Bloco BM-S-11

Localizado no Brasil, este bloco inclui projetos de grande potencial. Conheça os projetos Lula e Iracema e o projeto Berbigão/Sururu/Atapu.

Projetos Lula e Iracema

Lula 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 atuou como um selador perfeito de petróleo e gás natural.

A produção comercial teve início em 2010, apenas quatro anos após a descoberta, estando planeado o desenvolvimento de dez áreas.

  • produção média 2017
    85 kboepd produção média 2017
  • capacidade instalada 2017 (Galp)
    97 kbpd capacidade instalada 2017 (Galp)
  • de desenvolvimento planeados
    150 poços de desenvolvimento planeados

Atividades de desenvolvimento e produção

O plano de desenvolvimento do projeto pressupõe a alocação de 10 unidades, nove das quais em produção antes de 2019. As primeiras seis unidades já 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 otimizar os trabalhos de engenharia associados.

O consórcio do bloco BM-S-11 tem planeado o desenvolvimento de seis unidades replicantes, das quais três são esperadas ser alocadas ao projeto Lula e Iracema, sendo que a primeira já iniciou produção na área de Lula Sul.

    Localização Início do programa Capacidade
FPSO #1 Cidade de Angra dos Reis Lula Piloto Outubro 2010 100 kbpd e 5 mm³/d
FPSO #2 Cidade de Paraty Lula 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 Lula Alto Fevereiro 2016 150 kbpd e 6 mm³/d
FPSO #6 Cidade de Saquarema Lula Central Julho 2016 150 kbpd e 6 mm³/d
FPSO #7 P-66 Lula Sul Maio 2017 150 kbpd e 6 mm³/d

Em 2017, a Galp e os seus parceiros no projeto deram seguimento aos trabalhos de desenvolvimento, tendo alcançado importantes progressos, dos quais se destacam:

  • Início ddas operações da FPSO P-66 (#7), a primeira unidade replicante alocada ao projeto, na área de Lula Sul em maio, tendo cinco poços produtores conectados no final de 2017;
  • Atingido o plateau de produção da FPSO Cidade de Saquarema (#6), na área de Lula Central, apenas 11 meses após o início de produção e antes do inicialmente previsto.

As restantes unidades FPSO mantiveram a produção de forma estável em plateau, apesar da realização de atividades de manutenção ao longo do ano.

Estas atividades são planeadas de forma a assegurar a integridade das infraestruturas e a sua operação em condições ótimas.

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 Lula e Iracema se encontram interligadas à rede de exportação de gás natural, com excepção da FPSO #7, que iníciou produção em maio de 2017. 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 Lula 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 tecnologias existentes às condições 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.

Evolução dos projetos Lula e Iracema

2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2009
2007
2006
2000

Entrada em produção da sétima FPSO e primeira unidade replicante, marcando o início de uma nova etapa nos projetos Lula e Iracema. Esta plataforma tem uma capacidade de 150 kbpd e está a desenvolver a área de Lula Sul.

Início de produção da quinta e sexta unidade, ambas com uma capacidade de processar 150 kbpd. A FPSO Cidade de Maricá iniciou operações em Fevereiro e está instalada na área de Lula Alto, a FPSO Cidade de Saquarema que começou a produzir em julho na área Lula Central.

Realização de um EWT à área de Lula Oeste, através da FPSO Cidade Angra dos Reis e que teve início em novembro.

Início de produção da quarta FPSO Cidade de Itaguaí instalada na área de Iracema Norte, com uma capacidade de processamento de 150 kbpd.

Início de produção do campo Iracema, através da terceira FPSO Cidade de Mangaratiba, que conta com uma capacidade de processamento de 150 kbpd e está alocada à área de Iracema Sul.

Início de produção da segunda FPSO Cidade de Paraty instalada na área de Lula Nordeste, com uma capacidade de processamento de 120 kbpd.

Realização do quarto EWT, que teve início em outubro na área de Lula Central. O teste foi realizado através da FPSO Dynamic Producer.

Realização do quinto EWT, novamente através da unidade Cidade de São Vicente, que começou em novembro, na área de Lula Sul.

Realização do terceiro EWT utilizando a FPSO Cidade de São Vicente, que teve início em março na área Iracema Sul.

Realização do segundo EWT, utilizando a FPSO Cidade de São Vicente para avaliar a área de Lula Nordeste. O teste teve início em abril.

