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Exploração e desenvolvimento 
 

A atividade de exploração e desenvolvimento da Galp incide em áreas espalhadas por quatro continentes

O portefólio de exploração e produção da Galp inclui mais de 50 projetos, dispersos por sete países, em diferentes fases de exploração, desenvolvimento e produção.

 

A Empresa centra a sua atividade em três áreas principais – Brasil, Moçambique e Angola – mas tem vindo a desenvolver importantes esforços para diversificar o seu portefólio de exploração a nível geográfico e geológico. Desta forma, a Galp tem mais de 10 projetos no seu portefólio de exploração e produção noutros países, como Portugal, Namíbia, São Tomé e Príncipe e Timor-Leste.

 

 

Angola

A Galp detém ativos em produção nos blocos 14 e 14K,com duas plataformas em operação. A Empresa detém ainda uma participação no projeto relevante Kaombo, no bloco 32, que se encontra em desenvolvimento.

 

Relativamente ao bloco 32, continuam a decorrer,em Singapura, os trabalhos de conversão das duas FPSO com capacidade de processamento de 125 kbpd. O início de produção das unidades de Kaombo Norte e Kaombo Sul está previsto para 2018.

 

A campanha de perfuração no bloco 32 decorre, com duas sondas de perfuração a operar em simultâneo. No final de 2016, a área contava já com 13 poços perfurados num total de 33 poços produtores e 26 injetores previstos para o desenvolvimento de Kaombo.

 

No que respeita aos blocos 14 e 14K, por decisão do consórcio e com o objetivo de redução de custos, foram terminadas as atividades de perfuração. Desta forma, as sondas de perfuração acopladas às duas plataformas compliant piled tower (CPT) do bloco foram desmobilizadas durante 2016. Os campos em produção no bloco 14 encontram-se já em fase de declínio natural da produção.

 

Brasil

Bacia de Santos

 

A Galp detém vários projetos nas fases de desenvolvimento e produção no Brasil, especialmente na prolífica bacia de Santos.

 

Lula/Iracema

 

O projeto Lula/Iracema, no bloco BM-S-11, iniciou produção comercial em 2010 através da FPSO Angra dos Reis, apenas quatro anos após a descoberta. No final de 2016, seis das dez áreas de desenvolvimento consideradas no projeto encontravam-se já em produção.

 

Durante o ano de 2016, a Galp e os seus parceiros no bloco BM-S-11 deram continuidade aos trabalhos de desenvolvimento do projeto, com a FPSO #5 a iniciar operações na área de Lula Alto, em fevereiro, tendo a unidade atingido o plateau de produção em dezembro, ou seja, em apenas dez meses. Na área de Lula Central, a FPSO #6 iniciou produção em julho, contando com cinco poços produtores conectados no início de 2017.


Também a FPSO #4, alocada à área de Iracema Norte, atingiu o plateau de produção durante o ano, 13 meses após o início de produção e antes do inicialmente previsto. A conexão da unidade à rede de exportação de gás natural foi fundamental para garantir o ramp-up da unidade.


As FPSO Cidade Angra dos Reis (FPSO #1) e Cidade de Paraty (FPSO #2) alocadas, respetivamente, às áreas de Lula Piloto e Lula Nordeste, mantiveram a produção em plateau, sendo de registar a realização de atividades de manutenção no início do ano. Também a FPSO Cidade de Mangaratiba (FPSO #3), na área de Iracema Sul, registou uma produção em plateau durante o ano.

 

Iara, bloco BM-S-11

 

Em 2016, foi declarada a comercialidade das três acumulações encontradas nas áreas de Iara e que se estendem para a área de Entorno de Iara (Cessão Onerosa), designadas Atapu, Berbigão e Sururu. O seu plano de desenvolvimento foi submetido à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 2015.

 

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 (Grande Iara), o qual deverá ser submetido posteriormente à ANP.

