DOEPE 22/03/2016 - Pág. 21 - Poder Executivo - Diário Oficial do Estado de Pernambuco

Poder Executivo ● 22/03/2016 ● Diário Oficial do Estado de Pernambuco

Recife, 22 de março de 2016

Diário Oficial do Estado de Pernambuco - Poder Executivo

Ano XCIII • NÀ 53 - 21

PETROGAL BRASIL S.A.
CNPJ nº 03.571.723/0001-39
RELATÓRIO DE GESTÃO 2015
1. FATOS RELEVANTES OCORRIDOS EM 2015: • Em 2015, a
Petrogal Brasil registrou uma produção média de petróleo e gás
natural de 35,7 mil boepd, um aumento de 80% em comparação ao
ano de 2014; • O FPSO Cidade de Itaguaí instalado no campo de
Iracema Norte iniciou a produção no mês de Julho e encerrou 2015
FRPWUrVSRoRVSURGX]LQGRFHUFDGHPLOERHSG‡1R¿QDOGRDQR
a produção (a 100%) de Lula-Iracema ultrapassou os 440 mil bopd,
provenientes de 4 FPSOs: Cidade de Angra dos Reis que produzia
95 mil bopd, a Cidade de Paraty com 120 mil bopd, a Cidade de
Mangaratiba com 147 mil bopd e a Cidade de Itaguaí com 81 mil
boepd; • Foi iniciado o Sistema de Produção Antecipada (SPA) de
Lula Norte, com a interligação do poço 9-LL-19-RJS ao FPSO
Cidade de Paraty, que apresentou uma vazão sustentada de 22 mil
ERSGDR¿QDOGRDQR‡)RLUHDOL]DGRXP7/'HP$WDSXQDiUHDGD
Cessão Onerosa no poço 3-RJS-722 com o FPSO Cidade de São
Vicente que apresentou uma produção sustentada de cerca de 15
NERHSG‡1DiUHDGH,DUDIRLSHUIXUDGRHWHVWDGRRSRoR%%*'
RJS no campo de Berbigão e testado o poço 3-RJS-729 no campo
de Atapu Oeste que permitiram dar continuidade à mitigação de
incertezas do projecto; • Foi concluída a instalação do gasoduto
Cabiúnas, composto de 379 Km do trecho offshore e 4,2 km do
trecho onshore, que juntamente com o gasoduto Lula-Cernambi de
19 km compõem a Rota 2 de escoamento de gás da Bacia de
Santos; • Foi perfurado e completado um poço no Polo Pré Sal da
%DFLDGH6DQWRVHP,UDFHPD6XO SRoR//'5-6 HPWHPSR
recorde de 91,8 dias; • Na construção dos FPSOs “domésticos”,
também chamados Replicantes foi concluída a campanha de “lifting”
dos módulos da P-66, no Estaleiro da Brasfels em Angra dos Reis e
foi iniciada a etapa de integração da unidade. e foi adjudicada a
construção dos módulos de compressão à BJC e COSCO, fazendo
face à incapacidade da IESA em entregar os mesmos; • Em 2015 o
FPSO Cidade de Maricá teve sua construção concluída no estaleiro
%UDVD H FKHJRX j ORFDomR QR ¿QDO GR DQR ‡ $ ORFDomR 8PEX
FRPSURPLVVR GR EORFR 3270 QD %DFLD 3RWLJXDU QmR IRL
DSURYDGD SHORV SDUFHLURV ( D OLFLWDomR SDUD DTXLVLomR VtVPLFD '
EURDGEDQGWHYHLQtFLRQR¿QDOGH'H]HPEURGHVWHDQR‡1DiUHDGH
,$5$ HP  IRL SHUIXUDGR H WHVWDGR R SRoR %%*'5-6 H
testado o poço 3-RJS-729 que permitiram dar continuidade à
mitigação de incertezas do projecto; • Foi concedida pela ANP a
H[WHQVmR GH SUD]R DWp 0DUoR SDUD R 3$' GD GHVFREHUWD GH
Bem-te-vi no bloco BM-S-8 e iniciou-se a campanha de perfuração
do poço de avaliação da descoberta da locação Carcará. • O Bloco
BM-S-21 foi devolvido à ANP após o consórcio entender que não
GHYHULD SHUIXUDU R FRPSURPLVVR ¿UPH GR 3$' )RL SDJD PXOWD
referente ao não cumprimento deste compromisso. • No tocante à
operação onshore, nomeadamente na Bacia terrestre Sergipe/
Alagoas, foi concluído a perfuração do poço 7-RB-02-SE, no campo
Rabo Branco, perfurado dentro das previsões de tempo e custo. Foi
realizado teste de formação neste poço com resultados acima das
H[SHFWDWLYDV‡'DQGRFRQWLQXLGDGHDR3ODQRGH'HVHQYROYLPHQWRGR
Campo de Rabo Branco, foi iniciada a perfuração do poço 4-GALP46-SE. • Foi concluída a negociação do Farm-out do Campo de
$QGRULQKDWHQGRD&HVVmRGH'LUHLWRVGRFDPSRVLGRVXEPHWLGRj
$13HP'H]HPEURGH‡$VRSHUDo}HVUHDOL]DGDVSHOD3HWURJDO
Brasil em seus campos terrestres foram realizadas em conformidade
com os procedimentos de segurança não tendo ocorrido acidentes
com afastamento nem derrame de óleo. 2. EXPLORAÇÃO E
PRODUÇÃO: 2.1 - Atividades exploratórias e de avaliação: A
