Entrevista – Petroleira nacional tem gás de sobra para avançar

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).

Quantas descobertas foram feitas, em que ativos, e quais declarações de comercialidade já foram apresentadas à ANP, além de Manati e Camarão?
Além de Manati e Camarão Norte, temos que acrescentar Atlanta e Oliva. O Campo de Atlanta já teve o Plano de Desenvolvimento aprovado pela ANP; e Oliva está em análise pela agência reguladora. Vale salientar que no período entre 2003 e 2009 produzimos óleo no Campo de Coral, situado no litoral do estado de Santa Catarina.

A QGEP tem 45% de participação na concessão do Campo de Manati, que iniciou produção em 2007 e é o maior produtor de gás do país, com média de 6,3 milhões de metros cúbicos de gás por dia. A empresa tem expectativa de aumentar essa produção, uma vez que os seis poços de Manati estão entre os 30 maiores produtores de gás do país?
Após seis anos de produção, há um declínio natural do campo que altera a capacidade de oferta. Porém o consórcio de Manati tem como objetivo manter a produção estável nos 6 milhões de metros cúbicos até 2017. Esta estabilidade garante uma grande vantagem na comercialização, pois nenhum consumidor quer uma variação na entrega do gás.

A QGEP é a sexta concessionária com a maior produção do país, sendo a primeira brasileira, após a Petrobras, operadora e sócia em Manati. Qual a expectativa da empresa, em termos de produção total, até 2015? Superar os 100 mil barris de óleo equivalente (boe)?
A estratégia da empresa é crescer consistentemente para estar entre as três maiores companhias brasileiras produtoras de óleo e gás até 2020. O aumento na produção da QGEP virá com o desenvolvimento do Campo de Atlanta e da descoberta de Carcará, além da continuidade da produção de Manati.

A QGEP possuiria reservas 3P (soma das reservas prováveis e possíveis) de 72,5 milhões de boe nesse campo. Quanto Manati já recebeu em investimentos da QGEP nos últimos cinco anos?
A reserva 3P do Campo de Manati está em 58,4 milhões de boe, findo o 4º trimestre de 2012, considerando a certificação datada de 31 de dezembro de 2011 menos a produção de janeiro até setembro de 2012. O investimento de Manati foi realizado antes do início da operação no campo, no ano de 2007, e totalizou cerca de US$ 380 milhões.

Quais atividades já foram realizadas nos três blocos exploratórios da Bacia de Camamu-Almada?
No bloco BM-CAL-5, foram perfurados dois poços exploratórios que resultaram nas duas descobertas, Jequitibá e Copaíba. A área referente à descoberta de Jequitibá foi devolvida à ANP em meados de 2012. Já em Copaíba, prevemos continuar a atividade exploratória nos próximos anos. No bloco BM-CAL-12 (CAL-M-372 e CAL-M-312), o primeiro poço exploratório está previsto para 2013/2014.

Por que o campo de Camarão Norte ainda não está produzindo? Quais as reservas estimadas desse campo?
O campo de Camarão Norte é uma acumulação de gás ao sul de Manati e seu escoamento deverá ser feito através das instalações deste último. Como a plataforma e a planta de gás estão trabalhando na capacidade máxima, o campo só deverá entrar em produção quando o volume de Manati estiver abaixo da média esperada de 6 milhões de m³/dia, marcando o início do declínio natural do campo.

Na Bacia de Santos, a QGEP possui direitos sobre três blocos exploratórios: o BM-S-12 (30%), no extremo sul, o BM-S-8 (10%), na região central, e no BS-4, na porção norte dessa bacia. Quantos poços já foram perfurados nesses blocos?
Foram perfurados dois poços exploratórios no Bloco BM-S-12: um em 2008, chamado Ilha Bela, por meio do qual foi realizada uma descoberta ainda em fase de avaliação; e outro em 2011/2012, denominado Ilha do Macuco. No Bloco BM-S-8, foram perfurados dois poços exploratórios, Biguá e Carcará, após a nossa aquisição, em meados de 2011. Antes da entrada da QGEP, já havia sido perfurado o poço Bem-te-vi, responsável pela descoberta que resultou no Plano de Avaliação de Desempenho (PAD) em execução na área. Nos campos de Atlanta e Oliva já foram perfurados cinco poços, sendo quatro em Atlanta e um em Oliva. Todos os poços foram perfurados antes da entrada da QGEP na concessão do BS-4.

