Libra油田再次取得石油發現
巴西國家石油公司（Petrobras）近日宣布，在Libra油田的3-RJS-741井下發現了厚度為301米的油藏，API度28，具有良好的生產性能。巴油表示，此次發現的油藏和在Libra油田西北部發現的其他油藏特征很相似，這意味著這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鉆井船鉆3-RJS-742探井，計劃鉆井深度5527米。巴油計劃于2017年第一季度采用一艘日產5萬桶原油的FPSO對Libra油田進行探邊測試。
巴油作為Libra油田的作業者擁有其40%的股權，殼牌和道達爾各擁有其20%的股權，中石油和中海油各擁有其10%的股權。
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油田進入第二開發階段
3月22日，中化巴西公司和Statoil巴西公司在一份聲明中宣布，其位于巴西Campos盆地的Peregrino油田將進入第二開發階段，開發成本將縮減35%。
在第二開發階段中，Statoil將在Peregrino Southwest區域新安裝一個井口平臺 (WHP-C)，通過該平臺鉆15口生產井和6口注水井，并將其回接至已有的Peregrino FPSO進行生產。
根據該開發方案，2020年前Statoil和中化集團將共同投資35億美元用于該油田第二階段的開發。第二開發階段的生產計劃于2020年開始，其可開發原油儲量預計將增加2.5億桶。Statoil擁有該油田60%的股份，中化集團擁有40%的股份。
根據巴西石油管理局（ANP）公布的產量數據顯示，Peregrino油田一月份產量為74,000 boed，是巴西產量第八高的油田。Statoil巴西公司和中化巴西公司一月份原油產量分別為44,250 boed和29,500 boed，分別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 redu??o de 35% nos custos, para fazer frente à queda do pre?o do petróleo, de acordo com comunicado da companhia nesta ter?a-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 produ??o 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 extra??o 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 inclus?o de uma terceira plataforma (WHP-C), conectada ao FPSO já existente em Peregrino, e vai adicionar cerca de 250 milh?es de barris em reservas recuperáveis para o campo. A previs?o é de que a produ??o comece em 2020.Para reduzir custos em um cenário de pre?os do barril de petróleo em queda, a Statoil afirmou que buscou solu??es simples e padronizadas de engenharia, além de aproveitar a experiência obtida na primeira fase do projeto.”Entre as mudan?as implementadas, est?o a melhoria do perfil de produ??o, o aumento de reservas, a simplifica??o do design do po?o e a otimiza??o da performance em perfura??o, assim como a redu??o do capex com as instala??es, baseada na simplifica??o e na padroniza??o dos requisitos.”A fase 2 vai elevar a produ??o do campo do Peregrino, aumentando o número de po?os produtores de uma nova área (Peregrino Sudoeste), que hoje n?o está acessível pelas plataformas em opera??o (WHP-A e WHP-B).A previs?o é de que sejam perfurados, ao todo, 22 po?os —15 produtores de petróleo e 7 injetores de água— como parte do desenvolvimento da segunda fase. Todos os po?os de produ??o e inje??o nesta etapa do projeto est?o previstos para serem perfurados pela nova unidade de perfura??o no WHP-C.Com a plataforma C, a empresa vai aumentar o potencial de produ??o 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 concess?o, sejam recuperados 250 milh?es de barris em reservas.O presidente da Statoil no Brasil, P?l Eitrheim, disse em nota que a execu??o da segunda fase do projeto demonstra a crescente importancia do país no portfolio internacional da Statoil e “confirma a ambi??o da empresa de fortalecer suas opera??es, em busca de uma maior sinergia e de escala nas opera??es na Bacia de Campos”.”Esta decis?o é muito importante para a nossa organiza??o 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 redu??es de capex do projeto. “Ao longo dos próximos meses, come?a o processo de aquisi??o de bens e servi?os para a Fase 2. A companhia espera anunciar os primeiros contratos em breve.”
六家石油公司獲里約增稅法案的豁免權
近日，里約聯邦法院對BG, Shell, Statoil, Chevron, Petrogal和Repsol-Sinopec石油公司提出的申請進行研究后，判決里約州政府提高石油稅收的法案將暫不適用于這六家石油公司。
與此同時，針對里約州政府提高石油稅收的做法，巴西石油勘探和開發聯盟（ABEP）也于2月29日向聯邦最高法院（STF）提起了違憲訴訟。判決一旦生效，將適用于所有的石油公司。
里約熱內盧州是巴西石油重鎮，其石油和天然氣產量分別占巴西總產量的68%和44%。由于國際原油價格持續低迷，里約州政府的財政收入大幅縮水。為了彌補財政收入的不足，應對于今年舉行的奧運會，里約州政府于去年年底提出了提高石油稅收的7182號和7183號法案。根據新法案，Campos盆地產出的每桶原油的平頭稅將增加2.71雷亞爾，且每桶原油的商品和服務稅將被調至18%。里約州政府預計新法案的實施將使其今年的財政收入增加18億雷亞爾。