Petrogal Brasil está presente nas principais bacias sedimentares
brasileiras, com ativos de exploração e produção em áreas terrestres
(onshore) e marítimas (offshore  (P  GH 'H]HPEUR GH  D
Petrogal Brasil possuía participações em 17 blocos, sendo deles 7
onshore e 10 offshore. A Companhia é Operadora em 04 blocos nas
bacias terrestres Potiguar e Sergipe-Alagoas. Presentemente, o
principal ativo da Petrogal Brasil é representado por sua participação
de 10% no BMS-11, onde já existem diversas descobertas, entre
elas o campo de Lula, já em fase de desenvolvimento. Este campo
de Lula é uma das principais descobertas comerciais do Presal no
offshore brasileiro. BM-S-11: Na área de IARA em 2015 foi perfurado
HWHVWDGRRSRoR%%*'5-6HWHVWDGRRSRoR5-6(VWDV
actividades permitiram aprofundar o conhecimentos dos
reservatórios. Os poços indicaram a presença de comunicação entre
R%%*'5-6HRSRoR5-6HHQWUHRSRoR5-6HR
poço da Cessão Onerosa 3-RJS-722. Foi realizado um teste de
longa duração no poço 3-RJS-722, localizado em Atapu na área da
Cessão Onerosa. Ainda dentro das perspectivas de melhor
entendimento das características da área. Central de IARA, o
Consórcio liderado pela Petrobras SA e com participação da BG do
Brasil e da Petrogal Brasil, deu continuidade aos estudos geológicos/
JHRItVLFRVHGHYLDELOLGDGHGHSURGXomRMXQWRGD%HLFLS'XUDQWHR
DQR GH  IRUDP IRUDP LQWHQVL¿FDGDV DV DFWLYLGDGHV GH
processamento sísmico que permitirão mitigar algumas incertezas
associadas à área de Iara. PERNAMBUCO-PARAIBA (BM-PEPB:
PEPB-M-783 e PEPB-M-839): O ano de 2015 não apresentou
nenhuma actividade exploratória dentro dos blocos PEPB-M-783 e
PEPB-M-839, a não ser a continuação do reprocessamento e
LQWHUSUHWDomRGDVtVPLFDH[LVWHQWHSDUDDPHOKRUGH¿QLomRGRSRoR
compromisso a ser perfurado no bloco PEPB-M-839. A ANP
concedeu ao Consórcio 638 + 92 dias pelo atraso da emissão da
OLFHQoD SHOR ,%$0$ WUDQVIHULQGR D GDWD ¿QDO GR ž SHUtRGR
exploratório para 23/08/2017. AMAZONAS (AM-T-62, AM-T-84 e
AM-T-85): 'XUDQWH R DQR GH  IRL FRQFOXtGD D SHUIXUDomR GR
SRoR 66%$0 QR EORFR $07 &RP R UHVXOWDGR QHJDWLYR
GHVWHSRoRR&RQVyUFLRGHFLGLXSHODGHYROXomRGREORFRDR¿QDOGR
žSHUtRGRH[SORUDWyULR)RUDPWDPEpPSHUIXUDGRVRVSRoRV6,/
$0QREORFR$07TXHWDPEpPDSUHVHQWRXUHVXOWDGRQHJDWLYRH
IRLIDWRUGHFLVLYRQDWDPEpPGHYROXomRGREORFR$073RURXWUR
ODGRIRLSHUIXUDGRQREORFR$07RSRoR-$1$0TXHWHYH
sucesso exploratório e dará continuidade a exploração neste bloco
durante o ano de 2016. BM-S-21: O ano de 2015 foi marcado pela
GHYROXomRD$13GREORFR%06DLQGDGHQWURGR3$'GRSRoR
636 &DUDPED  (P YLUWXGH GD QmR LGHQWL¿FDomR GH XP
prospecto que não incorporasse riscos, foi realizada a devolução do
EORFR VHP R FXPSULPHQWR GR FRPSURPLVVR GR 3$' 2 &RQVyUFLR
SDJRXDPXOWDUHIHUHQWHDRQmRFXPSULPHQWRGRFRPSURPLVVR¿UPH
BM-S-8: 'XUDQWH R DQR GH  DV DFWLYLGDGHV UHODFLRQDGDV DR
bloco BM-S-8 resumiram-se a: 1) Perfuração do poço Carcará Norte
(3SPS105) durante o período de Janeiro a Julho de 2015. O poço
FRQ¿UPRX D H[WHQVmR D 1RUWH GR UHVHUYDWyULR FDUERQiWLFR FRP
SUHVHQoDGHyOHROHYH ž$3, QDHVWUXWXUDSULQFLSDO 3HUIXUDomR
da seção reservatório (a partir da base do sal) do poço Carcará NW
5-6' UHDOL]DGDHQWUH-XOKRH2XWXEURGH/RFDOL]DGRD
5,5 km NW do poço Carcará original, provou a existência de
reservatórios carbonáticos com presença de 381 m de coluna de
yOHR OHYH ž $3,    5HDOL]DomR GH GRLV WHVWHV GH IRUPDomR QR

poço Carcará Norte incluindo as zonas BVE100 e BVE200. Ambas
as zonas apresentaram alta permeabilidade e bom índice de
produtividade, comparáveis aos melhores poços produtores do présal. Ainda em 2015 foram desenvolvidas as seguintes atividades: a
continuação dos estudos de interpretação de dados sísmicos
GLVSRQtYHLVQDiUHDDRQRUWHGREORFR%06GH¿QLomRGHH[WHQVmR
da estrutura do poço descobridor de Carcará, e o início dos estudos
para o desenvolvimento da área do bloco e de sua extensão a norte.
