Upstream no Brasil

O consórcio BM-S-11 submeteu à ANP um PoD atualizado para os campos de Tupi e Iracema. Essa submissão inclui um conjunto de ações identificadas visando maximizar a geração de valor dos campos de Tupi e Iracema, identificando projetos de desenvolvimento adicionais, de baixo ponto de equilíbrio, que aumentarão a recuperabilidade total dos campos.

Os campos de Tupi e Iracema, localizados no pre-sal brasileiro da Bacia de Santos, atingiram o plateau de produção da fase inicial de desenvolvimento após a conclusão do ramp-up da unidade flutuante de produção, armazenagem e transferência (FPSO) #9, na area de Tupi Norte, em 2020. Durante os últimos 10 anos, estes campos ultrapassaram a marca histórica de producão de 2 bn boe, provando as suas extraordinárias características e a escala do reservatório.

Em outubro, os parceiros acordaram na preparação de um Plano de Desenvolvimento atualizado para os campos de Tupi e Iracema, em paralelo com a venda da unidade P-71. Este piano tem como objetivo identificar projetos de desenvolvimento adicionais, resilientes a baixos preços de petróleo, e incluirá avaliações para um potencial pedido de extensão de vide do campo.

A nona FPSO e terceira unidade replicante, P-67, entrou em produção em Fevereiro na área de Tupi Norte o que assinala a conclusão da alocação das unidades de produção consideradas na primeira fase destes projetos de elevada qualidade.

A ANP aprovou em março o Acordo de Unitização relativo à acumulação de Tupi, o qual entrou em vigor em abril de 2019. A Galp detém agora uma participação de 9,21% no campo unitizado de Tupi. A área de Iracema não está sujeita a um processo de unitização e, dessa forma, as participações nessa área manter-se-ão em linha com a composição do consórcio BM-S-11, com a Galp a manter, através da sua subsidiária Petrogal Brasil, um interesse de 10%.

Os parceiros executaram um extended well test (EWT) em Tupi Oeste, esperando-se que os resultados contribuam para o conhecimento da área.
 

A oitava FPSO e segunda unidade replicante, P-69, iniciou produção em Outubro na área de Tupi Extremo Sul.

Realização de um EWT na área de Tupi Oeste através de um tie-back de longa distancia à FPSO #1

Entrou em produção a sétima FPSO e primeira unidade replicante, marcando o início de uma nova etapa no projeto BMS-11.

O projeto Tupi/Iracema iniciou produção comercial através da FPSO Cidade Angra dos Reis (#1), apenas quatro anos após a descoberta. Final de 2016 Seis das doze áreas de desenvolvimento consideradas no bloco BM-S-11 encontravam-se já em produção.

A primeira fase de desenvolvimento do projeto Tupi/Iracema ficou marcada pela realização do primeiro dos cinco EWT (Extended Well Test), comprovando as excelentes produtividades dos poços (c.30 kbpd) e a qualidade dos reservatórios carbonáticos que hoje se conhecem.

Foi perfurado o poço Tupi Sul e foi confirmada a extensão do campo Tupi, tendo sido comprovada a existência de petróleo leve com uma densidade de 28ºAPi.

O consórcio perfurou o poço explorador Tupi-1 e descobriu o campo Tupi, um dos maiores campos de petróleo no Brasil do Pré-Sal.

A atividade exploratória na área teve início, com a realização de um levantamento sísmico 3D de 22.500 km².

Junho

O bloco BM-S-11 foi atribuído ao consórcio na segunda Ronda do pré-sal.

A FPSO P-68, que irá desenvolver Berbigão e o flanco oeste de Sururu, iniciou produção em novembro de 2019

A ANP aprovou o Acordo de Unitização da acumulação de Atapu, que entrou em vigor a 1 de setembro. O acordo estabelece que a licença do BM-S-11A representa 17,03% da área unitizada (BM-S-11A, área da Cessão Onerosa e a área não contratada), com a Galp a deter uma participação de 1,70%.
 

