Libra油田再次取得石油发现
巴西国家石油公司（Petrobras）近日宣布，在Libra油田的3-RJS-741井下发现了厚度为301米的油藏，API度28，具有良好的生产性能。巴油表示，此次发现的油藏和在Libra油田西北部发现的其他油藏特征很相似，这意味着这些油藏很可能是相通的。
目前巴油正在Libra油田西北部采用West Tellus钻井船钻3-RJS-742探井，计划钻井深度5527米。巴油计划于2017年第一季度采用一艘日产5万桶原油的FPSO对Libra油田进行探边测试。
巴油作为Libra油田的作业者拥有其40%的股权，壳牌和道达尔各拥有其20%的股权，中石油和中海油各拥有其10%的股权。
Petrobras and its partners at the giant Libra pre-salt field off Brazil have struck the largest oil column so far found at the play.The state-controlled giant said a 301-metre-thick oil column was found at the 3-RJS-741 well in the Santos basin.Good quality oil of 28 degrees API was unearthed “in reservoirs of excellent productivity,” Petrobras said.“Data collected confirmed that the reservoir characteristics and the oil quality are similar to those found in the other wells in the same northwest area, which may indicate that the reservoirs are interconnected,” it said.The Libra consortium is in the midst of drilling the latest well on the field, 3-RJS-742.Petrobras operates Libra on 40% and is joined by Anglo-Dutch supermajor Shell and French supermajor Total each on 20%, while Chinese state-owned pair China National Petroleum Corporation and China National Offshore Oil Corporation each hold 10%.
中化巴西Peregrino油田进入第二开发阶段
3月22日，中化巴西公司和Statoil巴西公司在一份声明中宣布，其位于巴西Campos盆地的Peregrino油田将进入第二开发阶段，开发成本将缩减35%。
在第二开发阶段中，Statoil将在Peregrino Southwest区域新安装一个井口平台 (WHP-C)，通过该平台钻15口生产井和6口注水井，并将其回接至已有的Peregrino FPSO进行生产。
根据该开发方案，2020年前Statoil和中化集团将共同投资35亿美元用于该油田第二阶段的开发。第二开发阶段的生产计划于2020年开始，其可开发原油储量预计将增加2.5亿桶。Statoil拥有该油田60%的股份，中化集团拥有40%的股份。
根据巴西石油管理局（ANP）公布的产量数据显示，Peregrino油田一月份产量为74,000 boed，是巴西产量第八高的油田。Statoil巴西公司和中化巴西公司一月份原油产量分别为44,250 boed和29,500 boed，分别在巴西位列第五和第七。
A petroleira norueguesa Statoil e a estatal chinesa Sinochem preparam-se para iniciar a Fase 2 de desenvolvimento do Campo de Peregrino, na Bacia de Campos, com uma redução de 35% nos custos, para fazer frente à queda do preço do petróleo, de acordo com comunicado da companhia nesta terça-feira (22).”A medida é fruto de uma série de estudos desenvolvidos por técnicos da companhia norueguesa, realizados ao longo do ano passado. Com a economia obtida, o ‘break-even’ do projeto passou de cerca de US$ 70 por barril para menos de US$ 45 por barril”, afirmou a Statoil.Peregrino foi o oitavo campo produtor de petróleo e gás do Brasil em janeiro, com produção de 74 mil barris de óleo equivalente/dia.Por concessionário, a Statoil Brasil foi a quinta maior produtora de petróleo e gás do Brasil em janeiro, com extração de 44,25 mil barris de óleo equivalente/dia, enquanto a Sinochem foi a sétima, com 29,5 mil barris de óleo equivalente/dia.A segunda fase do projeto prevê a inclusão de uma terceira plataforma (WHP-C), conectada ao FPSO já existente em Peregrino, e vai adicionar cerca de 250 milhões de barris em reservas recuperáveis para o campo. A previsão é de que a produção comece em 2020.Para reduzir custos em um cenário de preços do barril de petróleo em queda, a Statoil afirmou que buscou soluções simples e padronizadas de engenharia, além de aproveitar a experiência obtida na primeira fase do projeto.”Entre as mudanças implementadas, estão a melhoria do perfil de produção, o aumento de reservas, a simplificação do design do poço e a otimização da performance em perfuração, assim como a redução do capex com as instalações, baseada na simplificação e na padronização dos requisitos.”A fase 2 vai elevar a produção do campo do Peregrino, aumentando o número de poços produtores de uma nova área (Peregrino Sudoeste), que hoje não está acessível pelas plataformas em operação (WHP-A e WHP-B).A previsão é de que sejam perfurados, ao todo, 22 poços —15 produtores de petróleo e 7 injetores de água— como parte do desenvolvimento da segunda fase. Todos os poços de produção e injeção nesta etapa do projeto estão previstos para serem perfurados pela nova unidade de perfuração no WHP-C.Com a plataforma C, a empresa vai aumentar o potencial de produção e será capaz de continuar a produzir no campo do Peregrino por um longo período de tempo. A expectativa é que até o final de 2040, quando se encerra o prazo de concessão, sejam recuperados 250 milhões de barris em reservas.O presidente da Statoil no Brasil, Pål Eitrheim, disse em nota que a execução da segunda