção entre os poços e o

manifold e do manifold até a estação de produção estão dimensionadas considerando as

vazões máximas de condensado e água.

15.12.1 Possibilidades de ocorrências nos poços e sistemas de coleta

e escoamento da produção

a) Deposição de sólidos orgânicos e inorgânicos


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Não há previsão de deposição de sólidos orgânicos, entretanto todas as linhas

de produção estarão equipadas com lançadores e recebedores de pigs escova, entre

outros, para remoção de deposição de qualquer tipo de sólidos que venham a ocorrer,

além da acumulação de líquidos.

Análises laboratoriais de fluido indicam que, apesar da redução da

temperatura na cabeça dos poços, não haverá formação de hidratos durante todo o

processo de escoamento da produção. Mesmo assim está prevista a instalação de pontos

de injeção de inibidores de hidratos nas cabeças dos poços.

b) Corrosão acentuada provocada por componentes específicos dos

fluidos produzidos

De acordo com as análises efetuadas não há presença de compostos de H2S e

o teor de CO2 é consideravelmente baixo (<0,2%), entretanto está prevista a injeção de

inibidor de corrosão na cabeça dos poços e no manifold de produção.

c) Erosão de equipamentos provocada por produção de areia

Para os reservatórios formados por arenitos todos os poços estarão equipados

com sistema de retenção de areia (gravel packing), impedindo a produção de areia e

protegendo toda a coluna de produção, árvore de natal e instalações de superfície.

15.12.2 Medidas para Eliminação ou Mitigação de Ocorrências

Indesejáveis

As seguintes medidas estão previstas para a garantia do escoamento da

produção:

Passagem de pigs para remoção de líquidos e sólidos depositados;

Injeção de inibidores de corrosão na cabeça dos poços;

Pontos de injeção de inibidores de hidratos na cabeça dos poços;

Instalação de retentores de areia no fundo dos poços.

15.13 Mapeamento do Sistema De Produção

A Figura 13.1 mostra o arranjo dos poços, linhas, manifold e as instalações

dos sistemas de produção concebidos para o Campo de Gavião Real.


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15.13.1 Mapeamento dos Poços

Simplificadamente é apresentado o mapeamento da posição das cabeças dos

12 poços do Campo de Gavião Real, incluindo o poço descobridor 1-OGX-22-MA e o poço

destinado ao descarte da água produzida.

15.13.2 Mapeamento do Sistema de Coleta

A Figura 13.1 mostra esquematicamente o mapeamento do traçado para as

linhas do sistema de surgência dos poços, do manifold, das linhas de produção e de teste

a partir do manifold.

15.13.3 Mapeamento das Unidades de Produção

Está também mapeado o ponto central onde estarão localizadas a estação de

produção e o ponto de entrega do gás na central térmica.

15.4 Mapeamento do Sistema de Escoamento da Produção



duas unidades.


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Figura 13.1 - Mapeamento do sistema de produção 15.14 Segurança Operacional e Preservação Ambiental


Campo

O Consórcio através de seu operador OGX adota as premissas do PDCA

(planejar, desenvolver, controlar e avaliar) visando uma abordagem sistêmica de forma a

definir nos controles operacionais e práticas seguras para a realização das atividades e

gerenciamento de risco, utilizando ferramentas como permissão de trabalho, diálogo de

SMS etc. – conforme contemplado no Manual MG.SMS.001, “Manual de Gestão de SMS”

da OGX.

Além da aplicação do manual citado acima, antes do inicio das atividades

operacionais, o Consórcio através de seu operador OGX estabelece o “Documento

Ponte” junto com seus parceiros, tendo como principais objetivos:

Identificar as interfaces entre os Sistemas de Gestão de Segurança, Meio

Ambiente e Saúde Ocupacional;

Compatibilizar os critérios dos Sistemas de Gestão da empresas, solucionando

qualquer conflito entre os requisitos estabelecidos;

Prover um canal de comunicação permanente entre as empresas durante a

realização das atividades em situação normal e de emergência;

Estabelecer objetivos e metas, conjuntos de desempenho em segurança, Meio

Ambiente e Saúde Ocupacional para o período de realização das atividades;

Estabelecer a sistemática de avaliação periódica do desempenho em

Segurança, Meio Ambiente e Saúde Ocupacional, definindo ações corretivas quando

necessárias.

