Perspectivas – Retomada dos leilões da ANP estimula o setor

Química e Derivados, Perspectivas 2013, Retomada dos leilões da ANP estimula o setor
FPSO Cidade de São Paulo seguiu para o campo de Sapinhoá

A indústria brasileira de óleo e gás ganhou alento com a perspectiva de renovação e ampliação de portfólio por meio dos três leilões da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciados para este ano. Mas a expectativa de produção não é tão positiva, a julgar pelos resultados consolidados em 2012, nos quais o país não conseguiu manter a linha ascendente da produção de petróleo, como ocorria desde o início da década. Somente o gás natural registrou evolução significativa, por conta do início da produção de campos na Bacia de Santos.

Em todo o país, 313 concessões (82 marítimas e 231 terrestres), operadas por 25 empresas nacionais e estrangeiras, foram responsáveis pela produção de aproximadamente 2,054 milhões de barris/dia de petróleo (bpd) e 75,9 milhões de m³/dia de gás, perfazendo o total de 2,531 milhões de boed (barris de óleo equivalente por dia). A maior parte é oriunda dos campos marítimos: 91,3% da produção de petróleo e 77,1% do gás natural vêm de ativos na costa brasileira.

Essa produção é extraída hoje em 9.070 poços, sendo 776 marítimos e 8.294 terrestres. Do total das áreas produtoras, quatro se encontram em atividades exploratórias e produzem por meio de testes de longa duração (TLDs). Outras dez são áreas contendo acumulações marginais.

Química e Derivados, Maria das Graças Silva Foster, Presidente da Petrobras, produção voltará a crescer
Graça Foster: produção voltará a crescer no segundo semestre

A previsão é a de que o Brasil tenha em 2013 uma produção de petróleo similar ou um pouco superior à de 2012, ficando em torno de 2,1 a 2,2 milhões de barris/dia, volume alcançado pela primeira vez em dezembro de 2011 e que se repetiu apenas em janeiro e fevereiro do ano passado. Isso levou alguns analistas do setor a projetar “um crescimento do tipo do PIB (Produto Interno Bruto), ou seja, um pibinho”, numa alusão ao mais baixo crescimento nacional alcançado desde 2009, de 0,9%, inferior à média do crescimento dos países desenvolvidos (1,3%) mais impactados pela crise econômica mundial. A mensagem da presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster, aos acionistas e investidores, durante a apresentação do relatório de atividades de 2012, embasou a expectativa. “Em 2013 será possível alcançarmos uma produção de óleo somente no mesmo patamar de 2012”, antecipou.

Foster explicou a amarga projeção. “Teremos grande concentração de paradas programadas de plataformas na primeira metade do ano”, informou. Isso terá grande impacto na produção nacional, pois 93,8% da produção de petróleo e gás natural é proveniente de campos operados pela estatal.

Graça Foster destacou que seis novas plataformas entrarão em atividade neste ano, “contribuindo para a elevação da produção a partir do segundo semestre, dando sustentação para o aumento significativo da produção previsto para o ano de 2014”. Duas delas serão instaladas no pré-sal da Bacia de Santos (Cidade de São Paulo, em Sapinhoá, e Cidade de Paraty, em Lula Nordeste) e uma no pós-sal dessa bacia (Cidade de Itajaí, em Baúna e Piracaba), e outras três no pós-sal da Bacia de Campos (P-61 e P-63 em Papa-Terra, e P-55 em Roncador). O que vai possibilitar à empresa manter as metas de produção para o ano, revisadas no PN 2012-2016, além de assegurar o aumento previsto para o ano de 2014.

