A PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL TOTALIZOU 51,1 MILHÕES DE M³/D, COM UM AUMENTO DE 17,8% EM RELAÇÃO A 2007

Descobertas no cenário mundial afetam mercado de petróleo

O sucesso da atividade exploratória na seção pré-sal das bacias sedimentares brasileiras do Sul e Sudeste marcou o ano de 2008. A partir desse sucesso a Petrobras construirá os alicerces que sustentarão o crescimento da produção de petróleo nas próximas décadas.

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Na Bacia de Santos, em agosto, a companhia descobriu significativa acumulação de óleo leve e gás natural, com volume recuperável estimado entre 3 e 4 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) na área conhecida como Iara (bloco original BM-S-11). Essa descoberta decorreu da perfuração do poço 1-RJS-656, a cerca de 230 km do litoral da cidade do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 2.230 metros. A nova área soma-se à de Tupi, descoberta em 2006 no mesmo bloco, com volume recuperável estimado entre 5 e 8 bilhões de boe, conforme anunciado em novembro de 2007. A Petrobras detém 65% dessa concessão e está associada, na área, à BG Group e à Galp Energia, que participam com 25% e 10%, respectivamente.

Ainda na Bacia de Santos, a companhia identificou a presença de petróleo leve (28º API) na área conhecida como Guará, na seção pré-sal. A jazida se localiza no bloco BM-S-9, operado pela Petrobras (45%), em parceria com BG Group (30%) e Repsol YPF (25%). Na mesma bacia, a companhia anunciou, em 2008, a descoberta de gás natural e condensado na área de Júpiter, localizada no bloco BM-S-24, operado pela Petrobras (80%) em parceria com a Galp Energia (20%). Além disso, o consórcio formado pela Petrobras (66%), Shell (20%) e Galp Energia (14%) comprovou a presença de petróleo em reservatórios do pré-sal, no bloco BMS-8 (Bem-te-Vi), em águas ultraprofundas na Bacia de Santos.

O custo médio de extração, sem participação governamental, foi de US$ 9,26 por boe, um acréscimo de 20,3% em relação ao ano anterior. Considerando as participações governamentais, o custo chegou a US$ 26,08 por boe, 34,5% acima do verificado em 2007. Em reais, o custo médio de extração foi de R$ 17,08, 14,8% acima do registrado no ano anterior. Incluídas as participações governamentais, o custo foi de R$ 47,61 um aumento de 28,6% em relação a 2007. A diferença entre o custo em dólar e em real decorreu da apreciação em 6% do real em relação a moeda norte-americana (dólar médio), em comparação com o período anterior.

No litoral do Espírito Santo, ao norte da Bacia de Campos, foram feitas duas descobertas importantes na seção pré-sal do Parque das Baleias, nos campos de Baleia Azul e Baleia Franca, com volume recuperável total estimado entre 1,5 e 2 bilhões de boe (30º API). O volume total de óleo estimado na área do Parque das Baleias, incluindo os reservatórios acima e abaixo da camada de sal, chega a aproximadamente 3,5 bilhões de boe.

Em setembro, com o início do teste de longa duração do poço 1-ESS-103A, interligado à plataforma P-34, no campo de Jubarte, no norte da Bacia de Campos, a companhia começou a produzir na seção pré-sal do litoral do Espírito Santo.

Novas operações - Ao longo do ano, duas novas plataformas iniciaram suas operações na Bacia de Campos. Em abril, no campo de Badejo, começou a operar a plataforma FPSO Cidade do Rio das Ostras. Trata-se da primeira unidade projetada para produzir petróleo extrapesado, com capacidade de produção de 15 mil bpd e estocagem de até 200 mil barris de petróleo. Em novembro, no campo de Marlim Leste, entrou em operação a plataforma P-53, com capacidade de produção de 180 mil bpd de óleo e 6 milhões de m³/d de gás natural.

Em 2008, esses dois projetos, mais o aumento de produção das plataformas instaladas em 2007 (FPSO Rio de Janeiro, Piranema, FPSO Cidade de Vitória, P-52 e P-54), compensaram todo o declínio natural da produção e ainda garantiram à companhia um aumento de 3,5% na produção de óleo e LGN, que alcançou a média de 1.855 mil bpd.

Durante o ano foram perfurados e concluídos 373 poços para o desenvolvimento da produção, dos quais 345 em terra e 28 no mar. Na área de exploração, foram perfurados 135 poços, sendo 88 em terra e 47 no mar, dos quais 37 aguardam avaliação. O índice de sucesso exploratório foi de 44%.

PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL

A oferta de gás natural, no Brasil, registrou crescimento expressivo no ano. Isso se deveu, principalmente, à ampliação da capacidade do sistema de escoamento de gás e à entrada em operação das plataformas P-52 e P-54 no campo de Roncador, no final de 2007, e dos novos sistemas de produção instalados no campo de Peroá.

