La production du Bassin de Campos jusqu’en 2042

La production de Campos se porte très bien. Le bassin qui en août célèbre les 35 ans de sa première extraction de pétrole est sur le point de dépasser le seuil des 2 Ms de b/j. La production du bassin est à l’heure actuelle d’1,8 M de b/j. Cela ne fait pas l’ombre d’un doute que, sur le court terme le volume dépassera les 2,5 Ms de b/j pouvant atteindre, à moyen terme, jusque 3 Ms de b/j. Et ce, même si beaucoup de ses sites d’exploitation ont déjà enregistré un fort déclin dans leurs courbes de production.

Le plus grand bassin producteur du pays représente 20% des concessions actives brésiliennes et regroupe huit des vingt meilleurs producteurs de gaz naturel. En effet, il cumule des indicateurs impressionnants. Soient : 47 sites en production, 14 sites en développement, plus de 60 plateformes de production en opération, parmi les systèmes flottants et fixes, plus de 70 plateformes de forage effectives dans la région, et près de 800 puits de développement. Le tout, géré par Petrobras, qui détient la plus grande partie des installations ; seule ou en partenariat avec Statoil, Shell, BP, OGX, ou Chevron. L’activité de Chevron a été interrompue dans la région par l’ANP suite à l’accident sur le site de production de Frade. Au cours de ces trois décennies et demi, 9 Mds de barils de pétrole ont été produits. La majeure partie d’entre eux, l’équivalent de 8,8 Mds de barils, proviennent de la production de Petrobras.

C’est certes conséquent, mais ce qui reste à venir est encore plus impressionnant. 33 régions sont encore à explorer et jusque 2016 l’installation d’au moins 17 nouvelles plateformes a été confirmée ; soient 10 de Petrobras, 6 d’OGX et 1 de Statoil. Petrobras à elle seule, prétend atteindre, en 2014, 2Ms de b/j, et de parvenir en 2016 à une production de 2,3 Ms de b/j.

D’une superficie de près de 100 mille km2, Campos s’étend d’Anchieta, dans l’état d’ Espirito Santo, jusque Arraial, situé dans l’état Rio de Janeiro. Uniquement sur la côte de Rio de Janeiro, le bassin inclut 13 municipalités.

Considéré comme un bassin à maturité, mais avec encore un fort potentiel de croissance, Campos possède à l’heure actuelle un portefeuille financier fortement diversifié. Les sites du bassin situés dans sa partie nord, dans le Parque das Baleias et celui de Conchas sont très prometteurs. Dans sa partie centrale on enregistre à l’heure actuelle un important déclin de la production. Dans sa partie sud où opèrent notamment Statoil, et l’entreprise du milliardaire brésilien Eike Batista, OGX, les opportunités et les résultats sont autant prometteurs dans le post-sal que dans le pré-sal.

Pour Paulo Mendonça, ex-président d’OGX, Campos et Maracaibo, au Vénézuela sont aujourd’hui les champs les plus prometteurs d’Amérique du Sud. « Campos possède une roche mère extrêmement riche. On trouve encore des niveaux dans le Bassin qui sont pratiquement inexplorés. L’un d’eux est le calcaire albiano, dans lequel nous sommes en train de travailler », a-t-il ajouté.

Le potentiel de Campos n’est ainsi dire pas questionnable. Roncador, le plus grand site du bassin, produit à l’heure actuelle 283 mille b/j – presque 16% du volume total extrait – et va encore augmenter sa production. La production de Marlim Sul, le second plus grand site de la région, s’établit à 213 mille b/j, même 21 ans après le premier forage pétrolier. Sa plateforme P-56 est d’ailleurs la plus performante du bassin avec une production atteignant 136,3 mille barils par jour.