Em relação aos compromissos do Plano de Avaliação, foi submetida
D DSUHFLDomR GD $13 D PRGL¿FDomR GRV VHJXLQWHV FRPSURPLVVRV
FDQFHODPHQWRGR7HVWHGH/RQJD'XUDomRDGLDPHQWRGDSHUIXUDomR
do poço Guanxuma para segundo semestre de 2017 e a manutenção
GRFRPSURPLVVRGR'67GR636'$ &DUFDUi1: 2SUD]R
GHHQWUHJDGD'R&IRLPDQWLGRSDUD0DUoRGHBM-S-24: As
actividades relacionadas ao bloco BM-S-24 em 2015 resumiram-se
ao aprofundamento dos estudos para o Plano Conceptual de
'HVHQYROYLPHQWRGR&DPSRLQFOXLQGRDFWLYLGDGHVGHLQWHUSUHWDomR
GR~OWLPR36'0HjHQWUHJDQD$13GDVROLFLWDomRGHSRVWHUJDomR
GD'R&SRUXPSHUtRGRGHDQRVSURUURJiYHOSRUPDLVFLQFRDQRV
de modo a permitir dar continuidade aos estudos e permitir assim
optimizar os recursos e a economicidade do projecto. POTIGUAR
OFFSHORE (BM-POT-16: POT-M-663 e POT-M-760): 'XUDQWH R
ano de 2015, as atividades relacionadas aos dois blocos do BM327 3270 H 3270  FRQVLVWLUDP HP HVWXGRV GH
* *HPSDUWLFXODUQDYLDELOLGDGHGDSHUIXUDomRGDORFDomR8PEX
ORFDOL]DGD QR EORFR 3270 SURSRVWD SHOR 2SHUDGRU H
reprovada pelos parceiros. Como a perfuração neste bloco era
FRPSURPLVVR¿UPHQR3ODQRGH$YDOLDomRHGHYHULDVHUFRQFOXtGR
até meados de 2016, uma alternativa teve de ser pensada, e na falta
de uma locação alternativa, a ideia foi elaborar uma proposta, para
ser enviada à ANP, para postergação da data limite para perfuração
GRSRoR¿UPHHLQFOXLUDDTXLVLomRVtVPLFD'TXHMiVHULDIHLWDQD
iUHD GRV EORFRV GR 327 327 H 3270 FRPR
FRPSURPLVVR ¿UPH QR 3ODQR GH $YDOLDomR (VWH QRYR GDGR GDULD
suporte técnico a uma nova locação, ou reduziria as dúvidas, que
OHYDUDP D QmR DSURYDomR GD ORFDomR 8PEX POTIGUAR
OFFSHORE (BM-POT-17: POT-M-665, POT-M-853 e POT-M-855):
7UrV EORFRV ID]HP SDUWH GR &RQVyUFLR %0327 3270
3270 H 3270  3DUD R EORFR 3270 RQGH IRL
SHUIXUDGR R SRoR 7$1*2 516  DV DWLYLGDGHV HP 
consistiram na interpretação e avaliação do potencial do bloco,
utilizando novo dado em profundidade, processado pela
:HVWHUQ*HFR H QR DFRPSDQKDPHQWR GR UHSURFHVVDPHQWR 36'0
UHDOL]DGRSHOD*HRWUDFH3DUDRVEORFRV3270H3270
as atividades em 2015 concentraram-se em 1) acompanhamento do
UHSURFHVVDPHQWR 36'0 UHDOL]DGR SHOD 3*6 H *HWUDFH QDV iUHDV
dos blocos, 2) planejamento da perfuração do poço de avaliação da
GHVFREHUWD3LWXH¿QDOPHQWH QDSHUIXUDomRGHVWHSRoR3LWX1RUWH
516 FRPSURPLVVR¿UPHQR3ODQRGH$YDOLDomRGH3LWX3LWX
Norte também encontrou óleo ao nível da Formação Alagamar, mas
não apresentou reservatório com propriedades permo-porosas tão
boas quanto Pitu. Além disso, a espessura do reservatório foi menor
do que a encontrada no poço descobridor. Como os resultados
preliminares não obtiveram o resultado esperado, o consórcio optou
SRU QmR WHVWDU R SRoR $R ¿QDO GHVWH DQR R 2SHUDGRU ¿QDOPHQWH
LQLFLRX D OLFLWDomR SDUD FRQWUDWDomR GD DTXLVLomR VtVPLFD '
FRPSURPLVVR ¿UPH SDUD RV EORFRV GHVWD FRQFHVVmR &RPR HVWD
actividade iniciará com muito atraso, o Operador apresentou aos
parceiros para nossa avaliação, propostas para postergação de
todas as actividades destes Planos de Avaliação, e que seriam
HQYLDGDV j $13 $Wp R ¿QDO GH  HVWDV SURSRVWDV QmR KDYLDP
sido enviadas formalmente para votação. 2.2- Atividades de
Desenvolvimento e Produção: 2.2.1 - Atividades no “offshore”:
No ano de 2015, a Petrogal Brasil obteve um aumento da produção
de petróleo e gás natural de 80% face ao período anterior, atingindo
a marca de 35,7 mil boepd, dos quais 92% corresponderam à
produção de petróleo. Este aumento deveu-se principalmente ao
aumento da produção do Campo de Lula, nomeadamente por meio
