domingo, 2 de enero de 2011

Campo Tupi-Iracema, Brasil-Comercialización-Etapa de Explotación-Características Generales


Foto (AP/Wikipedia/Felipe Dana) de la celebración del Presidente Lula de Brasil al declarar la “Comecialización” del campo Tupi-Iracema (Nuevo nombre propuesto: Lula-Cernambi) al finalizar el año 2010. El campo Tupi se localiza en la Plataforma de Sao Paulo, Alto antiguo de migración enfocada (Focus Migration).

Se ha dicho, en general, que se declara la
comercialidad del campo y que por consiguiente se comprueban las reservas. En realidad, el hecho es que se entra a la etapa de explotación/producción de acuerdo al contrato con la Agencia de Hidrocarburos.

Para los operadores del lote (BM-S-11) en concesión, han estado los últimos cuatro años tratando de usar todo el tiempo de la etapa de exploración/desarrollo para perforar la mayor cantidad de pozos de confirmación/desarrollo y asi usar el período de explotación completo para tratar de extraer la mayor cantidad de hidrocarburos.

No son todos los días que se declara en explotación/comercialidad de campos super-gigantes de la magnitud de Tupi-Iracema y en especial en Latino América. Por consiguiente Brasil y las empresas operadoras tienen razon para celebrar.

No se tiene mucha información de primera mano respecto a este campo, pero sin embargo, se conocen algunos detalles, como son los siguientes:

• Nombre del Campo: Tupi-Iracema (se propone: Lula-Cernambi).
• Localizacion: Lote BM-S-11, Cuenca de Santos Brasil costa afuera.
• Descubierto: Septiembre de 2006.
• Profundidad de los Pozos: aproximadamente 17,200 pies.
• Profundidad del Agua: 7,220 ft (2,200 m).
• Espesor de la Sal (salt canopy): 2000 m.
• Edad de la Sal: Cretáceo, Aptiano.
• Reservorio: Carbonatos heterogeneous de calidad variable.
• Edad de la roca madre/reservorio: Cretáceo Temprano (Barremiano-Aptiano). Formación Guaratiba equivalente a Lagoa Feia.
• Espesor de roca impregnada (net pay): 250 ft aproximadamente.
• Trampa: Bloques fallados debajo de la sal.
• Sello: Sal Cretácea.
• Gravedad API de los hidrocarburos: 28-30º API.
• Viscosidad del crudo: 1 cp.
• Relación Gas-Aceite (GOR): 140-220 m³/m³ (1235 ft³/Bbl).
• Presión del Yacimiento: 580 kgf/cm² (8250 psi).
• Gas Asociado con CO2: 8%-18% de CO2.
• Área del Campo: Área Piloto: 110 Km² (27,181.48 acres); Área total de evaluación: 936 Km² (231,289.7).
• Reservas: 8.3 BBOE en total; Tupi (Lula) 6.5 BBBOE e Iracema (Cernambi) 1.8 BBOE (Reservas recuperables de acuerdo a la ANP (Agencia Nacional de Hidrocarburos).• Costo por Pozo: 100/240 Millones de dólares por pozo.
• Mecanismo de Producción del Campo: Gas en Solución.
• Potencial de flujo: 5,000 - 15,000 - 20,000 Barriles de petróleo por día (BOPD) por pozo.
• Sistema de Producción/Exportación: FPSO’s (Floating Production Storage Offloading).
• Número de FPSO’s necesarios: 7-15.
• FPSO’s para comenzar 1-2
• FPSO’s en construccion 6.
• Pozos que se necesitan: Aproximadamente 100-110.
• Pozos actuales: 12-15.
• Parafina se puede acumular en las tuberías.
• Costos: Los estimativos podrían alcanzar mucho más de 50 billones de dólares para su completo desarrollo. Como referencia de precio, un FPSO para producir/almacenar/exportar cerca de 100,000 barriles de hidrocarburos diarios, vale alrededor de un billón de dólares (mil millones de dólares).
• Socios: Petrobras (operador), 65%; Grupo BG, 25% y Petrogal 10%.

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