Química e Derivados, Perspectivas 2013, Retomada dos leilões da ANP estimula o setorQuem tem sustentado os números de produção da estatal é o gás natural, recurso em ascensão no país. A produção brasileira diária de gás natural superou a marca dos 70 milhões de m³/dia em junho de 2012, marcando o recorde de 76,2 milhões de m³/dia em dezembro, para cair um pouco em janeiro deste ano, quando ficou em 75,9 milhões de m³/dia. A companhia espera chegar a 80 milhões de m³ diários o mais rápido possível, com a entrada em operação de plataformas na Bacia de Santos.

Bacia salvadora – Das seis plataformas da Petrobras que devem entrar em operação este ano, quatro vão para os ativos na Bacia de Santos, que, em maio de 2011, pulou da quarta para a segunda posição no ranking das maiores bacias produtoras do país, atrás apenas da Bacia de Campos: passou de 86,3 mil boed para 130,4 mil boed em um mês.

De acordo com dados consolidados pela ANP, em janeiro de 2013, a Bacia de Santos alcançou uma produção total de 193,9 mil boed, dos quais 116 mil barris de óleo e 12,4 milhões de metros cúbicos de gás natural, sendo a maior parte obtida no pré-sal. Em óleo, esta bacia tem atualmente quase o dobro da terceira maior produtora, a Bacia Potiguar (62,5 mil barris/dia) e o triplo da quarta, a do Recôncavo (42 mil barris).

A mais cobiçada bacia do país é que tem alavancado a produção brasileira de gás natural, superando hoje a do Solimões (11,5 milhões m3/dia), que se manteve por anos como a segunda maior geradora deste energético, tendo a Petrobras como líder. E deve manter esta linha ascendente para os próximos anos. Isso porque, com apenas 11 campos na etapa de produção e dez na de desenvolvimento da produção, já representa mais de 10% da Bacia de Campos (com 1,9 milhão de boed), que tem 49 campos produtivos e 15 na fase de desenvolvimento (incluindo os campos do Parque das Baleias e Parque das Conchas, operados pela Petrobras e pela Shell, respectivamente).

Química e Derivados, Perspectivas 2013, Retomada dos leilões da ANP estimula o setorPré-sal sustenta crescimento – A grande aposta da Petrobras e das demais petroleiras para garantir a manutenção da linha ascendente da produção, ainda que não acentuada, está nos reservatórios da camada do pré-sal, de mais de 800 quilômetros de comprimento, entre o sul do Espírito Santo até o norte da costa de Santa Catarina.

A produção do pré-sal, que em janeiro deste ano totalizou 319,7 milhões de boed, já corresponde a mais de 12% da produção nacional. Isso foi alcançado em menos de quatro anos depois da primeira produção, realizada no campo de Jubarte, na porção capixaba da Bacia de Campos, na plataforma FPSO JK (P-34), em setembro de 2008. Hoje o petróleo e o gás do pré-sal jorram por 24 poços, espalhados em três bacias: cinco no campo de Baleia Azul (um dos quais o líder do ranking dos 30 maiores produtores de óleo do país) e dois em Jubarte, na bacia capixaba; um em Caratinga e Barracuda; quatro em Linguado; um em Marlim e Voador; dois em Marlim Leste; três em Pampo e um em Trilha, na Bacia de Campos; quatro em Lula e um em Sapinhoá, na Bacia de Santos.

Química e Derivados, Carlos Tadeu Fraga, Gerente do Pré-Sal Petrobras, produção do pré-sal registra crescimento recorde
Fraga: produção do pré-sal registra crescimento recorde