do FPSO Cidade de Mangaratiba, cuja produção cresceu
VLJQL¿FDWLYDPHQWHDRORQJRGRSHUtRGRDWLQJLQGRDVXDFDSDFLGDGH
Pi[LPD QR ¿QDO GR DQR $GLFLRQDOPHQWH FRQWULEXtUDP SDUD R
aumento da produção o início da produção do FPSO Cidade de
Itaguaí que iniciou a produção na área de Iracema Norte no mês de
Julho. Os projetos onshore das bacias Potiguar e Sergipe-Alagoas,
que se encontram em fase de desenvolvimento e produção
apresentaram uma produção de cerca de 1212 boepd. BM-S-11:
'XUDQWH R DQR GH  IRL GDGR SURVVHJXLPHQWR jV DWLYLGDGHV
RSHUDFLRQDLV GR 3ODQR GH 'HVHQYROYLPHQWR GH /XOD +RXYH XPD
LQWHQVL¿FDomRQDVDWLYLGDGHVGHFRQVWUXomRGHSRoRVHPUHODomRDR
período anterior, tendo sido perfurados 31 poços e completados 33
SRoRV DOpP GD UHDOL]DomR GH  '67V H  ZRUNRYHUV 1R
desenvolvimento da área de Iracema Sul o “plateau” de produção foi
atingido após um “ramp up” de produção realizado em 12 meses. Na
área de Iracema Norte, as atividades de conclusão da construção e
instalação do FPSO Cidade de Itaguaí e a consequente interligação
de poços traduziram-se no início da produção com uma antecipação
de 5 meses e subsequente início da injeção de gás no reservatório.
Em relação à avaliação dos reservatórios ocorreu a interligação do
poço 9-LL-19-RJS, na área de Lula Norte, com o FPSO Cidade de
Paraty, constituindo-se num Sistema de Produção Antecipada (SPA)
de Lula Norte, com o objetivo de obter informações do comportamento
da produção dos reservatórios e fornecer dados para o detalhamento
GR 3ODQR GH 'UHQDJHP GDTXHOD iUHD GR &DPSR GH /XOD
$GLFLRQDOPHQWHIRUDPUHDOL]DGRV'67VHWHVWHVGHSURGXomRLQMHomR
em alguns poços de Lula e Iracema. A construção de três FPSOs
afretados (Cidade de Itaguaí, Cidade de Maricá e Cidade de
6DTXDUHPD  DYDQoRX VLJQL¿FDWLYDPHQWH DR ORQJR GH  WHQGR
ocorrido o início de produção do primeiro em Julho de 2015, e
esperado o início de produção do Maricá para o primeiro trimestre de
2016 e do Saquarema para o terceiro trimestre de 2016. Os atrasos
YHUL¿FDGRV QD FRQVWUXomR GRV  )362V ³GRPpVWLFRV´ 5HSOLFDQWHV
P-66 a P-71), todos previstos para serem utilizados no
desenvolvimento de Lula e Iara, levaram à implementação de
medidas de mitigação para reduzir aqueles atrasos. Lula Piloto. Em
2015, com o prosseguimento do desenvolvimento da produção da
iUHDIRLSHUIXUDGRHFRPSOHWDGRRSRoR//'5-6$OpPGLVVR
RFRUUHXRLQtFLRGDRSHUDomRGRVSRoRV//'5-6H//'
RJS. Ao longo de 2015, a produção média deste sistema de
produção foi de 99 mil boepd. Com o projeto Complementar de Lula
Piloto, ora sendo implementado, a produção deverá manter-se num
nível próximo à capacidade máxima da unidade. Em 2016, está
prevista a conclusão da construção e o início da operação do poço
//'5-6DOpPGRLQtFLRGR63$GH/XOD2HVWHDSDUWLUGRSRoR
3-RJS-677A. Lula NE Piloto: Ao longo de 2015, o desenvolvimento
do projeto prosseguiu com a perfuração de 1 poço, completação de

4 poços e o início de operação dos poços injetores 8-LL-14-RJS e
//5-67DPEpPIRLUHDOL]DGDDLQWHUOLJDomRDHVWH)362GR
poço 9-LL-19-RJS, constituindo-se num Sistema de Produção
Antecipada (SPA) de Lula Norte. A produção do do FPSO Cidade de
Parati se manteve em uma média 125 mil boped. Iracema Sul: Ao
longo de 2015, o desenvolvimento do projeto prosseguiu com a
perfuração de 2 poços e completação de 6 poços. Além disso
entraram em operação 3 poços produtores e 4 poços injetores. A
produção média de 147 bopd elevou o FPSO Cidade de Mangaratiba,
com apenas 5 poços produtores conectados, à condição de maior
