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Capacidad máxima en la estación de pre-sal de la Cuenca de Santos. Este fue el anuncio de Petrobras, el pasado viernes (13). La gigante estatal brasileña de petróleo y gas presentó los números de producción de la Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Transferencia (FPSO) Guanabara, que está instalada en el campo de Mero, Cuenca de Santos.
Con apenas ocho meses de operación, los 180 mil barriles de petróleo (bpd) que se están produciendo en la unidad indican consistencia en la producción. Además de la alta productividad, refleja que las estrategias de desarrollo han sido rígidamente aplicadas, viabilizando la seguridad operacional.
El campo de Mero, ubicado en la Cuenca de Santos, es el tercer mayor campo de petróleo de Brasil, quedando detrás, únicamente, de los campos de Tupi y Búzios, también instalados en el pre-sal de la Cuenca de Santos. El FPSO Guanabara tiene cuatro pozos productores y tres inyectores de gas, y es la primera de una serie de cuatro plataformas definitivas, todas con capacidad de igual producción instalada, 180 mil bpd cada una. Para el director de Exploración y Producción de Petrobras, Fernando Borges, todo este resultado denota un escenario de evolución de la plataforma.
En el campo de Mero, las operaciones unitizadas están conectadas por una asociación desarrollada entre la Shell Brasil Petróleo, participación del 19,3%; TotalEnergies EP Brasil, igual porcentaje de participación; CNOOC Brasil Petróleo y Gas, 9,65%; Pré-Sal Petróleo (PPSA), 3,5%; y Petrobras, 38,6%.
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El rendimiento alcanzado, además de ser resultado de la alta productividad por pozo, también resulta de la aceleración de la curva de aprendizaje, y de la utilización de tecnologías de punta, por ejemplo, la de configuración de bucle para los pozos de inyección de gas y agua, promoviendo que el CO2 (dióxido de carbono) sea separado por membranas.
Reducción de las Emisiones
El FPSO Guanabara posee uno de los programas de adquisición, utilización y contención geológica de carbono más robustos vistos en la actualidad. El programa llamado CCUS opera con un 45% de gas, y por esta vía emite mucho menos CO2 que otras unidades.
Pero las ambiciones del campo de pre-sal son aún mayores, por eso, el consorcio ha estado trabajando en una tecnología de separación submarina inédita, la HISEP, para ser utilizada en el campo. El objetivo es que el gas rico en CO2 sea separado y reinjectado en el reservorio también en las profundidades marítimas.
Otra medida que también garantiza la reducción de las emisiones es la utilización del FPSO Pionero de Libra. Es él quien opera el sistema de producción denominado SPA2. Este sistema es el responsable de aumentar la producción en aproximadamente un 27,78% de bpd (50 mil). Con esto, en realidad, el campo de Mero tiene capacidad de producción instalada, de hecho, de 230 mil bpd.
El consorcio ha anunciado que tiene planes de instalar una segunda plataforma en el campo de Mero ya para el segundo semestre de este año. Bautizada como Sepetiba, la nueva plataforma prevé la misma capacidad de producción instalada. Hasta 2025, la expectativa es poner en operación en Mero dos unidades más. Con cinco unidades, solo este campo tendrá una capacidad instalada en Brasil de 770 mil bpd.
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