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Enviado por Roberto São Paulo/SP-2010
Campo de Tubarão Martelo e os campos do bloco BS-4
Planos de Desenvolvimento
ANP-Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis—-Fonte: Superintendência de Desenvolvimento e Produção
O Plano de Desenvolvimento é o documento preparado pelo concessionário, contendo o programa de trabalho e o respectivo investimento necessários ao desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural na área de concessão.
O Plano de Desenvolvimento deve ser preparado de acordo com as instruções contidas na Portaria ANP nº 90, de 31/05/2000, e conter informações em abrangência e profundidade suficientes para:
permitir à ANP conhecer e acompanhar os parâmetros do desenvolvimento do campo;
demonstrar que a exploração do campo se fará em consonância com a legislação em vigor, particularmente com as normas e regulamentações governamentais aplicáveis à industria de petróleo;
demonstrar que as futuras operações de produção ocorrerão de acordo com as melhores práticas da indústria do petróleo.
Os Sumários Executivos dos campos cujos Planos de Desenvolvimento foram aprovados pela Diretoria Colegiada estão listados abaixo.
—–Atlanta–pdf(bloco BS-4)
—–Tubarão Martelo–pdf
—Oliva—-pdf
anexo 1
SUMÁRIO EXECUTIVO EXTERNO DO CAMPO DE TUBARÃO MARTELO—Contrato 48610.001367/2008-54
Plano de Desenvolvimento aprovado na Reunião de Diretoria n° 714 de 13/06/2013,—Resolução de Diretoria n° 579/2013
O Campo de Tubarão Martelo está situado na porção sul da Bacia de Campos, em lâmina d’água entre 100 e 110 m e distante 94 km da cidade de Arraial do Cabo, litoral norte do Estado do Rio de Janeiro (Figura 4.1). O campo estende-se pelos blocos exploratórios CM-466 e C-M-499, áreas dos Contratos de Concessão BM-C-39 e BM-C-40, respectivamente.
Foi solicitada à ANP a anexação dessas duas áreas e a definição de um ring-fence de campo único, sendo mantido o número do Contrato de Concessão BM-C-39, referente ao poço descobridor (Figura 1).
Figura 1: Figura 1.1 – Mapa de localização dos blocos C-M-466 e C-M-499 (sistema de coordenadas SAD-69).
A empresa concessionária e operadora é a OGX Petróleo e Gás S.A. e a área requerida para o desenvolvimento do campo (ring-fence) engloba as estruturas mapeadas com hidrocarbonetos e os aquíferos atuantes, totalizando 32,14 km2 (área corrigida de 31,47 km2).
A descoberta do campo ocorreu com a perfuração do poço 1-OGX-25-RJS, em novembro de 2010, tendo sido constatada a presença de hidrocarbonetos nos reservatórios carbonáticos albo-cenomanianos crono-correlatos à Fm. Imbetiba do Grupo Macaé, situados no intervalo entre 1.834 e 2.032 m.
O principal mecanismo primário de recuperação do reservatório é o de influxo de água, e a estratégia de explotação do campo considera um projeto de injeção de água periférica com objetivo apenas de complementar a atuação esperada do aquífero.
Os poços produtores serão horizontais levemente inclinados em relação às camadas. Os poços terão completação a poço aberto, protegidos por tubos sem cimentação com tubos telados e serão segmentados no trecho horizontal através de obturadores externos.
A concepção de produção para o Campo de Tubarão Martelo prevê a instalação de uma unidade de produção do tipo FPSO e de uma plataforma fixa do tipo WHP. Dos 15 poços previstos para o desenvolvimento da produção (12 produtores e 3 injetores de água), 4 poços produtores terão completação submarina, sendo interligados diretamente ao FPSO e completados com ANMH, e 11 terão completação seca, localizados na WHP. As ANMH estarão equipadas com válvulas de fechamento automático de acionamento hidráulico direto, do tipo Fail Safe para segurança.
O FPSO terá capacidade de processamento de 25.430 m3/dia (160.000 bpd) de líquido, 15.900 m3/dia (100.000 bpd) de óleo, compressão de 1,5 milhões de m3/dia de gás e capacidade de armazenagem de 217.800 m3 (1.370.000 bbl), ficará ancorado em lâmina d’água de 105 m. O sistema de ancoragem do FPSO será do tipo Single Point Mooring, com linhas de ancoragem convergindo para o mesmo através de um turret externo instalado na proa da embarcação.
