Relatório e Contas 2012 - Galp Energia
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a GaLp enerGia<br />
02<br />
AtividAdes Desempenho financeiro riscos principais compromisso com a socieDaDe anexos<br />
descoberta de carcará permitiu desbloquear o desenvolvimento<br />
daquelas descobertas. No final do ano, como já foi referido,<br />
requereu-se o adiamento da emissão da declaração de<br />
comercialidade do bloco, de forma a avaliar e definir o projeto de<br />
desenvolvimento, nomeadamente através da perfuração de um<br />
poço de avaliação e de um teste de produção na área de carcará.<br />
Está ainda prevista a realização de um EWT naquela área antes<br />
do arranque comercial do projeto.<br />
no campo Júpiter, o consórcio iniciou a avaliação dos dados<br />
obtidos com o poço Júpiter nE, prosseguindo com a maturação<br />
de cenários para o desenvolvimento do campo, nomeadamente<br />
o desenvolvimento dos recursos de petróleo e condensados.<br />
neste contexto, importa salientar que não existe nenhuma<br />
barreira tecnológica ao desenvolvimento das relevantes<br />
descobertas de petróleo e condensados no campo Júpiter.<br />
paralelamente, o consórcio encontra-se a desenvolver projetos<br />
estratégicos de I&D que poderão suportar a otimização do plano<br />
de desenvolvimento deste campo, nomeadamente no que se<br />
refere às quantidades de gás com elevado teor de CO 2 verificadas<br />
no reservatório. tal poderá aumentar a recuperação de petróleo<br />
deste reservatório, bem como dos reservatórios limítrofes.<br />
moçambique<br />
o sucesso da atividade de perfuração exploratória da<br />
<strong>Galp</strong> <strong>Energia</strong> na área 4, em moçambique, nos últimos dois<br />
anos, conjuntamente com as descobertas no bloco adjacente, a<br />
área 1, posicionou moçambique como uma das áreas de maior<br />
interesse para a produção de gás natural a nível mundial.<br />
o consórcio para a exploração e para o desenvolvimento da<br />
área 4 está a avaliar diversos modelos de desenvolvimento para<br />
a comercialização do gás natural do bloco, quer para os recursos<br />
que se encontram exclusivamente na área 4, quer para os<br />
reservatórios que se estendem entre as áreas 4 e 1<br />
da bacia do rovuma. Assim, o consórcio está a analisar a<br />
instalação de unidades de liquefação onshore, unidades de<br />
liquefação flutuantes do tipo FLNG e projetos de gas-to-power.<br />
Em paralelo, os consórcios das áreas 1 e 4 da bacia do rovuma<br />
iniciaram já negociações formais para definir os termos da<br />
unitização dos reservatórios que se prolongam pelos limites<br />
de ambas as concessões. No final de <strong>2012</strong>, os operadores das<br />
áreas 1 e 4 da bacia do rovuma, a Anadarko e a Eni, s. p. A. (Eni),<br />
respetivamente, estabeleceram um acordo de princípio para o<br />
desenvolvimento dos recursos das áreas comuns, nomeadamente<br />
o desenvolvimento de forma coordenada das atividades offshore<br />
e o desenvolvimento conjunto das unidades de liquefação de gás<br />
onshore. A decisão final de investimento está prevista entre o<br />
final de 2013 e o início de 2014, e o arranque da primeira fase de<br />
produção comercial está previsto para 2018.<br />
importa notar que, no âmbito do acordo assinado entre a<br />
<strong>Galp</strong> <strong>Energia</strong> e a Enh, as empresas decidiram cooperar na<br />
avaliação e na concretização de opções de financiamento,<br />
bem como nas áreas de comercialização e de trading de gás<br />
natural, na avaliação de opções de desenvolvimento industrial<br />
e na otimização de custos e investimentos. O acordo prevê<br />
ainda a cooperação em estudos de caráter geológico, de<br />
engenharia de reservatórios, de desenvolvimento da produção<br />
de hidrocarbonetos e de logística e infraestruturas.<br />
O projeto em Moçambique beneficia de um conjunto de<br />
características naturais que o posiciona como um dos<br />
mais competitivos a nível mundial. A qualidade do gás e<br />
dos reservatórios, o fluxo de produção por poço estimado<br />
em até 150 milhões de pés cúbicos standard (mscf) e a<br />
localização perto da costa de Moçambique são algumas destas<br />
características. A localização geográfica de Moçambique em<br />
pleno oceano Índico confere ainda uma vantagem competitiva<br />
na comercialização de gás natural, dado o posicionamento em<br />
relação a mercados de valor elevado, como é o caso da Índia,<br />
da china, do Japão e da Europa.<br />
Angola<br />
Principais áreas dos blocos 14 e 14k em Angola<br />
Negage<br />
Lucapa<br />
Lianzi<br />
Gabela<br />
Kuito<br />
BBLT<br />
Tômbua-Lândana<br />
South Congo Canyon<br />
Menogue PDA<br />
Malange<br />
Angola<br />
Áreas em desenvolvimento<br />
Área de desenvolvimento<br />
potencial<br />
Áreas em produção<br />
Bloco 14<br />
os campos atualmente em produção no bloco 14<br />
encontram-se em fase de maturidade. como tal, a tendência<br />
de declínio de produção naquele bloco só será invertida após a<br />
entrada em produção das áreas em desenvolvimento.<br />
Em <strong>2012</strong>, os trabalhos nas restantes áreas de desenvolvimento<br />
centraram-se na execução de estudos de engenharia para<br />
selecionar as alternativas ótimas para o desenvolvimento<br />
dos diversos campos, com especial destaque para as áreas<br />
de lucapa, malange e Gabela. relativamente ao campo de<br />
Negage e à descoberta de Menongue, o consórcio aguarda<br />
o resultado da negociação em curso com a concessionária,<br />
que representa os interesses dos governos da república<br />
Democrática do Congo e de Angola, sobre a zona de interesse<br />
comum (Zic).<br />
Bloco 14K<br />
Em <strong>2012</strong>, a <strong>Galp</strong> <strong>Energia</strong> e os seus parceiros do bloco 14K<br />
tomaram a decisão final de investimento para o<br />
desenvolvimento do campo Lianzi, localizado no offshore entre<br />
a república do congo e a república de Angola.<br />
O projeto será desenvolvido através de uma ligação à<br />
plataforma do campo bblt no bloco 14, e o consórcio prevê o<br />
início de produção para 2015.<br />
Bloco 32<br />
o plano de desenvolvimento do bloco 32, aprovado no<br />
final de 2010, consiste no conceito de split hub para o<br />
desenvolvimento da área de Kaombo, devido, em especial,<br />
à dispersão geográfica das descobertas. O modelo de<br />
desenvolvimento previsto inclui a instalação de duas fpso na<br />
área a partir de 2016.<br />
<strong>Galp</strong> enerGia relatório & contas <strong>2012</strong><br />
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