O portfólio de E&P da Galp Energia está atualmente concentrado em Angola e no Brasil, mas engloba igualmente projetos em Timor-Leste, em Moçambique, na Guiné Equatorial, em Portugal, no Uruguai e na Venezuela. Os projetos em produção estão localizados no Bloco 14, em Angola, e no campo Tupi, no Bloco BM-S-11, no Brasil, cuja produção teve início em outubro de 2010.
Os restantes projetos do portfólio encontram-se em diversos estádios de progresso, principalmente na fase de exploração, mas também na de desenvolvimento. As atividades da Galp Energia, no futuro, irão focar-se na avaliação e no desenvolvimento do portfólio de exploração e da respectiva base de recursos do pré-sal da bacia de Santos.
Angola
Bloco 14
Este bloco, onde a Galp Energia produz petróleo desde dezembro de 1999, é constituído por oito áreas de desenvolvimento: Kuito,Benguela-Belize-Lobito-Tomboco (BBLT),Tômbua-Lândana, Negage, Gabela, Malange, Lucapa e Menongue. As três primeiras áreas de desenvolvimento correspondem aos campos atualmente em produção.
No Bloco 14, a Galp Energia prosseguiu as atividades que permitirão o desenvolvimento das áreas que não estão ainda em produção no bloco.
Em Lucapa, prosseguiram os estudos com vista à escolha do conceito de desenvolvimento mais adequado para este campo. Em 2010, foi perfurado um poço de avaliação, o Lucapa-6, que, após a integração dos dados, em 2011, poderá conduzir a estudos de um FEED a partir do segundo trimestre do ano.
Em Malange, para uma das áreas de desenvolvimento do Bloco 14, após a perfuração em 2009 e 2010 do poço Malange-2, foi emitida a Declaração de Descoberta Comercial e foi apresentado o plano de desenvolvimento da descoberta. No segundo trimestre de 2011, assim que houver a aprovação da concessionária e a definição da área de desenvolvimento, deverão iniciar-se os estudos de engenharia (pré-FEED).
Nos campos Negage e Gabela, as avaliações técnicas continuaram em 2010 para encontrar uma solução economicamente viável para o desenvolvimento daquelas descobertas. Neste contexto, o operador do Bloco 14 apresentou à concessionária um pedido de fusão da área de desenvolvimento de Gabela com a área de Tômbua-Lândana. Quanto ao campo de Negage, a Galp Energia aguarda uma clarificação sobre a localização na fronteira entre a República Democrática do Congo e Angola, ou seja, numa zona de interesse comum (ZIC).
Relativamente à descoberta no poço Menongue, localizado na ZIC, ainda se aguarda o esclarecimento sobre o enquadramento contratual para esta área. Em 2010, realizou-se o reprocessamento sísmico e preparou-se um plano de avaliação da descoberta. Para 2011, está prevista a perfuração de um novo poço na área e a aquisição de dados geofísicos de natureza eletromagnética.
Bloco 32
A Galp Energia tem uma participação de 5% no consórcio do Bloco 32.
Em 2010, concluiu-se a perfuração dos poços Colorau 2 e 2A, com o objetivo de verificar a extensão do jazigo na região sudeste da área de desenvolvimento. Estas atividades resultaram do fato de a descoberta feita pelo poço Colorau-1 ser uma acumulação de petróleo geologicamente muito complexa, que se tornou muito relevante para o consórcio que explora o Bloco 32 devido à sua dimensão. Durante 2010, a concessionária aprovou as coordenadas provisórias para as áreas de desenvolvimento do bloco, bem como o conceito de split hub para o desenvolvimento da área de Kaombo (antigo Hub Center South East). Ainda em 2010, prosseguiu o estudo do tie-back das descobertas Alhos e Cominhos a um polo de produção de um bloco adjacente ao Bloco 32.
Para 2011, prevê-se a perfuração do poço Mostarda-3 e a condução de estudos geofísicos dos reservatórios.
Bloco 33
No Bloco 33, onde a Galp Energia tem uma participação de 5,33%, foram conduzidos em 2010 estudos geológicos e o reprocessamento sísmico para apoiar um programa de aquisição sísmica em 2011.
Com base nesses estudos e nas perspetivas para a área de Calulú, foi aprovada a execução de um novo poço, o prospeto Cal-E2, a ser perfurado em 2011.