15.14.2 Procedimentos e Ações para a Resposta a Emergências

O procedimento do Consórcio através de seu operador OGX define as

atribuições e responsabilidades da Estrutura Organizacional de Resposta – EOR da OGX, a

fim de possibilitar a rápida e eficaz resposta a emergências diante de prováveis cenários

acidentais, os quais extrapolem os limites da instalação operacional - conforme

contemplado no procedimento PG.SMS.008, “Preparação e Resposta a Emergência” da

OGX.

Adicionalmente ao supracitado procedimento, antes do inicio de qualquer

operação, o Consórcio através de seu operador OGX contempla no já mencionado


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“Documento Ponte” - estabelecido junto aos seus parceiros operacionais, a definição dos

limites das ações necessárias a serem realizadas em resposta a possíveis emergências.

Desta forma, o Consórcio promove a continuidade de suas ações de resposta a

emergência, dentro e fora de suas instalações operacionais.

15.14.3 Inspeção e Manutenção do Sistema de Produção

O Consórcio através de seu operador OGX adota como premissa a realização

de Estudos de Avaliação de Riscos – EAR para o desenvolvimento de suas atividades –

conforme procedimento PG.SMS.002, “Elaboração de Estudo de Avaliação de Risco”.

Estes estudos balizam a estruturação de programas preventivos (e se necessário,

corretivos e preditivos), de inspeção e manutenção dos sistemas operacionais instalados

para que seja garantida a integridade funcional e estrutural de seus principais

componentes.

O procedimento do Consórcio através de seu operador OGX define a Gestão

de Equipamentos Críticos, a fim de evitar falhas que possam ocasionar incidentes com

conseqüências para o meio ambiente, comprometer a segurança e a saúde da força de

trabalho, causar danos ao patrimônio e a levar descontinuidade operacional –

PG.SMS.007, “Gestão de equipamentos Críticos”.

E ainda, o Consórcio através de seu operador OGX adota controles

operacionais e práticas seguras para a realização das atividades e gerenciamento de

risco, utilizando ferramentas como permissão de trabalho, diálogo de SMS e etc. –

Conforme contemplado no Manual MG.SMS.001, “Manual de Gestão de SMS” da OGX.


Campo

Conforme explicitado no item anterior, o planejamento da manutenção e

inspeção dos componentes do sistema de produção, incluindo os seus equipamentos

críticos, serão desenvolvidos e implementados por orientação de estudos de análise de

riscos – conforme procedimento PG.SMS.002, “Elaboração de Estudo de Avaliação de

Risco”.

Para os campos terrestres, o Consórcio através de seu operador OGX garante

que os sistemas e subsistemas analisados no Estudo de Avaliação dos Riscos correlatos


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contemplarão os principais equipamentos de plantas de processo, utilidades, estocagem

e tratamento de fluídos.

Observa-se que as medidas e programas de prevenção e mitigação dos

cenários acidentais encontrados, relacionados a cada um dos sistemas e subsistemas

estudados, quando consolidados, formarão o plano de gerenciamento de riscos da

operação.

15.14.4 Segurança Operacional em Atividades que incluam o

manuseio de Substâncias Tóxicas

Para garantir a segurança operacional em atividades que incluam o manuseio

de substâncias tóxicas perigosas, o Consórcio através de seu operador OGX investe no

treinamento e capacitação do seu corpo funcional, na disseminação contínua de valores

intrínsecos à gestão de SMS e na identificação e avaliação dos aspectos e impactos de

suas atividades operacionais.

Para tal, o Consórcio através de seu operador OGX possui procedimentos que

estabelecem:

A sistemática de treinamento e capacitação que abrange o seu corpo

funcional – Conforme PG.GRH.002, “Competência, Treinamento e Conscientização”.

As etapas necessárias para o Gerenciamento de Contratadas, definindo a

forma de exercer a influência nos aspectos de SMS – Conforme PG.SMS.009,

“Gerenciamento de Contratadas”.

As condições necessárias e exigíveis para a identificação de aspectos de

Segurança, Meio Ambiente e Saúde; e a avaliação dos impactos associados às atividades,

produtos e serviços da OGX, a fim de determinar aqueles que são significativos, os quais

mereçam receber maior influência por parte da organização – Conforme PG.SMS.003,

“Identificação e Avaliação de Aspecto e Impactos”.

