Concessões – Aumenta o número das operadoras nas áreas de exploração de óleo e gás

Bem próxima de produzir os primeiros 100 mil barris diários de óleo e gás, a anglo-holandesa Shell vem escrevendo uma nova página na história da indústria petrolífera brasileira, ao lado de outras companhias estrangeiras como a estatal norueguesa Statoil, a britânica BG, a norte-americana Chevron, além das brasileiras Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), Alvorada, UTC Engenharia, entre outras.

Em junho, as 25 operadoras – e nada menos que 41 consórcios – que atuam no país, entre grandes e pequenas, nacionais e estrangeiras, privadas e estatais, tiveram uma produção conjunta de mais de 200 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d), somando o volume de óleo e gás extraído por elas em campos terrestres e offshore.

Os dados divulgados no início de agosto pela Agência de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) mostram que esses players estão fazendo a diferença. E começam a se destacar em um cenário em que reina quase que absoluta a Petrobras, apontada como a terceira maior companhia petrolífera do mundo pela consultoria internacional PFC Energy, superada apenas pela norte-americana ExxonMobil e pela Petrochina, companhia chinesa mista, com participação do estado e de investidores privados.

Foi a primeira vez que as demais companhias superaram os 200 mil boe/dia no país, a despeito do forte crescimento da produção da Petrobras nos últimos três anos, período em que a produção das independentes começou a ganhar mais força. De acordo com a ANP, Shell, Chevron, Statoil e BP Energy produziram, juntas, em torno de 197 mil boe/dia dos 200 mil barris boe/dia. Algo que parecia impensável há 15 anos.

A maior produção foi da Shell, com 84 mil boe/dia, somando-se os volumes extraídos de quatro campos (Ostra e Argonauta, no Parque das Conchas, e Bijupirá e Salema, que ela opera desde 2003). Individualmente, Frade (Chevron) foi o campo não operado pela Petrobras com maior produção – em torno de 67 mil boe/dia. Já a Statoil, que iniciou a operação no campo de Peregrino no início de abril, passou a figurar como a empresa com a quarta maior produção no Brasil, depois da Petrobras, Shell e Chevron.

Na realidade, a produção das demais companhias cresce mais até que a da Petrobras, resguardando-se a diferença de escala entre elas. Em relação a maio, por exemplo, quando extraíram em torno de 183 mil boe/dia de seus ativos, o aumento foi de aproximadamente 9,5%. Mais que o dobro do percentual obtido pela Petrobras, que teve um incremento de 4% nesse mesmo período.

O crescimento é ainda maior quando se compara a produção das operadoras privadas em junho (de 200 mil boe/dia) com a média dos cinco meses anteriores (janeiro a maio), que foi de 170 mil boe/dia – uma alta de 18%. Se comparada à média de 2010, que foi de 166 mil boe/dia, a alta chega a 20%.

Em relação ao gás natural, esse incremento também foi significativo: a produção total das companhias, excluindo a da Petrobras, foi de 1,9 milhão de metros cúbicos por dia, representando um aumento de 6,9% em relação a junho de 2010, mas apenas 0,9% à frente do mês de maio, quando produziu 1,884 milhão de m³. Mas é expressivo o crescimento quando se compara a produção de junho desse ano à de setembro de 2010, que foi em torno de 1,5 milhão de m³/dia: um incremento de mais de 25% em dez meses.

No total, a produção de petróleo no Brasil, em junho deste ano, foi de aproximadamente 2,137 milhões de barris/dia e a de gás natural, de 67,3 milhões de metros cúbicos/dia, totalizando em torno de 2,560 milhões (boe/dia) contra 2,491 milhões de boe/dia registrados em maio.

Embora respondendo por mais de 90,6% da produção de petróleo (com 1,936 milhão de bpd) e 97% do volume total de gás produzido no país (65,364 milhões de m³/dia), a Petrobras divide a cena hoje com outros agentes, muitos dos quais associados à própria estatal brasileira.

A produção nacional de junho foi gerada pelas 307 concessões operadas por 25 empresas – 82 são concessões marítimas e 225 são terrestres. Desse total, dez concessões se encontram em atividades exploratórias e produziram em seus testes de longa duração (TLD). Outras 11 estão em campos licitados contendo acumulações marginais.

Petróleo & Energia, Flavio Rodrigues, Gerente de relações externas de exploração e produção da Shell, Concessões - Aumenta o número das operadoras nas áreas de exploração de óleo e gás
Rodrigues: Parque das Conchas exigiu combinar tecnologias

Em torno de 91,5% da produção de petróleo e 74,4% do gás natural foram extraídos de campos marítimos. O grau API médio do petróleo produzido no mês foi de aproximadamente 23,8°, já demonstrando uma melhoria efetiva da produção nacional, que até há pouco tempo ficava na média de 20º API, embora os óleos pesados ainda dominem o cenário.