Bloco 14k-A-IMI
Em 2010, no Bloco 14K-A-IMI, onde a Galp Energia detém uma participação de 4,5%, prosseguiu a elaboração de estudos sobre o plano de desenvolvimento da descoberta Lianzi e do respetivo projeto de execução e contratação. O FEED do projeto de construção foi praticamente finalizado. A opção técnica adotada para o desenvolvimento do projeto foi a ligação daquela descoberta com a plataforma de BBLT.
Angola LNG II
A Galp Energia participa, desde o final de 2007, no consórcio para o desenvolvimento do primeiro projeto integrado de gás natural em Angola, o Angola LNG II. Em 2010 deu-se a maturação de três prospetos para perfuração em 2011 e em 2012.
Iniciou-se também a perfuração no Bloco 2 do poço exploratório Garoupa-2, que ainda se encontrava em perfuração no final de 2010.voltar ao topo
Brasil
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.
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.
Para entregar a Declaração de Comercialidade da área de Lula e Cernambi, foi fundamental toda a atividade exploratória realizada ao longo dos últimos quatro anos, sobretudo os resultados dos testes de formação e as perfurações levadas a cabo em 2010, que reafirmaram a presença de reservatórios de boa qualidade e o volume recuperável na área de avaliação de Tupi. Até ao final de 2010 tinham sido perfurados 10 poços nesta área.
No bloco BM-S-11 foi perfurado em 2008 o poço de exploração Iara, que possui hidrocarbonetos num reservatório situado a 6.000 metros de profundidade e onde se estima que os volumes recuperáveis possam situar-se entre os três e os quatro mil milhões de barris de petróleo de densidade entre 26º e 30º API. O plano de avaliação para esta descoberta, com cerca de 300 km2, foi já aprovado pela ANP.
Em 2010 concentraram-se no reprocessamento sísmico e em estudos de preparação de um teste de longa duração. Definiu-se também a localização do poço Iara Horst, cuja perfuração se iniciou no final de 2010. Para 2011, prevê-se a perfuração de dois poços de avaliação nesta área.
No bloco BM-S-8, foi perfurado em 2008 o primeiro poço de exploração, denominado Bem-te-vi, que foi classificado como descobridor de petróleo. Realizou-se em 2010 o reprocessamento sísmico e a reinterpretação dos prospetos Biguá e Carcará. Prevê-se para 2011 a perfuração de dois poços de exploração no Bloco BM-S-8.
No bloco BM-S-21 prossegue o plano de avaliação da descoberta Caramba realizada em 2007. Em 2010 as atividades focaram-se na aquisição de sísmica 3D, de acordo com as obrigações previstas no plano de avaliação para este bloco.
No bloco BM-S-24 procedeu-se em 2008 à perfuração de um primeiro poço de exploração, o Júpiter, que resultou numa descoberta relevante de petróleo, gás e condensado. A abertura em agosto de 2008 de um side track do poço iniciado em janeiro desse ano, cuja perfuração tinha sido interrompida por motivos operacionais, confirmou a descoberta anunciada no início do ano. Em 2010, conduziu-se o reprocessamento sísmico e a
interpretação de dados e definiu-se a localização do próximo poço, que será perfurado em 2011.
Bacia de Potiguar offshore
Na bacia de Potiguar, a Galp Energia detém uma participação de 20% em dois consórcios (BM-POT-16 e BM-POT-17) com interesses em cinco blocos de águas profundas. Nos blocos dos contratos BM-POT-16 e BM-POT-17, situados nas águas profundas da bacia Potiguar, no nordeste brasileiro, continuam os trabalhos de reprocessamento sísmico e de interpretação e modelação geológica, assim como estudos de deteção remota, executando o programa de exploração previsto para esta região. Em 2010, realizou-se um levantamento de dados eletromagnéticos e os trabalhos de interpretação sísmica prosseguiram. Foi identificado um primeiro alvo a investigar na primeira sondagem exploratória, prevista para 2011.
Bacia de Espírito Santo
A Galp Energia, com 20%, é parceira da operadora Petrobras num bloco offshore situado na bacia de Espírito Santo.
