Situação |
Fluido |
Lâmina D’água |
Exploração |
Óleo |
1.600 m |
QGEP – 20%; Petrobras (operador) – 60%; EP Energy – 20%.
Ainda não houve perfurações.
Não houve investimento relevante.
O consórcio concluiu os estudos de impacto ambiental relacionados ao BM-CAL-12 e prosseguiu com o processo de obtenção da licença ambiental, esperada até o fim de 2014.
Um poço pioneiro será perfurado no prospecto CAM#01, localizado no Bloco CAL-M-372, e sua perfuração terá início após o recebimento da licença.
Situação |
Fluído |
Lâmina D’água |
Exploração |
Óleo |
500 m a 860 m |
QGEP – 27,5%; Petrobras (operador) – 72,5%.
Copaíba (2008).
Não houve investimento relevante.
O consórcio aguardava a emissão pelo Ibama do Termo de Referência, que determina o escopo dos estudos de impacto ambiental a serem realizados na área.
Expectativa da obtenção da licença ambiental.
Situação |
Fluído |
Lâmina D’água |
Desenvolvimento |
Gás |
35 m |
QGEP – 45%; Petrobras (operador) – 35%;
Geopark – 10%; Brasoil – 10%.
2001.
Não houve investimento relevante.
O campo encontra-se em processo de unitização com o campo adjacente, e não foram efetuadas atividades operacionais em 2013.
Está prevista a continuação do processo de unitização.
Situação |
Fluído |
Lâmina D’água |
Produção |
Gás |
35 m |
QGEP – 45%; Petrobras (operador) – 35%;
Geopark– 10%; Brasoil – 10%.
2000.
Não houve investimento relevante.
A média de produção no ano foi de 6 milhões de m3 por dia, mesmo tendo interrompido a produção por 20 dias, em função de uma manutenção programada. O Campo continuou apresentando excelente rentabilidade e uma margem EBITDA superior a 60%.
Será iniciada a construção de uma estação de compressão, que vai reestabelecer a pressão original do reservatório, estendendo o patamar de capacidade de produção de 6 milhões de m3 por dia até 2017. A média de produção de 2014 está estimada em 5,5 milhões de m3. A estação de compressão deve estar operando em meados de 2015.