Bloco BM-S-11
- Consórcio: Galp Energia (10,0%), Petrobras (Operador, 65,0%) e BG Group (25,0%)
- Área: 2.297 km2
- Tipo: Águas ultra-profundas
- Profundidade de água: 2.000 - 2.500 metros
|
|
Bloco BM-S-8
- Consórcio: Galp Energia (14,0%), Petrobras (Operador, 66,0%), Barra Energia (10,0%) e Queiroz Galvão E&P (10,0%)
- Área: 2.432 km2
- Tipo: Águas ultra-profundas
- Profundidade de água: 2.000 - 2.500 metros
|
Bloco BM-S-21
- Consórcio: Galp Energia (20,0%) e Petrobras (operador, 80,0%)
- Área: 1.037 Km2
- Tipo: Águas ultra-profundas
- Profundidade de água: 2.000 - 2.500 metros
|
|
Bloco BM-S-24
- Consórcio: Galp Energia (20,0%) e Petrobras (Operador, 80,0%)
- Área: 1.394 km2
- Tipo: Águas ultra-profundas
- Profundidade de água: 2.000 – 2.500 metros
|
Descobertas importantes no bloco BM-S-11 confirmam o potencial da bacia de Santos
Na bacia de Santos, ao largo da costa brasileira, a Galp Energia está presente em quatro blocos de águas ultra-profundas, com áreas que variam entre os 2.075 e os 5.229 quilómetros quadrados, em lâminas de água entre os 1.600 e os 2.500 metros. Estes blocos têm a sua exploração focada no pré-sal, ou seja, nas acumulações de hidrocarbonetos mais antigos do que a rocha de sal. Por outro lado, por se encontrarem sob uma camada de sal com aproximadamente dois quilómetros de espessura, estes reservatórios são também designados de sub-sal.
A Galp Energia está presente em seis das dez descobertas nesta bacia: o Tupi, o Iara e o Iracema no Bloco BM-S-11, o Júpiter no BM-S-24, o Bem-te-vi no BM-S-8 e o Caramba no BM-S-21. O bloco BM-S-11 foi atribuído ao consórcio na segunda rodada de licenciamento de direitos de exploração petrolífera no Brasil em 2000.
Na área de avaliação de Tupi, os trabalhos de sísmica 3D iniciaram-se em 2003 e o poço de descoberta, Tupi 1, foi perfurado em 2006, com a perfuração do poço Tupi Sul em 2007 a confirmar a extensão do reservatório. Os resultados dos testes de formação ao poço Tupi Sul, bem como as informações geológicas e sísmicas existentes, confirmaram o potencial de hidrocarbonetos no pré-sal e estimou-se, em 2007, um volume recuperável de 5 a 8 mil milhões de barris de petróleo e gás natural. A Declaração de Comercialidade, entregue à ANP, a 29 de dezembro de 2010, reviu os volumes divulgados anteriormente, para 8,3 mil milhões de barris de petróleo e gás natural, e marcou o início formal do desenvolvimento e da produção naquela área.
Na área de Iara, também no Bloco BM-S-11, as atividades em 2010 concentraram-se no reprocessamento sísmico e em estudos de preparação de um teste de longa duração.
A perfuração de novos poços reforça as estimativas na bacia de Santos
O Bem-te-vi, que é o primeiro poço de exploração no bloco BM-S-8, foi perfurado em 2008 e foi classificado como descobridor de petróleo. O bloco BM-S-8 foi atribuído ao consórcio na segunda rodada de licenciamento de direitos de exploração petrolífera no Brasil em 2000.
No bloco BM-S-21 prossegue o plano de avaliação da descoberta Caramba realizada em 2007. O bloco BM-S-21 foi atribuído ao consórcio na terceira rodada de licenciamento de direitos de exploração petrolífera no Brasil em 2001.
O Júpiter, o primeiro poço de exploração no bloco BM-S-24, foi perfurado em 2008, o que resultou numa descoberta importante de petróleo, gás e condensado. A abertura em agosto de 2008 de um side track no poço, iniciada em janeiro desse ano e cuja perfuração havia sido interrompida por motivos operacionais, confirmou a descoberta anunciada no início do ano. O bloco BM-S-24 foi atribuído ao consórcio na terceira rodada de licenciamento de direitos de exploração petrolífera no Brasil em 2001.