Petrobras lance la production du champ géant de Mero

Le géant brésilien du pétrole et du gaz Petrobras a commencé à produire du pétrole et du gaz naturel via le FPSO Guanabara, le premier système de production définitif installé dans le champ de Mero, dans le bassin pré-salifère du bassin de Santos au large du Brésil.

La production a commencé le 30 avril 2022 à travers le FPSO Guanabara, capable de traiter jusqu’à 180 000 barils de pétrole et 12 millions de m3 de gaz. Cela représente 6 % de la production opérée par Petrobras, contribuant à la croissance de production attendue de l’entreprise. Méro est le troisième plus grand gisement de pétrole pré-salifèrederrière seulement les champs de Búzios et Tupi.

Le champ Mero est en pré-production depuis 2017 avec les 50 000 barils de pétrole par jour Pionnier de la Balance FPSO.

Le navire Guanabara est arrivé sur le champ de Mero fin janvier 2022. Pendant cette période, il a été connecté à des puits et des équipements sous-marins et a subi les derniers tests avant de démarrer la production. Dans la première vague, six puits producteurs et sept injecteurs seront connectés au FPSO. La plate-forme devrait atteindre son pic de production d’ici la fin de 2022.

Cette première phase sera suivie de trois phases de développement supplémentaires, avec les FPSO Mero-2, Mero-3 et Mero-4, chacun avec une capacité de production de 180 000 barils par jour et des démarrages de production prévus entre 2023 et 2025.

Construite et exploitée par Modec, l’unité est située à plus de 150 km au large des côtes de l’État de Rio de Janeiro dans des profondeurs d’eau atteignant 1 930 mètres.

Le FPSO Guanabara dispose de systèmes de réinjection de gaz, où la production de gaz contenant 45 % de dioxyde de carbone (CO2), après autoconsommation dans le FPSO, sera entièrement réinjectée dans le réservoir pour maintenir la pression et améliorer la récupération du pétrole, en en plus de réduire le rejet de CO2 dans l’atmosphère. La réinjection de gaz se fera en alternance avec l’injection d’eau (Water Alternating Gas – WAG).

En outre, Petrobras a déclaré que le champ Mero développe une technologie sans précédent pour séparer, sur le fond marin, le gaz riche en CO2 du pétrole pour la réinjection du fond marin, réduisant la quantité de gaz atteignant le FPSO, augmentant ainsi la disponibilité du FPSO pour le pétrole et le l’efficacité du projet.

Petrobras a noté que ces initiatives sont alignées sur son engagement à réduire l’intensité carbone dans le domaine de l’exploration et de la production de 32 % d’ici 2025.

Le champ unitisé de Mero est exploité par Petrobras (38,6 %), en partenariat avec Shell Brasil Petroléo (19,3 %), TotalEnergies EP Brasil (19,3 %), CNODC Brasil Petróleo e Gás (9,65 %), CNOOC Petroleum Brasil ( 9,65 pour cent) et Pré-Sal Petróleo SA-PPSA (3,5 pour cent), en tant que représentant de l’Union fédérale dans le domaine non contractuel.

Patrick PouyannéPrésident-directeur général de TotalEnergies, a déclaré : « Cette start-up, ainsi que l’entrée sur les champs d’Atapu et de Sépia, officiellement signée le 27 avril, permettront d’augmenter la production de TotalEnergies dans le bassin pré-salifère de Santos, une zone de croissance clé pour l’entreprise, en 30 000 barils par jour au deuxième trimestre et par 60 000 barils par jour au quatrième trimestre 2022 pour atteindre 120 000 barils par jour fin 2022. »

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