 

O início de produção na área de Grande Iara está previsto em 2018 na área de Berbigão/Sururu. O consórcio deu ainda continuidade, durante 2016, aos estudos de caracterização do reservatório e otimização dos planos de desenvolvimento das áreas, analisando os resultados obtidos com os dois DST e os poços de avaliação perfurados em 2015.

 

Além disso, o processamento da sísmica adquirida permitiu reduzir a incerteza volumétrica e melhorar a representação do reservatório, permitindo a otimização do projeto de desenvolvimento inicial dos reservatórios e suportar o processo de unitização.

 

De notar que, 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.

 

Carcará, bloco BM-S-8

 

A Galp está presente no consórcio do bloco BM-S-8, no pré-sal da bacia de Santos, com uma participação de 14%. Durante 2016, a Statoil adquiriu a participação operadora de 66% da Petrobras no bloco.

 

A campanha de avaliação efetuada em 2015 no bloco BM-S-8, com a perfuração de dois poços de avaliação e a realização de um DST, evidenciou os excelentes níveis de produtividade do reservatório, assim como a sua extensão para norte e oeste da descoberta de Carcará.

 

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.

 

A área a norte da concessão do BM-S-8, para onde se estende a descoberta de Carcará, deverá ser incluída numa ronda de licitação pela ANP prevista em 2017.

 

Sépia Leste e Júpiter, bloco BM-S-24

 

A Galp participa com 20% no consórcio para o desenvolvimento do bloco BM-S-24 no pré-sal brasileiro. Este bloco contém as descobertas de Sépia Leste e Júpiter.

 

Sépia Leste

Relativamente à área de Sépia Leste, a DoC foi submetida à ANP em 2015. Os trabalhos de avaliação efetuados no reservatório demonstraram excelentes resultados tanto ao nível de qualidade do petróleo, como de porosidade e permeabilidade.

 

A área de Sépia Leste será sujeita a unitização com o campo de Sépia (Cessão Onerosa, 100% Petrobras).

 

O início de produção do campo unitizado de Sépia está previsto para 2020, estando em curso a negociação dos processos de unitização entre o consórcio do bloco BM-S-24 e a Petrobras, por parte da área da Cessão Onerosa.

 

Júpiter

No início de 2016, 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 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.


 

Bacia de Potiguar offshore

Na bacia offshore de Potiguar, onde a Galp detém uma participação de 20%, após ter comprovado a extensão da descoberta de Pitu, na licença BM-POT-17, e confirmado as boas condições de permeabilidade e porosidade do reservatório, o consórcio prevê agora a aquisição de sísmica 3D, que deverá ter início em 2017.

 

Ainda na bacia BM-POT-17, a ANP aprovou a extensão da licença de exploração para as descobertas Pitu e Tango até 2019.

 

Na licença BM-POT-16, o plano de avaliação para o prospeto Araraúna prevê a perfuração de um poço, bem como a aquisição de dados sísmicos 3D.


Bacia de Pernambuco offshore

Na bacia offshore de Pernambuco-Paraíba, onde a Galp detém uma participação de 20% em dois blocos, o consórcio submeteu um pedido de extensão à ANP do período exploratório até 2021.  

 

Bacia de Barreirinhas offshore

Na bacia offshore de Barreirinhas, onde a Galp detém uma participação de 10%, o consórcio prosseguiu com a interpretação da sísmica 3D adquirida, sendo expectável obter os resultados finais do processamento em 2017. A ANP aprovou a extensão da licença de exploração até 2019.

 

 

Portugal

O portefólio de exploração em Portugal inclui atualmente sete blocos offshore, nas bacias do Alentejo e de Peniche.

 

Nos três blocos localizados na bacia do Alentejo operados pela Eni, nomeadamente Santola, Lavagante e Gamba, os trabalhos durante o ano concentraram-se na preparação do primeiro poço a ser perfurado, Santola-1.

 

Na bacia de Peniche, a Galp detém uma participação de 30% nos blocos Camarão, Amêijoa, Mexilhão e Ostra. A campanha de aquisição de sísmica 3D foi concluída no final de 2015

 

 

  

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Moçambique

Os cerca de 85 biliões de pés cúbicos (tcf) de gás no jazigo (GIIP) identificados na Área 4 da bacia do Rovuma posicionam-na como uma das regiões mais relevantes a nível mundial para a futura produção de gás natural.