Quais as expectativas em relação aos blocos da Bacia de Santos? Eles serão prioridade para a empresa, uma vez que estão na região do pré-sal?
O Campo de Atlanta é um campo operado pela companhia com previsão de ser uma fonte alternativa de receita a partir de 2014/2015 e, certamente, é uma grande prioridade da QGEP. Outro bloco prioritário é o BM-S-8, onde foi realizada a descoberta transformacional de Carcará, uma das maiores colunas de óleo da região, e que possui ainda outros prospectos promissores já identificados no pré-sal.

O poço Carcará, furado em 2011, confirmou em 2012 uma coluna contínua de 171 metros de hidrocarbonetos em reservatório de excelente qualidade, a 5.910 metros de profundidade, com petróleo de 32ºAPI. Vocês continuam aprofundando o poço para determinar o limite inferior do reservatório e identificar outras possíveis zonas de interesse?
O poço atingiu a profundidade final de 6.671 metros no segundo semestre de 2012 e, por motivos operacionais, não foi possível a realização do teste de formação a poço revestido (TFR), conforme programado. Com isso, o primeiro TFR na descoberta será realizado em um poço de extensão a ser perfurado no segundo semestre de 2013. Os dados coletados no poço Carcará, associados às informações e à experiência acumulada pelo operador em testes de formação e de longa duração, realizados em reservatórios microbiais do pré-sal da Bacia de Santos, permitem estimar um elevado potencial de vazão de óleo nos reservatórios presentes em Carcará. Isso será comprovado com a continuidade das atividades exploratórias na área.

A empresa pretende participar da próxima licitação ou prefere guardar recursos para o leilão futuro do pré-sal?
A QGEP pretende expandir seu portfólio por meio de processos de farm-in e licitações, tanto em áreas de fronteira quanto nas bacias tradicionais. Utilizaremos os recursos que temos de modo eficiente para compor nosso portfólio.

Como captar recursos para dar continuidade à sua campanha exploratória e ainda adquirir novas concessões?
A empresa apresentou uma posição de caixa confortável de R$ 925,5 milhões no final do terceiro trimestre de 2012, além de ter um caixa recorrente oriundo do Campo de Manati. Esses recursos são suficientes para o cumprimento da campanha exploratória do portfólio existente. Em adição, a companhia não possui dívidas em seu balanço atual, tendo espaço para acessar fontes de financiamento.

Quais os maiores desafios offshore?
Viabilizar a produção em bacias não produtoras atualmente e em reservatórios cada vez mais profundos nas bacias produtoras, desenvolver tecnologias para aumentar a recuperação nos campos em operação/delimitação, e conseguir redução dos custos de perfuração/completação/produção offshore no Brasil. Estes são os grandes desafios para todos que trabalham nesse segmento da indústria.

Vocês estão abertos a possibilidades onshore?
O foco da QGEP é offshore no Brasil, mas não descartamos analisar as oportunidades que venham a surgir.

Qual a perspectiva de investimentos para os próximos anos?
De acordo com as últimas divulgações, a QGEP espera investir em torno de US$ 500-600 milhões nos próximos dois anos, já incluindo o investimento exploratório e o recurso projetado para o sistema de produção antecipada do Campo de Atlanta.

Deixe um comentário

O seu endereço de e-mail não será publicado.

Adblock detectado

Por favor, considere apoiar-nos, desativando o seu bloqueador de anúncios