Matéria de Capa Retomada no horizonte · oportunidades, e o plano de gestão do portfólio da...

Aqueda nas cotações do barril de petróleo – que no iní-cio do ano desceram abaixo dos US$ 30 nas bolsas de Londres e de Nova York – forçou um corte geral

nos custos e o engavetamento dos projetos que não gerariam caixa sufi ciente para remunerar o investimento. A precária si-tuação da Petrobras piorou o cenário no Brasil – enquanto os gastos globais caíram 42% nos últimos dois anos, de acordo com estimativa da Agência Internacional de Energia, o Brasil viu o volume de investimentos recuar de US$ 43 bilhões em 2014 para cerca de US$ 20 bilhões este ano.

A boa notícia é que a pior fase fi cou para trás. Os preços do barril se recuperaram para uma faixa próxima dos US$ 45 e ninguém aposta em um novo recuo. “No curto prazo, os preços do petróleo continuarão a ser desafi ados este ano e começarão a se recuperar no início do próximo ano, mas ainda abaixo de US$ 60 o barril. Isso por causa do excesso de oferta. No longo

prazo os preços do barril irão subir, mas não acima de US$ 100 o barril, com as mudanças no mix de energia”, avalia o consul-tor da IHS Energy para Upstream, Bob Fryklund.

Pelos cálculos da Wood Mackenzie, US$ 50 são sufi cien-tes para viabilizar o desenvolvimento de megaprojetos como o pré-sal brasileiro. Isso está se tornando possível porque dis-ciplina de custos se tornou um mantra do setor. Petroleiras e fornecedores demitiram, simplifi caram estruturas e padroni-zaram equipamentos, em um esforço para baratear a extração de petróleo e gás. No mar do Norte, as empresas passaram a compartilhar ativos. Com o redesenho do projeto de enge-nharia, a BP conseguiu reduzir o orçamento do projeto de Mad Dog, no Golfo do México, de US$ 20 bilhões para US$ 9 bilhões. A Statoil seguiu a mesma receita e conseguiu redu-zir de US$ 70 para US$ 45 o breakeven da segunda fase do campo de Peregrino, na Bacia de Campos.

Retomada no horizonteRetomada no horizonteIndústria do petróleo se adapta a novoIndústria do petróleo se adapta a novo cenário de receitas menores e menoscenário de receitas menores e menos protagonismo da Petrobrasprotagonismo da Petrobras

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12 no 368Petro & Química

Flavio BoscoFlavio Bosco

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no 368 Petro & Química 13

No pré-sal a Petrobras já consegue perfurar um poço em 89 dias – seis anos atrás, demorava 310 dias. Com a redu-ção da necessidade de aço superduplex a companhia eco-nomizou mais de R$ 660 milhões em 115 poços do pré-sal. Agora pretende utilizar a quarta plataforma da área de Libra para implementar um novo modelo de negócios para siste-mas submarinos, trazendo os fornecedores de equipamentos para a fase de concepção do projeto. A meta é reduzir os custos em cerca de 30% – com modifi cações nos arranjos submarinhos em outros projetos já em andamento, a Petro-bras estima potencial de ganho de 15%.

O Brasil é apontado até pela Organização dos Países Ex-portadores de Petróleo - Opep como o principal responsável pelo aumento da produção fora do grupo. Um levantamento elaborado pela consultoria GlobalData com 236 projetos offshore programados para iniciar a etapa de desenvolvi-mento até 2025, aponta que o Brasil será o destino de US$

116 bilhões – 13% do que as petroleiras irão investir no período.

Apenas a área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, tem uma reserva estimada em 12 bilhões a 14 bilhões de barris, o que exigiria pelo menos uma dezena de platafor-mas. Duas plataformas já estão programadas para a área – a primeira para 2020 e a segunda para o ano seguinte.

“Temos que considerar que as empresas não traba-lham olhando a curva de preços futuros, até porque uma área comprada hoje só vai produzir daqui a cinco ou até dez anos. E hoje estamos em um período de incertezas. As empresas que trabalham com preços mais otimistas, podem achar um bom negócio investir nesse momento. Outra ques-tão é a recomposição do portfólio. E o pré-sal se apresenta como uma possibilidade interessante para recompor portfó-lio”, ressalta o professor Edmar de Almeida, da UFRJ.