 

Com uma participação de 10%, a Galp tem como parceiros na Área 4 a Eni East Africa (operador) com uma participação de 70%, a Kogas e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH), que detêm 10% cada. A China National Petroleum Corporation (CNPC) detém uma participação indireta de 20% através da Eni East Africa.

 

Em março de 2017, a ExxonMobil e a Eni assinaram um acordo de compra e venda, possibilitando à ExxonMobil adquirir uma participação indireta de 25% na Área 4, através da Eni East Africa. A Eni continuará a liderar o projeto Coral FLNG, enquanto a ExxonMobil liderá a construção e operação das infraestruturas de GNL onshore.

 

Mamba onshore, Área 4

 

A descoberta de Mamba destaca-se pela dimensão e qualidade dos seus recursos, que potenciam um projeto de elevada escala e custos operacionais unitários reduzidos, e que, aliados à sua localização geográfica, proporcionam uma elevada competitividade face a outros projetos de GNL.

 

Uma vez que os reservatórios se estendem entre a Área 4 e a adjacente Área 1, será ainda necessária a aprovação do acordo de unitização, já finalizado, pelo Governo de Moçambique.

 

O consórcio da Área 4 está a preparar a primeira fase de desenvolvimento da descoberta, havendo potencial para fases subsequentes. As propostas técnicas e comerciais de Engenharia, Aprovisionamento e Construção para as soluções de upstream e midstream para esta primeira fase foram recebidas em 2016 e encontram-se atualmente a ser analisadas pelo consórcio.

 

Coral offshore , Área 4

 

O projeto Coral Sul consiste na construção de uma unidade de liquefação de gás natural flutuante (FLNG) com uma capacidade anual superior a 3,3 milhões de toneladas por ano (mtpa) de GNL, a qual será conectada a seis poços. A FLNG será alocada na parte sul da descoberta de Coral, que está exclusivamente localizada na Área 4, contendo cerca de 16 tcf de GIIP.

 

No final de 2016, o Conselho de Administração da Galp aprovou o investimento na área de Coral Sul, o que constitui um marco relevante para a tomada da FID no projeto. A decisão final ficou dependente da aprovação pelos restantes parceiros no consórcio bem como da conclusão do financiamento do projeto e da aprovação por parte do Governo moçambicano das condições relativas ao financiamento da participação correspondente à ENH.

 

Durante o ano, o Governo de Moçambique aprovou o plano de desenvolvimento para a área de Coral Sul, tendo também sido assinado o contrato para a compra e venda do GNL entre os parceiros da Área 4 e a BP, que garante a venda de 100% dos volumes do projeto por um período de 20 anos.

 

O consórcio finalizou ainda a negociação das propostas de Engenharia, Aprovisionamento, Construção, Instalação e Comissionamento (EPCIC).

 

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Namíbia

Em 2016, a Galp chegou a acordo com o Governo da Namíbia para assegurar as licenças de exploração na PEL 82, anteriormente PEL 23, na bacia de Walvis, e na PEL 83, anteriormente PEL 28, na bacia de Orange.

 

A Empresa continua com a avaliação geológica da área e o processamento da sísmica 2D adquirida nos blocos da bacia de Orange.

 

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São Tomé e Príncipe

Em 2016, a Galp chegou a acordo com a Kosmos Energy para a aquisição de uma participação de 20% nos blocos 5, 11 e 12 no offshore de São Tomé e Príncipe. Através desta aquisição, a Empresa reforçou a sua presença neste país, onde já detinha, desde 2015, uma participação de 45% no bloco 6, no qual é a operadora.

 

Já em 2017, deu-se início a uma campanha de aquisição sísmica 3D de 16 mil km2 ao longo de todos os blocos.

 

 

 

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Atualizado em: 05 Abr 2017

Ação Galp Energia

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