Brasil - Tupi e Iracema

Projetos Tupi e Iracema

Tupi e Iracema são campos petrolíferos no pré-sal brasileiro, localizado na bacia de Santos. Tratam-se de uma das maiores descobertas mundiais em águas ultraprofundas.

Os campos estão situados a aproximadamente 2.150 metros de profundidade de água e é caracterizado por ter uma camada de sal uniforme, o que atua como selante perfeito de petróleo e gás natural.

Os Tupi e Iracema iniciaram a produção em 2010, através da área Tupi Piloto, e são os projetos que mais contribuem para a produção da Galp. Em apenas 9 anos, foram instaladas nove unidades de produção, com capacidade combinada para processar diariamente 1,3 mbbl de petróleo e 56 mm3 de gás natural.

1,3 mbpd produção média
150 poços de desenvolvimento planeados

Atividades de desenvolvimento e produção

Das nove àreas em produção através de unidades FPSO, as primeiras seis unidades a entrar em produção são alugadas, enquanto as restantes, denominadas ‘repliantes’, são propriedade do consórcio.

A aplicação do conceito de replicação de uma unidade FPSO é um conceito que permite, entre outros, uma elevada estandardização dos componentes e a otimização dos trabalhos de engenharia associados.

O consórcio do bloco BM-S-11 tem planeado o desenvolvimento de cinco unidades replicantes, das quais três são alocadas ao projeto Tupi e Iracema, mais precisamente às áreas de Tupi Sul, Tupi Extremo Sul e Tupi Norte.

		Localização	Início do programa	Capacidade
FPSO #1	Cidade de Angra dos Reis	Tupi Piloto	Outubro 2010	100 kbpd e 5 mm³/d
FPSO #2	Cidade de Paraty	Tupi Nordeste	Junho 2013	120 kbpd e 5 mm³/d
FPSO #3	Cidade de Mangaratiba	Iracema Sul	Outubro 2014	150 kbpd e 8 mm³/d
FPSO #4	Cidade de Itaguaí	Iracema Norte	Novembro 2015	150 kbpd e 8 mm³/d
FPSO #5	Cidade de Maricá	Tupi Alto	Fevereiro 2016	150 kbpd e 6 mm³/d
FPSO #6	Cidade de Saquarema	Tupi Central	Julho 2016	150 kbpd e 6 mm³/d
FPSO #7	P-66	Tupi Sul	Maio 2017	150 kbpd e 6 mm³/d
FPSO #8	P-69	Tupi Ext. South	October 2018	150 kbpd e 6 mm³/d
FPSO #9	P-67	Tupi North	February 2019	150 kbpd e 6 mm³/d

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.

Infraestrutura de exportação de gás

Os projetos de desenvolvimento no pré-sal da bacia de Santos são projetados de forma a permitir:

Injeção do gás natural produzido no reservatório, de forma a manter a pressão no mesmo;
Exportação do gás natural via gasoduto para onshore, nomeadamente para o abastecimento do mercado doméstico brasileiro.

Os parceiros do BM-S-11 têm estado ativamente envolvidos no desenvolvimento da infraestrutura de exportação de gás natural na bacia de Santos. Projeta-se uma rede integrada de gasodutos subsea que se espera que venha a ser conectada a todas as unidades de produção.

Todas as unidades alocadas ao projeto Tupi e Iracema se encontram interligadas à rede de exportação de gás natural, com excepção da FPSO #8 e FPSO #9, que iniciaram produção em Outubro de 2018 e Fevereiro de 2019, respetivamente. A ligação contribui para a redução de constrangimentos operacionais de algumas destas unidades, permitindo monetizar parte do gás associado à produção de petróleo.

O novo enquadramento para a liberalização do mercado de gás natural no Brasil abriu oportunidades de marketing para a Galp, com contratos já estabelecidos para a Galp expandir a sua presença ao longo da cadeia de valor do gás no país, a partir de 2022.

Oportunidades de maximização de valor

O projeto Tupi e Iracema foi o primeiro desenvolvimento no cluster do pré-sal brasileiro, enfrentando vários desafios técnicos:

Localização em águas ultraprofundas;
A vasta camada de sal;
Características do reservatório.

Como forma de superar estas dificuldades, o consórcio aplicou tecnologias inovadoras e adaptou-as aos desafios do projeto.

Os desenvolvimentos tecnológicos realizados no pré-sal têm sido reconhecidos e referenciados, nomeadamente pelo incremento da eficiência conseguida nas operações de avaliação e desenvolvimento, pelas metodologias aplicadas à gestão dos reservatórios e pelos resultados obtidos na otimização da produção.

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.

Conheça algumas das tecnologias utilizadas

Tecnologia geofísica que, através da reflexão de ondas sonoras, permite caracterizar a formação geológica em comprimento, largura e profundidade, verificando as variações dos fluidos constituintes do reservatório ao longo de um determinado intervalo de tempo.

O mapeamento da variação de pressão espacial e temporal da saturação de fluidos no reservatório irá apoiar o posicionamento de novos poços produtores e injetores contribuindo assim para um possível aumento do fator de recuperação do reservatório.

A injeção de água e gás natural, alternadamente e durante determinados períodos de tempo, garante a flexibilidade operacional necessária nas atividades de produção e leva a um aumento do fator de recuperação do reservatório.

Ao ser injetado, o gás natural origina uma redução do petróleo residual e da viscosidade, facilitando desta forma o deslocamento para o poço produtor que permite simultaneamente controlar e manter a pressão de saturação.

Apesar de não existir nenhum órgão regulador no Brasil que obrigue à injeção do CO₂, tomou-se a iniciativa, desde o início da concessão, de separar e injetar o CO₂ do gás natural produzido, reduzindo desta forma a pegada ecológica das operações e otimizando a manutenção da pressão do reservatório.

A área Entorno de Iara, para onde as acumulações de Berbigão, Sururu e Atapu se estendem, fez parte do acordo de Cessão Onerosa entre o governo brasileiro e a Petrobras, celebrado em 2010.

Atualmente, o consórcio BM-S-11, a Petrobras por parte da área da Cessão Onerosa e a Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA), já submeteramn o Acordo de Individualização da Produção (AIP). Este definirá os moldes da unitização entre as áreas de Iara e Entorno de Iara dos três campos a serem desenvolvidos, o qual deverá ser submetido posteriormente à ANP.

Em agosto de 2019, a ANP aprovou o Acordo de Unitização da acumulação de Atapu, que entrou em vigor a 1 de setembro de 2019. 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%. As duas acumulações adicionais na licença BM-S-11A, Berbigão e Sururu, estão também sujeitas a um processo de unitização, sendo que os acordos já foram submetidos à ANP e aguardam aprovação.