Petróleo e Energia

Instabilidades no Oriente Médio tornam o pré-sal brasileiro mais atraente

Marcelo Fairbanks
8 de dezembro de 2019
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    Foco nos resultados – A Petrobras ajustou o foco na maximização dos resultados operacionais e na geração de caixa, mediante desinvestimentos. Campos de produção em terra ou mar com baixo desempenho estão sendo desmobilizados, comprovando que a companhia pretende intensificar suas operações na região do Pré-Sal, onde o custo de exploração chega a US$ 6 por barril de óleo equivalente (boe, incluindo gás natural), valor baixo e atraente, mesmo em âmbito mundial. Em maio deste ano, a unidade FPSO P-74 alcançou a produção de 150 mil barris de óleo por dia (bpd), extraídos de apenas quatro poços do campo de Búzios, na área da cessão onerosa. A proeza da P-74 merece destaque, pois foi a primeira a ocupar a sua capacidade produtiva total em apenas 12 meses de operação – o padrão internacional é de 18 meses.

    Petróleo & Energia, Instabilidades no Oriente Médio tornam o produtivo pré-sal brasileiro ainda mais atraente

    PARQUE DE REFINO DA PETROBRAS

    O plano da Petrobras prevê passar da média de 2,6 milhões de boe/dia, em 2018, para 2,7 milhões de boe/dia em 2019, voltando à média de 2017. A empresa prevê chegar à média de 3,4 milhões de boe/dia em 2023. Em agosto de 2019, por exemplo, a Petrobras registrou a média diária de 3 milhões de boe, caso excepcional, obtido enquanto não são realizadas as paradas programadas de produção e a retirada de plataformas mais antigas.

    A recuperação financeira e reorganização estrutural da Petrobras, iniciada ainda no governo Temer e continuada no atual, está se refletindo nos seus resultados. Sete novas plataformas entraram em operação desde o segundo trimestre de 2018, das quais três (P-67, P-76 e P-77) em 2019, até agosto. Essas plataformas ofertarão mais de um milhão de boe/dia quando atingirem a capacidade máxima, como se verificou com a P-74. Em agosto, as sete novas unidades produziram 690 mil boe/dia.

    A conta não incluiu a P-68, que saiu do Estaleiro Jurong Aracruz (EJA, no Espírito Santo) em 16 de setembro, direção aos campos de Berbigão e Sururu, no Pré-Sal da Bacia de Santos. Trata-se de uma plataforma tipo FPSO (floating production, storage and offloading) capaz de processar 150 mil bpd de óleo e 6 milhões de m³/dia de gás natural, podendo armazenar 1,6 milhões de barris de óleo. Os campos estão na área concessão BM-S-11A e estão sendo explorados pelo consórcio formado entre Petrobras (42,5%, operadora), Shell Brasil (25%), Total (22,5%) e Petrogal Brasil (10%). Os reservatórios de Berbigão e Sururu se estendem pela área de cessão onerosa (100% Petrobras), e deverão ser unitizados, constituindo jazidas compartilhadas.

    O atual Plano de Negócios da estatal (2019-2023) está em fase de revisão, a ser divulgada até o fim do ano. A previsão atual é de investir, no período, US$ 68 bilhões em exploração e produção (E&P), dos quais US$ 44 bilhões serão alocados no desenvolvimento da produção (44% disso no Pré-Sal).

    Além do Pré-Sal, o pós-sal da Bacia de Campos também será contemplado por investimentos de E&P. A bacia receberá US$ 20,5 bilhões da Petrobras, atuando com parceria estratégica da Equinor (antiga Statoil) em Roncador.



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