fase do projeto demonstra a crescente importância do país no portfolio internacional da Statoil e “confirma a ambição da empresa de fortalecer suas operações, em busca de uma maior sinergia e de escala nas operações na Bacia de Campos”.”Esta decisão é muito importante para a nossa organização no Brasil e para a área internacional da Statoil. Estamos trabalhando arduamente na busca por mais eficiência visando entregar um crescimento sustentável no Brasil e a Fase 2 de Peregrino é uma parte importante disso”.A Statoil disse ainda que vai continuar trabalhando para conseguir novas reduções de capex do projeto. “Ao longo dos próximos meses, começa o processo de aquisição de bens e serviços para a Fase 2. A companhia espera anunciar os primeiros contratos em breve.”
六家石油公司获里约增税法案的豁免权
近日，里约联邦法院对BG, Shell, Statoil, Chevron, Petrogal和Repsol-Sinopec石油公司提出的申请进行研究后，判决里约州政府提高石油税收的法案将暂不适用于这六家石油公司。
与此同时，针对里约州政府提高石油税收的做法，巴西石油勘探和开发联盟（ABEP）也于2月29日向联邦最高法院（STF）提起了违宪诉讼。判决一旦生效，将适用于所有的石油公司。
里约热内卢州是巴西石油重镇，其石油和天然气产量分别占巴西总产量的68%和44%。由于国际原油价格持续低迷，里约州政府的财政收入大幅缩水。为了弥补财政收入的不足，应对于今年举行的奥运会，里约州政府于去年年底提出了提高石油税收的7182号和7183号法案。根据新法案，Campos盆地产出的每桶原油的平头税将增加2.71雷亚尔，且每桶原油的商品和服务税将被调至18%。里约州政府预计新法案的实施将使其今年的财政收入增加18亿雷亚尔。
A Justiça do Rio concedeu liminar a favor das petroleiras BG, Chevron, Petrogal, Repsol Sinopec, Shell e Statoil suspendendo os efeitos da decisão do governo fluminense de aumentar a tributação sobre o setor no Estado a partir do fim do mês. As seis companhias, que entraram com o pedido, ficam protegidas de uma possível alta dos impostos.A Associação Brasileira de Exploração e Produção de Petróleo (Abep), que representa as maiores petroleiras do país, entrou com duas ações diretas de inconstitucionalidade no Supremo Tribunal Federal (STF), contestando a nova legislação do Rio. Uma decisão favorável às produtoras no STF teria efeito sobre todas as petroleiras, e não apenas sobre as autoras do mandado de segurança na Justiça do Rio.As duas frentes, no TJ-RJ e no STF, contestam duas leis que elevam a tributação sobre o setor petrolífero a partir da criação de uma taxa de fiscalização e instituem a cobrança do ICMS sobre a extração de petróleo no Estado. De acordo com estudo do Grupo de Economia da Energia da Universidade Federal do Rio de Janeiro, as medidas elevariam em R$ 22 bilhões as despesas anuais das empresas com pagamento de tributos.As foram leis foram sancionadas em dezembro, num momento em que o Estado sofre uma crise fiscal atrelada à queda das receitas com royalties. De acordo com dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), a arrecadação dos Estados com as participações governamentais (royalties e participações especiais) caiu 35% no primeiro bimestre.Projeções do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE) indicam que a arrecadação de royalties no país em 2016 pode cair até 27%, considerando uma cotação média do barril do petróleo em US$ 32 e o dólar a R$ 4,15. Se os preços se recuperarem e ficaram em torno de US$ 55 por barril, no entanto, há espaço para que as receitas com royalties cresçam até 6%.As duas leis começam a vigorar dia 30, mas ainda precisam ser regulamentadas, Uma fonte do Executivo estadual, contudo, disse ao Valor que o Rio deve desistir de avançar com a regulamentação do assunto.As liminares do TJ-RJ foram concedidas sexta-feira. Na decisão, o juiz João Luiz Amorim Franco, da 11ª Vara de Fazenda Pública, alegou que o ato de extração não se configura uma operação de circulação de mercadoria e não é passível, então, de cobrança de ICMS.O juiz alegou que a lei estadual que criou a Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização Ambiental das Atividades de Pesquisa, Lavra, Exploração e Produção de Petróleo e Gás, no valor de R$ 2,71 por barril produzido, afeta a “segurança jurídica necessária para o bom planejamento e a execução dos investimentos de longo prazo, típicos do setor de petróleo e gás”.Segundo o juiz, a lei estadual viola o artigo 23 da Constituição Federal, que não reconhece a competência dos Estados na legislação de assuntos relacionados à fiscalização da indústria petrolífera. Lembrou que a base de cálculo da taxa deve ser proporcional à onerosidade e à complexidade da atividade, o que não foi observado pelo legislador estadual no caso.
