Concessões – Novos players apostam pesado em campos offshore e também na terra firme

De mansinho, mas com persistência, uma empresa criada no mesmo ano em que a Petrobras (1953), mas para atuar na área de engenharia e construção, conseguiu se posicionar entre as maiores produtoras de petróleo e gás no Brasil. Nada menos que a Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), do grupo homônimo, conhecido como uma das maiores empreiteiras nacionais.

Embora tenha criado a primeira empresa para atuar no setor de óleo e gás ainda na década de 80, a Queiroz Galvão Perfuração, e depois, QG Óleo e Gás, é sob a ativa denominação QGEP que ela vem se destacando no cenário nacional. Seu cartão de visitas no setor é o Campo de Manati, na Bacia de Camamu- BA, o sexto maior produtor de gás do país, de acordo com dados da ANP, de junho deste ano. “Na verdade, a empresa já produziu óleo no Campo de Coral, na Bacia de Santos, no período de 2003  a 2008”, ressalva José Augusto Fernandes Filho, diretor-geral da Queiroz Galvão Exploração e Produção.

Formado pela QGEP (45%), Petrobras (35%, e é a operadora), Brasoil (10%) e Panoro (10%), companhias independentes norte-americanas, o consórcio Manati posiciona a empresa como a primeira brasileira no ranking, fora a Petrobras. Mas a QGEP pretende ir além, como ficou demonstrado com a aquisição de 30% dos 40% da Shell no BS-4, na Bacia de Santos, anunciada no dia 24 de agosto, ainda dependente do aval das demais associadas e da ANP.

“Prevemos produzir uma média de 120 mil barris de boed por volta de 2017”, afirma Fernandes. Lembrando que Manati é também o maior campo de gás natural não associado em produção do Brasil, ele observa que o ativo, operado pela Petrobras, em 2010 apresentou uma produção recorde, com uma média de 6,2 milhões de m³/dia durante o ano.

“Esta produção será elevada de acordo com a demanda do Nordeste, podendo chegar até 8 milhões de m³/dia de gás”, afiança o executivo. Ele observa que há outro ativo na mesma bacia, com a mesma estrutura acionária de Manati: o campo de Camarão Norte, que já teve declarada a sua comercialidade. “Esse campo será desenvolvido com expectativa de entrada em produção em 2016, usando as instalações de Manati, e suas reservas totais são estimadas em 2 bilhões de m³ de gás”, explica.

A empresa possui também participação em seis blocos em fase de exploração. Ainda na Bacia de Camamu, explora o BM-CAL-5, onde foram feitas duas descobertas: a de Copaíba (a Petrobras é operadora, com 59,21%; a QGEP, com 22,46%; e a El Paso, com 18,33%) e a de Jequitibá (a Petrobras opera com 72,5%; e a QGEP, com 27,5%). Também está no BM-CAL-12 (que abrange dois blocos, CAL-M-312 e CAL-M-372), tendo as mesmas parceiras: Petrobras (60%), QGEP (20%), e El Paso (20%).

Fora dessa bacia, a QGEP tem o BM-J-2, na Bacia de Jequitinhonha, onde é operadora, com 100% de participação. Segundo Fernandes, a modelagem do sistema petrolífero da Bacia de Jequitinhonha, na área do prospecto atualmente em perfuração, indica a geração de gás. Entretanto, a empresa está preparada para a presença de óleo.

Petróleo & Energia, José Augusto Fernandes Filho, Diretor-geral da Queiroz Galvão Exploração e Produção, Concessões - Novos players apostam pesado em campos offshore e também na terra firme
Fernandes: portfólio amplo dilui riscos exploratórios

A QGEP está ainda na disputada Bacia de Santos, onde detém 30% do bloco BM-S-12, no qual a Petrobras tem 70%, e no BM-S-8, onde detém 10%, ao lado da Petrobras (66%), Petrogal (14%) e Barra (10%). A esses ativos estratégicos ela começa a agregar novas aquisições como o BS-4.

Com atividades também na área naval e sondas de perfuração, a QGEP está incrementando suas operações no setor de petróleo: de acordo com o executivo a empresa já perfurou 29 poços, dos quais 20 exploratórios e nove de produção. Atualmente está perfurando três poços exploratórios, dos quais dois na Bacia de Santos e um na Bacia de Jequitinhonha. “Estamos na fase de avaliação de três projetos do pré-sal, cuja expectativa de produção está estimada para2016”, diz o diretor-geral da Queiroz Galvão Exploração e Produção.

Ele lembra que além do campo Cavalo Marinho, na Bacia de Santos (que foi vendido), e os já citados na Bacia de Camamu (Copaíba e Jequitibá), a empresa também fez descobertas no Bloco BM-S-12 – “nesse momento perfurando um poço de extensão do descobridor”, agrega o executivo – e outra na Bacia do Recôncavo, denominada Jaó. “A expectativa de produção do primeiro óleo, resultado da exploração dos ativos acima mencionados, é para2015.”

Questionado sobre a decisão de iniciar perfurações simultâneas em três blocos exploratórios (BM-J-2, na Bacia do Jequitinhonha, BM-S-12 e BM-S-8, na Bacia de Santos), ele explica que a meta é reduzir riscos. “A empresa investe em um portfólio diversificado para minimizar riscos exploratórios. O objetivo principal dos três projetos mencionados são os reservatórios do pré-sal”, revela.