Realização de um EWT durante seis meses na área de Sururu Sudoeste através da FPSO Cidade de São Vicente.

A perfuração um poço de avaliação Sururu durante o período revelou a maior coluna de petróleo já encontrada na área do pré-sal da bacia de Santos, confirmando 530 metros de net pay de petróleo.

Os membros do consórcio, juntamente com a Petrobras por parte da área da cessão onerosa, e a PPSA, apresentaram à ANP três Acordos de Individualização da Produção (AIP) diferentes para o desenvolvimento do projeto Grande Iara.

Foi submetido o plano de desenvolvimento de Atapu, Berbigão e Sururu.

Final de 2016

A Total e a Petrobras assinaram um acordo que inclui a venda de uma participação de 22,5% na área de Iara no bloco BM-S-11. O acordo prevê que a Petrobras permaneça a operadora com uma participação de 42,5% no consórcio.

Os parceiros do bloco BM-S-11 realizaram um EWT no campo Berbigão que comprovou elevada produtividade. Foi declarado comercialidade das três acumulações designadas de Atapu, Berbigão e Sururu.

Foi confirmada a descoberta do campo Iara com a perfuração do poço exploratório a confirmar a existência de um petróleo leve com uma densidade de 26º a 30° API.

O FPSO P-70, na acumulação de Atapu, que iniciou a produção em 2020, até o final de 2021 estava produzindo em platô, com apenas quatro poços produtores conectados, de um total de oito previstos. De acordo com os resultados da 2ª Rodada de Licitações do excedente da Cessão de Direitos, no Brasil, Petrobras, Shell e TotalEnergies adquiriram os direitos de exploração e produção dos volumes superiores aos da Cessão de Direitos no campo de Atapu.

O FPSO P-70, na acumulação de Atapu, iniciou a produção em junho de 2020 e, até o final de 2020, contava com um poço produtor conectado, de um total de oito planejados, e um poço injetor, dos oito planejados.

A Galp e os seus parceiros tomaram a Decisão Final de Investimento para desenvolver a primeira fase do projeto Bacalhau.

O campo Bacalhau está situado em duas licenças, BM-S-8 e Norte de Carcará. O recurso é um reservatório de carbonato de alta qualidade, contendo óleo leve com contaminantes mínimos.

O desenvolvimento consistirá em 19 poços submarinos ligados a uma unidade flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO) localizada no campo. Este será um dos maiores FPSOs do Brasil até hoje com capacidade de produção de 220.000 barris por dia.

Os parceiros submeteram à ANP o Plano de Desenvolvimento da primeira fase do projeto Bacalhau, bem como adjudicaram os respectivos contratos de projeto de engenharia front-end (FEED).

Os parceiros iniciaram a perfuração do poço Carcará Este, o primeiro poço localizado no bloco de Carcará Norte, onde também realizaram um DST.

A ANP aprovou a última transação pendente em junho de 2019, tendo os parceiros alinhado as suas participações no bloco BMS-8 e na área de Bacalhau Norte, e com a Galp a deter desde então uma participação de 20% no Grande Bacalhau.

Após a adjudicação do bloco Carcará Norte em 2017, os parceiros celebraram acordos para alinhar as participações nos dois blocos que juntos compõem a descoberta de Carcará, com a Galp a deter uma participação de 20% no projeto, enquanto a Equinor, a operadora, e a ExxonMobil uma participação de 40% cada.

O consórcio realizou um DST no poço de Carcará Noroeste no bloco BM-S-8, que revelou excelente potencial de produtividade comercial.

Em setembro, os parceiros perfuraram o Carcará Oeste, o primeiro poço localizado no bloco de Carcará Norte, onde também foi realizado um DST.

A área de Norte de Carcará, para onde se estende a descoberta de Carcará, é adjacente à concessão BM-S-8.

Em outubro, no âmbito da 2ª Rodada de Partilha de Produção realizada pela ANP, a Galp juntamente com a Statoil e ExxonMobil, adquiriu uma participação na licença de Norte de Carcará.