15.14.4.1 Destinação Final de Incrustações Radiotivas

Caso seja encontrada a possibilidade de ocorrência, na fase de

desenvolvimento, de destinação final de incrustações radioativas através da realização

de Estudos de Avaliação de Riscos (conforme procedimento PG.SMS.002, “Elaboração de

Estudo de Avaliação de Risco” da OGX) – premissa adotada pelo Consórcio, haverá as

proporcionais medidas preventivas e mitigadoras dos riscos correlacionados.


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O Consórcio através de seu operador OGX estabelecerá a metodologia para a

coleta, armazenamento temporário, transporte terrestre e destinação final de todos os

resíduos oriundos das atividades operacionais onshore da OGX – não somente dos

resíduos gerados por possíveis incrustações radioativas, atendendo a todos os padrões e

exigências de possíveis órgãos e instituições reguladores, conforme PO.OG.SMS.006,

“Procedimento de Gerenciamento de Resíduos Onshore”.

15.14.5 Características dos Fluidos de Perfuração a serem utilizados

Para as atividades de perfuração no campo está prevista a utilização de

fluidos de perfuração de base aquosa e de base sintética da empresa Mi Swaco conforme

listagem abaixo:

Fluido PARADRIL - Base sintética.

Fluido Catiônico ECOHIB-C (concentrações 9,0 e 9,5 lb/gal)

Fluido PARALAND

Fluido DRILLPEX

Fluido CONVENCIONAL

A seguir nas tabelas 14.1, 14.2, 14.3, 14.4 e 14.5 são apresentadas as

composições e as funções de cada produto constituinte dos fluidos mencionados acima.

TABELA 14.1 - COMPOSIÇÃO DO FLUIDO PARADRIL

PARADRIL


CONCENTRAÇÃO

IB/BBL

KG/M³

Água Solvente - 87,64 249,65

Barita Adensante Sulfato de bário (BaSO4) 102,60 292,27

BIO-BASE 360Aditivo de fluido de

perfuraçãoHidrocarbonetos acíclicos 157,17 447,71

Carbonato de

cálcioAgente adensante Carbonato de cálcio (CaCO₃) 15,02 42,80

Cloreto de cálcio,

90%Inibidor de folhelho Sal Inorgânico (KCI) 33,70 96,01

ECOTROL F (EMI-

770)Controlador de filtrado Copolímero de estireno acrilato 1 2,85

ECOTROL RD Controlador de filtrado Copolímero de estireno acrilato 0,5 1,43

HRP (VERSA) Viscosificante Poliamida 0,5 1,43


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LIME (CAL) Modificador de pH Base inorgânica (Ca(OH)₂) 7,01 19,97

M-I BR CLAY PLUS Viscosificante Argila Organofílica 5 14,27

NOVAMUL Emulsificante primárioPreparado a base de amina e

ácido graxo7,01 19,91

NOVAWET II/Plus HumectantePreparado a base de Imiadazolina

e Dietilenotriamina2 5,71

VG SUPREME Viscosificante Argila Organofílica 1,5 4,28

TABELA 14.2 - COMPOSIÇÃO DO FLUIDO CATIÔNICO ECOHIB-C

ECOHIB-C (9,0 lb/gal)

PRODUTO FUNÇÂO DESCRIÇÂOCONCENTRAÇ

ÃOIB/BBL KG/M³


Ecohib-C (Catiônico) Inibidor de argila Alquil Quaternário de Amônio 4 11,31

HP Amido Controlador de filtrado Hidroxipropilamido 6 17

M-I Bac 40 Biocida Biocida contendo glutaraldeído 0,5 1,44

Defoam AS SurfactanteProduto composto de silicone e

agentes emulsionantes0,1 0,20

Duotec Viscosificante Goma Xantana 1,5 4,25

Drilkleen II Detergente Tensoativo aniônico 0,3 0,87

Óxido de Magnésio Controlador de pH Óxido de Magnésio (MgO) 1 2,81

CMC POLYSAFE ADS II Controlador de pH Carboximetilcelulose 2 5,60

Carbonato de cálcio 2.44


ECOHIB-C (9,5 lb/gal)*

Duotec Viscosificante Goma Xantana 2 5,68



*A única diferença na composição do ECOHIB-C (9,5lb/gal) são os valores das concentrações do Duotec e do Carbonato de cálcio 2.44, os demais compostos são os mesmos do ECOHIB-C (9,0lb/gal) nas mesmas concentrações.