A aposta no pré-sal se deve ao salto na produção em menos de dois anos. “A produção de petróleo da Petrobras cresceu muito de 1980 até 2011, desde a descoberta da Bacia de Campos: uma taxa média de 10% ao ano, que não tem paralelo na indústria”, lembrou o gerente executivo do pré-sal da área de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga. Agora, a despeito dos problemas de eficiência operacional que impactaram a produção da Bacia de Campos, a estatal vive nova fase com a incrível evolução do desenvolvimento da produção no pré-sal, que passou de 62,8 mil bpd de petróleo e 2,3 milhões de m³/dia de gás, em fevereiro de 2011, para 264 mil bpd de petróleo e 8,9 milhões de m³/dia de gás natural, em janeiro de 2013. Em menos de 24 meses, a produção mais do que quadruplicou. A produção total, de 319,7 mil barris/dia é superior à produção das bacias do Solimões (106,3 mil boed) e do Espírito Santo (82,9 mil boed) juntas. E uma vez e meia a soma da produção de todas as demais bacias marítimas e terrestres (Potiguar, Recôncavo, Sergipe, Camamu, Alagoas, Ceará, Parnaíba e Tucano Sul), que totalizam pouco mais de 200 mil boed. “Esse volume é mais do que a produção de muita companhia de petróleo no mundo”, comemorou o gerente executivo do pré-sal.

Cenário crítico – A maior pressão e a exigência de empenho adicional e de resultados mais rápidos recaem sobre os responsáveis pela Bacia de Campos, hoje gerida por nada menos que três unidades operacionais da Petrobras: a UO-BC, a UO-Rio e a UO-ES, pois esses ativos se estendem desde a costa capixaba, assegurando royalties para aquele estado. A presidente da estatal deu um verdadeiro choque na área, ao implementar, em menos de seis meses, nada menos que quatro programas para reverter os índices cadentes de eficiência operacional da Bacia de Campos. São eles: o Plano de Otimização de Custos Operacionais (Procop), o de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef), o de Otimização de Infraestrutura Logística (Infralog) e o de Desinvestimento (Prodesin), este para preservar recursos que são mais necessários em outros projetos.

“Resultados positivos já começam a ser medidos. Por meio do Proef foi possível reverter o quadro de forte queda de eficiência da Unidade Operacional da Bacia de Campos, que chegou ao mínimo de 67% em abril de 2012, mês de início do programa, e retornou aos 78% em dezembro. O Procop estabeleceu 515 iniciativas de redução de custos que levarão à economia de R$ 32 bilhões entre 2013 e 2016; e, por meio do Infralog, foi possível racionalizar a carteira de projetos relativa aos portos, aeroportos, dutos e terminais para o atendimento da produção e do mercado de petróleo e derivados previstos até 2020”, detalhou a executiva ao apresentar os resultados da companhia.

Química e Derivados, Perspectivas 2013, Retomada dos leilões da ANP estimula o setorEspera-se que a Petrobras tenha melhores resultados em todas as suas operações. E que o Brasil tenha condições de retomar a curva ascendente de produção. As expectativas são boas: em 2012, a ANP recebeu 174 comunicados de indícios de hidrocarbonetos, dos quais 88 em terra e 86 no mar. Nos primeiros dois meses deste ano, já foram feitos 34 comunicados, sendo 14 no mar e 20 em terra, em diversos campos, entre os quais seis na Bacia de Santos (um em Franco e outro em Florim, concessões onerosas, e dois cada um em Lula e Tupi Sul).

No ano passado, dos mais de US$ 6 bilhões gastos pela estatal em atividades exploratórias, boa parte foi aplicada na perfuração de 137 poços, obtendo uma média nacional de sucesso exploratório de 64% (contra 59% em 2011 e 57% em 2010). Os melhores resultados continuam no pré-sal: a média foi de 82% em 2012. Do total de poços perfurados, 57 estão em bacia offshore (no mar), sendo que 38 foram perfurados na chamada camada do pós-sal (explorada pela Petrobras há mais de duas décadas) e 19 no pré-sal.

