Petróleo e Energia

Bacia de campos – Petroleiras reforçam atividades

Bia Teixeira
25 de junho de 2012
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    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.

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    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.

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    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.

     

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