A produção de gás natural totalizou 51,1 milhões de m³/d, com um aumento de 17,8% em relação a 2007. Esse crescimento deverá manter-se em 2009 com o início de operação das plataformas P-53, no final de 2008, e P-51, no começo de 2009, além da continuidade na implementação de projetos do Plano de Antecipação da Produção de Gás Natural (Plangás).

OUTRAS DESCOBERTAS DE PETRÓLEO E GÁS

Além das descobertas na seção pré-sal, a Petrobras obteve relevante sucesso na exploração em outras áreas no Brasil.

O bloco BMS-40, em águas rasas na Bacia de Santos, revelou uma acumulação de petróleo leve na área conhecida como Tiro. Teste realizado pela Petrobras – concessionária exclusiva do bloco – comprovou um potencial de produção estimado em 12 mil bpd. Uma segunda descoberta de petróleo leve ocorreu no mesmo bloco, também em águas rasas, a 9,3 quilômetros de Tiro, na área de Sidon. Dados preliminares dessas duas áreas permitem estimar um volume recuperável de aproximadamente 150 milhões de boe neste bloco.

Já na Bacia do Espírito Santo foi realizada mais uma descoberta no campo de Golfinho, por meio do poço 4-GLF-23-ESS. As estimativas indicam um potencial de 60 milhões de barris de petróleo recuperável. E na parte sul da Bacia do Jequitinhonha, a perfuração do poço 1-BAS-147 comprovou a presença de hidrocarbonetos em reservatórios arenosos acima da camada de sal e a cerca de 3.630 metros de profundidade. O poço está na concessão BM-J-3, em que a Petrobras (operadora) e a StatoilHydro são sócias, com 60% e 40%, respectivamente. Esse bloco está a 74 quilômetros da costa do estado da Bahia, em lâmina d’água de 2.354 metros. Esta descoberta abre grandes perspectivas para essa bacia, onde a Petrobras possui mais duas concessões exploratórias, BM-J-4 e BM-J-5, com 100% de participação.

O DESAFIO DO PRÉ-SAL

A seção pré-sal das bacias sedimentares do Sudeste e Sul estende-se, de forma heterogênea, do sul da Bacia de Santos ao norte da Bacia de Campos, numa área de aproximadamente 800 km de comprimento por 200 km de largura, em águas profundas e ultraprofundas.

O Polo Pré-Sal da Bacia de Santos é composto pelas áreas remanescentes dos blocos BM-S-8, BM-S-9, BM-S-10, BM-S-11, BM-S-21, BM-S-22 e BM-S-24. Esse polo se localiza a cerca de 300 km da costa do estado do Rio de Janeiro e em torno de 350 km da costa do estado de São Paulo, em lâminas d’água ultraprofundas que variam de 1.900 a 2.400 metros.

Com exceção do bloco BM-S-24 (Júpiter), todos os demais possuem planos de avaliação aprovados pela ANP. Esses planos preveem a perfuração de 22 poços de avaliação na área nos próximos cinco anos, juntamente com a execução de sete testes de longa duração (TLD).

Ainda no pré-sal da Bacia de Santos, onde a Petrobras possui cerca de 60% dos interesses econômicos, a expectativa é que a produção de petróleo atinja a marca de 1 milhão de bpd em 2017, apenas 12 anos após a descoberta de Parati no bloco BM-S-10, em 2005.

As descobertas na seção pré-sal ao norte da Bacia de Campos (Parque das Baleias), onde a Petrobras detém a totalidade dos interesses econômicos, confirmam o potencial de toda a extensão da seção pré-sal nas bacias do Sul e Sudeste do Brasil.

Em função da magnitude e do impacto nos diversos negócios da companhia, o polo pré-sal da Bacia de Santos exigirá que a concepção das estratégias de desenvolvimento, assim como o planejamento e execução dos projetos sejam conduzidos de forma integrada, envolvendo as diversas áreas da companhia.

Para coordenar essa complexa rede de competências, a Petrobras criou, em 2008, uma gerência executiva na área de Exploração e Produção dedicada ao planejamento e à definição da estratégia de desenvolvimento dessa nova fronteira exploratória. Também foi elaborado o Plano Diretor de Desenvolvimento Integrado do Polo Pré-Sal (Plansal), para potencializar os benefícios de uma visão integrada e de planejamento de longo prazo.

O principal objetivo do Plansal é identificar e priorizar o conjunto de estratégias a serem implementadas nas áreas impactadas, considerando o estágio inicial de conhecimento das características das acumulações de petróleo recém-descobertas e as condições da indústria do petróleo no Brasil. principalmente nos aspectos regulatórios, mercadológicos e de suprimento de recursos críticos.

Entre as oportunidades geradas pelo desenvolvimento da camada pré-sal destacam-se:

Criação de conhecimentos, programas tecnológicos e parcerias com universidades e institutos de pesquisas, fortalecendo a integração com a comunidade técnica brasileira e internacional;
Ampliação das oportunidades de emprego, com formação de mão-de-obra especializada;
Novas soluções de unidades, sistemas e polos de produção (equipamentos e logística);
Desenvolvimento da indústria de base e expansão das empresas de engenharia, indústria naval e correlatas, e grandes equipamentos.

