PRIMEIRA operadora estrangeira a produzir petróleo no Brasil depois do fim do período do monopólio estatal, a Shell vem investindo pesado nessa bacia, onde tem dois ativos de peso, responsáveis pela produção de mais de 61 mil barris de óleo equivalente por dia: 56,8 mil barris de óleo e 804 mil metros cúbicos de gás natural. Desse volume total operado pela petroleira anglo-holandesa, a fatia dela é de 34,4 mil boe/dia, uma vez que está associada a outras petroleiras.
O ativo pioneiro é Bijupirá- Salema, localizado a aproximadamente 295 quilômetros da cidade do Rio de Janeiro, que iniciou produção em agosto de 2003. Sete poços produtores (cinco em Bijupirá e dois em Salema) estão conectados ao FPSO Fluminense, que tem capacidade para armazenar 1,3 milhão de boe/ dia. A Shell tem 80% e a Petrobras os outros 20% de participação neste ativo, que apresenta um petróleo leve, de 28o a 30o API.
Carneiro: potencial exploratório de Campos ainda é muito grande
A outra unidade da petroleira é o FPSO Espírito Santo, com capacidade para armazenar 1,5 milhão de barris/dia, que processa o óleo extraído de ativos do Parque das Conchas, que é integrado pelos campos de Ostra, Abalone Argonauta e Nautilus, no qual a Shell tem 50% de participação, a Petrobras 35% e a indiana ONGC os outros 15%.
É nesse campo, o maior produtor da petroleira, que estão as principais apostas. “O Parque das Conchas (BC-10) tem produzido mais de 50.000 barris por dia, superando as metas de produção”, declarou a companhia. É lá que está instalada, em lâminas d’água que variam de 1.500 a 2.000 metros, uma tecnologia pioneira no país: o Parque das Conchas é o primeiro projeto em que todos os campos são desenvolvidos com base no sistema de separação e bombeio submarinos de petróleo e gás.
Por conta da profundidade, a empresa também utilizou alguns recursos de ponta, como risers com flutuadores e poços horizontais para otimizar a produção. O FPSO tem capacidade de gerar 68 megawatts de potência, energia fundamental para alimentar os sistemas de separação e bombeamento de alta pressão nas águas profundas através de grandes umbilicais elétricos, de forma que garanta o fluxo do óleo pesado (API 16° – 42°).
A empresa informou que tem investido “fortemente” na execução da Fase 2 do projeto, que envolve a perfuração de 11 novos poços e é considerado uma das mais importantes iniciativas de upstream do grupo Shell no mundo. “O primeiro óleo da Fase 2 está previsto para o final de2013”, diz a empresa, comunicando que está trabalhando ativamente em uma “provável Fase 3, que, se aprovada, poderá ser implementada até2015”.
Esses investimentos reforçam a aposta da Shell nessa bacia, na qual ela acredita ter ainda reservatórios significativos a serem prospectados. “Através de investimentos consideráveis em novas tecnologias, é possível recuperar hidrocarbonetos mesmo em reservatórios mais desafiadores”, declara a companhia, lembrando que tem participado da maioria das rodadas licitatórias de upstream no Brasil desde 1998, adquirindo blocos de exploração e fazendo investimentos significativos no país.
Primeiro FPSO da OGX chegou neste ano
“A Shell tem interesse em participar de novas oportunidades de exploração, especialmente com a 11ª rodada. E espera que eventuais mudanças nos regulamentos de exploração do pré-sal e de áreas estratégicas continuem a manter a atratividade do Brasil para os investidores, protegendo a transparência e a estabilidade do marco regulatório e respeitando contratos já firmados”, declara a empresa.
OGX aposta na Bacia de Campos com 4,1 bilhões de barris descobertos em águas rasas na Bacia de Campos, a OGX aposta no potencial dessa província para consolidar sua posição como oil company internacional até o final da década. “Ela é uma das principais bacias da América do Sul e, embora a primeira descoberta tenha ocorrido em 1974, ainda existe um grande potencial exploratório, não apenas no pré-sal”, destacou Luiz Carneiro, CEO da OGX.
Ele destaca os reservatórios albianos, nos quais a OGX fez uma série de descobertas, demonstrando o potencial da parte mais ao sul da Bacia de Campos. “Para a OGX, esta bacia ainda tem uma grande perspectiva de crescimento”, complementou o executivo, respaldado em quase três décadas de atuação nesse mercado, a maior parte desse tempo na Petrobras.
Com um ativo em produção – o campo de Tubarão Azul, antigo Waimea, com reservas recuperáveis de 110 milhões de barris de óleo equivalente –, a jovem petroleira brasileira opera a quinta maior produção do país, de cerca de 10 mil boe/dia, segundo boletim da ANP referente a maio. Segundo Carneiro, o próximo ativo a entrar em produção é Waikiki (Tubarão Martelo), cuja instalação está prevista para o quarto trimestre de 2013, após a chegada do OSX-3.
A aposta nessa província é confirmada pelo número de poços que a empresa tem na região: dos mais de 100 poços perfurados ou em andamento, cerca de 60 estão na Bacia de Campos. “A maior parte deles está concentrada no bloco BM-C- 41, incluindo aí as descobertas de Waimea, Pipeline, Fuji, Illimani, entre outras. Mas também temos relevantes descobertas nos blocos BM-C-39 e 40, mais ao norte, nos quais destacamos principalmente a de Waikiki”, pontua Carneiro.
Com a maior frota privada do país, a OGX tem buscado dividir suas embarcações entre as duas principais bacias offshore nas quais tem ativos. “Hoje temos seis sondas semissubmersíveis, das quais quatro estão na Bacia de Campos. Das nossas 11 embarcações de apoio contratadas, uma é dedicada à Bacia de Campos (Casey Chouest, por conta do OSX-1) e dez podem atender nossas operações tanto lá como em Santos”, finaliza o CEO da petroleira.
Com uma taxa de sucesso em torno de 90% nas perfurações e 92% do portfólio localizado em terra ou águas rasas, nas bacias de Campos (7), Santos (5), Espírito Santo (5) e Pará-Maranhão (5), a empresa tem um total de 10,8 bilhões de barris de óleo equivalente de recursos potenciais – 79% dos quais são óleo; e 21%, gás natural.