Petrobras porte son attention sur Rocador, Papa Terra et sur le Parque das Baleias, champs qui requièrent à l’heure actuelle de grandes plateformes. Les réservoirs du pré-sal, d’où sont extraits 66,5 mille b/j, dans les sites de production de Brava, Jubarte, Carimbé et Tracajà, sont également très prometteurs.

La recherche de pétrole en réservoirs profonds fait également partie des plans de Statoil et d’OGX. L’entreprise pétrolière norvégienne a déjà confirmé le forage de quatre nouveaux puits dans le pré-sal de Peregrino.

Connu comme un bassin de grands volumes de production en eaux profondes et comme site de petite envergure en eaux peu profondes, Campos voit son profil changer. Uniquement à la fin de l’année, Statoil extraira 100 mille b/j à Peregrino, situé à une profondeur de 100m.

Néanmoins, le bassin ne présente pas toujours des indicateurs et des résultats aussi positifs. La production conséquente d’eau, aujourd’hui d’1,3 M stimule la recherche de nouvelles solutions afin d’augmenter la productivité de ces champs. Pour répondre à ces problèmes, Petrobras est en train d’établir un Plan de développement de production pour le bassin de Campos.

« Le profil de Campos est en train de changer, mais le bassin continuera d’être opérationnel de nombreuses années. Il est exploité depuis 35 ans, mais nous pensons qu’il est possible d’obtenir encore 2 décennies de productivité » souligne Joelson Mendes, le directeur général de l’Unité Opérationnelle de Petrobras du bassin de Campos (UO-BC).

En effet, Campos possède à son avantage une infrastructure qui a déjà été montée et qui optimisera donc les nouveaux investissements des projets à venir.

Shell lutte également pour maintenir une production croissante. Avec six champs en opération dans le bassin de Campos, avec comme caractéristique commune la production de pétrole lourd, l’entreprise pétrolière est sur le point d’atteindre la production de 80 mille b/j. En résumé, Shell débutera la seconde phase de production du Parque das Conchas dans les mois à venir.

Petrobras détaille le futur de Campos:

Penser et établir le futur du bassin de Campos pour les 30 prochaines années est le défi actuel de Petrobras. Le projet a été implanté à la fin de 2011 et a pour objectif de garantir la croissance de la production et la meilleure utilisation possible des systèmes et des installations qui existent déjà dans la région.

A elle seule, l’entreprise pétrolière produit à Campos 1,7 M de b/j de pétrole et 27 Ms de m3/j de gaz. Ils sont extraits de 41 sites par 54 unités de productions (14 fixes et 40 flottantes, dont 16 semi-submersibles et 24 FPSOs). Ce sont 774 puits parmi lesquels 577 de production et 197 d’injection. La gestion de ces actifs est divisée entre les Unités d’Opération (UO) de Petrobras du bassin de Campos, Rio de Janeiro et Espirito Santo. Au total, Petrobras a produit, dans le bassin, 8,86 Mds de barils de pétrole.

En plus du pétrole et du gaz, sont produits chaque jour dans la région pas moins d’1,3 M de barils d’eau. Ce volume dépasse la production de pétrole de chacune des 3 unités opérationnelles : presque 3 fois supérieure à celle d’UO-BC (Unité Opérationnelle du Bassin de Campos), et six fois plus importante que celle de l’UO-ES. Il dépasse également le volume de l’UO-Rio, qui produit 966,1 mille b/j au total.

De nouvelles opportunités:

Elaboré avec le soutien de toutes les directions de l’E&P, et comptant encore sur le partenariat du Cenpes, le plan de développement de Campos dresse la carte de tout le secteur. De nouvelles et anciennes perspectives commerciales du post et du pré-sal vont également être identifiées, surtout dans les champs proches des unités de production déjà installées.

Environ 200 professionnels, cadres et techniciens, travaillent sur le projet. On retrouve des spécialistes dans les domaines suivant : Equipements de Superficie, Processus et Mesure des fluides, Opération et Maintenance, Ingénierie Sous-Marine, Exploration, Réservoir, Equipements Sous-Marins et Projet de Revitalisation, et Développement Complémentaire de la Production.