TABELA 14.3 - COMPOSIÇÃO DO FLUIDO PARALAND

PARALAND


CONCENTRAÇÃO

IB/BBL

KG/M³


Adensante Carbonato de cálcio (CaCO₃) 25 70,88

Bio Base 360 Fluido base Mistura de parafinas 197 558,5

Ecomul-WEmulsificante para

fluidoDerivados de ácidos graxos 8 22,69


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HRP ViscosificanteÉter monobutílico de

Trietileno de glicol, Carbonato de propileno e poliamida

1,5 4,25

Ecosal 60Aditivo para fluido de

perfuraçãoMistura de sais inorgânicos e

nitrogenados52 147,44

M-I BR Clayplus Viscosificante Argila organofílica e sílica 6 17

M-I BR Liquidtrol Controlador de filtradoÁcido policarboxílico e óleo

mineral3 8,5

M-I BAR @ 4,15 (Barita)

Adensante Sulfato de bário (BaSO4) 60 170,13

LPM I Agente selanteMistura de material granular

e fibroso5 14,19

LPM II Agente selanteMistura de material granular

e fibroso5 14,19

TABELA 14.4 - COMPOSIÇÃO DO FLUIDO DRILPLEX

DRILPLEX


CONCENTRAÇÃO

IB/BBL

KG/M³


M-I Gel Pro Viscosificante Bentonita 1 2,81

Drilplex HDDModificador

reológico para fluidos HDD

Composto de sódio, composto de magnésio e

composto de alumínio1 2,81


FloplexControlador de

filtradoAmido modificado 2 5,68

TABELA 14.5 - COMPOSIÇÃO DO FLUIDO CONVENCIONAL

CONVENCIONAL


CONCENTRAÇÃO

IB/BBL

KG/M³

Bentonita ViscosificanteArgila natural para fluido de

perfuração25 70,88


15.14.5.1 Fluidos de Contingência


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Além dos produtos previstos na composição original dos fluidos de perfuração

apresentados, poderá haver a necessidade de alteração da formulação dos fluidos devido

a situações extraordinárias possíveis de ocorrer durante a perfuração. Nestes casos, são

adicionados à mistura original dos fluidos, produtos denominados de contingência. Estes

produtos estão relacionados na Tabela 14.6 a seguir.

TABELA 14.6 - LISTAGEM DOS PRODUTOS DE CONTINGÊNCIA

PRODUTO FUNÇÃO DESCRIÇÃO

Ácido Cítrico Modificador de pH Ácido OrgânicoBarrilha leve Modificador de pH Carbonato de Sódio (Na₂CO₃)

Bicarbonato de sódio Precipitante de cálcio Sal inorgânico (NaHCO₃)

Cal hidratadaModificador de pH / fonte de

cálcioBase inorgânica (Ca(OH)₂)

Carbonato de cálcio Adensante Carbonato de cálcio (CaCO₃)

C-SealControlador de perdas / Selante

fibrosoGrafite

DEFOAM AS Surfactante Emulsão a base de siliconeDUOVIS (n) Viscosificante Biopolímero

FORM-A-SET Material para perda de circulação Fibras de celulose

FORM-A-SQUEEZETampão para a perda de

circulaçãoFibras de celulose

FORM-A-SET RET Material para perda de circulação Solução de sal orgânico

GELEX Extendedor de bentonitaMistura de poliacrilato /

poliacrilamidaGOMA GUAR Viscosificante Polímero natural

G-SEAL PLUSControlador de perdas / selante

fibrosoGrafite

M-I BR BAC 40 Bactericida Glutaraldeído 40%

M-I BR TRACE Traçador químicoFluoresceína sódica

(C₂₀H1₁₀2NaO5)Mica Material para perda de circulação Mica

MIX IIMaterial para controle de perda

de circulaçãoCelulose

NUT PLUGmaterial para controle de perda

de circulaçãoFibra de celulose

Óxido de Zinco Sequestrante de H2S Óxido de Zinco (ZnO)

PIPE LAX ENV Fluido localizadorProduto derivado de ácidos

graxos

RESINEX Estabilizador de folhelhoMistura de Ignita / polímero

causticizadaSUPER SWEEP FIBER Viscosificante Polipropileno

TANNATHIN (n) Dispersante Lignita


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VINSEAL (n) Material para controle de perda de circulação

Celulose

Durante o processo de perfuração dos poços de desenvolvimento não haverá

descarte do fluido de perfuração, o excedente do mesmo será armazenado em tanques

que poderão ser destinados ao fabricante para reciclagem ou aproveitado em outra

perfuração.

