Bajo la lupa: planes de desarrollo de petróleo y gas de Brasil

El regulador ANP tiene en revisión 61 planes de desarrollo de hidrocarburos en Brasil.

La presentación de un plan de desarrollo es requisito esencial para que ANP pueda dar seguimiento al desarrollo de un campo o área prospectiva. Se debe entregar dentro de los 180 días siguientes a la declaración de comercialidad o cuando se requieran modificaciones.

La estatal Petrobras tiene el mayor número de planes de desarrollo en evaluación, con 12 registros.

En la lista de la empresa están incluidos los campos Barracuda y Caratinga de la cuenca Campos, que se someterán a un proyecto de revitalización que exige la instalación de una nueva FPSO.

El gigantesco campo presalino Tupi, ubicado en la cuenca Santos, también debiera pasar por un proceso de revitalización, ya que forma parte del grupo de campos de desarrollo que Petrobras tiene en análisis.

Además de Petrobras, los operadores marinos en la lista incluyen a Equinor (Raia Pintada y Raia Manta, antes BM-C-33), Shell (campo Argonauta) y BW Energia/Offshore (Camarupim, Camarupim Norte y Golfinho).

Costa adentro, destacan 3R Petroleum (3R Bahia, 3R Candeias, 3R Macau y 3R Rio Ventura) y Petrorecôncavo (Potiguar E&P), con 10 y 7 planes de desarrollo en evaluación, respectivamente.

APROBACIÓN RECIENTE

En total, a la fecha, la ANP ha dado luz verde a 363 planes de desarrollo de campos, 256 costa adentro y 107 costa afuera.

Recientemente, se aprobó el plan para los campos Atapu, Oeste de Atapu y Norte de Atapu, en la cuenca Santos.

El nuevo programa contempla la red de drenaje del yacimiento Atapu, compuesta por dos FPSO: Atapu 1 (P-70) y Atapu 2 (P-84), que contarán con capacidad para producir 225.000b/d de petróleo y comprimir 10 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) de gas natural.

El proyecto Atapu 2 contempla la perforación de siete nuevos pozos productores y seis nuevos inyectores, así como la interconexión de cuatro pozos reubicados desde Atapu 1, para un total de nueve pozos productores y ocho inyectores en este módulo.

El petróleo producido y tratado en las unidades de producción del yacimiento Atapu se movilizará mediante operaciones de descarga con buques de asistencia aframax o suezmax, cuya capacidad típica para transporte oscila entre 80.000m3 y 160.000m3, con un sistema de posicionamiento dinámico.

El flujo de gas del proyecto se concretaría mediante la conexión de la FPSO al sistema de flujo integrado, compuesto por los gasoductos Rota 1, 2 y 3, diseñados para transportar hasta 44Mm3/d, considerando la capacidad de unidades de procesamiento de gas terrestres.

Con la aprobación del plan de desarrollo, se prorrogó el contrato de concesión del campo Oeste de Atapu hasta el año 2057.