XQLGDGHSURGXWRUDGHSHWUyOHRGR%UDVLOQR¿QDOGH3DUD
está previsto o início da exportação de gás e a continuação das
campanhas de construção e conexão de poços. Iracema Norte:
'XUDQWHRDQRGHIRUDPSHUIXUDGRVSRoRVHFRPSOHWDGRV
poços. Iniciou-se em Julho a produção do FPSO Cidade de Itaguaí
por meio do poço 7-LL-36A-RJS. Com a rápida campanha de
LQWHUOLJDomR GRV SRoRV SHUPLWLX TXH ¿QDOL]iVVHPRV R DQR GH 
com 3 poços produtores e 3 poços injetores conectados aos FPSO
garantindo umaprodução de 81 mil bopd. Para 2016 está previsto o
prosseguimento da interligação de poços produtores e injetores, e o
início da exportação de gás. Lula Alto: 'XUDQWHRDQRGHIRUDP
perfurados 6 poços e completados 4 poços. Em 2015 o FPSO
Cidade de Maricá teve sua construção concluída no estaleiro Brasa
HFKHJRXjORFDomRQR¿QDOGRDQR2žyOHRGRSURMHWR/XOD$OWR
está previsto para ocorrer durante o primeiro trimestre de 2016
DWUDYpVGRSRoR//'5-6$RORQJRGHHVWiSUHYLVWDXPD
LQWHQVL¿FDomRQDFDPSDQKDGHSHUIXUDomRHFRPSOHWDomRGHSRoRV
de modo a garantir o ramp up da produção. Para 2016, também está
previsto o início da exportação de gás. Lula Central: Em 2015,
foram perfurados 5 poços e completados 3 poços. O FPSO Cidade
de Saquarema chegou da China no Brasil e, após um período de
HVSHUD ¿QDOPHQWH DWUDFRX QR HVWDOHLUR %UDVD RQGH SDVVD SRU
SURFHVVRGHLQWHJUDomRGHPyGXORV$SUHYLVmRDWXDOpGHTXHRž
óleo ocorra durante o segundo semestre de 2016 a partir do poço
//'5-6 Sistema de Produção Antecipada (SPA): Em
2015, teve início o SPA do projeto Lula Norte através da conexão do
poço 9-LL-19-RJS ao FPSO Cidade de Parati através de um tie-back
de aproximadamente 15 km. Esse poço tem apresentado excelentes
resultados, tendo atingido média de produção de 22 mil bopd durante
RPrVGH'H]HPEURGH2VERQVUHVXOWDGRVGRSRoR¿]HUDP
com que a previsão inicial de duração do SPA de 1 ano fosse
alterada para 2 anos. Para 2016, está previsto o início do SPA de
Lula Oeste através da conexão do poço 3-RJS-677A ao FPSO
Cidade de Angra dos Reis através de um tie-back de
DSUR[LPDGDPHQWHNP(VWH63$WHPFRPRREMHWLYRVYHUL¿FDUD
extensão e qualidade do reservatório, reduzir a incerteza nos
YROXPHVGRPyGXORGH/XOD1RUGHVWHYHUL¿FDURFRPSRUWDPHQWRGDV
IDOKDV HP UHODomR DR ÀX[R H YHUL¿FDU R FRPSRUWDPHQWR GR ÀXtGR
produzido ao longo do SPA. O SPA de Lula Oeste está previsto para
WHU XPD GXUDomR GH  DQR (P 0DLR LQLFLRXVH R 7/' HP $WDSX
(Cessão Onerosa), com a utilização do FPSO Cidade de São Vicente
no poço 3-RJS-722, que apresentou boa produtividade e produção
sustentada em torno de 15 mil boepd até Novembro, quando foi
encerrado o teste. Gasoduto de Cabiúnas: $ ¿P GH DPSOLDU D
capacidade de escoamento de gás natural dos projetos do polo PréSal da Bacia de Santos, encontra-se em execução o Projeto
Cabiúnas 1, que consiste num gasoduto de 24” de diâmetro e 383 km
de comprimento e com capacidade para 16 milhões de m3/d e que
LQWHUOLJDUiR%06DR7HUPLQDOGH&DEL~QDV 7(&$% QROLWRUDO
norte do estado do Rio de Janeiro. Em 2015, no trecho submarino, foi
concluída a instalação de 3,3 km de trechos near shore, o
alargamento e puxada de duto no furo direcional até a região da
praia e o enterramento do duto. No trecho terrestre, foi realizada a
instalação de 1,7 km de dutos remanescentes e a interligação dos
trechos submarino e terrestre. O início da operação está previsto
para o primeiro trimestre de 2016, após a emissão da Licença de
Operação pelo IBAMA e da Autorização de Operação pela ANP.
