Exploração & Produção no Brasil

A Galp está presente em vários projetos nas fases de desenvolvimento e produção.

Visão geral

Com presença no Brasil desde 1999, a Galp está presente em vários projetos nas fases de desenvolvimento e produção.

Os projetos offshore incluem as participações na prolífica bacia de Santos, em particular nos projetos Lula e Iracema. Os projetos onshore são de menor dimensão, sendo a Galp a operadora em alguns desses projetos.

Localização dos projetos no Brasil

Conheça a localização dos projetos de E&P no Brasil.

Bacia de Santos

A Galp está presente, ao largo da costa brasileira, em três áreas de águas ultraprofundas, no denominado cluster do pré-sal da bacia de Santos:

  • BM-S-11;
  • Grande Carcará;
  • BM-S-24.

As descobertas realizadas posicionaram esta bacia como uma província de classe mundial que detém, no seu conjunto, a maior acumulação conhecida de petróleo e gás natural em águas ultraprofundas. A Galp está presente nesta área desde 2000.

Bloco BM-S-11

Offshore

Este bloco inclui os projetos:

  • Lula e Iracema;
  • Berbigão/Sururu/Atapu.

Conheça o bloco BM-S-11 em maior detalhe.

Lula e Iracema - Bloco BM-S-11

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil 10%), Petrobras (Operador, 65%), Shell (25%).

Área: 2.297 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.000 - 2.500 metros

2017
2010
2009
2007
2006
2001
2000

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

O projeto Lula/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 Lula/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, hoje conhecido por Lula, 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.

Berbigão/Sururu/Atapu - Bloco BM-S-11

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil 10%), Petrobras (Operador, 42,5%), Shell (25%), TOTAL (22,5%). 

Área: 2.297 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.000 - 2.500 metros

2018
2016
2014
2008

No primeiro trimestre de 2018, foi iniciado um EWT na área de Sururu SW, através da unidade FPSO Cidade de S. Vincente.

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.

Grande Carcará

Grande Carcará

Bloco BM-S-8, Carcará

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil 14%), Statoil (Operador, 76%), Barra Energia (10%).

Área: 825 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.000 - 2.500 metros

Norte de Carcará

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil 20%), Statoil (Operador, 40%), ExxonMobil (40%).

Área: 313 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.000 - 2.500 metros

2017
2016
2015
2011
2008
2000

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.

Bloco BM-S-24

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil 20%), Petrobras (Operador, 80%).

Área: 1.394 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.000 - 2.500 metros

2021
2016
2015
2008
2001

Sépia

Previsão de início de produção do campo unitizado de Sépia.

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.

Bacia Potiguar

Offshore

Contratos:

BM-POT-16;

BM-POT-17;

BM-POT-M-764.

  Contrato BM-POT-16 Contrato BM-POT-17 Contrato BM-POT-M-764
Consórcio Galp (através da Petrogal Brasil 20%), Petrobras (Operador, 30%), BP (30%), IBV (20%) Galp (através da Petrogal Brasil 20%), Petrobras (Operador, 80%) Galp (através da Petrogal Brasil 20%), Petrobras (Operador, 40%), BP (40%)
Área 1.535 km² 2.302 km² 767 km²
Tipo Águas ultraprofundas Águas ultraprofundas Águas profundas
Profundidade da água 50 - 2.000 metros 50 - 2.000 metros 2.000 - 3.000 metros
Nº de blocos: 2 3 1
2015
2013
2005

Foi comprovada a extensão da descoberta de Pitu em 2015 através de um novo poço (Pitu Norte) e confirmadas as boas condições de permeabilidade e porosidade do reservatório. O consórcio prevê agora a aquisição de sísmica 3D para toda a área de Potiguar, que deverá ter início em 2017.

Foi perfurado o poço Araraúna, tendo sido detetados indícios de petróleo, provando a presença de hidrocarbonetos.

Foi realizada a descoberta de Tango, confirmando a presença de um play na bacia. No entanto, esta descoberta foi considerada não comercial. Foi perfurado o poço Pitu onde foram constatados bons indícios de reservatório através das amostras recolhidas.

Aquisição do bloco POT-M-764 na 11ª rodada de licitação no Brasil.

Foram adquiridos na sétima rodada de licenciamento de direitos de exploração petrolífera no Brasil.

Bacia de Pernambuco 

Offshore

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil 20%), Petrobras (Operador, 80%)

Área: 1.713 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 1.000 - 2.000 metros

Nº de blocos: 2

2016
2007

O consórcio submeteu um pedido de extensão à ANP do período exploratório até 2021.

Aquisição dos dois blocos na nona rodada de licitação no Brasil.

Bacia de Barreirinhas 

Offshore

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil 10%), Shell (Operador, 50%), Petrobras (40%)

Área: 2.499 km²

Tipo: Águas profundas e águas rasas

Nº de blocos: 4

2016
2013

O consórcio concluiu a aquisição sísmica 3D de 1.730 km² e prossegue com a interpretação da sísmica adquirida, sendo expectável obter os resultados finais do processamento em 2017. A ANP aprovou a extensão da licença de exploração até 2019.

Aquisição, na 11ª rodada de licitação, de quatro blocos na bacia de Barreirinhas, três dos quais em águas profunda (BAR-M-300, BAR-M -342 e BAR-M-344) e um bloco em águas rasas (BAR-M-388).

Bacias Sergipe - Alagoas

Onshore

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil, Operador 50%), Petrobras (50%).

Área: 91 km²

Tipo: Onshore

Nº de blocos: 2

2012
2005

Foi emitida a Declaração de Comercialidade da descoberta Sati, que passou a designar-se Campo de Dó-Ré-Mi. O Campo Rabo Branco, foi descoberto com a perfuração dos poços 1-GALP-11-SE e 1-GALP-12-SE nos blocos exploratórios SEAL-T-412 (parte sul) e SEAL-T-429 respetivamente, que permitiram identificar acumulações de petróleo. Estes poços foram concluídos em 2007, e a Declaração de Comercialidade foi efetuada em 28 de dezembro de 2012. O campo está atualmente em produção.

Aquisição dos blocos onshore na sétima rodada de licitação.

Bacia de Potiguar

Onshore

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil, Operador 50%), Petrobras (50%).

Área: 670 km²

Tipo: Onshore

2012
2009
2007
2004

Entrada em produção do campo de Sanhaçu.

Foi declarada comercialidade do campo de Sanhaçu.

Em dezembro foi descoberta a acumulação de Sanhaçu com a perfuração do poço no bloco POT-T-479.

Aquisição dos blocos POT-T-480, POT-T-479 e POT-T-436 na sexta rodada de licitação do Brasil.