Os investimentos totais no Campo de Tubarão Martelo somam aproximadamente US$ 1.556,09 milhões, a serem realizados no período de 2012 a 2017.
anexo 2
SUMÁRIO EXECUTIVO DO CAMPO DE ATLANTA—Contrato de Concessão n° ° 48000.003573/97-91
Plano de Desenvolvimento aprovado na Reunião de Diretoria n° 696 de 19/12/2012,Resolução de Diretoria n° 1255/2012
Em reunião realizada em 19 de dezembro de 2012, a Diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP aprovou a revisão do Plano de Desenvolvimento (PD) do Campo de Atlanta.
O Campo de Atlanta localiza-se na Bacia de Santos, à aproximadamente 185 km da costa a sudeste da cidade do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 1.550 metros, ocupando uma área de, aproximadamente, 115,92 km2. A figura 1 demonstra a sua localização.
Figura 1 – Mapa de Localização do Campo de Atlanta
A área em questão foi adquirida pela empresa Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) em 1998, durante a Rodada Zero, sob a nomenclatura de BS-4, tendo sido o seu Contrato de Concessão assinado no mês de agosto desse mesmo ano.
A atividade exploratória se iniciou ainda em 1998, com a interpretação geológica e geofísica da área. Em dezembro de 1999 foi realizada uma cessão de direitos, de forma que o consórcio passou a ser constituído também pelas empresas Chevron e Shell, sendo esta última a operadora do campo.
Entre janeiro e maio de 2000 foram levantados 3.350 km2 de linhas sísmicas 3D. No período compreendido entre 2001 e 2006 foram perfurados 8 (oito) poços na concessão, sendo 7 (sete) exploratórios e 1 (um) especial. O poço descobridor do campo foi o 1-SHEL-4-RJS, o qual perfurou uma camada de aproximadamente 100 metros de espessura de arenitos turbidíticos do Eoceno contendo óleo. Devido a um desmoronamento nesse poço, foi perfurado o “sidetrack” 1-SHEL-4A-RJS, o qual confirmou um contato óleo-água a 2.404 metros de profundidade.
Os poços 3-SHEL-8-RJS e 3-SHEL-20HPA-RJS foram testados em, respectivamente, dezembro de 2001 e novembro de 2006. A atividade exploratória encerrou-se com a declaração de comercialidade da área, realizada em dezembro de 2006 e, desde então, não houve qualquer produção na mesma.
Em 16/02/2012, por força da Resolução de Diretoria (RD) no 146/2012, a empresa Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A. passou a ser operadora do Contrato de Concessão no 48000.003573/97-91, referente aos campos de Atlanta e Oliva.
O reservatório principal do campo, de idade Eocênica, caracteriza-se por areias com boa permo-porosidade, e foi formado em uma região de diminuição significativa no gradiente do mergulho da superfície deposicional, onde fluxos turbidíticos deixavam de estar confinados nos canyons do talude e se espraiavam para formar feições lobadas, frequentemente recortadas por canais.
A subdivisão do mesmo ocorreu na forma de três zonas: Zona Superior, Zona Inferior e “Reservatório”, e baseou-se principalmente nos perfis dos poços e nas características granulométricas de cada uma.
A recuperação primária esperada é resultado de um mecanismo combinado de depleção simples – expansão de fluidos e contração do meio poroso – com influxo de água, não sendo identificada capa de gás primária. Dessa forma não está prevista, inicialmente, injeção de água no reservatório.
Um Sistema Antecipado de Produção (SPA) com duração de 03 (três) anos está previsto para ser implantado em maio de 2014 e será composto por 02 (dois) poços horizontais a serem perfurados em 2013.
Já o Sistema Definitivo está previsto para entrar em produção em meados de 2018 e contará com os 02 (dois) poços utilizados no SPA e mais 10 (dez) poços horizontais a serem perfurados entre os anos de 2017 e 2019.
Assim, o desenvolvimento do campo se dará através de um total de 12 (doze) poços horizontais, perfurados a partir de dois clusters, resultando em uma malha de drenagem com configuração radial.
Nos poços produtores serão instaladas Árvore de Natal Molhada (ANM), GLL/DL, do tipo horizontal, equipadas para completação com Bombeio Centrífugo Submerso Submarino (BCSS) e mandris para conexão de linhas de fluxo via Módulos de Conexão Vertical (MCV).
Esses poços serão interligados aos Manifolds via jumpers, que terão comprimentos médios de até 35 metros.
