Bloque BM-S-11

Proyectos Tupi e Iracema

Tupi e Iracema es un campo petrolífero en el presal brasileño, ubicado en la cuenca de Santos. Se trata de uno de los mayores descubrimientos mundiales en aguas ultraprofundas.

Los campos están situados a aproximadamente 2.150 metros de profundidad y se caracterizan por tener una capa de sal uniforme, lo que ha actuado como impermeabilizante perfecto del petróleo y del gas natural.

La producción comercial se inició en 2010, solamente cuatro años después del descubrimiento, y se planea el desarrollo de diez áreas.

85 kboepd producción media 2017
97 kbpd capacidad instalada 2017 (Galp)
150 pozos de desarrollo planeados

Actividades de desarrollo y producción

El plan de desarrollo del proyecto implica la asignación de 10 unidades, nueve de las cuales en producción antes de 2019. Las primeras seis unidades ya en producción están alquiladas, mientras que las restantes, denominadas ‘replicantes’, son propiedad del consorcio.

La aplicación del concepto de replicación de una unidad FPSO es un concepto que permite, entre otros, una elevada normalización de los componentes y optimizar los trabajos de ingeniería asociados.

El consorcio del bloque BM-S-11 ha planeado el desarrollo de seis unidades replicantes, de las cuales se espera que tres se asignen al proyecto Tupi e Iracema, de tal forma que la primera ya ha comenzado la producción en la zona de Tupi Sul.

		Localización	Inicio del programa	Capacidad
FPSO #1	Cidade de Angra dos Reis	Tupi Piloto	Octubre 2010	100 kbpd e 5 mm³/d
FPSO #2	Cidade de Paraty	Tupi Nordeste	Junio 2013	120 kbpd e 5 mm³/d
FPSO #3	Cidade de Mangaratiba	Iracema Sul	Octubre 2014	150 kbpd e 8 mm³/d
FPSO #4	Cidade de Itaguaí	Iracema Norte	Noviembre 2015	150 kbpd e 8 mm³/d
FPSO #5	Cidade de Maricá	Tupi Alto	Febrero 2016	150 kbpd e 6 mm³/d
FPSO #6	Cidade de Saquarema	Tupi Central	Julio 2016	150 kbpd e 6 mm³/d
FPSO #7	P-66	Tupi Sul	Mayo 2017	150 kbpd e 6 mm³/d

En 2017, Galp y sus socios han logrado importantes avances, entre ellos:

El FPSO P-66 (# 7), la primera unidad replicante asignada al proyecto, comenzó a operar en Mayo, en el área de Tupi Sul, con cinco pozos productores conectados a fines de 2017.
La FPSO Cidade de Saquarema (# 6), en el área de Tupi Central, alcanzó la producción plateau en solo 11 meses después del inicio de la producción y antes del pronóstico inicial.

Las FPSO restantes asignadas al proyecto se produjeron en plateau, a pesar de algunas actividades de mantenimiento realizadas durante todo el año.

Estas actividades de mantenimiento se planifican para mantener las instalaciones en condiciones óptimas y garantizar un desempeño seguro, eficiente y confiable.

Infraestructura de exportación de gas

Los proyectos de desarrollo en el presal de la cuenca de Santos se proyectan de tal forma que sea posible:

La inyección del gas natural producido en el depósito, para mantener la presión en el mismo;
La exportación del gas natural a través de un gasoducto para onshore, en particular para el abastecimiento del mercado doméstico brasileño.

Los socios del BM-S-11 se han implicado de forma activa en el desarrollo de la infraestructura de exportación de gas natural en la cuenca de Santos. Se proyecta una red integrada de gasoductos subsea, que se espera conectar a todas las unidades de producción.

Todas las unidades asignadas al proyecto Tupi e Iracema se encuentran interconectadas a la red de exportación de gas natural, excepto la FPSO #7, que comenzó su producción en mayo de 2017. La conexión contribuye a la reducción de limitaciones operativas de algunas de estas unidades, permitiendo monetizar parte del gas asociado a la producción de petróleo.

Oportunidades de maximización de valor

El proyecto Tupi e Iracema fue el primer desarrollo en el clúster del presal brasileño, por lo que se enfrentó a diversos retos técnicos:

Localización en aguas ultraprofundas;
La amplia capa de sal;
Características del depósito.

Para superar estas dificultades, el consorcio aplicó tecnologías innovadoras y adaptó tecnologías existentes a las condiciones del proyecto.
Los desarrollos tecnológicos realizados en el presal se han reconocido y se han puesto de manifiesto, en particular por el aumento de la eficiencia lograda en las operaciones de evaluación y desarrollo, por las metodologías aplicadas a la gestión de los depósitos y por los resultados obtenidos en la optimización de la producción.