Quanto aos cascalhos impregnados pelo fluido de perfuração, há a

necessidade de coletá-los e peneirá-los para recuperação do fluido e armazenar

seletivamente todo este material, para posterior envio a tratamento e disposição

adequados realizada por empresa especializada.

15.14.6 Áreas das Instalações que requerem Classificação Especial

A classificação especial destinada a áreas que receberão equipamentos

elétricos, proteção contra incêndio, ou que demandem o estabelecimento de

procedimentos especiais de trabalho, será delineada, acordada e programada dentro das

medidas preventivas e mitigadoras dos riscos contemplados nos Estudos de Avaliação de

Riscos, a serem elaborados para subsidiar o desenvolvimento da produção – conforme o

já mencionado procedimento PG.SMS.002, “Elaboração de Estudo de Avaliação de Risco”.

Adicionalmente, no manual de controles operacionais das práticas seguras

para a realização das atividades e gerenciamento de risco da OGX, são utilizadas

ferramentas como permissão de trabalho, diálogo de SMS, e etc. – conforme contemplado

no Manual MG.SMS.001, “Manual de Gestão de SMS”.

Cabe, mais uma vez, citar que além da aplicação do Manual de Gestão, antes

do início de suas operações, a OGX estabelece o “Documento Ponte” junto aos seus

parceiros operacionais, definindo as ações e os aspectos que garantam a manutenção da

segurança operacional de suas operações.

15.14.7 Preservação Ambiental

A etapa de planejamento da atividade de perfuração de poços inclui a

inspeção da locação proposta com vista ao levantamento das melhores alternativas de

acessos e de instalação da base de forma a minimizar/evitar a supressão vegetal de

áreas florestadas e da movimentação de terra nas atividades de terraplanagem. Desta


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maneira, ao longo da atividade exploratória poços foram realocados para evitar a

supressão vegetal.

Para a instalação da estação de tratamento de gás, das bases dos poços

produtores e do lançamento dos dutos a mesma metodologia será aplicada como meio de

minimização do desmatamento. Uma medida a ser adotada, especialmente a locação da

estação de tratamento, será realizar a instalação da mesma na área da Usina

Termoelétrica da MPX Energia, a qual já atende a legislação quanto a supressão vegetal e

ao estabelecimento da respectiva reserva legal a ser preservada.

Na fase de diagnóstico ambiental do bloco PN-T-68, foi realizado um

mapeamento de solos e as respectivas classes de erodibilidade das terras. De uma

maneira geral, a região apresenta suscetibilidade à erosão moderada a fraca, estando à

classe forte presente somente em menos de 2% do total da área mapeada, normalmente

relacionada às áreas de borda de tabuleiros e colinas. Há que se considerar a classe de

erodibilidade intermediária moderada/forte que representa quase que 30% do total,

estando incluídas as classes dos Luvissolos com argilas mais ativas a até expansivas e os

Argissolos com elevado gradiente textural que podem, dependendo do relevo, assumir

uma forte suscetibilidade à erosão.

Conforme exposto acima, a escolha das locações dos poços inclui uma

investigação prévia de forma a propiciar que as bases sejam construídas aproveitando-se

áreas planas nas locações ou aterrando pequenos trechos de forma a manter a superfície

mais plana e estável. Algumas providências, como a impermeabilização, são necessárias

para que se evitem processos erosivos derivados do escoamento pluvial superficial,

assim como a compactação e inclinação adequada como prevenção de

desmoronamentos nas bordas da base (talude) devido à perda de estabilidade do

terreno.

A adoção de medidas físicas utilizadas para evitar o desenvolvimento de

processos erosivos como as informadas acima, bem como a construção de canais para a

drenagem de água acumulada, são formas de prevenção e controle do impacto ambiental

decorrentes da instalação das bases dos poços a serem perfurados.

