Produção
Ativos Operados Pela Shell:
Bijupirá e Salema
Os campos de Bijupirá e Salema estão localizados no litoral norte fluminense, a aproximadamente 295 quilômetros da cidade do Rio de Janeiro. Os campos, que tiveram seu primeiro óleo produzido em 1993, passaram a ser operados pela Shell em 2003, utilizando o FPSO Fluminense como navio-plataforma para a produção, armazenagem e transferência de óleo e gás desses campos.
Foi neste campo que a Shell se tornou a primeira empresa internacional a produzir petróleo em escala comercial no Brasil, após a abertura do mercado nacional. Ao longo de quase 20 anos de produção operados pela Shell, Bijupirá e Salema produziram o equivalente a 141 milhões de barris de petróleo, chegando a produzir 68mil barris de petróleo equivalente por dia (boe/d) em seus anos iniciais.
A Shell é a operadora dos campos de Bijupirá e Salema, com 80% de participação, e tem a Petrobrás como parceira.
A Shell é a operadora dos campos de Bijupirá e Salema, com 80% de participação, e tem a Petrobrás como parceira. A produção foi encerrada 2021 e atualmente o projeto está em preparação para o descomissionamento das suas atividades e instalações nos campos de Bijupirá e Salema, seguindo as melhores práticas da indústria para reciclagem verde.
Principais dados sobre o projeto:
- Localização: Bacia de Campos
- Profundidade: 600-800 metros
- Participação: Shell 80% | Petrobras 20%
- Início da produção: agosto de 2003
- MODEC como operadora do FPSO Fluminense
Parque das Conchas
O Parque das Conchas (BC-10) é um dos projetos de águas profundas mais desafiadores e bem-sucedidos da Shell, com produção de hidrocarbonetos em profundidades superiores a 1.800 metros na costa do Brasil, o que tem demandado abordagens inovadoras para desbloquear mais energia nas diferentes etapas de desenvolvimento do projeto.
BC-10 é um marco importante no desenvolvimento e comercialização de petróleo em águas profundas do Brasil. O projeto compreende quatro campos, Argonauta, Ostra, Abalone e Massa, localizados na bacia de campos, e conectados a um navio plataforma central flutuante de produção, armazenamento e descarregamento hidrocarbonetos, o FPSO Espírito Santo. Sua produção foi iniciada em 2009, chegando a produzir em seus anos iniciais 88 mil barris por dia.
O desenvolvimento é o primeiro de seu tipo, com um conceito de bombeio e separação de fluidos (líquidos e gás) submarinos com escoamento até o FPSO Espírito. O sistema utiliza três módulos de bombeio com um total de 10 bombas centrífugas submersas de 1500 cavalos de potência - cada uma equivalente a um motor de um carro de Fórmula 1 - para conduzir óleo e gás de 7 reservatórios de produção para a superfície.
Principais dados
- Localização: Bacia de Campos, Brasil
- Profundidade: ~ 1.800 metros
- Participação: Shell 50% (operadora), ONGC 27%, QP 23%
- Campos: Ostra, Abalone, Argonauta, Massa
- Capacidade projetada do FPSO: 100 mil barris de óleo por dia e 50 MMSCF / dia de gás natural
- SBM Offshore como operadora do FPSO
Ativos Operados Por Parceiros:
Berbigão, Sururu e Atapu
Localizado na bacia de Santos e adquirido na adquirido na 2a rodada de concessão da ANP em 2000, o campo originalmente conhecido como Iara é composto por 3 acumulações: Berbigão, Sururu e Atapu, com declaração de comercialidade anunciada em 2014. Os campos são operados pela Petrobras e contam com 2 FPSOs em operação.
Lapa
Localizado na bacia de Santos e adquirido na 2a rodada de concessão da ANP em 2000, descoberto em 2007 e declaração de comercialidade anunciada em 2013 e primeiro óleo em 2016. O campo é operado pela TotalEnergies (45% TotalEnergies, 30% Shell, 25% Repsol Sinopec) e conta com possui um FPSO em produção e um projeto de tie back da porção sudoeste do campo em desenvolvimento.
Mero
Localizado na bacia de Santos e adquirido na 1a rodada de partilha de produção da ANP em 2013, descoberto em 2010 e com declaração de comercialidade anunciada em 2017, operado pela Petrobras (38.6% Petrobras, 19.3% Shell, 19.3% TotalEnergies, 9.65% CNOOC e 9.65% CNPC e 3.5% PPSA), o campo de Mero se encontra em desenvolvimento, com dois FPSOs em produção e três em construção/comissionamento, onde é esperado que todas as unidades estejam em produção em 2025.
Sapinhoá
Localizado na bacia de Santos e adquirido na 2a rodada de concessão da ANP em 2000, descoberto em 2008 e com declaração de comercialidade anunciada em 2011 e primeiro óleo em 2013. O campo é operado pela Petrobras (65% Petrobras, 30% Shell, 25% Repsol Sinopec) possui dois FPSOs em produção.
Tupi e Iracema
Localizados na bacia de Santos e adquirido na adquiridos na 2a rodada de concessão da ANP em 2000, Tupi é um campo supergigante descoberto em 2006, enquanto Iracema foi descoberto em 2009. A declaração de comercialidade dos campos foi anunciada em 2010. Ambos são operados pela Petrobras (65% Petrobras, 25% Shell, 10% Galp), onde 7 FPSOs se encontram produzindo em Tupi (4 FPSOs afretados e 3 próprios) e mais 2 FPSOs afretados garantem a produção de Iracema.