Le plan a gagné la même renommée en matière de gestion que les projets du groupe du Bassin de Santos. Le potentiel d’exploration de Campos est encore considéré comme important, même après 30 ans d’opérations. La plus grande partie des investissements faite dans la région a déjà été amortie, ce qui rend les coûts de production très attractifs. L’enjeu majeur est de comprendre la diversité du site de Campos avec ses réservoirs d’arénite et de carbonate de post et de pré-sal. Les techniciens de Petrobras travaillent déjà pour implanter les premiers projets courant 2013.

Concentration et approche:

L’approche technologique du plan promet d’être différente et simple, une fois que tout aura été pensé en priorité à partir des installations déjà existantes. Les actions seront dirigées, dans leur grande majorité, vers le réaménagement des plateformes, la construction de nouvelles unités ou la revitalisation des systèmes en opération.

Dans la liste des priorités, figure la recherche pour l’augmentation du facteur de récupération, comme l’utilisation de nouvelles technologies d’injection d’eau et de forage de nouveaux puits. Soutenue dans le programme Recage 70, l’objectif est d’atteindre le facteur de récupération de 70%.

L’autre préoccupation consiste à vérifier le bon fonctionnement des installations existantes et de voir ce qui peut être fait pour augmenter de façon efficace la durée de vie de ces unités. Bien que certaines d’entre elles fonctionnent depuis plus de 30 ans, la proposition principale est d’investir dans leur revitalisation, mais pas de les démobiliser. De nombreuses plateformes de la partie centrale du bassin, ont une fonction importante et sont fondamentales dans le système d’opération.

L’idée est de connecter de nouveaux sites entre eux chaque fois que cela est possible, en profitant de la capacité disponible des unités. Cette stratégie est soutenue par le Projet Varredura, qui, il y a près de trois ans a fait la promotion d’une étude complète des actifs de la région. Il a pour cela fourni, la liaison du réservoir du pré-sal de Brava à l’unité de production P-27, située à Voador.

Deux ans après la mise en place du projet, les résultats obtenus se montrent déjà positifs. L’initiative, tel que l’indique le nom du projet, vient ‘balayer’, le bassin sédimentaire grâce à de nouvelles technologies et grâce à l’interprétation d’anciennes et de nouvelles données. En décembre 2011, 2,2 Mds de barils ont été détectés. Les nouveaux gisements (post-sal et pré-sal) ont été découverts proches de sites en production tels que Marlim, Voador, Marlim Leste, Roncador, Marlim Sul, Albacora, Albacora Leste, Barracuda, et Catinga.

A travers le projet Varredura, Petrobras pense forer 67 puits d’ici à 2015, dans les bassins de Campos et d’Espirito Santo. Le nouveau plan répartit les investissements dans le pré-sal : 131,6 Mds USD prévus pour l’Exploration et la Production (E&P) dont 25,4 Mds USD destinés à l’exploration. Sur ce total 17,5 Mds sont dédiés au post-sal, dont une bonne partie se trouve dans le bassin nord de l’état de Rio.

Parmi les 89,9 Mds USD prévus jusque 2016, presque la moitié est dédiée au pré-sal. Mais le post-sal de Campos va absorber la plus grande partie des 30,2 Mds USD qui concerne cette « couche » .

Dans l’optique de revitalisation, Petrobras travaille déjà sur la plateforme de Cherne. A Congro, où certaines plateformes produisent très peu, l’entreprise compte substituer ses unités par des équipements sous-marins, tout en réaménageant les plateformes pour d’autres sites.

Malgré l’effort fourni pour maintenir les installations opérationnelles, le directeur général d’UO-BC, Joelson Mendes, a affirmé que dans le futur la tendance sera de diminuer l’utilisation des plateformes de la région. « Mais nous devons encore effectuer beaucoup d’arrangements avant de penser à tout cela » a-t-il expliqué.