Conoce algunas de las tecnologías utilizadas

Tecnología geofísica que, a través de la reflexión de ondas sonoras, permite a Galp caracterizar la formación geológica en longitud, anchura y profundidad, verificando las variaciones de los fluidos que constituyen el reservorio a lo largo de un intervalo de tiempo dado.

El mapeo de la variación de la presión espacial y temporal de la saturación del fluido en el reservorio apoyará el posicionamiento de nuevos pozos productores e inyectores, contribuyendo así a un posible aumento del factor de recuperación del reservorio.

La inyección de agua y gas natural, alternativamente y durante ciertos períodos de tiempo, asegura la flexibilidad operativa necesaria en las actividades de producción y conduce a un aumento del factor de recuperación del reservorio.

Cuando se inyecta, el gas natural reduce el aceite residual y la viscosidad, lo que facilita el desplazamiento al productor, al mismo tiempo que permite un mayor control y garantiza el mantenimiento de la presión de saturación.

A pesar de que no exista un organismo regulador en Brasil que requiera la inyección de CO2, se decidió, desde el inicio de la concesión, separar e inyectar el CO2 del gas natural producido, reduciendo así la huella ecológica de las operaciones y optimizando el mantenimiento de La presión del embalse.

Evolución de los proyectos Tupi e Iracema

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2000

Entrada en producción de la séptima FPSO y de la primera unidad replicante, marcando el inicio de una nueva etapa en los proyectos Tupi e Iracema. Esta plataforma tiene una capacidad de 150 kbpd y está desarrollando la zona de Tupi Sul.

Inicio de producción de la quinta y de la sexta unidad, ambas con una capacidad de procesar 150 kbpd. La FPSO Cidade de Maricá se puso en marcha en febrero y está instalada en la zona de Tupi Alto; la FPSO Cidade de Saquarema, que comenzó a producir en julio, está en la zona Tupi Central.

Realización de un EWT a la zona de Tupi Oeste, a través de la FPSO Cidade Angra dos Reis, y que comenzó en noviembre.

Inicio de la producción de la cuarta FPSO Cidade de Itaguai, instalada en la zona de Iracema Norte, con una capacidad de procesamiento de 150 kbpd.

Inicio de la producción del campo Iracema, a través de la tercera FPSO Cidade de Mangaratiba, que cuenta con una capacidad de procesamiento de 150 kbpd y está asignada a la zona de Iracema Sul.

Inicio de la producción de la segunda FPSO Cidade de Paraty, instalada en la zona de Tupi Nordeste, con una capacidad de procesamiento de 120 kbpd.

Realización del cuarto EWT, que comenzó en octubre en la zona de Tupi Central. La prueba se realizó mediante la FPSO Dynamic Producer.

Realización del quinto EWT, de nuevo mediante la unidad Cidade de São Vicente, que comenzó en noviembre, en la zona de Tupi Sul.

Realización del tercer EWT, utilizando la FPSO Cidade de São Vicente, que comenzó en marzo en la zona Iracema Sul.

Realización del segundo EWT, utilizando la FPSO Cidade de São Vicente para evaluar la zona de Tupi Nordeste. La prueba comenzó en abril.

Declaración de comercialidad de los campos de Tupi e Iracema.

Inicio de la producción de la primera FPSO Cidade Angra dos Reis, instalada en la zona de Tupi Piloto, con una capacidad de procesamiento de 100 kbpd.

Perforación de otro pozo en la zona de Iracema, que reforzó las estimaciones de petróleo y gas natural recuperable en los depósitos del presal de dicha zona. Las pruebas al pozo finalizaron en noviembre y se constató la alta productividad de los depósitos.

Inicio de la campaña de evaluación de los proyectos Tupi e Iracema con la realización del primero de cinco EWT, en la zona de Tupi Piloto, mediante la FPSO Cidade de São Vicente, y que comenzó en mayo. El objetivo de la campaña fue profundizar en el conocimiento del campo y de la productividad de los pozos.

Confirmación del descubrimiento del campo Tupi, después de la realización de estudios complementarios a los resultados obtenidos en el primer pozo de exploración.

Descubrimiento del campo Tupi, uno de los mayores campos petrolíferos de Brasil.

Como parte de la segunda ronda de licitación del presal en junio, el bloque BM-S-11, donde se encuentra el campo Tupi e Iracema, fue adjudicado al consorcio formado por Petrobras (participación del 65%), BG Group (actualmente Shell, con una participación del 25%) y Galp (10%).