Unidades de Produção: 23ODQRGH'HVHQYROYLPHQWRGH/XODSUHYr
a utilização de até 10 unidades de produção do tipo FPSO, que
somarão capacidade de produção total de cerca de até 1,4 milhões
de bopd. No caso da área de Iara, que se estende pelos campos de
Berbigão, Sururu e Atapu, atualmente, prevê-se a utilização de três
FPSOs para o desenvolvimento dos campos após a unitização com
áreas do Entorno de Iara (Cessão Onerosa). Encontram-se em
operação quatro FPSOs, o Cidade de Angra dos Reis em Lula Piloto,
o Cidade de Paraty em Lula NE Piloto, o Cidade de Mangaratiba em
Iracema Sul e o Cidade de Itaguaí em Iracema Norte, sendo o
segundo afretado junto a SBM e os outros três junto à Modec.
Encontram-se em construção dois FPSOs afretados: Cidade de
Maricá e Cidade de Saquarema afretados junto a SBM para as áreas
de Lula Alto e Lula Central, respectivamente. O projeto denominado
FPSOs Replicantes encontra-se em execução e está em curso a
FRQVWUXomRGH)362V³GRPpVWLFRV´GHSURSULHGDGHGD7XSL%9D
serem utilizados no BM-S-11 nos módulos complementares de
desenvolvimento de Lula e nos campos da área de Iara e Entorno de
Iara (Cessão Onerosa). A unidade P-66, primeiro dos FPSOs
GRPpVWLFRVHQFRQWUDVHQR¿QDOGDSULPHLUDIDVHGHLQWHJUDomRQR
Estaleiro Brasfels em Angra dos Reis. Os demais FPSOs domésticos,
da P-67 a P-71, encontram-se em diferentes fases de construção,
com os módulos de topsides e cascos sendo construídos em
diversos estaleiros no Brasil e exterior. 2.2.2 Atividades Onshore:
Campo Rabo Branco: 'XUDQWH R DQR GH  IRL FRQFOXtGD D
perfuração do Poço 7-RB-02-SE e realizada sua avaliação. Os
resultados do teste indicaram um Índice de Produtividade excelente
para a região. Em 2015 foi também iniciada a perfuração do Poço
*$/36( H HIHWXDGR VtVPLFD ' FRP YLEURVL]H GH PRGR D
permitir um melhor imagiamento sísmico da região e garantir
melhores locações. A produção média do campo foi 7% acima do
previsto para esse ano. Foi dado continuidade aos esforços para
enquadramento do óleo com BSW de até 1%, conforme exigência da
ANP. Continuada as negociações para assinatura de contrato com
(PSUHVD&'*1SDUDDYHQGDGHJiVGRFDPSRSRUPRGDOGHJiV
comprimido (GNC). Campo Do-Ré-Mi: Continuada a negociação
SDUDDVVLQDWXUDGHFRQWUDWRFRPD(PSUHVD&'*1SDUDDYHQGDGH
gás do campo por modal de gás comprimido (GNC). Em paralelo,
entrou-se com um pedido, junto a ANP, para interrupção da operação
GRFDPSRSRUXPDQRGHPDQHLUDDVHLGHQWL¿FDUDOWHUQDWLYDVSDUD
monetização do gás no cenário atual mercado de gás no país. Até o
presente momento não obtivemos uma posição da ANP. Campo
Andorinha: Concluída o processo de farm-out do campo. Processo
GH7UDQVIHUrQFLDGD&HVVmRGH'LUHLWRVGRFDPSRIRLVXEPHWLGDj
$13HP'H]HPEURGH Campo Sanhaçu: 'DGDFRQWLQXLGDGH
a produção de óleo e gás nesse campo, operado pela Petrobras,
FRP SURGXomR UHDOL]DGD %2(   DFLPD GR SUHYLVWR 'XUDQWH R
ano de 2015 foi perfurado o Poço 3-SAN-4-RN. O poço se mostrou

sem interesse comercial tendo sido abandonado. Campo de
Chopim: Concluída o processo de devolução do campo junto a ANP.
