Exploración y Producción en Brasil

El consorcio BM-S-11 ha presentado a la ANP un PdD actualizado para los campos de Tupi e Iracema. Esta presentación incluye un conjunto de acciones identificadas destinadas a maximizar la generación de valor de los campos de Tupi e Iracema, identificando proyectos de desarrollo adicionales de bajo umbral de rentabilidad que aumentarán la recuperabilidad global de los campos.

Los campos de Tupi e Iracema, situados en el presal brasileño de la cuenca de Santos, alcanzaron la meseta de producción de la fase inicial de desarrollo tras la finalización de la puesta en marcha de la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) nº 9 en el área de Tupi Norte en 2020. En los últimos 10 años, estos campos han superado la marca histórica de producción de 2.000 millones de bpe, lo que demuestra sus extraordinarias características y la escala del yacimiento.

En octubre, los socios acordaron preparar un Plan de Desarrollo actualizado para los campos de Tupi e Iracema, en paralelo con la venta de la unidad P-71. Este Piano pretende identificar proyectos de desarrollo adicionales, resistentes a los bajos precios del petróleo, e incluirá evaluaciones para una potencial solicitud de extensión del vídeo del campo.

El noveno FPSO y la tercera unidad replicante, P-67, entraron en producción en febrero en el área de Tupi Norte, lo que marca la finalización de la asignación de unidades de producción consideradas en la primera fase de estos proyectos de alta calidad.

La ANP aprobó en marzo el Acuerdo de Unitización relativo a la acumulación de Tupi, que entró en vigor en abril de 2019. Galp posee ahora una participación del 9,21% en el campo unitizado de Tupi. El área de Iracema no está sujeta a un proceso de unitización y, por lo tanto, las participaciones en esta área se mantendrán en línea con la composición del consorcio BM-S-11, manteniendo Galp, a través de su filial Petrogal Brasil, una participación del 10%.

Los socios realizaron una prueba de pozo extendida (EWT) en Tupi Oeste, y se espera que los resultados contribuyan al conocimiento del área.

El octavo FPSO y segunda unidad replicante, P-69, inició la producción en octubre en el área de Tupi Far South.

Ejecución de un EWT en el área de Tupi Oeste mediante un tie-back de larga distancia al FPSO nº 1.

Entró en producción la séptima FPSO y la primera unidad replicante, marcando el inicio de una nueva etapa en el proyecto BMS-11.

El proyecto Tupi/Iracema comenzó la producción comercial a través de la FPSO Cidade Angra dos Reis (#1), solamente cuatro años después del descubrimiento. Final de 2016 Seis de las doce zonas de desarrollo consideradas en el bloque BM-S-11 ya estaban en producción.

La primera fase de desarrollo del proyecto Tupi/Iracema estuvo marcada por la realización del primero de los cinco EWT (Extended Well Test), comprobando las excelentes productividades de los pozos (aproximadamente 30 kbpd) y la calidad de los depósitos carbonatados que actualmente se conocen.

Se perforó el pozo Tupi Sul y se confirmó la extensión del campo Tupi, comprobándose la existencia de petróleo ligero, con una densidad de 28ºAPi.

El consorcio perforó el pozo explorador Tupi-1 y descubrió el campo Tupi, uno de los mayores campos de petróleo en Brasil del presal.

La actividad exploratoria en la zona comenzó con la realización de un estudio sísmico 3D de 22.500 km².

Junio

El bloque BM-S-11 se asignó al consorcio en la segunda ronda del presal.

En el primer trimestre de 2018 comenzó un EWT en la zona de Sururu SW, mediante la unidad FPSO Cidade de S. Vicente.

Se presentó el plan de desarrollo de Atapu, Berbigão y Sururu.

Finales de 2016

Total y Petrobras firmaron un acuerdo que incluye la venta de una participación del 22,5% en la zona de Iara, en el bloque BM-S-11. El acuerdo prevé que Petrobras continúe siendo la operadora con una participación del 42,5% en el consorcio.