Em março, o Conselho Nacional de Política Energética publicou uma resolução que dá um prazo de 12 meses para a retomada das operações em campos com produção parali-sada, ou a devolução da concessão. Esta é primeira medida que tem o objetivo de destravar investimentos nesse setor. Outra é a retomada das rodadas de licitação de blocos ex-ploratórios. Nos últimos sete anos, o Brasil ofertou somente 745 blocos para exploração, em três rodadas. A queda da atividade exploratória e das reservas provadas de petróleo e gás observada nos últimos anos refl ete não apenas o recuo dos preços do petróleo e a situação da Petrobras, mas tam-bém a ausência de ofertas de novos blocos.

Para 2017 o governo já fala em uma nova rodada de blocos exploratórios. Há também o segundo leilão de partilha, com áreas unitizáveis, e os campos marginais – dez serão ofertados na 4ª Rodada de Licitações de Campos Marginais, além das áreas em terra e águas rasas colocadas à venda pela Petrobras. Nas mãos de empresas menores, eles têm mais agilidade para mobilizar a cadeia de fornecedores. Mas é na revisão das regras – com o fi m do operador único dos campos do pré-sal – que as petroleiras creditam o maior potencial de gerar investimentos.

A avaliação no setor é que o Brasil tem excelentes recur-sos e a Petrobras, depauperada pela venda de combustíveis abaixo dos preços internacionais e pelos esquemas de cor-rupção investigados pela Operação Lava Jato, já não tem fôlego para operar todos os campos do pré-sal, como exige a Lei de Partilha. A companhia só pretende retomar inves-timentos em exploração quando reduzir seu endividamento – que no fi nal do primeiro semestre somava R$ 398 bilhões. Isso deve demorar pelo menos dois anos.

Com o cinto da Petrobras apertado, a produção de petró-leo no país dependerá da disposição das demais petroleiras. “A pressão sobre o setor no Brasil criou uma mudança em direção ao mercado mais livre e, portanto, surgiu uma nova janela de oportunidade. Isso é orientado pelo avanço nas mudanças das clausulas do pré-sal, que sinaliza algumas oportunidades, e o plano de gestão do portfólio da Petro-bras, que focou na taxa de retorno”, fi naliza Bob Fryklund.

Plataforma P-34, em operação noPlataforma P-34, em operação no campo de Jubartecampo de Jubarte

Stéferson Faria / Agência PetrobrasStéferson Faria / Agência Petrobras

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Análise“A prioridade sempre vai ser dada àqueles projetos com grandes volumes de reservatórios e baixo risco”

NomeAnderson DutraCargosócio da área de óleo e gás

da KPMG

O reaquecimento da demanda nos maiores consumidores de commodities e o iminente acordo dos países membros da Opep para congelamento da oferta in-dicam um impulso à retomada dos preços do petróleo. As previsões de consultorias e bancos de investimentos colocam o barril em uma faixa entre US$ 42 e US$ 60. “So-mado a isso, entramos no ciclo de produ-ção entre 2011 e 2014. Diferente do ciclo de exploração, em que os preços tendem a subir porque há uma maior necessidade de petróleo no mundo e as empresas estão buscando oportunidades, quando entra-mos no ciclo de produção e as descobertas anunciadas começam a produzir, os preços tendem a declinar. Depois da virada de um ciclo para outro, o setor começa a se adap-tar e ter maior previsibilidade dos preços do barril”, explica o sócio da área de óleo e gás da KPMG, Anderson Dutra.

Isso não signifi ca que o barril volte ao patamar registrado há dois anos. Os maiores produtores têm o trunfo dos baixos preços de produção, mas eles rivalizam com a pro-dução dos não convencionais – dependendo da cotação do barril, a produção do shale gas e do tight oil nos EUA passa a ser viá-vel, aumentando a oferta. “Tudo isso impac-ta o Brasil. Mas o país acaba tendo um fator adicional, que é a situação que a Petrobras vive. Essa é uma grande incógnita: é difícil saber se a Operação Lava Jato aponta para um fi nal. Hoje a Petrobras já é uma empre-sa diferente, e que já dá sinais de retomada nos aspectos de governança e uma política de desinvestimentos para focar naquilo que é relevante. Quando olhamos para o go-verno, há questões que são extremamente

importantes para a indústria do petróleo, e precisam ser defi nidas para que consiga-mos apontar para cima: resolver a questão do operador único no pré-sal, a unitização e a comercialização do óleo do pré-sal. Re-solvendo esses três aspectos, podemos dizer que estamos efetivamente mirando um novo patamar na atração de novos investimen-tos”, ressalta o especialista.

