La cartera de E&P de Galp Energia está actualmente concentrada en Angola y Brasil, pero incluye, igualmente proyectos en Timor Oriental, Mozambique, Guinea Ecuatorial, Portugal, Uruguay y en Venezuela. Los proyectos en producción están ubicados en el Bloque 14, en Angola, y en el campo Tupi, en el Bloque BM-S-11, en Brasil, cuya producción se ha iniciado en octubre de 2010.
Los demás proyectos de la cartera se encuentran en distintas fases de progreso, sobretodo en fase de explotación aunque también en fase de desarrollo. Las actividades de Galp Energia, en el futuro, se enfocarán en la evaluación y desarrollo de la cartera de exploración y de la correspondiente base de recursos de la capa pre-sal de la cuenca de Santos.
Angola
Bloque 14
Este bloque, donde Galp Energia está produciendo petróleo desde diciembre de 1999, está formado por ocho áreas de desarrollo: Kuito, Benguela-Belize-Lobito-Tomboco (BBLT), Tômbua-Lândana, Negage, Gabela, Malange, Lucapa y Menongue. Las tres primeras áreas de desarrollo corresponden a los campos actualmente en producción.
En el Bloque 14, Galp Energia ha seguido con sus actividades que van a permitir el desarrollo de áreas del bloque que no están todavía en producción.
En Lucapa, prosiguen los estudios para la elección del concepto de desarrollo más adecuado en este campo. En 2010, se ha perforado un pozo de evaluación, el Lucapa-6, el que, una vez incorporados los datos, en 2011, podrá llevar a estudios de un FEED a partir del segundo trimestre del año.
En Malange, para una de las áreas de desarrollo del Bloque 14, después de la perforación en 2009 y 2010 del pozo Malange-2, se ha emitido la Declaración de Descubrimiento Comercial y se ha presentado el plan de desarrollo del descubrimiento. En el segundo trimestre de 2011, en cuanto sea aprobada por la concesionaria y sea definida el área de desarrollo, deberán iniciarse los estudios de ingeniería (pre-FEED).
En los campos de Negage y Gabela, siguen en 2010 las evaluaciones técnicas para encontrar una solución económicamente viable para el desarrollo de esos descubrimientos. En este contexto, el operador del bloque 14 ha presentado a la concesionaria un pedido de fusión del área de desarrollo de Gabela con el área de Tômbua-Lândana. En lo que concierne al campo de Negage, Galp Energia espera una clarificación sobre la ubicación en la frontera entre la Republica Democrática de Congo y Angola, es decir una zona de interés común (ZIC).
En lo que concierne al descubrimiento en el pozo de Menongue, ubicado en la ZIC, todavía se espera una clarificación del enfoque contractual del área. En 2010, tuvo lugar el reprocesamiento sísmico y se ha preparado un plan de evaluación del descubrimiento. Se prevé para 2011 la perforación de un nuevo pozo en el área y la adquisición de datos geofísicos de naturaleza electromagnética.
Bloque 32
Galp Energia tiene una participación del 5% en el consorcio del Bloque 32.
Em 2010, se concluyo la perforación de dos pozos Colorau 2 y 2A con el fin de demostrar la extensión de los yacimientos en la zona sureste del desarrollo. Estas actividades resultaron en el campo descubierto por el pozo Colorau-1 que es una acumulación de petróleo geológicamente compleja y que por su tamaño se ha convertido en muy importante para el consorcio que opera el bloque 32. A lo largo de 2010, la concesionaria ha aprobado las coordenadas provisionales para las áreas de desarrollo del bloque, y también el concepto de “split hub” para el desarrollo del área de Kaombo (anterior Hub Center South East). Aún en 2010, se ha seguido con el estudio del “tie-back” de los descubrimientos de Alhos y Cominhos para un polo de producción de un bloque adyacente al Bloque 32.
En 2011, esta prevista la perforación del pozo Mostarda-3 y la realización de estudios geofísicos de los depósitos.
Bloque 33
En el Bloque 33, en el que Galp Energia tiene una participación del 5,33%, se han realizado en 2010 estudios geológicos y el reprocesamiento sísmico para apoyar un programa de adquisición sísmica en 2011.
Basándose en los resultados de los estudios y en las perspectivas para el área de Calulú, se ha aprobado un nuevo pozo, el prospecto Cal-E2, que se perforará en 2011.
Bloque 14k-A-IMI
En 2010, en el Bloque 14K-A-IMI, en el que Galp Energia tiene una participación de 4,5%, ha proseguido la realización de estudios para el plan de desarrollo del descubrimiento de Lianzi y del correspondiente proyecto de ejecución y contratación. El FEED del proyecto de construcción está prácticamente terminado. La opción técnica escogida para el desarrollo del proyecto ha sido la conexión de este descubrimiento con la plataforma BBLT.