15.14.8 Sistemas de Contenção de Derramamentos

O Consórcio através de seu operador OGX, durante a atividade de

perfuração, utilizará um método integrado para a remoção de sólidos do fluido de


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perfuração que é projetado para usar o conceito de “Locação Seca”. Este conceito busca

atender as exigências dos regulamentos ambientais que restringem ou impossibilitam o

descarte de líquiidos e sólidos sem tratamento na locação.

A Figura 14.1 demonstra como será o sistema de controle de sólidos a ser

utilizado na atividade de perfuração no campo.

PeneirasPeneiras Sistema de VácuoSistema de Vácuo


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Figura 14.1 - Esquema do sistema de controle de sólidos. Fonte: Adaptado de Mi Swaco

Durante a perfuração são verificados os maiores riscos de acidentes

ambientais, sendo o mais importante a possibilidade de ocorrer produção descontrolada

(blowout) de fluidos das formações geológicas atravessadas pela coluna de perfuração.

Estes acidentes, embora relativamente freqüentes no início da história da prospecção de

petróleo, são atualmente considerados raros, em virtude dos procedimentos de controle

de poço atualmente empregados e da instalação de válvulas de segurança que permitem

fechar o poço em caso de descontroles que possam ocasionar vazamentos.

Durante as atividades de perfuração, também se acumulam resíduos líquidos

gerados pela limpeza de equipamentos, por perdas eventuais de fluidos de perfuração

durante as operações, chuvas que caem no perímetro da locação da sonda e alguns

resíduos oleosos provenientes da manutenção de motores e bombas. Esses resíduos

também deverão ser coletados, armazenados, identificados e tratados e/ou destinados da

mesma forma que os cascalhos.

RoscaRosca



Centrífuga HorizontalCentrífuga Horizontal

Todo o fluido recuperado retorna ao poço


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Algumas medidas de prevenção e controle de impactos potenciais causados

por vazamentos foram definidas para a fase de perfuração. São elas:

Proteger a base do poço contra derrames acidentais de óleos e graxas;

Instalar mureta de proteção em torno do poço para prevenir vazamentos;

Dispor materiais de combate a derrames em pontos de contenção distribuídos

pela área da base.

Por tratar-se de uma acumulação de gás natural, detectores de gás serão

instalados junto a unidade de tratamento de gás natural como forma de monitorar

continuamente qualquer vazamento que possa ocorrer e propiciar o acionamento do

plano de contingência. Quanto às linhas de escoamento, planos de inspeção periódica,

assim como os dispositivos de controle de pressão garantirão a identificação e

conseqüente combate a vazamentos.

15.14.9 Populações Locais, Conservação dos Recursos Naturais e

Prevenção de Danos aos Ecossistemas Sensíveis

Na área de influência da instalação do sistema de produção e escoamento de

gás natural no campo não foi identificada a existência de qualquer unidade de

conservação (UC) e de áreas de preservação permanente, logo ecossistemas sensíveis

não foram mapeados. Destaca-se que a região em questão é antropizada, com a prática

de agricultura, silvicultura e pecuária.

A movimentação de trabalhadores e máquinas irá alterar as condições de vida

da população que vive nas áreas imediatamente vizinhas aos poços de desenvolvimento

a ao traçado dos dutos. Como forma de minimizar riscos sociais serão implementados os

Programas de Comunicação Social e Treinamento Ambiental dos Trabalhadores.

Na há presença de reservas indígenas na área de influencia do

empreendimento e em toda a extensão do campo.

Completada cada fase de perfuração do poço, o mesmo será revestido e

cimentado, de modo que os aqüíferos sejam preservados e não haja contaminação das

formações perfuradas, seja pelo fluído usado em cada fase da perfuração ou por

comunicação entre aqüíferos.

15.15 Desativação do Campo


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As premissas a serem adotadas nas atividades de descomissionamento do

campo e das instalações baseiam-se em princípios que prevêem:

A redução e/ou mitigação dos efeitos potenciais de dano ao meio

ambiente;

A recuperação das áreas degradadas;

A reutilização e/ou reversão das instalações e/ou equipamentos em um

processo industrial ou outro qualquer;

A reciclagem e disposição final dos materiais.