L’autre question d’importance fondamentale est liée au traitement des eaux. Petrobras utilise de nouvelles techniques axées sur des systèmes sous-marins d’injection d’eau de mer (Raw Water Injection – RWI) et de compression de gaz.

Tout ce travail selon Mendes, va faire partie de la routine du bassin. « Campos a atteint un stade qui demande à ce que tout le budget de la région soit revu en permanence. La vision que nous devons adopter n’est pas uniquement liée à ce que nous avons déjà installé mais à ce qui est à venir » affirme le directeur général d’UO-BC.

Efficacité Opérationnelle:

Parmi les 16,3 Mds USD prévus pour l’infrastructure dans le domaine de E&P, une partie importante est destinée au Bassin de Santos. Mais Campos ne sera pas oublié : le plus grand bassin producteur de pétrole et de gaz du pays est opérationnellement inefficace. La plus forte baisse s’est précisément produite dans la partie du Bassin de Campos gérée par l’Unité des Opérations l’UO-BC : cette efficacité est passée de 88 à 72%, une chute de 20%. Afin de mettre un terme à cette chute vertigineuse, la Présidente de Petrobras, Graça Foster a créé le Programme d’Augmentation de l’Efficacité Opérationnelle (Proef) du Bassin de Campos : « Il faut augmenter de façon urgente l’efficacité opérationnelle du bassin », a déclaré la présidente.

Proef a l’intention d’augmenter et de réguler la production de pétrole à travers l’optimisation des opérations et l’intégration des systèmes de production du Bassin de Campos. Sur le long terme il est prévu de standardiser les équipements, de substituer les systèmes de production et d’établir des projets de revitalisation afin d’assurer une vraie performance sur le bassin.

Shell de barils en barils:

Opérant dans deux pôles de production à Campos – dans le Parque das Conchas, en eaux profondes, sur la partie nord du bassin, et à Bijupirá-Salema, dans la partie centrale, à 800m de profondeur – Shell anticipe une production de 80 mille b/j de pétrole en 2013. Dans ces sites, la production actuelle est de 72 mille b/j. Cette faible croissance provient du déclin de production des deux complexes, requérant plus d’efforts technologiques.

Dans le Parque das Conchas, qui réunit les sites de production d’Ostra, d’Abalone, d’Argonauta et de Nautilus, l’entreprise pétrolière parie sur la plupart de ces atouts. Elle vient de commencer le développement de la phase II, avec le forage du premier des 11 réservoirs qui feront partie du nouveau système.

Destiné à la production du site d’Argonauta O-Norte, de pétrole lourd (16° API), la nouvelle phase sera effective en 2013 et augmentera la production aux alentours de 30 mille b/j. Le forage est exécuté par le rig de forage Noble Bully II et doit prendre fin courant de l’année prochaine. Parmi les réservoirs, sept seront producteurs et quatre injecteurs. Ils seront liés au FPSO Espirito Santo, unité qui opère déjà dans la phase I.

En ajoutant les deux phases, Shell pense qu’il est possible de produire entre 50 et 60 mille b/j de pétrole d’ici à fin 2013. En agissant de la sorte, l’entreprise n’aura plus de capacité disponible dans le FPSO Espirito Santo.

Produisant actuellement 50 mille b/j, la phase I est concentrée sur les sites d’Ostra et d’Argonauta (partie Ouest). Le système a commencé à fonctionner en 2009 et est aujourd’hui connecté à dix-sept réservoirs producteurs et à un injecteur.

Misant sur le potentiel de la région, Shell étudie la mise en place d’une troisième phase. Les analyses mettent en avant l’exploitation du site de Massa, localisé à 7km d’Argonauta. Le nouvel investissement commencera seulement en 2013. Les études préliminaires suggèrent que la phase III entre en opération en 2015. En parallèle, Shell se prépare au lancement de la première opération de transport de gaz naturel du Parque das Conchas, au travers du gazoduc Sul Capixaba, appartenant à Petrobras, l’entreprise pétrolière écoulera chaque jour 560 mille m3.