Segundo ele, a política de avaliar esses projetos simultaneamente aumenta as probabilidades de uma descoberta e, por conseguinte, agiliza o seu desenvolvimento e consequente geração de fluxo de caixa. “A expectativa da companhia considera novas descobertas nos ativos existentes”, diz o diretor-geral.

Ele adianta que a empresa está se preparando para participar da próxima rodada de licitação da ANP, assegurando que tem recursos para mais uma empreitada. “Além do caixa gerado por Manati, a empresa está bastante capitalizada e com potencial de investimento após um IPO bem-sucedido”, diz, revelando que, em 2011, a companhia investirá cerca de US$ 150 milhões e tem previsão de investir cerca de US$ 145 milhões/ano, considerando o atual portfólio.

Aposta amazônica – Outra brasileira quer entrar no ranking das produtoras de petróleo e gás ainda em 2011. Trata-se da HRT, que incrementou suas atividades exploratórias na Amazônia. “A HRT O&G tem a expectativa de produzir o primeiro óleo ainda este ano, no último trimestre, durante a realização de um teste de longa duração”, garante o Diretor de Planejamento da empresa, Milton Franke. Ele explica que os líquidos do gás serão separados e agregados ao óleo. “No caso de descoberta de gás natural, os poços serão testados em teste de produção e os poços abandonados temporariamente, visando futuro aproveitamento”, acrescenta.

Em relação à nova parceira, a TNK-BP, terceira maior produtora de petróleo da Rússia, para explorar blocos na Bacia do Solimões, ele observa que, como as negociações continuam em andamento, a empresa prefere não avançar nesse tema. Mas garante que, como operadora dos blocos na Bacia do Solimões, atuará de forma técnica e transparente como até aqui. “Nossa experiência como profissionais da indústria aponta que os parceiros poderão contribuir de forma importante na melhoria dos projetos por trazerem experiências vividas em outros ambientes, às vezes com muitas características em comum”, complementou.

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1º FPSO da OGX está a caminho do bloco BM-C 41

Recursos não faltam para tocar os empreendimentos. Segundo Franke, o plano quinquenal da HRT prevê investimentos de US$ 2,7 bilhões na Bacia do Solimões e de US$ 460 milhões na Namíbia. “Somente em2012, aempresa investirá cerca de US$ 700 milhões nesses ativos. Quase a metade destes investimentos já estará sendo orientada para atividades vinculadas ao desenvolvimento da produção. Estamos, portanto, avançando com confiança em todas as frentes do nosso programa de E&P.”

Com a mesma confiança, ele revela que a companhia tem interesse declarado nos leilões que serão realizados pela ANP. “Como profunda conhecedora da geologia das bacias sedimentares brasileiras, a HRT O&G tem interesse em várias bacias sedimentares, tanto terrestres quanto marítimas, sempre visando conduzir investimentos exploratórios para a descoberta de óleo e gás, assim como na avaliação e desenvolvimento das descobertas”, afirma, para concluir: “Temos como objetivo nos estabelecermos como produtores de óleo e gás natural.”

Independentes querem mais – Quem garante isso é a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), criada em 2007 com o intuito de reunir as empresas que estão atuando ou almejam participar nas atividades de exploração e produção no país, tanto nacionais como estrangeiras. De acordo com Paulo Buarque Guimarães, secretário executivo da entidade, é grande a possibilidade de essas empresas chegarem ao final da década com mais de 500 mil de boed de produção. “A OGX e a HRT têm grandes projetos que ainda não começaram a produzir, existem bons indícios de gás no São Francisco, e a Petrobras conta com diversos sócios independentes no pré-sal”, ressalta o executivo.

Ele rebate a afirmação de que a maioria das independentes optou por terra firme, onde o risco exploratório é menor. “É preciso lembrar que a OGX é independente e atua no mar, assim como a HRT, na Namíbia. Recentemente, a Barra Energia, junto com a QGEP, adquiriu parte do campo de Bem-te-vi, em Santos, além do fato de que no pré-sal algumas independentes têm parceria com a Petrobras.”

Segundo Guimarães, a produção no mar está estabilizada há mais de um ano. “A novidade foi a entrada em produção, em abril, do campo de Peregrino, da Statoil. No mar, apesar da diferença de escala, Partex, Sonangol e Alvorada têm mostrado um crescimento consistente”, assegura.

O dirigente não acredita que, pelo fato de ter um grande volume de projetos e investimentos previstos, a Petrobras deixará maior margem para as independentes abocanharem mais campos nos próximos leilões. “É difícil a Petrobras abrir mão de investir na manutenção da carteira de projetos futuros, mesmoem terra. Adisputa é sempre difícil por conta do conhecimento geológico e dos recursos da empresa”, afirma.

No entanto, ele vê a possibilidade de mais associações das independentes com a Petrobras, para ganharem maior competitividade em um mercado altamente aquecido. “As independentes são muito recentes no mercado e suas atuações até agora têm sido marcadas por uma situação de aprendizagem e de novas descobertas para aumento de ativos”, observa. “É provável que agora comece uma fase de alianças entre elas e a Petrobras, o que seria muito desejável em terra, principalmente para otimizar o uso da infraestrutura instalada.”

Paulo Guimarães observa que o crescimento do mercado para as companhias independentes de petróleo no Brasil depende de alguns fatores. “Seria muito mais fácil se fosse mantida a regularidade dos leilões da ANP; sem a atratividade de novos blocos, o crescimento é muito difícil.”

 

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