As 15 operadoras, que na realidade representam um número maior de companhias, uma vez que os consórcios sempre reúnem duas ou mais empresas, também marcam pontos em alguns rankings da indústria nacional. Dos 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural, em barris de óleo equivalente, três são operados por empresas estrangeiras: o de Frade, que está em 9° lugar, pela Chevron; o de Ostra (Parque das Conchas), pela Shell, ocupa a 11ª posição; e o de Peregrino, em 20°, pela Statoil – todos na Bacia de Campos. Pontos para a Statoil, que em apenas três meses já se posicionou como operadora de um dos 20 maiores campos produtores de petróleo do país.

A Petrobras continua dominando a produção de gás natural, com os 20 maiores campos produtores desse energético no país. Mas quando se fala apenas em óleo, mais um operador entra em cena: a Devon, que opera o campo de Polvo, também na Bacia de Campos, figurando no 18° lugar entre os campos produtores de óleo.

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Quando se computa apenas o óleo, a Statoil avança para a 15ª posição, confirmando a alta produtividade desse campo. Já entre os poços mais produtivos, além da Petrobras, a Shell continua sendo a única a aparecer no ranking, com dois poços no campo de Ostra.

Pioneirismo – Maior produtora estrangeira e de capital privado do setor no país, a Shell caminha para os 100 mil barris diários antes de completar uma década de atividades de produção. Parece pouco, levando-se em consideração que uma única plataforma da Petrobras colocada em operação nessa última década pode gerar isso. No entanto, é um marco na indústria nacional, uma vez que foram mais de 45 anos de monopólio da Petrobras, sequer ameaçado pelos contratos de risco realizados nas décadas de 70 e 80, dos quais a Shell participou. Foram firmados 246 contratos de risco com a Petrobras, perfurados 196 poços e gastos quase US$ 2,2 bilhões, com uma única descoberta comercial, o campo de Merluza, na atual Bacia de Santos, pela Pecten, subsidiária da Shell (Pecten é o nome científico da concha que é o símbolo da petroleira).

O fato é que a Shell acabou por ser a primeira estrangeira a produzir e a exportar petróleo offshore no país, no segundo semestre de 2003, quando colocou em operação o projeto Bijupirá e Salema, coroando nove décadas de presença no Brasil. O interessante é que sequer foi uma produção decorrente dos leilões da ANP, iniciados em 1999. Do primeiro leilão, no qual foram ofertados 27 blocos e arrematados oito, praticamente todos foram devolvidos em poucos anos – incluindo o BM-S-4, na Bacia de Santos, adquirido posteriormente pela Shell, que, recentemente, vendeu uma parte para a brasileira Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP).

Localizados na parte central da Bacia de Campos, esses dois campos adjacentes, localizados sob lâmina d’água entre 450 e 800 metros, a 295 quilômetros da costa do Rio e com reservas recuperáveis em torno de 188 milhões de barris de óleo, além de gás, passaram para o controle da Shell em 2002, quando ela comprou a Enterprise Oil. O empreendimento, orçado então em US$ 650 milhões, no pico da produção deveria chegar a 70 mil bpd de óleo e 1,2 milhão de m³/dia de gás.

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O petróleo é conduzido para a plataforma FPSO Fluminense, cuja capacidade de armazenamento é de 1,3 bilhão de barris/dia. Já em relação ao gás, parte é utilizada na geração de energia da própria plataforma e parte segue por duto para a P-15, plataforma da Petrobras (parceira da Shell no projeto, com 20% de participação), que atende os campos de Piraúna-Marimbá.

Oito anos depois, a produção de 23,2 mil barris (julho de 2011) indica que o campo já está em declínio, até mesmo por se tratar de projeto marginal, do ponto de vista das reservas, com baixa produtividade, como já havia alertado a empresa na época. Mas a Shell não se pronuncia sobre a validade de utilizar novas tecnologias ou não para aumentar o índice de recuperação do óleo desses campos, considerado relativamente leve – de 28º a 31º API em Bijupirá.

“A Shell não comenta detalhes sobre planos futuros para projetos individuais”, adianta Flavio Rodrigues, gerente de relações externas de exploração e produção da Shell, que tem hoje as atenções voltadas para o megaprojeto do Parque das Conchas (no bloco BC- 10), também na Bacia de Campos, onde tem 35% de participação, ao lado da Petrobras (35%) e da ExxonMobil (30%).

Ele observa que a produção da Shell, consolidada em julho, já é superior à divulgada pela ANP, baseada em dados de junho. “Em julho produzimos 86,929 mil barris/ dia e mais de um milhão de metros cúbicos de gás/dia (marca alcançada em junho), somando um total de 93,344 boed”, informa.