A unidade de produção a ser utilizada no campo será um FPSO, com instalações de processamento para os poços de desenvolvimento submarino, sendo que as mesmas serão compartilhadas com o Campo de Oliva. O petróleo bruto será escoado para navios aliviadores diretamente da unidade, enquanto que o gás natural será exportado / importado através de um gasoduto destinado às instalações do Campo de Uruguá.
A medição fiscal da produção do campo será realizado através de skid de medição, composto por 3 (três) medidores (sendo um deles master), o qual ficará localizado após o tratador eletrostático e antes dos tanques de armazenamento.
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corram
corram e retirem o óleo.
dona dilma disse que o campo de libra foi o primeiro leilão bem sucedido.
se foi o primeiro, haverão outros.
corram que a dona dilma vem ai, com a privatização (concessão até esgotar o óleo) !
Campo de Tubarão Martelo
Creio que ás últimas chances da OGX estão no campo de Tubarão Martelo onde tem 60%, já que existe um contrato de venda de 40% para a Petronas, caso obtenha uma produção de 10 mil barris diários, terá um faturamento bruto ao redor de R$ 2 milhões de reais por dia, cerca de R$ 769 milhões por ano, mais do que suficiente para se recuperar, principalmente se for aprovado o pedido de concordata.
A produção no campo de Tubarão Martelo está prevista pa iniciar este mês, vamos aguardar.——–com o pedido de concordada aprovado, o faturamento permitirá manter a participação de 40% no Bloco BS-4 que tem a Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP) como operadora.
Lembrando que a Platoforma tipo FPSO que está sendo instalada no campo de Tubarão Martelo tem capacidade de produção de 100 mil barris por dia e capacidade para estocar 1,3 milhões de barris
OGX prevê produzir em Tubarão Martelo na 2a metade de novembro
Reuters Brasil—quarta-feira, 23 de outubro de 2013 18:31 BRST—-Por Sabrina Lorenzi e Jeb Blount(Reportagem adicional de Guilhermo Parra Bernal, em São Paulo)
RIO DE JANEIRO, 23 Out (Reuters) – A OGX, endividada petroleira do empresário Eike Batista, prevê iniciar na segunda metade de novembro a produção no campo de Tubarão Martelo, afirmaram nesta quarta-feira duas fontes com conhecimento direto do assunto à Reuters.
O início de produção da OGX em Tubarão Martelo poderá ajudar Eike a renegociar sua dívida de 3,6 bilhões de dólares com detentores de bônus no exterior. Depois de não honrar no início de outubro o pagamento de juros sobre bônus com vencimento em 2022, a OGX corre o risco de ser declarada inadimplente no começo de novembro.
Os poços de Tubarão Martelo, que são a aposta de sobrevivência da OGX, estão prontos para serem interligados à plataforma OSX3, que está no local. Já foi concluída a completação de poços, fase em que os poços são preparados e revestidos adequadamente para receber o petróleo, segundo as fontes.
“Só falta interligá-los… Já tem barcos de apoio no local começando essa nova etapa”, disse uma das fontes, sob condição de anonimato.
O campo de Tubarão Martelo faz parte do acordo da OGX com a malaia Petronas para a venda de participação de 40 por cento em dois blocos na Bacia de Campos.
A Petronas, porém, ainda não fez nenhum pagamento à OGX, informando em agosto que aguardaria a reestruturação da dívida da petroleira brasileira para dar prosseguimento ao negócio que garantiria 850 milhões de dólares à
OGX.
No começo de julho, a OGX anunciou a desistência de investir em alguns campos na Bacia de Campos antes considerados promissores. Desde então, Tubarão Martelo é apontado como o principal ativo da companhia.
Procurada, uma assessora de imprensa da OGX não comentou imediatamente o assunto.
CONTRATO COM MODEC
A OGX informou em maio que estimava produzir no campo de Tubarão Martelo em dezembro, mas a grave crise financeira lançou dúvidas quanto à capacidade da petroleira de cumprir os trâmites necessários ao primeiro óleo ainda neste ano.
A maior parte dos custos de instalação da plataforma OSX3 estão incluídos num acordo com a Mitsui Ocean Development & Engineering Co (Modec), de acordo com ata de reunião de representantes da OSX –estaleiro de Eike– com detentores de bônus.
A Modec é uma empresa especializada em engenharia, construção e instalação de sistemas flutuantes de produção, sendo praxe na indústria do petróleo a terceirização desses serviços.
