Bloco BM-S-11

Localizado no Brasil, este bloco inclui projetos de grande potencial.

Conheça os projetos Tupi e Iracema e o projeto Berbigão/Sururu/Atapu.

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.

A produção comercial teve início em 2010, apenas quatro anos após a descoberta, estando já nove áreas desenvolvidas.

  • produção média
    107 kboepd produção média
  • capacidade instalada (Galp)
    119 kbpd capacidade instalada (Galp)
  • de desenvolvimento planeados
    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.

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.

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.

Projeto Berbigão/Sururu/Atapu

Berbigão/Sururu/Atapu é um campo situado na bacia de Santos, no pré-sal brasileiro, relativamente próximo do projeto Tupi/Iracema e a uma profundidade de água superior a 2.000 metros. O projeto é composto por três acumulações diferentes: Berbigão, Sururu e Atapu.

Atividades de exploração e avaliação

Através da perfuração de um poço de exploração em 2008, foi possível confirmar a existência de hidrocarbonetos na área de Iara. Desde então, as atividades de exploração e avaliação, levadas a cabo pelo consórcio, confirmaram o excelente potencial do reservatório.

O EWT realizado na área de Berbigão em 2014, de junho a dezembro, permitiu aprofundar o conhecimento sobre o campo e revelou níveis de produtividade dos poços similares, e em alguns casos até superiores, aos obtidos no projeto Tupi e Iracema.

Relativamente à declaração de comercialidade do projeto, esta foi concedida já em 2016.

O plano de desenvolvimento para as três acumulações distintas na área de Iara, dentro do bloco BM-S-11 e que se estendem para a área Entorno de Iara, foi submetido à ANP em 2015. 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.

Por sua vez, a declaração de comercialização do projeto foi garantida em 2016.

A produção em Berbigão e no flanco oeste de Sururu iniciou-se em novembro de 2019 através da FPSO P-68, enquanto que a produção em Atapu começou em junho de 2020, sendo estas as quarta e quinta unidades replicantes a operar na bacia do pré-sal brasileiro.

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 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.

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