Declaração de comercialidade dos campos de Lula e de Iracema.

Início de produção da primeira FPSO Cidade Angra dos Reis instalada na área de Lula Piloto, com uma capacidade de processamento de 100 kbpd.

Perfuração de mais um poço, na área de Iracema, que reforçou as estimativas de petróleo e gás natural recuperável nos reservatórios do pré-sal daquela área. Os testes ao poço foram concluídos em novembro e constataram a alta produtividade dos reservatórios.

Início da campanha de avaliação dos projetos Lula e Iracema com a realização do primeiro de cinco EWT, na área de Lula Piloto através da FPSO Cidade de São Vicente e que teve início em maio. O objetivo da campanha foi aprofundar o conhecimento do campo e da produtividade dos poços.

Confirmação da descoberta do campo Lula, após a realização de estudos complementares aos resultados obtidos no primeiro poço de exploração.

Descoberta do campo Lula, um dos maiores campos petrolíferos do Brasil.

Como parte da segunda rodada de licitação do pré-sal em junho, o bloco BM-S-11, onde se encontra o campo Lula e Iracema, foi adjudicado ao consórcio composto pela Petrobras (participação de 65%), BG Group (atualmente Shell, com uma participação de 25%) e Galp (10%).

Projeto Berbigão/Sururu/Atapu

Berbigão/Sururu/Atapu é um campo situado na bacia de Santos, no pré-sal brasileiro, relativamente próximo do projeto Lula/Iracema e a uma profundidade de água superior a 2.000 metros. O projeto é composto por três acumulações diferentes: Berbigão, Sururu e Atapú, que se estendem para além do bloco para a área Entorno de Iara (Cessão Onerosa).

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 aos obtidos no projeto Lula e Iracema.

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, estando o consórcio a aguardar aprovação por parte do regulador brasileiro.

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

O início de produção na área de Grande Iara está previsto em 2018, através de uma unidade replicante a ser alocada à área de Berbigão/Sururu.

  • No 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. O negócio foi conluido em 2017.
  • Os parceiros deram continuidade ao processamento e sísmica, de forma a reduzir a incerteza volumétrica e melhorar a representação do reservatório, e assim otimizar o conceito de desenvolvimento.
  • A campanha de perfuração de Iara prossegue, tendo os parceiros concluído até ao final de 2017 a perfuração de nove poços produtores e dois poços injetores, do total de 51 poços de desenvolvimento previstos.

A área Entorno de Iara, para onde as acumulações de Berbigão, Sururu e Atapú 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), encontram-se a negociar 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.

Evolução do projeto Berbigão/Sururu/Atapu

2018
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2009
2008
2000

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

Declarada a comercialidade das três acumulações, Berbigão, Sururu e Atapú, encontradas na área de Iara por parte da ANP.

Aquisição de uma participação de 22,5% no campo de Iara por parte da empresa francesa Total.

Submissão dos planos de desenvolvimento para três acumulações distintas na área de Iara e que se estendem para a área de Entorno de Iara.

Realização de um EWT na área do poço Iara Oeste – 2 em dezembro, através da FPSO Dynamic Producer e que obteve resultados semelhantes aos dos restantes EWT realizados no projeto Lula/Iracema.

Declaração de comercialidade para o Iara e Entorno de Iara submetida à ANP em dezembro e a confirmar três acumulações distintas: Berbigão, Sururu e Atapú.

Perfuração de dois poços de avaliação: o Iara Oeste – 2 e o Iara High-Angle, tendo este último sido o primeiro poço horizontal.

Perfuração do poço de avaliação Iara Oeste que voltou a confirmar a qualidade do reservatório.

Conclusão do poço de avaliação Iara Horst, localizado a 8 km do primeiro poço de exploração efetuado e que confirmou a boa qualidade dos hidrocarbonetos encontrados.

Testes de formação ao poço de exploração efetuados confirmaram o potencial do reservatório.

Conclusão da perfuração do poço Iara, que comprovou uma descoberta relevante de petróleo nos reservatórios do pré-sal.

Como parte da segunda rodada de licitação do pré-sal em junho, o bloco BM-S-11, onde se encontra o campo Iara, foi adjudicado ao consórcio composto pela Petrobras (participação de 65%), BG Group (atualmente Shell, com uma participação de 25%) e Galp (10%).

Mais informação sobre Exploração & Produção

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