Upstream no Brasil

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

Visão geral

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

Os projetos offshore incluem as participações na prolífica bacia de Santos, em particular nos projetos Tupi e Iracema. 

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 quatro áreas de águas ultraprofundas, no denominado cluster do pré-sal da bacia de Santos:

  • BM-S-11/11A;
  • Grande Bacalhau;
  • BM-S-24;
  • Uirapuru.

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-11/11A

Offshore

Este bloco inclui os projetos:

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

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

Tupi e Iracema - Bloco BM-S-11

Consórcio: Galp (9,209% em Tupi e 10% em Iracema, através da Petrogal Brasil), Petrobras (Operador, 67,216% em Tupi e 65% em Iracema), Shell (23,024% em Tupi e 25% em Iracema) e PPSA (0,551% em Tupi).

Área: 2.297 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.000 - 2.500 metros

2020
2019
2018
2017
2010
2009
2007
2006
2001
2000

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.

Berbigão/Sururu/Atapu - Bloco BM-S-11

Consórcio: Galp (10% em Berbigão/Sururu e 1,7% em Atapu, através da Petrogal Brasil), Petrobras (Operador, 42,5% em Berbigão/Sururu e 89,3% em Atapu), Shell (25% em Berbigão/Sururu e 4,3% em Atapu), Total (22,5% em Berbigão/Sururu e 3,8% em Atapu) e PPSA (0,9% em Atapu).

Área: 2.297 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.000 - 2.500 metros

2020
2019
2018
2016
2014
2008

A FPSO P-70, na acumulação Atapu, iniciou a produção em junho de 2020, contando no final de 2020 com um poço produtor conectado, de um total de oito programados, e um poço injetor conectado, dos oito planeados.

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.

Grande Bacalhau

Bloco BM-S-8, Bacalhau

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

Área: 825 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.000 - 2.500 metros

Bacalhau Norte

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

Área: 313 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.000 - 2.500 metros

2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2011
2008
2000

No início de 2021, o consórcio submeteu à ANP o AIP (acordo de individualização da produção), com o intuito de unitizar as áreas do projeto de Bacalhau, tendo recebido a aprovação do PoD (plano de desenvolvimento).

Em junho de 2021, a Equinor (operadora), ExxonMobil, Petrogal Brasil e Pré-sal Petróleo SA decidiram desenvolver a fase 1 do campo de Bacalhau, no pré-sal brasileiro, na Bacia de Santos.

 

Em julho de 2020, foi submetido à ANP o Plano de Desenvolvimento para as áreas.

No início de 2020, foram adjudicados os contratos de FEED para a primeira fase do projeto Bacalhau, tendo sido atribuído à Modec a unidade FPSO, e à Subsea Integration Alliance o desenvolvimento dos equipamentos de subsea, umbilical, risers e flowlines (SURF). A cerimónia do primeiro corte de aço decorreu no final de 2020, nos estaleiros da Dalian Shipbuilding Industry Corporation (DSIC), na China.

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.

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
2020
2018
2016
2015
2008
2001

Sépia

A produção do campo unitizado de Sépia foi iniciada a 23 de agosto.

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.

Bacia de Campos

Offshore

Consórcio: Galp (através da Petrogal Brasil 20%), Shell (Operador, 40%), Chevron (40%)

Área: 701 km²

Tipo: Águas ultraprofundas

Profundidade da água: 2.800 - 3.000 metros

Nº de blocos: 1

2015
2013
2005

A extensão da descoberta de Pitu foi comprovada através do poço Pitu Norte e as boas condições de permeabilidade e porosidade do poço foram confirmadas.

O poço Araraúna foi perfurado no BM-POT-16 e foram detectados traços de petróleo, comprovando a presença de hidrocarbonetos.

A descoberta de Tango foi feita no BM-POT-17, confirmando a presença de uma peça de teatro na bacia. Esta descoberta foi, no entanto, considerada não comercial. O poço Pitu também foi perfurado, onde foram encontradas boas evidências de reservatório nas amostras coletadas.

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

Aquisição dos contratos BM-POT-16 e BM-POT-17 na sétima rodada de licitações de direitos de exploração de petróleo no Brasil.

Bacia de Pernambuco - Paraiba 

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 (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).