巴油去年第四季度亏损102亿美元
据巴西国家石油公司（Petrobras）3月21日公布的公司业绩显示：公司去年第四季度净亏损369亿雷亚尔（约102亿美元），较去年同期亏损扩大48%。
糟糕的四季度表现令巴油转盈为亏，该公司去年全年净亏损达到348亿雷亚尔（约合96亿美元），为1953年成立以来的最差业绩。这也是该公司连续第二年出现巨额亏损。2014年，其亏损额为72亿美元。
巴油当天发表公报称，导致巨额亏损的主要原因是国际油价下跌、利率上升和汇率变动。同时，由于市场不景气，公司持有的油田、钻井平台等投资资产亦出现大幅减记。该公司在第四季度共减记资产464亿雷亚尔（约合128亿美元），其中83%都是由于持有的油田资产。
Brazilian oil giant Petrobras reported a huge net loss in the fourth quarter of 2015, as it booked impairment charges related to assets and investments in light of depressed oil prices.Petrobras recorded a net loss of 36.94 billion reais ($10.2 billion) in the fourth quarter of 2015, compared to a net loss of 26.6 billion reais in the same period of 2014. Net revenues remained stable at 85.1 billion reais.Petrobras highlighted that asset impairments, mainly in the upstream sector, took away 46.39 billion reais in profit during the fourth quarter.Production in Brazil and abroad decreased 1% in the fourth quarter of 2015 to 2.585 million barrels of oil equivalent per day, due to operational restrictions at platforms P-55 in the Roncador field and P-56 in the Marlim Sul field.Petrobras also announced a net loss of 34.84 billion reais in 2015, versus a net loss of 21.59 billion reais in 2014. Net revenues fell 5% to 321.638 billion reais.Net debt was down 5% in 2015 to $100.38 billion.
巴油Piranema South油田开发方案被否决
近日，巴西国家石油管理局（ANP）否决了巴西国家石油公司（Petrobras）提交的Piranema South油田开发方案。
Piranema South油田位于Sergipe-Alagoas盆地，三年前被证实具有商业开发价值，现如今巴西国家石油管理局判断该油田的开发已不具备经济可行性。
要想获得巴西国家石油管理局的支持，巴油必须于2016年8月前提交1-SES-0092-SE井和4-PRMS-0001-SES井临近区域的地质分析报告，若经证实该油田在短期内能够维持最低限度以上的生产，则巴油需在9月中旬提交新的油田开发方案。
Piranema South油田回接至Piranema油田，采用Piranema 圆柱形FPSO生产，目前产量低于6,000 bpd。
The Brazilian National Petroleum Agency (ANP) has rejected Petrobras’ development plan for the Piranema South oilfield in the Sergipe-Alagoas basin.According to the regulator, more than three years since it was declared commercial, Piranema South is no longer economically viable.In order to reverse the ruling, the ANP asked Petrobras to present by August 2016 the results of studies on geology and geophysics under way at areas adjacent to wells 1-SES-0092-SE and 4-PRMS-0001-SES in the field.If those studies show the field can maintain a sustainable production curve in the short-term, Petrobras will have until mid-September to present a new development plan for Piranema South.Piranema South serves as a tie-back to the Piranema field, which is currently producing less than 6000 barrels per day of oil from the cylindrical Piranema floating production, storage and offloading vessel.
