Petróleo e Energia

Entrevista – Petroleira nacional tem gás de sobra para avançar

Petroleo e Energia
16 de abril de 2013
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    Operadora e detentora de 45% do Campo de Manati, na Bacia de Camamu, que se consagrou em 2012 como o maior produtor de gás natural do país, a brasileira Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP) já conquistou uma posição de destaque no cenário nacional. Levando em consideração a parte que efetivamente cabe à petroleira, que está associada a outras companhias, ela é a sexta concessionária com a maior produção no país, e a primeira brasileira, depois da Petrobras.

    Química e Derivados, Sérgio Michelucci Rodrigues, QGEP, planos de figurar entre as grandes

    Sérgio Michelucci Rodrigues: QGEP planeja figurar entre as grandes

    “A estratégia da empresa é a de crescer consistentemente para figurar entre as três maiores companhias brasileiras produtoras de óleo e gás até 2020”, afirma, com entusiasmo, Sérgio Michelucci Rodrigues, diretor de Exploração da Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP). Isso poderá ser alcançado com o desenvolvimento do Campo de Atlanta (BM-S-4) e a descoberta de Carcará (BM-S-8), ambos na Bacia de Santos, além da produção de Manati, hoje em 6,3 milhões de m³/dia de gás natural.

    Geólogo e geofísico, formado na Universidade Federal do Rio Grande do Sul e especializado pela Universidade do Texas, com mais de 37 anos de experiência em E&P, Michelucci prefere não falar muito sobre os ativos que a empresa não opera. Reflexo dos 35 anos vividos na Petrobras (1975-2010), quando respondeu pelas gerências de Interpretação de Novas Fronteiras (1995-1998) e de Exploração da Petrobras Internacional – Braspetro (1998-1999), além de ter sido gerente geral de P&D de Exploração do Cenpes, entre 2004 e 2008. Atuou na maioria das bacias sedimentares do país e em algumas do exterior (Bolívia, Peru, EUA, Cuba, Nigéria e Angola).

    Depois da aposentadoria, em 2010, Michelucci foi para a OGX Petróleo e Gás (2010-2011), como gerente de interpretação da Bacia do Espírito Santo, passando, em janeiro de 2012, para a QGEP, no cargo de gerente de projetos exploratórios até chegar à atual posição. Com diversos cursos no exterior e filiado a algumas das principais entidades internacionais de sua área profissional, o expansivo executivo adianta que a empresa não precisará furar poços injetores em Atlanta. Cuidadoso com as informações, mas atento aos detalhes, ele explica que essa expectativa se deve à ação de um aquífero na região. Ou seja: um reservatório subterrâneo de água ajudará a elevar o petróleo da reserva à unidade de produção. Isso significa menos gastos com poços. Sobre a vazão, ele prefere não antecipar muitos números. Mas garante que a petroleira veio para ficar.

    A QGEP começa a perfurar no Campo Atlanta no segundo semestre e prevê o primeiro óleo em 2014, um ano após o início das perfurações. Haverá necessidade de poços injetores de água?
    Na realidade, o primeiro óleo deve ser produzido entre o final de 2014 e o início de 2015. Não estamos prevendo a necessidade de poços injetores de água. As simulações realizadas e os dados já obtidos apontam para uma atuação do aquífero existente, dispensando, portanto, a utilização de poços injetores.

    O óleo é pesado, de 14ºAPI, em lâmina d’água de 1.550 metros de profundidade. Mas não tem parafina nem asfaltenos, que aumentam o risco de bloqueio/obstrução da linha de escoamento. Vocês veem boas perspectivas de mercado para este óleo pesado, que tem preço inferior ao óleo leve?
    A adequação de refinarias para processar o óleo pesado tem melhorado muito a margem de refino destes óleos e, desta maneira, o ‘desconto’ sobre o valor do óleo leve vem diminuindo a cada dia. Quanto à venda do óleo, a exportação deverá ser a tendência, desde que as refinarias brasileiras já estejam com a capacidade de processo no limite.

    A empresa já perfurou 30 poços, dos quais 21 exploratórios e nove de produção. Em que campos foram perfurados os poços de produção? E os poços exploratórios?
    Até hoje foram perfurados seis poços produtores em Manati e três no Campo de Coral, que produziu entre 2003 e 2009. Os poços exploratórios foram perfurados nos diversos blocos em que a companhia detém participação como concessionária, desde o ano de 2000, notadamente no onshore e offshore baiano, nas bacias do Recôncavo e Camamu-Almada (CAL).

    Quantos poços vocês pretendem perfurar este ano? Em que campos?
    Como operador, neste ano prevemos a perfuração de três poços: o reinício de um poço exploratório no Bloco BM-J-2, na Bacia de Jequitinhonha, bem como dois poços produtores no Campo de Atlanta, no Bloco BS-4. Como não operadores (temos participação em blocos operados pela Petrobras), de acordo com a última divulgação, consideramos a perfuração de pelo menos um poço no Bloco BM-S-8, também na Bacia de Santos, onde houve uma das maiores descobertas do pré-sal, Carcará, e ainda nos blocos BM-C-27 (Campos) e BM-CAL-12. É importante ressaltar que há reuniões frequentes entre os consorciados de cada concessão, que podem, com os resultados obtidos ou licenças ambientais a serem autorizadas, alterar o cronograma de perfurações. (o BM-C-27 já obteve licença ambiental, valida até 2014).



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