Angola GNL II
Galp Energia participa, desde finales de 2007, en el consorcio para el desarrollo del primer proyecto integrado de gas natural en Angola, El Angola LNG II. En 2010 se han desarrollado tres prospecciones para perforación en 2010 y 2011. Ha empezado también la perforación del pozo exploratorio Garoupa-2, del Bloque 2, que estaba todavía en perforación a finales de 2010.
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Brasil
Cuenca de Santos
En la cuenca de Santos, a lo largo de la costa brasileña, Galp Energia marca presencia en cuatro bloques de aguas ultra profundas, con áreas variables entre los 2 075 y los 5 229 kilómetros cuadrados, en profundidades de agua ente los 1 600 y los 2 500 metros.
Estos bloques tienen su exploración enfocada al pre-sal, es decir, en las acumulaciones de hidrocarburos más antiguos que la roca de sal. Por otro lado, una vez que están ubicados bajo una capa de sal con aproximadamente dos kilómetros de espesor, estos depósitos son también conocidos como sub-sal.
Galp Energia está presente en seis de los diez descubrimientos de esta cuenca: Tupi, Iara e Iracema en el Bloque BM-S-11, Júpiter en el BM-S-24, Bem-te-vi en el BM-S-8 y Caramba en el BM-S-21.
En el área de evaluación de Tupi, los trabajos de sísmica 3D empezaron en 2003 y el pozo de descubrimiento, Tupi 1, fue perforado en 2006. Con la perforación del pozo Tupi Sul en 2007 se ha confirmado la extensión de la reserva. Los resultados de las pruebas de formación al pozo Tupi Sul, y bien las informaciones geológicas y sísmicas existentes, han confirmado el potencial de hidrocarburos en el pre-sal y se ha estimado, en 2007, un volumen recuperable de 5 a 8 mil millones de barriles de petróleo y gas natural.
La Declaración de Comercialidad que se ha entregado a la ANP, el 29 de diciembre de 2010, corrigió los volúmenes anteriormente divulgados, para 8,3 mil millones de barriles de petróleo y gas natural, señalando el comienzo formal del desarrollo y de la producción en este área.
Para poder entregar la Declaración de Comercialidad del área de Lula y Cernambi, ha sido fundamental toda la actividad de exploración realizada a lo largo de los últimos cuatro años, sobre todo los resultados de las pruebas de formación y de las perforaciones realizadas en 2010, que confirmaron la presencia de reservas de buena calidad y el volumen recuperable en el área de evaluación de Tupi. Hasta finales de 2010 habían sido perforados 10 pozos en este área.
En el Bloque BM-S-11 se perforó en 2008 el pozo de exploración Iara, que posee hidrocarburos en un depósito ubicado a 6 000 metros de profundidad y donde se estima que los volúmenes recuperables puedan cifrarse entre los tres y los cuatro mil millones de barriles de petróleo de densidad entre 26º y 30º APIº El plan de evaluación para este descubrimiento con cerca de 300 km2 ha sido ya aprobado por ANP.
En 2010 se han concentrado en el reprocesamiento sísmico y en estudios de preparación de una prueba de larga duración. También se ha definido la ubicación del pozo de Iara Horst cuya perforación se inició a finales de 2010. Para el año de 2011 está prevista la perforación de dos pozos de evaluación en esta zona.
En el bloque BM-S-8, fue perforado en 2008 el primer pozo de exploración, conocido como Bem-te-vi, que fue clasificado como un descubridor de petróleo. En 2010 se ha realizado el reprocesamiento sísmico y la reinterpretación de los prospectos Biguá y Carcará. Para el 2011 está prevista la perforación de dos pozos de exploración en el Bloque BM-S-8.
En el bloque BM-S-21 sigue el plan de evaluación del descubrimiento Heck en 2007. En 2010 las actividades se han centrado en la adquisición de sísmica 3D, de acuerdo con las obligaciones previstas en el plan de evaluación para este bloque.
En el bloque BM-S-24 en 2008 procedió a perforar una exploración inicial, así, el Júpiter, que se tradujo en un significativo descubrimiento de petróleo, gas y condensado. La apertura en Agosto de 2008 de una vía lateral para el pozo que comenzó en Enero de ese año, cuya perforación se detuvo por motivos operativos, confirmó el descubrimiento que fue anunciado a principios de ese año. En 2010, se produjo el reprocesamiento sísmico y la interpretación de datos y se ha definido la ubicación del pozo siguiente, que será perforado en 2011.