ÁREAS MARÍTIMAS E TERRESTRES

A Petrobras declarou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em 2008, a viabilidade comercial de 18 descobertas, das quais 17 em terra e uma no mar. Todas as áreas em terra foram incorporadas a campos vizinhos, já em produção. Desses campos, três se localizam na Bacia Potiguar, cinco em Sergipe-Alagoas, um no Recôncavo e seis no Espírito Santo. Ainda em terra, foi declarada a comercialidade dos campos de Corruíra, na Bacia do Espírito Santo, e Mutum, na Bacia de Sergipe-Alagoas. No mar, foi declarado comercial o campo de gás na área de Camarupim Norte, continuação do campo de Camarupim, na parte norte da Bacia do Espírito Santo.

NOVOS BLOCOS EXPLORATÓRIOS

Na décima rodada de licitações da ANP, em dezembro de 2008, a Petrobras adquiriu 27 blocos exploratórios, o equivalente a 50% dos 54 blocos leiloados, somando 20,3 mil km2. Os bônus oferecidos pela companhia e seus parceiros totalizaram R$ 56,7 milhões. Desse total, R$ 40 milhões correspondem à parcela da Petrobras. Dos 27 blocos adquiridos, a companhia é operadora em 22, sendo 5 em associações e 17 com direitos exclusivos. Nos outros 5 blocos a operação cabe a seus parceiros.

O portfólio de concessões exploratórias da companhia, com as aquisições e as devoluções efetuadas em 2008, passou a contar com 265 blocos, somando 142,3 mil km². Além disso, outras 35 áreas em operação, com 12,7 mil km², encontram-se em fase de avaliação de descobertas. A área exploratória atual da Petrobras totaliza 155 mil km².

RESERVAS PROVADAS

As reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras no Brasil atingiram 14,09 bilhões de boe em 2008 pelo critério ANP/SPE, volume que corresponde a um aumento de 1,2% em relação ao ano anterior. Foram apropriados 920 milhões de boe em reservas e produzidos 747 milhões de boe, adicionando às reservas provadas da companhia 173 milhões de boe. Com essa incorporação, o Índice de Reposição de Reservas (IRR) se manteve em 123%. Isso significa que para cada barril de óleo equivalente produzido no ano foi acrescentado 1,23 barril às reservas. O indicador reserva/produção (R/P) caiu de 19,6 para 18,9 anos.

Em 2008, as apropriações em campos existentes por meio de projetos de aumento de recuperação foram, em parte, responsáveis pelo aumento das reservas provadas. Também contribuíram para esse resultado as luênciasdescobertas em blocos exploratórios incorporados a campos de produção existentes. O pré-sal do Espírito Santo adicionou 128 milhões de boe às reservas provadas.

PROJETOS PARA O FUTURO

As descobertas na camada pré-sal merecerão atenção especial, a começar pelo teste de longa duração (TLD) no campo de Tupi, em 2009. Nesse teste será usado o navio FPSO BW Cidade de São Vicente, com capacidade de produção de 30 mil bpd.

Em 2009, quatro novos sistemas deverão começar a produzir na Bacia de Campos:

Campo de Marlim Sul, Módulo 2 – Está previsto o início das atividades da P-51, primeira plataforma integralmente construída no Brasil, com investimentos superiores a US$ 1 bilhão, com capacidade para produzir 180 mil bpd de óleo e 6 milhões de m³/d de gás natural;
Campo de Marlim Leste – Está programada a entrada em operação do FPSO Cidade de Niterói, com capacidade para produzir 100 mil bpd de óleo e 3,5 milhões de m³/d de gás natural;
Campo de Frade – Entrará em produção o FPSO de Frade, com capacidade de 100 mil bpd de óleo e 2,5 milhões de m³/d de gás natural, operado pela Chevron, com participação da Petrobras de 30%;
Parque das Conchas (área integrada pelos campos Ostra, Argonauta e Abalone) – Está previsto o início da produção do FPSO Espírito Santo, com capacidade de 100 mil bpd de óleo e 1,4 milhão de m³/d de gás natural, operado pela Shell, com participação da Petrobras de 35%.

A produção de gás natural também se expandirá com vários projetos de produção de gás não associado. Três desses projetos fazem parte do Plangás: o FPSO Cidade de São Mateus, com capacidade de 10 milhões de m³/d, no campo de Camarupim (Bacia do Espírito Santo); a interligação de um poço do campo de Canapu ao FPSO Cidade de Vitória (Bacia do Espírito Santo), com capacidade de 2 milhões de m³/d; e a interligação de um poço de Lagosta à plataforma de Merluza (Bacia de Santos), com 1,8 milhão de m³/d.

Ainda em 2009, no campo de Manati, no estado da Bahia, a plataforma terá a capacidade de produção ampliada para 8 milhões de m³/dia de gás natural.

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