TotalEnergies iniciará en agosto campaña de perforación en Brasil

TotalEnergies tiene previsto iniciar en agosto la perforación y terminación de los pozos del proyecto Lapa Sudoeste, situado en el presal de la cuenca Santos en Brasil. 

La actividad es parte de la revisión del plan de desarrollo del campo Lapa, cuya aprobación recomendó recientemente el departamento de desarrollo y producción del regulador de hidrocarburos ANP.

La revisión incluye dos módulos: el proyecto principal del campo Lapa con el desarrollo del área Lapa Nordeste (fase 2) y el proyecto complementario para el área suroeste (fase 3).

Lapa Nordeste está en etapa de desarrollo desde diciembre de 2016. La perforación e interconexión de los pozos de esta zona se completó en 2020 y el final del proyecto estaba inicialmente planificado para 2024, cuando el pozo LPA-NE-I2 (8-LPA-7D-SPS) estaría en condiciones de inyectar agua y gas. Ahora se espera que inyecte gas el 1 de enero de 2025.

El primer petróleo del proyecto suroeste está previsto para agosto de 2025.

EL PROYECTO

Lapa se ubica en el bloque BM-S-9A, en la parte central de la cuenca Santos y a 300km de las costas de Brasil. Tiene una superficie de 229km2 y una profundidad marina promedio de 2.140m.

El campo trabaja con la FPSO Cidade de Caraguatatuba, con una capacidad para producir 100.000b/d de petróleo y comprimir y procesar 5 millones de metros cúbicos diarios de gas.

La capacidad de inyección de agua es de 120.000b/d y la de almacenamiento asciende a 1,6 millones de barriles de crudo. El petróleo se transfiere a las terminales de almacenamiento mediante buques de socorro.

El alcance de la zona noreste incluía originalmente tres pozos productores y dos inyectores. El perímetro final de esta zona, tras ser optimizado, incluía dos inyectores más y la sustitución de los pozos 3-BRSA-861-SPS y 7-LPA-1D-SPS por 7-LPA-6D-SPS y 7-LPA-5D-SPS, lo que dejó un plan de desarrollo final con siete pozos, tres de ellos productores y cuatro inyectores.

El área Lapa Sudoeste se desarrolla con tres pozos, dos de los cuales son productores y uno inyector de agua.

La necesidad de inyección de agua puede extenderse a la estructura suroeste por analogía con la noreste, sostiene la empresa.

Además de la similitud y proximidad del yacimiento, se observó una pequeña reducción de presión en la zona suroeste luego de poner en producción la estructura noreste.

Es posible que, tras unos meses de producción en la zona suroeste, se observe que algunas áreas no están bien drenadas o que el soporte de presión no es suficiente, lo que llevaría a perforar otro pozo inyector de agua, según la empresa francesa.

Debido al alto contenido de CO2 en el gas que se produce en Lapa (45% en el caso de Lapa Nordeste), el gas de Lapa no puede monetizarse. El anterior operador (la estatal Petrobras) no elaboró ningún plan para exportar gas, y todo el gas asociado se reinyecta en el yacimiento.

La descarga del petróleo producido y tratado en la unidad de producción del campo Lapa se realiza utilizando buques de socorro de tipo aframax o suezmax, cuya capacidad típica de transporte oscila entre 80.000-160.000m3, con sistema de posicionamiento dinámico.

ANTECEDENTES

El yacimiento Lapa se descubrió en 2007 y tiene su origen en el antiguo bloque exploratorio BM-S-9, adquirido en la segunda ronda de licitación de ANP por un consorcio integrado por Petrobras (operador, 45%), BG E&P Brasil (30%) y Repsol Brasil (25%).

En enero de 2015, Petrobras presentó a ANP la primera revisión del plan de desarrollo del campo.

En febrero de 2017, TotalEnergies adquirió el 35% de Petrobras y se hizo cargo de la operación en enero de 2018 después de un período de transición.

TotalEnergies compró el 10% restante a Petrobras en septiembre de 2021, con lo que pasó a tener una participación de 45% en el yacimiento. En diciembre de 2018, se presentó a ANP la segunda revisión del plan de desarrollo de Lapa, con la empresa francesa como operadora.

En marzo de 2020 se aprobó la revisión 2 del plan de Lapa. El directorio de ANP determinó que la revisión 3, que cubre el desarrollo del área suroeste, debía entregarse en diciembre de 2020.

TotalEnergies informó a ANP en diciembre de ese año que, debido a la crisis derivada de la pandemia de COVID-19, el consorcio BM-S-9A consideró que la decisión final de inversión para el proyecto Lapa Sudoeste se tomaría el 1T22, por lo que solicitó que se pospusiera la entrega del plan de desarrollo.

En marzo de 2022, la empresa resaltó los desafíos técnicos y comerciales del proyecto, y solicitó que el plan se entregara en marzo del año siguiente.

Uno de los retos era la garantía de flujo que implicaba el proyecto, debido a las características del fluido y a la interconexión submarina de 12km de longitud entre los pozos Lapa Sudoeste y Cidade de Caraguatatuba.

En octubre de 2023, TotalEnergies presentó la última versión de la tercera revisión del plan de desarrollo.