O valor do contrato com a Modec que ainda não foi pago deve ser quitado pela OSX em duas parcelas:
a primeira de 11 milhões de dólares no fim de 2013
e a segunda de 8 milhões de dólares em agosto de 2014, segundo o documento do encontro da OSX com credores.
Os sucessivos fracassos na campanha exploratória da OGX, que já foi considerada a empresa mais preciosa do grupo de companhias de Eike, deixou a petroleira em situação crítica de caixa e contaminou todos os negócios do ex-bilionário.
Tubarão Martelo, originário dos blocos BM-C-39 e BM-C-40, possui reservas prováveis de 87,9 milhões de barris óleo equivalente (boe). Inicialmente, a OGX tinha declarado um volume total recuperável de 285 milhões de barris de petróleo no campo.
(Reportagem adicional de Guilhermo Parra Bernal, em São Paulo)
URL:
http://br.reuters.com/article/businessNews/idBRSPE99M09N20131023?sp=true
OGX
Empresas na posição da OGX tem o costume de diminuir custos operacionais, principalmente na área de segurança. A OGX poderá ser extinta por completo se ocorrer algum vazamento de óleo de suas exploradoras.
Fato.
FPSO OSX-3
OSX-3 chega ao Brasil
————OGX Petróleo e Gás Participações S.A.—–26/08/2013
A OGX, empresa de exploração e produção de petróleo e gás do Grupo EBX, informa que o FPSO OSX-3, que será responsável pela produção no campo de Tubarão Martelo, chegou ao Rio de Janeiro na manhã de sábado (24/08). A unidade saiu de Cingapura rumo ao Brasil no dia 15 de julho e, após 41 dias de viagem, concluiu sua travessia antes do cronograma previsto inicialmente, de cerca de 50 dias. A chegada do FPSO OSX-3 representa uma importante etapa para a OGX rumo ao início da produção do Campo de Tubarão Martelo, nos Blocos BM-C-39 e BM-C-40, na Bacia de Campos, prevista para o final de 2013.
“A OGX segue com foco no início da produção de Tubarão Martelo e a chegada do OSX-3 reforça a continuidade do cronograma conforme havíamos previsto. A companhia perfurou e completou até o momento seis poços produtores horizontais e também já concluiu testes de formação em cinco poços produtores, com resultados em linha com nossas expectativas”, ressalta o diretor presidente da OGX, Luiz Eduardo Carneiro.
O IBAMA concedeu, no último dia 8 de agosto, à OGX, a Licença de Instalação (LI) relativa à atividade de Desenvolvimento e Escoamento de Petróleo nos blocos BM-C 39 e BM-C 40, incluindo os campos de Tubarão Martelo e Rêmora. Neste mês, a OGX também recebeu a Licença Prévia, que atesta viabilidade ambiental do projeto apresentado para os blocos, aprovando sua localização e concepção conforme descrito no estudo de impactos ambientais da OGX.
Neste momento está sendo executada a instalação prévia do sistema de ancoragem na locação por embarcações de apoio especializadas. Uma vez cumpridos os procedimentos de admissão da embarcação pelas autoridades brasileiras, o próximo passo será a conexão do FPSO com seu sistema de ancoragem.
Recentemente a OGX celebrou contrato com a PETRONAS Brasil E&P Ltda (“Petronas”) tendo como objeto a venda de participação de 40%, permanecendo a OGX como operadora, nas concessões dos blocos BM-C-39 e BM-C-40. Esta transação está sujeita à aprovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”) e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (“CADE”).
Conheça detalhes sobre o FPSO OSX-3:
• Segunda unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo da frota da OSX.
• Foi convertido e integrado no estaleiro Jurong, em Cingapura, onde foi realizada a cerimônia de batismo em maio deste ano.
• Foram construídos 16 módulos totalmente novos de até 1.480 toneladas cada, num trabalho que consumiu aproximadamente 12 milhões de homens hora.
• Entrará em operação na Bacia de Campos, no campo de Tubarão Martelo.
• Serão lançados 635 quilômetros de cabos elétricos.
• São monitorados pelo sistema de automação mais de 10.000 pontos do navio, e a capacidade de geração instalada, de 85 megawatts, é suficiente para suprir uma cidade média de 100.000 habitantes.
URL:
http://www.ogx.com.br/pt/sala-de-imprensa/noticias/Paginas/OSX–3-chega-ao-Brasil.aspx