Campo Urutau: 2 FDPSR GH 8UXWDX IRL R¿FLDOPHQWH GHYROYLGR j
ANP. No momento está se aguardando posicionamento desta
Agência quanto a devolução do campo. 2.3 – Atividades da Área
Comercial: Unitização: BM-S-11: Lula: Após um longo período de
negociações envolvendo os membros do Consórcio BM-S-11
(Petrobras, Petrogal e BG) a Petrobras enquanto detentora dos
direitos de exploração e produção dos volumes da Cessão Onerosa
GR %ORFR 6XO GR 7XSL H D 336$ HQTXDQWR UHSUHVHQWDQWH GRV
LQWHUHVVHVGD8QLmRQDiUHDGH/XODOHVWH iUHDQmRFRQWUDWDGD IRL
submetido à aprovação da ANP em 25 de Agosto de 2015 o Acordo
de Individualização de Produção envolvendo as três áreas acima
mencionadas. Não obstante o Acordo de Individualização de
Produção ter sido submetido à aprovação da ANP na data acima
referida, até ao momento tal entidade ainda não procedeu à
aprovação deste acordo. Importa ainda referir que as participações
que cada uma das partes envolvidas neste processo detém nos
FRQWUDWRVRULJLQDLVVHUmRDOWHUDGDVSRUIRUPDDUHÀHWLUDSDUWLFLSDomR
que cada uma das partes terá na área unitizada. Iara (Campo de
Berbigão). No ano de 2015 não se registaram qualquer evoluções
relativamente ao processo de Individualização envolvendo o
consorcio BM-S-11 (Petrobras, Petrogal e BG) e a Petrobras
enquanto detentora dos direitos de exploração e produção dos
volumes da Cessão Onerosa na área de Entorno de Iara, estando
previsto o inicio do processo negocial para Março de 2016 e a
submissão do Acordo de Individualização para aprovação da ANP
DWpDR¿QDOGHIara (Campo de Atapú): No ano de 2015 não
se registaram qualquer evoluções relativamente ao processo de
Individualização envolvendo o consorcio BM-S-11 (Petrobras,
Petrogal e BG) e a Petrobras enquanto detentora dos direitos de
exploração e produção dos volumes da Cessão Onerosa na área de
Entorno de Iara e a PPSA enquanto representante dos interesses da
8QLmR QDV iUHDV QmR FRQWUDWDGDV QD iUHD GR 3UpVDO HVWDQGR
previsto o inicio do processo negocial para Março de 2016 e a
submissão do Acordo de Individualização para aprovação da ANP
DWpDR¿QDOGHBM-S-24 ( Campo de Sépia leste): O processo
negocial envolvendo os membros do Consórcio BM-S-24 (Petrobras
e Petrogal) e a Petrobras enquanto detentora dos direitos de
exploração e produção dos volumes da Cessão Onerosa do Bloco
1RUGHVWH GH 7XSL LQLFLDUDPVH HP 1RYHPEUR GH  HVWDQGR
SUHYLVWD D FRQFOXVmR GR SURFHVVR QHJRFLDO QR ¿QDO GR SULPHLUR
trimestre de 2016. Importa ainda referir que as participações que
cada uma das partes envolvidas neste processo detém nos contratos
RULJLQDLVVHUmRDOWHUDGDVSRUIRUPDDUHÀHWLUDSDUWLFLSDomRTXHFDGD
uma das partes terá na área unitizada. BM-S-8: O processo de
unitização envolvendo o Bloco BM-S-8 e a Área Aberta encontra-se
neste momento suspenso até que sejam publicados os resultados do
grupo de trabalho estabelecido pelo Ministério de Minas e Energia.
Sendo expectável que o grupo de trabalho produza um conjunto de
propostas de ação que assegure o conformo necessário e obrigatório
aos investidores privados quando envolvidos em processos de
unitização com acumulações não contratadas de dimensão
expressiva, como é o caso que afeta o Bloco BM-S-8. Carmópolis/
Dó-Ré-Mi/Rabo Branco: A Petrogal e a Petrobras apresentaram em
06/02/15 a ANP o Cronograma de negociações para Acordo de
,QGLYLGXDOL]DomR HQWUH RV &DPSRV GH &DUPySROLV H 'y5p0L H
entre Carmópolis e Rabo Branco, com prazo para apresentação do
$,3 H 3ODQR GH 'HVHQYROYLPHQWR LQWHJUDGR HP  $
GH¿QLomR GDV SDUWLFLSDo}HV GRV FDPSRV QD MD]LGD FRPSDUWLOKDGD
ainda está em negociação e existem divergências técnicas quanto
ao percentual a ser alocado a cada parte, principalmente em virtude
GD EDL[D TXDOLGDGH GD VtVPLFD GLVSRQtYHO H GD GL¿FXOGDGH HP VH
HVWLPDU SDUkPHWURV GH UHVHUYDWyULR SDUD R HPEDVDPHQWR 'HVWD
forma, foi solicitado a ANP em Setembro de 2015 um pedido de
postergação da data de submissão do AIP para Julho de 2016.