Cuenca de Potiguar offshore
En la cuenca de Potigar, Galp Energia tiene una participación del 20% en dos consorcios (BM-POT-16 e BM-POT-17) con interés en cinco bloques de aguas profundas. En los bloques de los contratos BM-POT-16 y BM-POT-17, situado en las aguas profundas de la Cuenca de Potiguar, en el noreste de Brasil, continuar los trabajos de reprocesamiento sísmico y de interpretación geológica, así como estudios de detección remota, ejecutando un programa de exploración previsto para esta región. En el año 2010 se ha realizado un análisis de datos electromagnéticos y han seguido los trabajos de interpretación sísmica. Se ha identificado un primer hito de investigación en el primer sondeo exploratorio, programado para el 2011.
Cuenca de Espírito Santo
Galp Energia, con un 20%, es socia de la operadora Petrobrás en un bloque offshore ubicado en la cuenca de Espírito Santo.
Este bloque tiene un área de 722 kilómetros cuadrados y está ubicado en profundidades de agua entre los 2.000 y los 2.200 metros. En el año 2010, se perforó el primer pozo exploratorio, llamado Ambrósia. La reservas objeto de esta exploración han revelado que no eran portadoras de hidrocarburos, llevando al abandono definitivo del pozo. Después del análisis del potencial remanente del bloque, el consorcio ha decidido avanzar para el segundo período de exploración y llevar a cabo la perforación de un pozo adicional en 2011. A continuación del pedido del consorcio, ANP ha prorrogado el plazo del segundo período de exploración hasta el 31 de diciembre de 2012.
Cuenca de Potiguar, Sergipe Alagoas y Amazonas onshore
Galp Energia marca presencia en proyectos onshore en tres cuencas, en sociedad con Petrobras: Sergipe/Alagoas, Potiguar e Amazonas. Galp Energia es la operadora de los dos bloques que tiene en la cuenca de Sergipe/Alagoas, y de nueve de los catorce bloques que tiene en la cuenca de Potiguar. Aunque las operaciones onshore no son comparables en dimensión con las del offshore brasileño, Galp Energia enfoca su participación, no solo como una forma de ganar experiencia como operadora, sino también como forma de aumentar los niveles de producción en Brasil.
En la cuenca de Potiguar, cuatro pozos de evaluación, perforados en 2010, han confirmado el descubrimiento de petróleo ligero, gas y condensados.
Como continuación de los planes de evaluación, estos descubrimientos han obtenido la Declaración de Comercialidad, cambiando su nombre a Campo de Andorinha, Campo de Andorinha Sul y Campo Sanhaçu.
A lo largo del año 2010, las actividades de Galp Energia en la cuenca de Sergipe/Alagoas se han centrado en la perforación de tres pozos de evaluación de los descubrimientos de Sati, Ananda y Krishna y también en un pozo de exploración en una nueva estructura del Bloque SEAL-T-429. Teniendo en cuenta los resultados obtenidos, fue emitida la Declaración de Comercialidad del descubrimiento de Sati, cambiando su nombre para Campo de Dó-Ré-Mi.
En la cuenca de Amazonas, donde Galp Energia detiene participaciones en tres bloques, las actividades en 2010 han continuado enfocadas en la preparación de campañas de adquisición sísmica 2D y 3D, que deberán comenzar en 2011.
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Venezuela
A lo largo del año 2010, Galp Energia mantuvo la sociedad con la empresa petrolera estatal de Venezuela PDVSA, sea en el proyecto de certificación de reservas del Bloque Boyacá 6, en la faja petrolífera del Orinoco, o en los proyectos de GNL que van aprovechar el gas natural con origen en los campos de exploración de las plataformas Deltana y Mariscal Sucre. La decisión formal de inversión en estos proyectos está prevista para finales de 2011.
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Portugal
El consorcio de la cuenca de Peniche está formado por la operadora Petrobras, con un 50% , por Galp Energia con un 30% y por Partex con un 20%.
En los cuatro bloques offshore de Peniche, operados por Petrobras, se ha realizado en el 2008 una campaña de adquisición de datos sísmicos 2D (8.800 km). Se ha iniciado en 2010 y se prolongará por 2011, el reprocesamiento de cerca de 2.000 kilómetros de líneas sísmicas 2D, adquiridas en 2008, sobre los Bloques Camarão y Ameijoa, en la cuenca de Peniche. Este reprocesamiento se destina a mejorar el imagen de esta región de gran complexidad geológica para seguir con la evaluación del potencial de estos bloques y el desarrollo de oportunidades.En el principio del 2010 ha trascurrido el proceso de adquisición símica 3 D ubicada en la cuenca de Peniche, para los Bloques Ostra y Mexilhão, el que se ha terminado en diciembre del 2010. El procesamiento sísmico de estos datos se prolongará más allá del tercer trimestre de 2011, previéndose el inicio de su interpretación e integración en estudios geológicos.
