Petróleo e Energia

Perspectivas 2014 – Petrobras: Exploração tem prioridade, mas estatal precisa reduzir custos e evitar atrasos

Bia Teixeira
3 de março de 2014
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    O governo acabou por dar aumento de preço no último dia de novembro de 2013. Mas muitos não acreditam que a proposta de precificação seja adotada na íntegra e que o combustível continue pesando nas contas da petroleira.

    Mas há analistas acreditando que a Petrobras é mais importante que a inflação neste momento e, por isso, o governo vai apostar mais fichas na companhia que move a economia do país em ano de eleições. E indicam que os investidores devem aproveitar a baixa atual nos preços das ações para adquirir papéis, com possibilidades de grandes ganhos em 2014.

    Acelerar e antecipar – Mas as lições devem ser cumpridas especialmente no principal ativo da empresa: suas reservas e seus projetos de desenvolvimento da produção. Antecipar e acelerar. Esta continua sendo a grande lição de casa a ser feita pela Petrobras em 2014. E os testes de longa duração (TLDs) são um dos exercícios básicos da petroleira.

    Com duração média de 5 a 6 meses, o principal objetivo desses testes é “minimizar incertezas técnicas quanto ao escoamento e sobre a dinâmica dos reservatórios, assim como avaliar a capacidade de produção dos poços e adquirir dados do comportamento da pressão de fundo e das vazões de óleo, gás e água”.

    Esses são alguns dos argumentos apresentados pela estatal no relatório “Atividade de Produção e Escoamento de Petróleo e Gás Natural do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos – Etapa 2”, apresentado ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama).

    Em uma apresentação na Apimec-Rio, em setembro, Paulo Henrique Costacurta, gerente geral da área de estratégia e gestão de portfólio de E&P da Petrobras, afirmou que a petroleira previa realizar um total de oito TLDS em 2013 (Traca 2, Espadarte 42, Nordeste de Tupi, Franco, Lula Sul, Sapinhoá Norte, Lula Alto, Lula Central). Nem todos se realizaram.

    Para este ano a empresa prevê sete TLDs: Parque dos Doces, RJS-701 Aruanã, Alto Ângulo, Luala Norte e nas áreas de cessão onerosa – Franco (atual Búzios) Sudoeste e Franco Sul e Entorno de Iara. Outros quatro estão previstos para 2015: um nas águas profundas do campo de Sergipe, dois em Franco – na parte Leste e Nordeste dessa área de cessão onerosa –e um em Lula Oeste.

    Até 2017, haverá pelo menos cinco TLDs, inclusive na área de cessão onerosa de Florim e em Libra, previsto para 2016 e com orçamento aprovado pelo consórcio comprador desse bloco, no primeiro leilão do pré-sal.

    A Petrobras deve evitar atrasos nos TLDs e ficar atenta a incidentes, como o que ocorreu com o FPSO BW Dynamic Producer, da Petroserv, que teve problemas com a coluna de drill pipe quando estava operando em Carioca Nordeste, na Bacia de Santos. Essa embarcação é uma das principais ferramentas da Petrobras para avaliar campos da cessão onerosa: vai fazer os TLDs de Franco Nordeste, Noroeste e Leste. Outro BW, o Cidade de São Vicente, fará os TLDs de Franco Sudoeste, Entorno de Iara e Florim.

    Produzir é prioridade – No final de outubro do ano passado, ao falar sobre “Planejamento e Gestão de Oportunidades Offshore no Brasil: a Perspectiva da Petrobras”, Graça Foster reafirmou aquilo que todos sabem ser mais do que uma meta, uma questão de honra para a primeira presidente da estatal. “Nos próximos cinco, seis anos, será mais importante para nós o ‘P’ de produção do que o ‘E’ de exploração”, afirmou.

    Daí o entusiasmo que a levou a ‘tropeçar’ nos números quando falou que a estatal iria adicionar 1 milhão de barris por dia de capacidade de produção em 2013, referindo-se àquelas nove unidades – das quais uma foi entregue em 2012; e outra, no início deste ano. Mas, sem dúvida, as nove plataformas vão ser decisivas para a estatal atingir a meta de 4,2 milhões de barris de petróleo em 2020 e, mais ainda, os seus resultados em 2014.

    Petróleo & Energia, Formigli: portfólio amplo de campos exige mais plataformas

    Formigli: portfólio amplo de campos exige mais plataformas

    O diretor de Exploração e Produção, José Formigli, lembrou que de 2013 a 2017 nada menos que 25 unidades entrarão em produção, somando um total de 38 até 2020. “Pouquíssimas empresas no mundo têm tal demanda de unidades novas. E isso é porque elas não têm o nosso portfólio”, destacou Formigli. O executivo reforçou esse ponto ao lembrar que o índice de sucesso exploratório no pré-sal é de 82%, enquanto a média mundial é de aproximadamente 30%.

    Graça Foster confirmou recentemente que até 2020 vão entrar em produção mais 20 plataformas –média de quase três por ano, a começar em janeiro de 2014. Somente não esclareceu se estava contabilizando a P-55, P-58, P-61 e a P-62, que devem começar a produzir no primeiro trimestre deste ano, impactando positivamente os resultados da estatal.

    Além da P-62, estão confirmadas para iniciar produção em 2014 o FPSO Cidade de Ilhabela, em Sapinhoá Norte, e o FPSO Cidade de Mangaratiba, em Iracema Sul, ambos com capacidade para 150 mil barris/dia. Em 2015, por enquanto, de projeto definitivo de desenvolvimento da produção, está programado apenas um FPSO afretado para Iracema Norte, com igual capacidade (150 mil barris de óleo).



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    Um Comentário


    1. silvana paixão silva

      meu sonho é trabalha nesta empresa.



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