Das 22 descobertas que a Petrobras comunicou à ANP, 11 estão no pré-sal, sendo dez na Bacia de Santos e uma na de Campos, no prospecto Pão de Açúcar, na concessão BM-C-33, operada pela hispano-chinesa Repsol Sinopec (35%), em parceria com a norueguesa Statoil (35%) e a Petrobras (30%), com reservas estimadas em 1,2 bilhão de boed recuperável: mais de 700 milhões de barris de óleo de boa qualidade e 3 trilhões de pés cúbicos (ou 545 milhões de barris de óleo equivalente) de gás. As outras 11 descobertas foram no pós-sal, em terra e mar, nas bacias do Espírito Santo (duas), Santos (duas), Sergipe-Alagoas (cinco) e Solimões (duas).

Química e Derivados, Perspectivas 2013, Retomada dos leilões da ANP estimula o setorNo final de 2012, as concessionárias apresentaram declaração de comercialidade de 14 áreas, das quais quatro na Bacia de Campos (Tartaruga Verde, Tartaruga Mestiça, Tubarão Azul e Tubarão Martelo), duas nas bacias de Santos (Piracaba e Baúna), Recôncavo e Potiguar; e uma em Sergipe e outra em Alagoas, todas operadas pela Petrobras. A OGX, por sua vez, confirmou a comercialidade de Gavião Branco e Gavião Branco Oeste, no Paranaíba.

Esse volume de declarações, a partir do qual as petroleiras devem começar a implementar o plano de desenvolvimento da produção, foi maior que o de 2011, quando a ANP teve apenas nove pedidos, entre os quais o de Sapinhoá, na Bacia de Santos, que a Petrobras coloca em produção este ano, e os de Gavião Azul e Gavião Real, em início de produção pela OGX. Mas continuam bem abaixo do boom de 2010, quando a Petrobras confirmou a comercialidade do campo de Lula (antigo Tupi, célula mater do pré-sal) e a ANP registrou um total de 30 declarações naquele ano, contra 18 em 2009. Mas o recorde ainda é o de 2008, com 35 declarações.

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Ainda assim, a Petrobras encerrou o ano com um número menor de ativos: 117 contratos de concessão, totalizando 90.708 km2, distribuídos em 168 blocos exploratórios, dos quais 34.049 km2 correspondem a 52 planos de avaliação de descoberta, contra 132 contratos de concessão, com um total de 119.132 km2, distribuídos em 194 blocos exploratórios, dos quais 31.068 km2 correspondiam a 51 planos de avaliação de descoberta, registrados no final de 2011.

São 15 contratos de concessões e 28 blocos a menos em relação a 2011, quando a Petrobras, mesmo sem leilões e devolvendo blocos, aumentou o número de ativos e a participação em alguns contratos por meio de operações de farm-in (aquisição de direitos de concessão) nos blocos sob concessão. Já em 2012, a petroleira alienou sua participação de 40% no BS-4 da Bacia de Santos (que inclui os campos de Atlanta e Oliva), além de devolver blocos, alguns deles previstos nos planos e contratos de concessão com a ANP.

As atenções da Petrobras, assim como das demais petroleiras, estão centradas nos campos em produção e nos 74 campos em fase de desenvolvimento, sendo que quatro estão para ser devolvidos à ANP: os campos terrestres de Mutum, na bacia do Alagoas, Barra Bonita, na bacia do Paraná, e Maritaca, no Recôncavo, além do campo offshore de Carapó, na costa do Espírito Santo.

Nestas áreas em desenvolvimento da produção, embora a Petrobras tenha participação na maioria dos ativos, operando em torno de 50 concessões, também estão “em campo”, literalmente, petroleiras do mundo inteiro, como a Shell Brasil, a chinesa ONGC Campos, a norte-americana Chevron Brasil, a francesa Total, a inglesa BP Energy, a portuguesa Petrogal, a angolana Sonangol Starfish, a hispano-chinesa Repsol Sinopec, Nord e outras companhias internacionais, além das brasileiras OGX, Queiroz Galvão (segunda maior produtora brasileira, como concessionária), Barra Energia, Petra Parnaíba, UTC Engenharia etc. Todas com interesse em produzir e obter os recursos necessários para participar dos leilões anunciados para este ano.

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