Por ocasião do encerramento antecipado do Contrato de Concessão –

Terminação Antecipada, ou da conclusão da Fase de Produção, em situação de devolução

parcial ou total da área de concessão, será elaborado um Plano de Desativação das

Instalações, o qual guardará estrita coerência com a última versão vigente do Plano de

Desenvolvimento – PD e com o Programa Anual de Trabalho e Orçamento – PAT vigente

da Concessão.

Este Plano de Desativação das Instalações seguirá a regulamentação prevista

na Resolução ANP Nº 27, de 18.10.2006 – DOU 19.10.2006, e conterá orientações aos

responsáveis pelas ações, procedimentos, atividades e movimentações a serem

executadas, bem como um Programa de Desativação das Instalações, que será

submetido à análise e aprovação dos órgãos regulamentadores.

Este Programa de Desativação das Instalações conterá as seguintes

informações:

Localização geográfica da área de concessão na bacia sedimentar,

municípios e estados envolvidos;

Relação das instalações a serem desativadas;

Relação das instalações a serem reutilizadas e/ou revertidas e/ou

recicladas;

Disposição final dos materiais;

Descritivo das ações redução e/ou mitigação dos efeitos potenciais de

dano ao meio ambiente;

Descritivo da recuperação das áreas degradadas.

As instalações de produção retiradas definitivamente de operação terão sua

desativação e/ou destinação final executadas conforme o Plano de Desativação das


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Instalações e o Programa de Desativação das Instalações, compreendendo a desativação

e/ou destinação de:

Poços produtores;

Poços de descarte;

Instalações terrestres (tubulações, linhas e dutos de escoamento da

produção);

Instalações terrestres (equipamentos e tubulações das estações

coletoras, de descarte, de compressão, de bombeamento e de

tratamento, edificações, vias de acesso, instalações elétricas e

telefônicas, diques e outras intervenções de superfície).

Os registros de todas as ações, procedimentos, atividades e movimentações a

serem executadas do processo de desativação e/ou destinação, serão mantidos em

arquivos disponíveis à auditoria dos órgãos reguladores a qualquer momento, ao seu

critério.

Ao final das ações de desativação das instalações, em todo ou parte, será

emitido um Relatório de Verificação Final das atividades, através de contratação de

empresa especializada, contendo a auditoria realizada por esta terceira parte nas ações,

procedimentos, atividades e movimentações concluídas, bem como parecer final, o qual

também ficará em arquivos disponíveis à auditoria dos órgãos reguladores a qualquer

momento, ao seu critério.

Todos os procedimentos de recuperação de áreas descritos aplicam-se as

áreas ocupadas por servidão ou aquelas de propriedade do concessionário.

Não se aplicam tais procedimentos para os bens considerados como

reversíveis de acordo com a legislação e contrato de concessão.

Durante a fase de execução das ações, procedimentos, atividades e

movimentações de desativação e/ou descomissionamento, será contratada uma empresa

com especialização neste tipo de atividade que acompanhará, verificará e documentará

estas ações, procedimentos, atividades e movimentações e emitirá ao final um parecer

final sobre o processo.

15.15.1 O Abandono de Poços de Produção

A Figura 15.1 ilustra um esquemático de poço produtor incluindo o sistema de

Cabeça de Poço.


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Coluna de Produçãode 4 ½”

Tela de 5 ½”


Ante-PoçoCabeça de Poço13 5/8” 5000M

Figura 15.1 - Poço Produtor Tipo

O abandono dos poços será feito de acordo as seguintes etapas:

a. Substituir, por circulação, os hidrocarbonetos existente no poço através

das facilidades do sistema de produção;

b. Instalar e testar os equipamentos de segurança da sonda que vai operar

no poço;

c. Retirar a coluna de produção do poço;


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d. Isolar zona de produção com utilização de tampões mecânicos e de

cimento de acordo com as determinações da Portaria ANP nº 25, de

06.03.2002 - DOU 07.03.2002;

e. Realizar tampão de cimento de superfície;

f. Retirar Árvore de Natal e Cabeça de Poço e cimentar todo o interior do

ante-poço.

A Figura 15.2 exemplifica um poço abandonado definitivamente.



Tela de 5 ½”


Ante-Poço

Figura 15.2 - Poço Produtor Abandonado


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15.15.2 Remoção das Linhas e Equipamentos.