Previsão de que o pedido seja aceite pela ANP em Janeiro de 2016.
CCU – Gasoduto de Cabiunas: Em 2015 o processo de negociação
GR&RQWUDWRGH&HVVmRGH8VR &&8 HQYROYHQGRRVPHPEURVGR
Consórcio Cabiúnas (Petrobras, Petrogal, BG e Repsol) e as
produtoras elegíveis (Petrobras, Petrogal e BG) decorreu de forma
satisfatória, no entanto não foi possível a sua conclusão de forma
GH¿QLWLYD¿FDQGRDLQGDSRUDFRUGDUDOJXQVDVSHFWRVFRQWUDWXDLVGH
pouca materialidade. Estando prevista a assinatura deste contrato
para Fevereiro de 2016. Contrato de compra e venda de gás
Iracema Norte e Sul: Com o inicio da exportação do gás produzido
nas FPSO’s de Iracema Norte e Sul, ambas previstas para o mês de
$EULOGHGHXVHLQLFLRHP'H]HPEURGHDRSURFHVVRGH
negociação dos contratos de compra e venda de gás, estando
SUHYLVWDDVXDDVVLQDWXUDSDUD¿QDOGH0DUoRGHMonetização
de gás Do-Re-Mi: 'XUDQWH R SULPHLUR VHPHVWUH GH  DV
negociações de monetização do gás do campo foram mantidas com
D &'*1 (VWDQGR HP QHJRFLDomR R FRQWUDWR GH VHUYLoRV GH
separação e compressão do gás (GNC) e contrato de compra e
YHQGDGRJiV(PVHWHPEURGHD&'*1LQIRUPRXD3HWURJDO
TXHHVWDYDFRPGL¿FXOGDGHVHPHQFRQWUDUFRQVXPLGRUHV¿QDLVSDUD
R JiV GH 'y5p0L H TXH QR PRPHQWR D FRPSUD GR JiV QmR VH
YLDELOL]DYDHFRQRPLFDPHQWH'LDQWHGRVIDWRVIRLVROLFLWDGDj$13D
,QWHUUXSomR7HPSRUiULDGH3URGXomRGRFDPSRHPGHGH]HPEUR
de 2015. Previsão de que pedido seja aceite pela ANP no primeiro
trimestre de 2016. Monetização de gás Rabo Branco: 'XUDQWH R
ano de 2015 foram mantidas com a Petrobras as negociações
UHODWLYDV j FRPSUD H YHQGD GH JiV H FRP D &'*1 RV WHUPRV H
condições contratuais relativos a serviço de compressão, transporte
e descompressão do gás (GNC). O contrato de serviço de
compressão, transporte e descompressão do gás (GNC) encontra
HPIDVH¿QDOGHQHJRFLDomR$3HWUREUDVHP2XWXEURGHUHYLX
em baixa o preço de compra do gás tendo em consideração o atual
FHQiULRGRSUHoRGREDUULO7DOUHYLVmRGHSUHoRQmRFREUHRVFXVWRV
SUHYLVWRVQRFRQWUDWRGHVHUYLoRFRPD&'*1'HVWDIRUPDLQLFLRX
se negociação do aumento do preço do gás com a Petrobras, não se
YHUL¿FDQGR TXDOTXHU HYROXomR SRVLWLYD DWp ¿QDO GH 'H]HPEUR GH
2015. Monetização de gás Offshore: Em 2015 foram assinados
DOJXQV1'$¶VFRPSURMHWRVLQGHSHQGHQWHVGHJiVQDWXUDOQRLQWXLWR
de monetizar gás com empresas que não sejam a Petrobras. Foram
DVVLQDGRV1'$¶VFRPD&RVDQ(QJLH H[*')6XH] 3UXPRH*DV
Energy. Os projetos consistem em comprar gás offshore (Rota 2 ou
%06 SDUDVXSULUJiVSDUD83*1¶VHWpUPLFDVSHUWHQFHQWHVDRV
SURMHWRVLQGHSHQGHQWHV$OpPGHVVDVSRVVLELOLGDGHVQR¿QDOGH
VHLQLFLDUDPFRQYHUVDVFRPD&RPJiV &RPSDQKLD'LVWULEXLGRUDGH
Gás da Cidade de São Paulo) para formação de um grupo de estudo
para analisar a possibilidade de monetizar gás do BMS-11 para a
&RPJiV3UHYLVmRGHDVVLQDWXUDGR1'$HPMDQHLURGHHLQLFLR
de trabalhos do grupo de estudos para o primeiro trimestre de 2016.
Joint Opertating Agreements relativos aos Blocos adquiridos