campos petroleros Brasil bahia reconcavo

1. Água Grande 2018
Plano de Desenvolvimento Aprovado
Despacho SDP nº 177/2018, de 21/06/2018
Localização: O Campo de Água Grande, com área de desenvolvimento de 56,95 km², está localizado
na porção central da Bacia do Recôncavo emersa, à aproximadamente 80 km ao norte da cidade de
Salvador, capital do estado da Bahia.
Córrego Dourado
Nº do Contrato: 48000.003629/97-43
Operador do Contrato: Petróleo Brasileiro S.A.
Estado: Bahia
Bacia: Recôncavo
Localização: Terra
Lâmina d´água: -
Fluido Principal: Óleo
Área: 56,95 km²
Situação: Em produção
Descoberta: 01/1951
Declaração de Comercialidade: Não há (Rodada Zero)
Início de Produção: 07/1951
Previsão do Término de Produção: 2025 (término do contrato)
Concessionário(s): Participação (%):
Petróleo Brasileiro S.A. 100

2. Água Grande 2018
Sistema de Produção e Escoamento: O Campo de Água Grande dispõe de duas estações coletoras,
denominadas de Rio Ventura e Olinda, as quais contam com equipamentos para pré-processamento
das 03 (três) correntes principais de fluidos (óleo, água e gás natural), e um satélite de produção,
localizado na antiga Estação Coletora de Sapé, convertida no início de 2017. O óleo é separado,
tratado, especificado e transferido para o Parque Recife, onde é armazenado juntamente com a
produção de outros campos, enquanto que o gás natural é enviado, por meio de gasoduto, para a
estação de compressores localizada na Unidade de Processamento de Gás Natural de Catu (UPGN-
Catu), onde é processado, comprimido e reenviado à Concessão de Água Grande para suprir os poços
equipados com gas-lift. A água produzida é tratada de forma a permitir a injeção integral de todo o
volume a partir de cada estação. Alternativamente, da Estação Coletora de Olinda é possível transferir
a água, via duto, para tratamento/injeção a partir da Estação de Injeção de Água (EIA) da Estação
Coletora de Rio Ventura.
Número de Poços:
Geologia da área e Reservatórios: Os principais reservatórios encontrados na área correspondem a
arenitos fluviais e eólicos eocretácicos da Formação Água Grande, com porosidade entre 15% e 21% e
permeabilidade variando entre 150mD e 720mD e arenitos fluviais jurássicos da Formação Sergi, com
porosidade entre 14,3% e 20,6% e permeabilidades de 85mD a 900mD, saturados com óleo parafínico
entre 39,2° e 40,4°API. O mecanismo primário de produção para os reservatórios da Fm. Água Grande
é o de expansão da capa de gás com segregação gravitacional. Quanto aos reservatórios da Fm.
Sergi, o mecanismo identificado é o influxo de água com efeito adicional da capa de gás original. Como
método de recuperação secundária nos reservatórios da Fm. Sergi iniciou-se, em setembro de 1960, a
injeção de gás natural e, em setembro de 1961, a injeção de água. Já na Fm. Água Grande a injeção
de gás natural foi iniciada em setembro de 1967 e, em junho de 1995, foi implementado o projeto piloto
de injeção de água. Em 2002, devido a produção da capa de gás natural, a injeção de água nos
reservatórios da Fm. Água Grande passou a ser feita em larga escala.
Fonte: BAR/2017
Poços: 05/2018
Perfurados: 468
Produtores: 48
Injetores: 31
Volume “in place” 31/12/2017
Petróleo (milhões de m³) 115,90
Gás Total (milhões de m³) 14.425,39
Produção Acumulada: 31/12/2017
Petróleo (milhões de m³) 50,58
Gás Total (milhões de m³): 15.560,87

3. Água Grande 2018