Proyecto Berbigão/Sururu/Atapu

Berbigão/Sururu/Atapu es un campo situado en la cuenca de Santos, en el presal brasileño, relativamente cerca del proyecto Tupi/Iracema y a una profundidad de agua superior a 2.000 metros. El proyecto está formado por tres acumulaciones diferentes: Berbigão, Sururu y Atapú, que se extienden más allá del bloque hasta la zona Entorno de Iara (Cesión onerosa).

Actividades de exploración y evaluación

En 2008 fue posible confirmar la existencia de hidrocarburos en la zona de Iara gracias a la perforación de un pozo de exploración. Desde ese momento, las actividades de exploración y evaluación llevadas a cabo por el consorcio, confirmaron el excelente potencial del depósito.

El EWT realizado en la zona de Berbigão, en 2014, de junio a diciembre, permitió profundizar en el conocimiento sobre el campo y reveló niveles de productividad de los pozos similares a los obtenidos en el proyecto Tupi e Iracema.

El plan de desarrollo para las tres acumulaciones distintas en la zona de Iara, dentro del bloque BM-S-11 y que se extienden hasta la zona Entorno de Iara, fue enviado a la ANP en 2015, por lo que el consorcio espera la aprobación por parte del regulador brasileño.

Con respecto a la declaración de comercialidad del proyecto, esta se concedió en 2016.

El inicio de la producción en la zona de Grande Iara está previsto para 2018, mediante una unidad replicante que se asignará a la zona de Berbigão/Sururu.

A fines de 2016, Total y Petrobras firmaron un acuerdo que incluye la venta de una participación del 22,5% en el área de Iara en el bloque BM-S-11. El acuerdo establece que Petrobras seguirá siendo el operador con una participación del 42,5% en el consorcio. El acuerdo se concretó en 2017.
Los copartidores continuaron el procesamiento de la sísmica adquirida, con el fin de reducir la incertidumbre volumétrica y mejorar la representación del reservorio, permitiendo la optimización del proyecto de desarrollo inicial de los reservorios.
La campaña de perforación en Iara continúa, y los socios finalizaron a finales de 2017 la perforación de nueve pozos productores y dos pozos de inyección, de un total de 51 pozos de desarrollo planificados.

El área de Entorno de Iara, donde se extienden las acumulaciones de Berbigão, Sururu y Atapú, fue parte del Acuerdo de Transferencia de Derechos entre el gobierno brasileño y Petrobras, celebrado en 2010.

Actualmente, el consorcio BM-S-11, Petrobras para el área de Transferencia de Derechos y Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA), están negociando el Acuerdo de Individualización de la Producción. Esto definirá los términos para la unificación entre las áreas Iara y Entorno de Iara de los tres campos que se desarrollarán, que se presentarán a ANP en una etapa posterior.

Evolución del Proyecto Berbigão/Sururu/Atapu

2018

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2009

2008

2000

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

Declarada la comercialidad de las tres acumulaciones, Berbigão, Sururu y Atapú, encontradas en la zona de Iara por la ANO.

Adquisición de una participación del 22,5% en el campo de Iara por parte de la empresa francesa Total.

Presentación de los planos de desarrollo para tres acumulaciones distintas en la zona de Iara y que se extienden a la zona de Entorno de Iara.

Realización de un EWT en la zona del pozo Iara Oeste – 2 en diciembre, mediante la FPSO Dynamic Producer y que obtuvo resultados semejantes a los de los restantes EWT realizados en el proyecto Tupi/Iracema.

Declaración de comercialidad para Iara y Entorno de Iara, presentada a la ANP en diciembre para confirmar tres acumulaciones distintas: Berbigão, Sururu y Atapú.

Perforación de dos pozos de evaluación: el de Iara Oeste – 2 y el de Iara High-Angle, habiendo sido este último el primer pozo horizontal.

Perforación del pozo de evaluación Iara Oeste que volvió a confirmar la calidad del depósito.

Finalización del pozo de evaluación Iara Horst, situado a 8 km del primer pozo de exploración realizado, y que confirmó la buena calidad de los hidrocarburos encontrados.

Las pruebas de formación realizadas al pozo de exploración confirmaron el potencial del depósito.

Finalización de la perforación del pozo Iara, que permitió comprobar un importante descubrimiento de petróleo en los depósitos del presal.

Como parte de la segunda ronda de licitación del presal en junio, el bloque BM-S-11, donde se encuentra el campo Iara, fue adjudicado al consorcio formado por Petrobras (participación del 65%), BG Group (actualmente Shell, con una participación del 25%) y Galp (10%).