En 2010, se ha producido la transferencia de la operación de los bloques de la cuenca de Alentejo (Santola, Gamba y Lavagante), anteriormente operados por Tullow Oil, para Petrobras, que ha pasado a detener una participación del 50% en aquella cuenca. Galp Energia aumentó su participación del 10% para el 50%. Las actividades desarrolladas a lo largo de 2010 han incluido estudios geológicos y geofísicos, con el objetivo de comprender el sistema petrolífero de la cuenca de Alentejo e identificar y evaluar los potenciales prospectos para adquisición sísmica 3D en 2011.
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Timor Oriental
La participación de Galp Energia, del 10%, en las actividades de exploración y producción en Timor Oriental se remonta al año 2007, en los Bloques A, B, C, E y H.
El periodo de exploración esta repartido en tres fases, estando previsto su término para el mes de noviembre de 2013. En el transcurso de la primera fase de exploración, se ha llevado a cabo la adquisición sísmica 2D y fueron adquiridos datos de gravimetría y magnéticos. También se ha realizado la adquisición sísmica 3D, que ha sido procesada. También se han elaborado distintos estudios geológicos, con recogida de muestras Después de un análisis de los datos disponibles y de la evaluación de potencial de los bloques, se ha decidido que cuatro bloques seguirían hacia el segundo período de exploración y que se devolvería el Bloque A, lo que ha ocurrido en noviembre de 2010.
A finales de 2010 se perforó el primer pozo de exploración, en el Bloque C, cuya evaluación en 2011 ha concluido que se trata de un pozo seco. Aún así, la información reunida será importante para el futuro programa de perforación a realizar en el bloque. Está prevista en la actividad de perforación para 2011, la perforación de un otro pozo en el Bloque C.
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Mozambique
Galp Energia tiene desde 2007 una participación del 10% en la exploración del Área 4 en la cuenca de Rovuma. El final del plazo de exploración de esta zona, que está dividido en tres periodos, está previsto para febrero de 2015. En 2008 se han realizado trabajos para la adquisición de datos sísmicos 2D (2.320 km), 3D (1.047 km2) y gravimétricos, sin ningún incidente. En 2009 se han completado los procesamientos de sísmica 2D y los estudios 2D. Se han terminado también los procesamientos y los estudios de sísmica 3D.
La interpretación sísmica realizada ha identificado varios prospectos con un potencial más alto de lo previsto, lo que ha originado el planeamiento de otra campaña de 1520 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, terminada en junio de 2010. El área correspondiente a esta campaña sísmica está ubicada al norte de la campaña realizada en 2008 y que tuvo como objetivo estudiar los prospectos, algunos de ellos candidatos à la realización de pozos de exploración una vez realizada una clasificación por orden de potencial y riesgos. Los dos primeros pozos de exploración están previstos para 2011. Los estudios realizados hasta el momento indican que será potencialmente un área favorable de existencia de gas natural.
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Uruguay
En 2009, Galp Energia ha participado en la primera ronda de licitación de licencias offshore en Uruguay. Las áreas 3 y 4 de la cuenca de Punta del Este fueron licenciadas al consorcio integrado por Galp Energia. Galp Energia tiene una participación del 20% en el consorcio, al lado de Petrobras, con un 40% (operadora del Área 4) y de YPF (operadora del Área 3) con 40%. El año 2010 se ha centrado en estudios y en la interpretación sísmica 2D. El consorcio seguirá desarrollando estos estudios a lo largo del año 2011, para tomar una decisión de compra de sísmica 3D.
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Guinea Ecuatorial
Galp Energia tiene una participación del 15% para la potencial construcción de un segundo tren de licuefacción de gas natural en la Guinea Ecuatorial, beneficiándose de algunas infraestructuras ya existentes en el primer tren.
El consorcio integra también a Sonangas, con un 50%, la empresa petrolera nacional Union Fenosa Gas, con un 20% y el gobierno de Guinea Ecuatorial con un 15%. A principios de 2009, Galp Energia firmó un acuerdo para el desarrollo de un proyecto de licuefacción de gas natural en Guinea Ecuatorial. Este proyecto se propone construir el segundo tren de licuefacción en el país, en caso de ser certificados los volúmenes de gas natural se hará posible su construcción, befeniciandose así de alguna de las infraestructuras que ya existen para el primer tren.
En 2010 se han evaluado las cantidades de gas natural disponibles para el proyecto y se ha definido el modelo de negocio a implementar. En 2011, las actividades se concentrarán en la elaboración de un estudio de viabilidad del proyecto y en la firma de acuerdos preliminares de suministro de gas natural.
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