Los socios del bloque BM-S-11 realizaron un EWT en el campo Berbigão que permitió comprobar su elevada productividad. Se declaró la comercialidad de las tres acumulaciones denominadas Atapu, Berbigão y Sururu.

Se confirmó el descubrimiento del campo Iara gracias a la perforación del pozo exploratorio que confirma la existencia de petróleo ligero, con una densidad de 26º a 30° API.

La zona de Norte de Carcará, hacia donde se extiende el descubrimiento de Carcará, es adyacente a la concesión BM-S-8.

En octubre, en el ámbito de la 2.ª Ronda de intercambio de producción realizada por ANP, Galp, junto con Statoil y ExxonMobil, adquirió una participación en la licencia de Norte de Carcará.

El consorcio ofreció un excedente de petróleo (profil oil share) del 67,12%, con compromisos adicionales que incluyen el pago de un bonus de firma total de aproximadamente 930 m $.

Además, en octubre Galp, a través de Petrogal Brasil, acordó con Statoil la adquisición de una participación adicional del 3% en el bloque BM-S-8.

Adquisición de la participación operadora del 66% de Petrobras por parte de Statoil. En 2016, las actividades se centraron en su mayor parte en el análisis de la campaña de exploración y evaluación efectuada durante el año anterior, para profundizar en el conocimiento de las características del depósito y definir mejor el plan de desarrollo para la zona. También se realizaron estudios para definir el concepto del sistema de exportación de gas.

Se perforaron dos pozos y se realizó un Drill Stem Test (DST), que mostró excelentes niveles de productividad del depósito, así como la extensión al norte y al oeste del descubrimiento de Carcará.

Se perforó un nuevo pozo exploratorio que tuvo como resultado el descubrimiento de Carcará, con una de las mayores columnas de aceite en el presal jamás descubiertas.

El consorcio realizó un descubrimiento en el folleto Bem-te-vi. Sin embargo, esta acumulación se abandonó posteriormente, porque no se consideró comercial.

Junio
El bloque BM-S-8 se asignó al consorcio en la segunda ronda del presal.

Sépia
Previsión del inicio de la producción del campo unitarizado de Sépia.

Final del año

Negociación de los procesos de unitarización entre el consorcio del bloque BM-S-24 y Petrobras, por parte de la zona de la cesión onerosa.

Júpiter
La ANP aprobó el pedido de prolongación durante cinco años del periodo exploratorio relativo a la zona de Júpiter. Esta extensión permitirá a los socios del bloque BM-S-24 que continúen con los estudios de desarrollo tecnológico del campo.

Los estudios se centran en su mayoría en el depósito, en la garantía de salida de los fluidos, en las infraestructuras para el desarrollo del campo, en el transporte de CO2, en la separación subsea y en los diferentes tipos de metalurgia que se utilizan para las completaciones de los pozos.

Sépia
Se ha presentado a la ANP la declaración de comercialidad para la zona de Sépia Leste.

Júpiter
Se ha perforado el pozo descubridor en la zona de Júpiter, probándose la existencia de una gran reserva de gas y condensados con un elevado contenido de CO2.

Sépia
Durante la actividad exploratoria del campo de Sépia (cesión onerosa) se constató la extensión de la acumulación de petróleo del campo de Sépia a la zona de Sépia Leste (bloque BM-S-24).

El bloque BM-S-24 se asignó al consorcio en la tercera ronda del presal.

El consorcio presentó a la ANP un pedido de extensión del periodo exploratorio hasta 2021.

Adquisición de los dos bloques en la novena ronda de licitación en Brasil.

Se emitió la declaración de comercialidad del descubrimiento Sati, que pasó a denominarse Campo de Dó-Ré-Mi.

Adquisición del bloque onshore en la séptima ronda de licitación.