Rodrigues destaca que, em 2010, a produção média das atividades de E&P da Shell Brasil Petróleo foi de 94,5 mil bpd, referente às produções no Parque das Conchas (BC-10) e nos campos de Bijupirá e Salema. Ainda nesses projetos, a Shell produziu um total bruto de 34 milhões de boe no ano passado, 30% acima da meta para o período. “Os resultados representam a consolidação da liderança da Shell entre as companhias internacionais de petróleo presentes no país, e a posição como segunda maior produtora, atrás apenas da Petrobras”, frisa o executivo.

Ele não faz maiores comentários sobre o fato de dois poços, no campo de Ostra, no Parque das Conchas, na costa do Espírito Santo, estarem entre os 30 maiores produtores de petróleo no país, segundo dados da ANP. “A produção do Parque das Conchas foi de cerca de 70,112 boe/ dia (julho, 2011), sendo que em2010 aprodução total foi de 27 milhões de boe.”

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. O projeto de Perdido, desenvolvido pela Shell no Golfo do México, foi o segundo. Bombas elétricas com 1.500 CV de potência vão elevar o petróleo por aproximadamente1.800 maté chegar ao FPSO Espírito Santo, com capacidade para processamento diário de 100 mil barris de petróleo e 50 milhões de m³ de gás natural. A Shell, como operadora do Parque das Conchas, tem 50% de participação no ativo. O restante da concessão é dividido entre Petrobras, com 35%, e ONGC, com 15%.

Segundo ele, a segunda etapa de produção do Parque das Conchas, iniciada em outubro de 2010, será desenvolvida até o final de 2013. “Até lá, mais dez novos poços devem ser perfurados, totalizando vinte poços. Para a conclusão desta fase serão investidos US$ 2,5 bilhões”, pontua, acrescentando: “A terceira fase deverá ser implantada até2014”, lembrando, mais uma vez, que a Shell não fala sobre planos futuros relacionados a cada ativo.

Petróleo & Energia, Concessões - Aumenta o número das operadoras nas áreas de exploração de óleo e gás“A alta complexidade dos campos descobertos no Parque das Conchas (BC-10) levou à combinação inovadora de uma série de tecnologias, como a instalação de equipamentos que dispensam o uso de sonda de perfuração e a utilização de risers com flutuadores para reduzir o peso na conexão com a plataforma”, informa a empresa.Petróleo & Energia, Concessões - Aumenta o número das operadoras nas áreas de exploração de óleo e gás

Quanto ao BS-4, o segundo ativo que já teve declarada a comercialidade, localizado na Bacia de Campos, ele revela que a empresa deve iniciar, ainda este ano, os testes de perfuração do bloco, que conta com quatro poços (três em exploração e um em avaliação) e dois em teste.

“O óleo pesado encontrado no BS-4 representa um grande desafio, especialmente em termos de recuperação de óleo e garantia de fluxo”, diz. “No entanto, a Shell e seus parceiros trabalham para encontrar soluções técnicas e comerciais, aplicando novas tecnologias combinadas à sua significativa experiência em águas profundas e de petróleo pesado no desenvolvimento deste projeto.”

Enquanto essa matéria estava sendo escrita, foi anunciada a venda de parte desse ativo para a Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), não havendo ainda informações sobre o tamanho da participação negociada e quem será a operadora do ativo, que tem ainda no consórcio a Chevron Brasil e a Petrobras.

Além desses ativos offshore, a Shell opera cinco blocos onshore na Bacia de São Francisco,em Minas Gerais(SF-T-80, SF-T-81, SF-T-82, SF-T-83 e SF-T-93). “Embora a previsão fosse iniciar a operação apenas em2013, aShell tomou a iniciativa de antecipar a fase exploratória nesses cinco blocos. Até o final do ano, serão realizadas as atividades sísmicas 2D”, adianta o gerente de relações externas de exploração e produção da Shell.

Segundo ele, caso seja comprovada a existência de gás natural em escala comercialem São Francisco, a Shell avaliará a possibilidade de aplicar a tecnologia de gás não convencional nessa bacia. “Este gás pode ser encontrado em rochas de baixa permeabilidade sem a formação de um grande reservatório, o que torna a extração mais difícil. Vários poços são necessários para alcançar uma descoberta viável”, explica Flavio Rodrigues.

Ele agrega que a iniciativa reforça, também, a perspectiva de que, em 2012, a produção de gás natural da Shell supere a de petróleo pela primeira vez na história do grupo. “A prioridade dada ao gás natural, entre outros combustíveis fósseis, está alinhada à perspectiva de transição do petróleo para fontes alternativas de energia, o que inclui os biocombustíveis”, diz.

Lembrando que a Shell está presente no Brasil há mais de 98 anos, ele reitera que, a despeito da venda de ativos nos últimos dois anos, a empresa considera o país estratégico dentro do portfólio global. “Uma demonstração clara é a participação em todas as licitações anteriores, com exceção da 5ª e 9ª rodadas. Estaremos analisando com detalhe os blocos que serão ofertados, bem como a versão final do contrato de concessão, e identificando as oportunidades”, afiança.

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