As linhas de surgência dos poços, a linha de produção e teste e a linha de

entrega serão lavadas com água para deslocamento do gás, condensado e água,

remanescentes, utilizando pigs raspadores com o recolhimento do condensado na caixa

API e tanque e o gás alinhado para o queimador.

Após a lavagem, as linhas serão desconectadas dos equipamentos de

superfície como válvulas, lançadores, recebedores e etc. os quais serão armazenados

adequadamente e reaproveitados.

Após a inertização as linhas serão desenterradas, cortadas e transportadas

para venda como sucata ou outros usos com as devidas restrições.

Desde que justificados economicamente e previamente autorizado pelos

órgãos ambientais os dutos enterrados serão preenchidos com água, selados e

devidamente deixados no local.

15.15.3 Desativação das Unidades de Produção

Todos os vasos, equipamentos e linhas de conexões da estação de produção e

os manifolds de produção serão drenados para a caixa API ou tanques. Em seguida serão

lavadas com água alinhadas para caixa API ou tanques e o gás direcionado para o

queimador.

Os vasos, equipamentos e linhas de conexões serão acondicionados e

armazenados em local adequado, até a sua destinação para re-aproveitamento em

outros projetos e/ou disposição final. Os equipamentos e linhas inservíveis serão

destinados a sucata ou outros usos com as devidas restrições e os resíduos transportados

para aterros devidamente autorizados pelos órgãos ambientais.

As estruturas em alvenaria, como escritórios, dormitórios, galpões etc., serão

vendidos, doados ou destruídos e os entulhos transportados para destinação final em

locais autorizados pelos órgãos ambientais.

15.15.4 Reabilitação da Área da Unidade

As valas abertas serão tamponadas e o terreno recuperado, segundo as

melhores práticas utilizadas em áreas degradadas, buscando recompor o ecossistema


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previamente existente ou de acordo com o uso atual das terras adjacentes (áreas de

plantios).

As vias de acesso, avaliadas pelos órgãos ambientais e governamentais como

sem finalidades, serão recuperadas segundo as melhores práticas utilizadas em áreas

degradadas, buscando recompor o ecossistema previamente existente ou de acordo com

o uso atual das terras adjacentes (áreas de plantios).

15.15.5 Reabilitação das Áreas de Locação de Poços

As áreas dos poços terão todos os equipamentos de superfície removidos, as

bases de concreto retiradas, os entulhos transportados para destinação final e o terreno

recuperado, segundo as melhores práticas utilizadas em áreas degradadas, buscando

recompor o ecossistema previamente existente ou de acordo com o uso atual das terras

adjacentes (áreas de plantios).

15.15.6 Provisão de Fundos para a Desativação do Campo

Os custos estimados para o abandono das instalações e área dos poços, linhas

de surgência, manifolds, dutos, estações coletoras, dutos de escoamento e ponto de

entrega dos campos em questão, serão determinados em função do tipo e da quantidade

de operações necessárias. As provisões destes custos são constituídas mensalmente com

base numa taxa proporcional ao quociente da produção realizada no mês pela reserva

remanescente em cada uma das concessões. Desse modo, quando houver a extinção das

reservas de hidrocarbonetos, o saldo provisionado será utilizado para o abandono total do

campo, fazendo ajuste do valor, quando necessário. Da mesma forma, quando ocorrer

abandono de algum poço durante a Fase de Produção, será utilizado este mesmo

procedimento.

Mensalmente, o saldo provisionado será atualizado em função da variação

cambial e das novas curvas de produção/reservas. A revisão das estimativas para o

abandono será efetuada anualmente.

15.16 Cronograma das Atividades

O cronograma de atividades para o desenvolvimento dos reservatórios de gás

natural dos campos de Gavião Azul e de Gavião Real é apresentado na Figura 16.1. O

cronograma é único, uma vez que o desenvolvimento de ambos os campos se dará de


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forma conjunta, compartilhando os recursos tais como sondas, empresas prestadoras de

serviços, equipamentos etc.

Alguns poços exploratórios de avaliação e aquisição de dados já perfurados ou

previstos poderão ser reaproveitados para o desenvolvimento da produção. Neste caso,

proceder-se-ia a reentrada e completação destes poços, equipando-os para produção.

Figura 16.1 - Cronograma de Atividades

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