Actuellement Shell travaille sur la construction du gazoduc sous-marin qui fera la liaison de son site de production jusqu’au Parque das Baleias. Pour le moment, Shell agit sur la mise en service et la liaison de son extension jusqu’au Parque das Baleias. Son segment est de 40km de long et doit être opérationnel d’ici deux à trois mois. Le volume de gaz produit dans le système, sera vendu à Petrobras. Aujourd’hui le gaz extrait est utilisé dans le FPSO et réinjecté dans les réservoirs.

Le système définitif de Waimea:

La production d’OGX dans la partie sud de Campos pourra atteindre 30 mille b/j d’ici la fin de l’année, une fois que l’entreprise pétrolière fera fonctionner le système définitif de Waimea. Actuellement la production de ce champs est faite grâce au test de longue durée (TLD) par le FPSO OSX-1, qui, en mai dernier extrayait l’équivalent de 13 mille b/j.

L’augmentation sera obtenue grâce à la liaison de trois nouveaux réservoirs, deux injecteurs et un producteur – aujourd’hui la production du champ est extraite des réservoirs OGX-26 et OGX-68. L’opération des trois réservoirs est liée à l’approbation par l’ANP, du plan de développement, et l’enjeu réside dans la rapidité avec laquelle tout ceci va se passer.

En plus de cela, le système définitif de Waiema possèdera un quatrième puits producteur, prévu pour entrer en opération seu-lement en 2013.

Cette phase est dirigée vers la partie qu’OGX qualifie de petit Waimea, qui possède 110 Ms de barils de pétrole récupérables. Et contrairement à ce qui a été prévu initialement, le domaine appelé Waimea ne possède non pas un, mais sept sites – Tubarão Azul, Fuji, Illimani, Tupungato, Osorno, Chimborazo et Tambora.

Plus de 2 mille barils par jour:

Paulo Mendonça, ex-président d’OGX, affirmait, avant sa sortie du groupe, que la production du TLD de Waimea devrait atteindre, d’ici peu, les 15 mille b/j.
« Nous pouvons parvenir à ce volume en toute sécurité, sans abîmer le réservoir ni porter atteinte à la production future ».

La phase actuelle du champ est faite de réajustements et de vérifications des conditions idéales du réservoir. « Nous ne voulons pas épuiser les réservoirs en deux ou trois ans, nous désirons qu’ils puissent produire durant une vingtaine d’années », a ajouté Mendonça.

C’est pour cela qu’il est important d’obtenir la plus grande quantité possible de données sur le réservoir. Les informations seront fondamentales pour l’implantation définitive de cette phase et des étapes suivantes.

Pour le moment, selon le directeur de production d’OGX, Reinaldo Belotti, il faut effectuer des tests et des observations avant d’entrer dans la production définitive. « C’est pendant la phase de variation des flux des réservoirs que l’on observe l’effet de l’un sur l’autre, et l’impact des deux sur le réservoir, et que l’on voit jusqu’où on peut aller avant d’ajouter l’eau. Tout ceci permet qu’ensuite, l’entreprise puisse exploiter le réservoir de la façon la plus rentable possible tout en respectant l’environnement».

Dans le cas du grand Waimea, OGX a déjà confirmé l’installation d’un nouveau module, en optant pour un système hybride de rotation sèche et mouillée, avec le FPSO OSX-2 et une Wellhead Platform (WHP). Le FPSO est converti à Singapour et sera finalisé à Porto do Açu, entrant en opération en octobre/novembre 2013, alors que WHP est construit par Techint, mais n’entrera en vigueur qu’en 2014.

Source: Brasil Energia
Traduction: Noémie Alcaraz
Révision : Michel Curletto
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