Este bloco tem uma área de 722 quilómetros quadrados e está localizado numa lâmina de água que varia entre os 2.000 e os 2.200 metros. Em 2010, foi perfurado o primeiro poço exploratório, denominado Ambrósia. Os reservatórios alvo desta sondagem revelaram não serem portadores de hidrocarbonetos, o que conduziu ao abandono definitivo do poço. Após a análise do potencial remanescente do bloco, o consórcio decidiu prosseguir para o segundo período exploratório e perfurar um poço de exploração adicional em 2011. Na sequência da solicitação por parte do consórcio, a ANP prolongou o prazo do segundo período exploratório até 31 de dezembro de 2012.
Bacia de Potiguar, Sergipe Alagoas e Amazonas onshore
A Galp Energia está presente em projetos onshore em três bacias, em parceria com a Petrobras: Sergipe/Alagoas, Potiguar e Amazonas. A Galp Energia é a operadora dos dois blocos que detém, na bacia de Sergipe/Alagoas, e de nove dos catorze blocos onde detém interesses na bacia Potiguar. Apesar das operações onshore não serem comparáveis em dimensão com as do offshore brasileiro, a Galp Energia encara a sua participação, não só como uma forma de adquirir experiência como operadora, mas também como forma de aumentar os níveis de produção no Brasil.
Na bacia de Potiguar, quatro poços de avaliação, efectuados em 2010, confirmaram as descobertas de petróleo leve, de gás e condensados.
Na sequência dos planos de avaliação, estas descobertas mereceram a Declaração de Comercialidade, passando a designar-se Campo de Andorinha, Campo de Andorinha Sul e Campo Sanhaçu.
Durante o ano de 2010, as atividades da Galp Energia na bacia de Sergipe/Alagoas focaram-se na perfuração de três poços de avaliação das descobertas Sati, Ananda e Krishna e também num poço de exploração numa nova estrutura no Bloco SEAL-T-429. Com base nos resultados obtidos, foi emitida a Declaração de Comercialidade da descoberta Sati, que passou a designar-se Campo de Dó-Ré-Mi.
Na bacia de Amazonas, onde a Galp Energia detém participações em três blocos, as atividades em 2010 continuaram focadas na preparação das campanhas de aquisição sísmica 2D e 3D, que deverão decorrer em 2011.
voltar ao topo
Venezuela
Durante o ano de 2010, a Galp Energia manteve a parceria com a empresa petrolífera estatal venezuelana PDVSA, quer no projeto de certificação de reservas do Bloco Boyacá 6, na faixa petrolífera do Orinoco, quer nos projetos de GNL que irão aproveitar o gás natural proveniente dos campos de exploração das plataformas Deltana e Mariscal Sucre. A decisão final de investimento nestes projetos está prevista para o final de 2011.
voltar ao topo
Portugal
O consórcio da bacia de Peniche é formado pela operadora Petrobras, com 50%, pela Galp Energia, com 30%, e pela Partex, com 20%.
Nos quatro blocos offshore de Peniche, operados pela Petrobras, foi realizada em 2008 uma campanha de aquisição de dados sísmicos 2D (8.400 km). Teve início em 2010, e irá prolongar-se por 2011, o reprocessamento de cerca de 2.000 quilómetros de linhas sísmicas 2D, adquiridas em 2008, sobre os Blocos Camarão e Amêijoa, na bacia do Peniche. Este reprocessamento visa melhorar a imagem sísmica desta região de grande complexidade geológica para prosseguir com a avaliação do potencial destes blocos e a maturação de leads. No início de 2010 decorreu o processo de aquisição sísmica 3D localizada, na bacia de Peniche, para os Blocos Ostra e Mexilhão, o qual foi concluído em dezembro de 2010. O processamento sísmico destes dados irá prolongar-se para além do terceiro trimestre de 2011, prevendo-se o início da sua interpretação e da integração em estudos geológicos.
Em 2010, concretizou-se a transferência da operação dos blocos da bacia do Alentejo (Santola, Gamba e Lavagante), anteriormente operados pela Tullow Oil, para a Petrobras, que passou a deter uma participação de 50% naquela bacia. A Galp Energia aumentou a sua participação de 10% para 50%. Os trabalhos realizados durante 2010 incluíram estudos geológicos e geofísicos, com o objectivo de compreender o sistema petrolífero da bacia do Alentejo e identificar e avaliar os prospectos potenciais que poderão vir a ser alvo de uma aquisição sísmica 3D em 2011.
voltar ao topo
Timor
A participação de 10% da Galp Energia nas atividades de exploração e produção em Timor-Leste remonta a 2007 nos Blocos A, B, C, E e H.
