Prospecto fica no bloco BM-S-8, arrematado na 2ª Rodada da ANP; PAD prevê nova perfuração até 2018
[29.07.2016] 17h34m / Por Gabriela Medeiros
Thank you for reading this post, don't forget to subscribe!Descoberto em 2012, o prospecto de Carcará é considerado um ativo valioso, com óleo de 30° API e reservas recuperáveis estimadas entre 700 milhões e 1,3 bilhão de boe. O ativo – que será operado pela Statoil, após a compra dos 66% de participação da Petrobras, anunciada nesta sexta-feira (29/7) – já passou por troca de concessionárias e enfrentou dificuldades em sua campanha de avaliação.
Carcará é parte do BM-S-8, arrematado na 2ª Rodada de Licitações da ANP, em 2000, por um consórcio inicialmente formado por Petrobras, Petrogral e Shell, que, posteriormente, cedeu sua participação para a QGEP e a Barra Energia.
Em 2007, após a descoberta de Libra, a Petrobras solicitou à ANP uma alteração no programa exploratório mínimo (PEM) da área para que, ao invés de perfurar dois poços exploratórios, pudesse perfurar apenas um, mais profundo e complexo, no pré-sal.
No BM-S-8, a Petrobras realizou as descobertas de Biguá e Bem-te-vi, áreas que chegaram a receber planos de avaliação da descoberta, mas foram devolvidas à União. O prospecto de Carcará foi encontrado durante a avaliação de Bem-te-vi e identificou uma coluna de 471 m de óleo leve (31º API), sem a presença de contaminantes CO2 e H2S, com 402 m em reservatórios com boas características de porosidade e permeabilidade.
Após o início do plano de avaliação da descoberta (PAD) de Carcará, o consórcio enfrentou alguns percalços na campanha. A partir de 2012, a Petrobras tentou concluir três poços de extensão, dois deles abandonados por problemas mecânicos. Após duas tentativas em vão, em 2014, a companhia decidiu retomar perfurar o primeiro poço de extensão em duas etapas, sendo a primeira até a base do sal e a segunda, perfurando o pré-sal, com MPD.
O primeiro poço de extensão, o 3-BRSA-1216DA-SPS (Carcará Noroeste) teve a primeira fase realizada pela sonda Laguna Star, da Queiroz Galvão, e foi finalizada em novembro de 2014. Já a segunda parte foi realizada pela ODN II, da Odecbrecht, e concluída apenas em outubro de 2015. Foi encontrado um gross pay de 320 m, no mesmo gradiente de pressão dos reservatórios do pré-sal dos outros poços perfurados na área. De acordo com a Barra Energia, não foi observada nenhuma indicação de contato óleo-água. O poço foi perfurado em lâmina d’água de 2.024 m, até uma profundidade total de 6.405 m.
O segundo poço de extensão de Carcará, o 3-BRSA-1290-SPS (Carcará Norte) também seguiu a lógica da perfuração em duas fases e foi concluído em julho de 2015. O poço tem profundidade projetada de 6.430 m e realizou uma descoberta de 358 m de óleo leve, encontrado abaixo da camada de sal, além da profundidade de 5.820 m.
Inicialmente, o plano previa um teste de longa duração (TLD), que foi substituído pela perfuração de Carcará Norte e pela realização de testes de formação a poços revestidos em ambos os poços de extensão. Os testes em Carcará Norte foram concluídos no final do ano passado e confirmaram a alta produtividade do reservatório. Na época, a Petrobras informou que o potencial de produção do poço era equivalente aos resultados alcançados pelos melhores poços produtores do pré-sal da Bacia de Santos.
O plano de avaliação da descoberta (PAD) de Carcará, no BM-S-8, receberá uma nova perfuração antes de 2018, ano em que está previsto seu encerramento. O compromisso é o único que falta para concluir as atividades previstas no plano.
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