Atapu North油田的开发被推迟至2020年以后
据Galp Energia公司称，位于Great lara区域的Atapu North油田产出第一桶油的时间将被推迟至2020年以后。位于Great lara区域的另外两个油田，Atapu South油田和Berbigao-Sururu油田，则将于2018年采用两艘FPSO分别进行生产。
Galp Energia公司执行董事Thore Kristiansen表示，目前公司正在对Atapu North油田的探边测试结果进行分析，以确定FPSO的最佳作业位置。他同时强调，Atapu North油田开发计划的延迟与FPSO的建造进度无关。
BRAZILIAN oil giant Petrobras is pushing back by at least three years, to beyond 2020, first oil production from the replica floating production, storage and offloading vessel to be deployed at the Atapu North field in the Santos basin pre-salt province.According to project partner Galp Energia, two replica FPSOs will be installed in the area formerly known as Great Iara in 2018, one unit in the Atapu South field and another in the Berbigao-Sururu field.However, the location of a third floater, originally meant for Atapu North, is now pending further technical evaluation.“We are collecting information from an extended well test that was concluded in the area last year. We need to reprocess some seismic data in order to update the dynamic model to finally determine the optimal location for the FPSO,” said Galp Energia executive director for exploration and production Thore Kristiansen.Petrobras ran a six-month extended well test at Atapu in 2015 using the Cidade de Sao Vicente FPSO. The company is also shooting seismic at Sururu to improve knowledge of the area.“We need to further de-risk the Great Iara area as a whole, and Sururu is a much tighter reservoir than Berbigao and Atapu,” Kristiansen added.He emphasised that the Atapu North delay has nothing to do with problems in the construction of the FPSO.
壳牌计划在Barreirinhas盆地钻七口探井
据悉，壳牌石油公司计划在巴西靠近赤道的Barreirinhas盆地钻七口探井。其中，壳牌公司将在BM-BAR-344区块钻三口探井，在BM-BAR-342区块，BAR-M-388区块，BAR-M-340区块，BAR-M-252区块各钻一口探井，每口探井预计耗时约90天。
根据壳牌石油公司向巴西联邦环境和自然资源协会（IBAMA）提交的报告显示，壳牌石油公司计划使用两艘钻井船同时作业，钻井工作将于2019年初开始，2015年第一季度结束。
据文件显示，壳牌公司此次钻井计划倾向于使用带有动力定位系统的第六代或第七代钻井船。
目前壳牌公司是Barreirinhas盆地10个区块的作业者：壳牌在其中两个区块控股100%，在另外四个区块中和巴油和Galp Energia公司合作，在剩下的四个区块中和Mitsui公司和PTTEP公司合作。
Anglo-Dutch supermajor Shell may use as many as two drilling rigs to carry out an ambitious seven-well wildcatting programme in the Barreirinhas basin in the northern equatorial margin off Brazil.According to an environmental impact study presented to Brazil’s federal regulator Ibama, the campaign is expected to start in early 2019 and last until the end of the first quarter of 2020, with two rigs working simultaneously in the region.The study was submitted by BG Group in late 2015, just a few months before its takeover by Shell was concluded, so it is understood that some changes could still be made to the proposed timeline.The document suggests that Shell will spud three wells in Block BM-BAR-344 and one well in Block BM-BAR-342 with one rig, likely a state-of-the-art drillship, to be chartered for a firm period of 440 days.The other wells are to be drilled one each in blocks BAR-M-388, BAR-M-340 and BAR-M-252 by a second rig under a contract ranging from 220 to 330 days.Each well is expected to take about 90 days to drill.The study shows that the company will give preference to dynamically-positioned drillships of sixth and seventh generations for the job.The seven prospects, which have yet to be named, are located in water depths of between 1650 and 2400 metres.Shell — headed by chief execurtive Benvan Beurden — operates 10 blocks in the Barreirinhas basin, holding 100% stakes at two permits.It partners Petrobras and Galp Energia in four blocks, and Mitsui and PTTEP in four other blocks.The campaign was originally eyed to begin in 2017, but Shell recently obtained a 15-month extension to carry out its exploration work in the area.
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- 李晓天
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石油圈认证作者
- 毕业于上海交大，后远赴巴西攻读海洋工程博士学位。长期从事巴西海洋油气市场的研究，并创办有《巴西海洋工程资讯》及SinoBrazilOffshore微信公众号。
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