A Petrobras concluiu a perfuração do nono poço na área de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, confirmando o potencial de petróleo leve e gás natural recuperável daquela jazida, estimado pela Petrobras entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo equivalente. Esse poço, além de comprovar que a acumulação de petróleo se estende até o extremo sul da área do Plano de Avaliação de Tupi, confirmou que a espessura do reservatório com petróleo e gás chega a cerca de 128 metros, o que reduz as incertezas das estimativas de volume de hidrocarbonetos da área.
O resultado da perfuração desse novo poço, denominado 3-BRSA-854-RJS (3-RJS-678), foi extremamente relevante. Definiu, entre outras coisas, o nível de contato óleo/água no reservatório, o que indicou a maior espessura de rocha com petróleo para essa área, entre as possibilidades estudadas.
Além do grande volume recuperável estimado, o petróleo de Tupi tem uma densidade de 28º API, o que indica excelente valor comercial. A declaração de comercialidade da jazida está prevista para 31 de dezembro deste ano. Até lá, serão perfurados, ainda, outros dois poços de delimitação.
O poço 3-RJS-678, informalmente conhecido como Tupi SW, foi perfurado em profundidade de água de 2.152 metros. Está localizado a cerca de 290 quilômetros da costa do Estado do Rio de Janeiro e 11 quilômetros a Sudoeste do poço 3-RJS-646 (3-BRSA-496), onde a Petrobras está realizando o primeiro teste de longa duração para obter dados técnicos das jazidas do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos.
A produtividade dos reservatórios do pré-sal do poço, agora concluído, será avaliada por testes de formação programados para os próximos meses. Confirmadas as produtividades esperadas, o consórcio BMS-11 estudará a instalação, no sul da área de Tupi, de um dos primeiros navios-plataforma padronizados que estão sendo projetados para operar no pré-sal da Bacia de Santos.
O consórcio que desenvolve a produção no bloco BMS-11, onde está acumulação de petróleo de Tupi é formado pela Petrobras, que é a operadora, com 65% dos direitos exploratórios, o BG Group (com 25%) e a Galp Energia (com 10%) e dará continuidade às atividades e investimentos programados pelo Plano de Avaliação da área aprovado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Fonte: http://www।portalnaval.com.br/
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