O consórcio ofereceu um excedente em petróleo (profit oil share) de 67,12%, com compromissos adicionais a incluírem o pagamento de um bónus de assinatura total de c.$930 m.

Adicionalmente, em outubro, a Galp, através da Petrogal Brasil, acordou com a Statoil a aquisição de uma participação adicional de 3% no bloco BM-S-8.

Aquisição da participação operadora de 66% da Petrobras por parte da Statoil. As atividades em 2016 incidiram maioritariamente na análise da campanha de exploração e avaliação efetuada durante o ano anterior, de forma a aprofundar o conhecimento das características do reservatório e melhor definir o plano de desenvolvimento para a área. Deu-se ainda seguimento aos estudos para a definição do conceito do sistema de exportação de gás.

Foram perfurados dois poços e foi realizado um Drill Stem Test (DST), que evidenciou excelentes níveis de produtividade do reservatório, assim como a sua extensão para norte e oeste da descoberta de Carcará.

Foi perfurado um novo poço exploratório que resultou na descoberta de Carcará, com uma das maiores colunas de óleo no pré-sal alguma vez descobertas.

O consórcio realizou uma descoberta no prospeto Bem-te-vi. No entanto, esta acumulação foi abandonada mais tarde, por ter sido considerada não comercial.

Junho

O bloco BM-S-8 foi atribuído ao consórcio na segunda Ronda do pré-sal.

A produção do campo unitizado de Sépia teve início no dia 23 de agosto.

De acordo com os resultados da 2ª Rodada de Licitações do excedente da Cessão de Direitos, no Brasil, Petrobras, TotalEnergies, Petronas e QP adquiriram os direitos de exploração e produção dos volumes superiores aos da Cessão de Direitos no campo de Sépia.

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou os Acordos de Unitização (AU) relacionados à acumulação de Sépia. A descoberta de Sépia se estende até a área Sépia Leste, dentro da licença BM-S-24. O acordo prevê que a licença represente 12,07% da área unitizada (BM-S-24 + ToR), passando a Galp a deter uma participação de 2,414% através da sua participação de 20% no BM-S-24.

Em agosto de 2020, foi concluído com sucesso o teste dinâmico de produção (DST) do poço conhecido como Apollonia, o que representou um marco importante para o avanço da descoberta de Júpiter. Dado o rácio elevado de condensado-gás (CGR) e o alto conteúdo de CO₂, este DST é considerado um grande avanço técnico.

Durante 2018, o acordo de unitisação para a área de Sépia foi aprovado entre os parceiros do consórcio BM-S-24 e submitido à ANP. Após a submissão, o consórcio submeteu à ANP uma atualização do PoD.

Final do ano 

Negociação dos processos de unitização entre o consórcio do bloco BM-S-24 e a Petrobras, por parte da área da Cessão Onerosa.

Júpiter

A ANP aprovou o pedido de prolongamento por cinco anos do período exploratório relativo à área de Júpiter. Esta extensão irá permitir aos parceiros do bloco BM-S-24 continuar com os estudos de desenvolvimento tecnológico do campo.

Os estudos centram-se maioritariamente no reservatório, na garantia de escoamento dos fluidos, nas infraestruturas para desenvolvimento do campo, no transporte de CO₂, na separação subsea e nos diferentes tipos de metalurgia a serem empregues nas completações dos poços.

Sépia

A declaração de comercialidade para a área de Sépia Leste foi submetida à ANP.

Júpiter

Foi perfurado o poço descobridor na área de Júpiter, tendo sido provada a existência de uma grande reserva de gás e condensados com um elevado teor de CO₂.

Sépia

Durante a atividade exploratória do campo de Sépia (Cessão Onerosa), foi constatada a extensão da acumulação de petróleo do campo de Sépia para a área de Sépia Leste (bloco BM-S-24).

O bloco BM-S-24 foi atribuído ao consórcio na terceira ronda do pré-sal.