O período de exploração está dividido em três fases, devendo estar concluído em novembro de 2013. Durante a primeira fase de exploração, realizou-se a aquisição de sísmica 2D e foram adquiridos dados de gravimetria e magnéticos. Foi também efetuada a aquisição de sísmica 3D, que foi processada. Elaboraram-se também diversos estudos geológicos, com colheita de amostras abaixo do fundo do mar, seabed cores e interpretação sísmica 2D e 3D. Após a análise dos dados existentes e da avaliação do potencial dos blocos, decidiu-se que quatro blocos passariam ao segundo período exploratório e que o Bloco A seria devolvido, o que se concretizou em novembro de 2010.
No final de 2010, perfurou-se o primeiro poço de exploração, no Bloco C, cuja avaliação já em 2011 concluiu que foi um poço seco, sendo que a informação recolhida será importante para o programa de perfuração futuro a realizar no bloco. A atividade de perfuração para 2011 prevê a perfuração de outro poço de exploração no Bloco C.
voltar ao topo
Moçambique
A Galp Energia detém desde 2007 uma participação de 10% na exploração da Área 4 na bacia do Rovuma. O final do prazo de exploração desta área, que está dividido em três períodos, está previsto para fevereiro de 2015. Em 2008 foram realizadas campanhas para a aquisição de dados sísmicos 2D (2.320 km), 3D (1.047 km2) e gravimétricos, sem nenhum incidente. Em 2009, foram completados os processamentos de sísmica 2D e os estudos 2D. Concluíram-se igualmente os processamentos e os estudos da sísmica 3D.
A interpretação sísmica realizada identificou diversos prospetos com potencial acima do inicialmente previsto, o que conduziu ao planeamento doutra campanha de 1.520 quilómetros quadrados de sísmica 3D, finalizada em junho de 2010. A área abrangida por esta campanha sísmica encontra-se localizada a norte da campanha realizada em 2008 e teve como objetivo estudar os prospetos, alguns dos quais candidatos à realização de poços de exploração após a elaboração de uma ordenação por potencialidade e risco. Os dois primeiros poços de exploração estão previstos para 2011. Os estudos realizados até ao momento indicam que será potencialmente uma área favorável à ocorrência de gás natural.voltar ao topo
Uruguai
Em 2009, a Galp Energia participou na primeira ronda de licitação de licenças offshore no Uruguai. As Áreas 3 e 4 da bacia de Punta del Este foram atribuídas ao consórcio integrado pela Galp Energia. A Galp Energia tem uma participação de 20% no consórcio, a par da Petrobras, com 40% (operadora da Área 4) e da YPF (operadora da Área 3) com 40%. O ano de 2010 focou-se em estudos e na interpretação de sísmica 2D. O consórcio dará continuidade a estes estudos durante o ano de 2011, para poder decidir a posterior aquisição de sísmica 3D.
voltar ao topo
Guiné-Equatorial
A Galp Energia detém uma participação de 15% para a construção potencial de um segundo trem deliquefação de gás natural na Guiné Equatorial, beneficiando de algumas das infraestruturas já existentes para o primeiro trem.
O consórcio integra também a Sonagas, com 50%, a empresa petrolífera nacional, a Union Fenosa Gas, com 20% e o Governo da Guiné Equatorial, com 15%. No início de 2009, a Galp Energia assinou um acordo para o desenvolvimento de um projeto de liquefação de gás natural na Guiné-Equatorial. Este projeto tem como objetivo a construção do segundo trem de liquefação no país, caso sejam certificados volumes de gás natural que tornem viável a sua construção, beneficiando assim de alguma da infraestrutura já existente para o primeiro trem.
Em 2010, foram avaliadas as quantidades de gás natural disponíveis para o projeto e definiu-se o modelo de negócio a implementar. Em 2011, as atividades irão concentrar-se na elaboração de um estudo de viabilidade do projeto e na assinatura de acordos preliminares de fornecimento de gás natural.
voltar ao topo