A Justi?a do Rio concedeu liminar a favor das petroleiras BG, Chevron, Petrogal, Repsol Sinopec, Shell e Statoil suspendendo os efeitos da decis?o do governo fluminense de aumentar a tributa??o 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 Associa??o Brasileira de Explora??o e Produ??o de Petróleo (Abep), que representa as maiores petroleiras do país, entrou com duas a??es diretas de inconstitucionalidade no Supremo Tribunal Federal (STF), contestando a nova legisla??o do Rio. Uma decis?o favorável às produtoras no STF teria efeito sobre todas as petroleiras, e n?o apenas sobre as autoras do mandado de seguran?a na Justi?a do Rio.As duas frentes, no TJ-RJ e no STF, contestam duas leis que elevam a tributa??o sobre o setor petrolífero a partir da cria??o de uma taxa de fiscaliza??o e instituem a cobran?a do ICMS sobre a extra??o 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 bilh?es 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 arrecada??o dos Estados com as participa??es governamentais (royalties e participa??es especiais) caiu 35% no primeiro bimestre.Proje??es do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE) indicam que a arrecada??o de royalties no país em 2016 pode cair até 27%, considerando uma cota??o média do barril do petróleo em US$ 32 e o dólar a R$ 4,15. Se os pre?os se recuperarem e ficaram em torno de US$ 55 por barril, no entanto, há espa?o para que as receitas com royalties cres?am até 6%.As duas leis come?am a vigorar dia 30, mas ainda precisam ser regulamentadas, Uma fonte do Executivo estadual, contudo, disse ao Valor que o Rio deve desistir de avan?ar com a regulamenta??o do assunto.As liminares do TJ-RJ foram concedidas sexta-feira. Na decis?o, o juiz Jo?o Luiz Amorim Franco, da 11a Vara de Fazenda Pública, alegou que o ato de extra??o n?o se configura uma opera??o de circula??o de mercadoria e n?o é passível, ent?o, de cobran?a de ICMS.O juiz alegou que a lei estadual que criou a Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscaliza??o Ambiental das Atividades de Pesquisa, Lavra, Explora??o e Produ??o de Petróleo e Gás, no valor de R$ 2,71 por barril produzido, afeta a “seguran?a jurídica necessária para o bom planejamento e a execu??o dos investimentos de longo prazo, típicos do setor de petróleo e gás”.Segundo o juiz, a lei estadual viola o artigo 23 da Constitui??o Federal, que n?o reconhece a competência dos Estados na legisla??o de assuntos relacionados à fiscaliza??o da indústria petrolífera. Lembrou que a base de cálculo da taxa deve ser proporcional à onerosidade e à complexidade da atividade, o que n?o foi observado pelo legislador estadual no caso.
巴油去年第四季度虧損102億美元
據巴西國家石油公司（Petrobras）3月21日公布的公司業績顯示：公司去年第四季度凈虧損369億雷亞爾（約102億美元），較去年同期虧損擴大48%。
糟糕的四季度表現令巴油轉盈為虧，該公司去年全年凈虧損達到348億雷亞爾（約合96億美元），為1953年成立以來的最差業績。這也是該公司連續第二年出現巨額虧損。2014年，其虧損額為72億美元。
巴油當天發表公報稱，導致巨額虧損的主要原因是國際油價下跌、利率上升和匯率變動。同時，由于市場不景氣，公司持有的油田、鉆井平臺等投資資產亦出現大幅減記。該公司在第四季度共減記資產464億雷亞爾（約合128億美元），其中83%都是由于持有的油田資產。
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油田開發方案被否決
近日，巴西國家石油管理局（ANP）否決了巴西國家石油公司（Petrobras）提交的Piranema South油田開發方案。
Piranema South油田位于Sergipe-Alagoas盆地，三年前被證實具有商業開發價值，現如今巴西國家石油管理局判斷該油田的開發已不具備經濟可行性。
要想獲得巴西國家石油管理局的支持，巴油必須于2016年8月前提交1-SES-0092-SE井和4-PRMS-0001-SES井臨近區域的地質分析報告，若經證實該油田在短期內能夠維持最低限度以上的生產，則巴油需在9月中旬提交新的油田開發方案。
Piranema South油田回接至Piranema油田，采用Piranema 圓柱形FPSO生產，目前產量低于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油田的開發被推遲至2020年以后
據Galp Energia公司稱，位于Great lara區域的Atapu North油田產出第一桶油的時間將被推遲至2020年以后。位于Great lara區域的另外兩個油田，Atapu South油田和Berbigao-Sururu油田，則將于2018年采用兩艘FPSO分別進行生產。
Galp Energia公司執行董事Thore Kristiansen表示，目前公司正在對Atapu North油田的探邊測試結果進行分析，以確定FPSO的最佳作業位置。他同時強調，Atapu North油田開發計劃的延遲與FPSO的建造進度無關。
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.
殼牌計劃在Barreirinhas盆地鉆七口探井
據悉，殼牌石油公司計劃在巴西靠近赤道的Barreirinhas盆地鉆七口探井。其中，殼牌公司將在BM-BAR-344區塊鉆三口探井，在BM-BAR-342區塊，BAR-M-388區塊，BAR-M-340區塊，BAR-M-252區塊各鉆一口探井，每口探井預計耗時約90天。
根據殼牌石油公司向巴西聯邦環境和自然資源協會（IBAMA）提交的報告顯示，殼牌石油公司計劃使用兩艘鉆井船同時作業，鉆井工作將于2019年初開始，2015年第一季度結束。
據文件顯示，殼牌公司此次鉆井計劃傾向于使用帶有動力定位系統的第六代或第七代鉆井船。
目前殼牌公司是Barreirinhas盆地10個區塊的作業者：殼牌在其中兩個區塊控股100%，在另外四個區塊中和巴油和Galp Energia公司合作，在剩下的四個區塊中和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 explor-ation work in the area.
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- 李曉天
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石油圈認證作者
- 畢業于上海交大，后遠赴巴西攻讀海洋工程博士學位。長期從事巴西海洋油氣市場的研究，并創辦有《巴西海洋工程資訊》及SinoBrazilOffshore微信公眾號。
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