Petróleo e Energia

Desenvolvimento de Campos: ANP revê planos de exploração das principais áreas produtoras do país

Bia Teixeira
15 de julho de 2014
    -(reset)+

    Petróleo & Energia, Plataforma de rebombeio autônoma (PRA-1) atua na Bacia de Campos

    Plataforma de rebombeio autônoma (PRA-1) atua na Bacia de Campos

    Já se foi o tempo em que as petroleiras tinham livre arbítrio para rever os planos de desenvolvimento (PD) de seus campos produtores de óleo e gás, em terra e mar, para instalar novos equipamentos, perfurar novos poços até mesmo, em casos extremos na área offshore, incorporar uma nova unidade de produção. Nos últimos cinco anos os planos de desenvolvimento de pelo menos nove ativos de produção offshore no país foram revistos: Ostra, Abalone e Argonauta (Parque das Conchas), Polvo, Marlim Leste, Peregrino, Marlim Sul e Roncador, todos na Bacia de Campos, além de Manati, em águas rasas da bacia de Camamu. E no momento estão sendo revistos pela ANP os planos de desenvolvimento dos campos de Marlim, Marlim Leste (segunda revisão em menos de três anos), Albacora, Albacora Leste, todos na Bacia de Campos, e também do campo de Carmópolis, na Bacia de Sergipe.

    Juntos, estes campos somam perto de 1,3 milhões de barris dia de óleo equivalente (boe) – abrange a produção diária de petróleo, condensado e gás natural. Ou seja: quase a metade da produção nacional de hidrocarbonetos, que em abril, segundo boletim da ANP, foi de 2,66 milhões de boe/dia.

    Petróleo & Energia, Gutman: revisão acompanha os avanços tecnológicos do setor

    Gutman: revisão acompanha os avanços tecnológicos do setor

    A revisão dos PDs passou a ser prevista após a quebra do monopólio, como parte dos contratos de concessão, embora não tenha sido mencionada na rodada zero da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada em 1998. Apenas em 1999, na primeira rodada de licitações, a quinta cláusula dos contratos passou a prever a revisão dos planos de desenvolvimento aprovados pela ANP no caso de uma nova descoberta ou de declaração de comercialidade.

    Em maio de 2000, a revisão foi instituída definitivamente, além do contrato, pela Portaria 90 da ANP, que estabeleceu o regulamento técnico do plano de desenvolvimento, alinhada com o disposto na Lei nº 9.478, a chamada Lei do Petróleo, de 6 de agosto de 1997.

    Além de necessária sempre que houver nova descoberta ou declaração de comercialidade, a revisão visa assegurar o atendimento pleno à legislação, inclusive em termos ambientais, a manutenção ou otimização da produção e ainda garantir a exploração sustentável do campo. “Existe uma série de condições que enseja a revisão de um PD, que pode ser deflagrada tanto pela ANP como pelos concessionários. Entre elas, a alteração na malha de drenagem, acréscimo (novas descobertas) ou redução de número de reservatórios produtores, inclusão de métodos de recuperação melhorada, aumento ou redução da quantidade de instalações produtoras, entre várias outras”, pontua o diretor da ANP, José Gutman, responsável pela superintendência de Desenvolvimento e Produção.

    Questionado se parte das revisões realizadas nos últimos anos se deve à queda da eficiência operacional da Bacia de Campos, e, consequentemente, redução da produção, Gutman responde que se trata de uma decisão técnica. “As revisões dos planos de desenvolvimento são situações comuns, já que o conhecimento do campo avança com o tempo, à medida que são adquiridas novas informações oriundas de perfuração de poços, aquisição de dados de produção, estudos geológicos, levantamentos sísmicos etc.”, frisa.

    Ele observa que o declínio da produção é um fenômeno natural, observado em qualquer campo de petróleo. “Assim, é no âmbito da análise do PD que a ANP avalia a necessidade de introduzir novos investimentos e/ou estudos, de modo a ensejar a otimização da recuperação dos reservatórios dentro do período contratual”, complementa Gutman.

    É nesse contexto que a agência determina algumas ações, que podem variar desde a perfuração de poços de avaliação, poços produtores e injetores, aumento do volume de injeção e até apresentação de estudo para instalação de nova plataforma.

    Petróleo & Energia, A plataforma FPSO P-37 opera na área de Marlim

    A plataforma FPSO P-37 opera na área de Marlim

    Campos produtores – Das nove revisões realizadas até agora, destacam-se as de alguns dos maiores produtores do país, incluindo o campeão Marlim Sul, com 290 mil boe/dia em abril desse ano, e Roncador, com 261 boe/dia, que ocupa a segunda posição, depois de ter liderado este ranking por anos. Junto com Marlim Leste (128 boe/dia) e Peregrino (76 boe/dia), esses quatro campos que tiveram seus planos revisados respondem por mais de 42% da produção atual total da Bacia de Campos. O que denota a importância dos ativos que estão no foco dessas ações.

    Mas as petroleiras que operam esses ativos não se manifestam sobre o assunto, nem mesmo comentam o quanto essa revisão pode elevar os investimentos previstos para o projeto.



    Recomendamos também:








    0 Comentários


    Seja o primeiro a comentar!


    Deixe uma resposta

    O seu endereço de e-mail não será publicado. Campos obrigatórios são marcados com *