Anderson Dutra tem se dedicado com exclusividade a esse setor desde 2005, com trabalhos efetuados em algumas empre-sas no Brasil e intercâmbio no escritório da KPMG na Holanda – onde tornou-se membro do Centro de Excelência em Óleo e Gás e também do High Growth Market Group / Brazil Desk focado no atendimen-to de investidores interessados em entrar no mercado brasileiro.

Uma nova rodada atrairia interes-sados?

Sem resolver as questões do operador único e da unitização não atrairia. Poderí-amos ter a sorte de ter os parceiros da Pe-trobras – Statoil, Shell e os chineses, que tem facilidade de fechar negócios com o Brasil – em uma confi guração semelhante ao que foi visto no leilão de Libra. Quando o Brasil perdeu o grau de investimento, os grandes investidores, incluindo os fundos de pensão, reavaliaram o país e outras áre-as na África e na América Latina, e che-garam a conclusão que o Brasil continua sendo muito atrativo porque os ativos no pré-sal são, indiscutivelmente, um dos melhores do mundo. Agora ninguém vai colocar dinheiro no Brasil se eles não vi-rem um posicionamento do governo pró-

mercado. Esses leilões realizados pela ANP são importantes porque fomentam o mercado interno, principalmente para empresas não tão grandes, mas que têm um modelo de negócios muito efi cien-te, como PGN, a Alvopetro e a Queiroz Galvão. Gerar negócios em determina-das áreas signifi ca melhoria de empre-go, melhoria de infraestrutura, mas não no patamar que se espera de um projeto do tamanho de Libra.

Quais ações para redução de cus-tos têm dado mais resultado?

A indústria de petróleo é muito rica e ostentava essa riqueza nas instalações e nos salários dos profi ssionais. A pri-meira ação foi o corte de funcionários e o nivelamento no salário dos profi ssio-nais mantidos – das concessionárias e das prestadoras de serviço. Comparando com outras indústrias, o salário de um profi ssional com cargo gerencial era de 40% a 60% maior. Numa segunda fase, que costumamos chamar de melhoria do valor agregado sustentável, houve um realinhamento daquilo que era útil e necessário para a indústria. Mas esse é um processo contínuo.

Quais projetos terão prioridade nos orçamentos das petroleiras devi-do a esse corte de orçamento?

A prioridade sempre vai ser dada àqueles projetos com grandes volumes de reservatórios e baixo risco. O pré-sal é um exemplo. Dentro da Petrobras, Libra é prioritário, porque é um projeto onde já cobriu o risco da fase explora-tória, já administrou o risco envolvi-do na fase de desenvolvimento e tem aquele reservatório, se não provado, com uma grande probabilidade de de-fi nir o volume que vai extrair. A Statoil olha para o Brasil já como um grande ativo, talvez um dos mais relevantes. O Brasil também tem um posicionamento relevante dentro dos ativos explorató-rios da Shell. Elas sempre vão mirar em grandes projetos, até porque ninguém mais quer, nesse período de preços bai-xos, investir em ativos exploratórios com alto risco envolvido. Somado a isso, os projetos de energias renováveis vão cada vez mais ganhar força dentro da agenda das empresas.

Existe uma previsão de quando a oferta e a demanda se equilibram?

É difícil falar de equilíbrio entre oferta e demanda, porque na lei do mercado isso sempre vai estar em movimento. Mas em relação a pre-ços, o mercado vai manter uma certa estabilidade por um período maior. O que ouvimos é que, entre o fi nal deste ano e 2020 os preços vão oscilar entre US$ 45 e US$ 60 o barril.

Divulgação


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Curva de produção asseguradaCurva de produção assegurada

Stéferson Faria / Agência Petrobras

FPSO Cidade de Itaguaí, em operação no pré-sal da Bacia de Santos: um terço do petróleo extraído é ouvido da Bacia

Alta produtividadeAlta produtividade do pré-sal colocado pré-sal coloca

Bacia de SantosBacia de Santos entre as áreas maisentre as áreas mais atrativas do mundoatrativas do mundo

As megareservas encontradas abaixo da camada de sal da Bacia de Santos são o motor da retomada de in-vestimentos na área de petróleo. Estão ali 15 dos 19

projetos anunciados no novo plano de negócios da Petrobras. A alta produtividade dos reservatórios colocou a área também no radar das grandes petroleiras. Em julho, a Statoil pagou US$ 2,5 bilhões pela fatia que a Petrobras tinha no BM-S-8, onde foi descoberto o prospecto de Carcará. Agora ela e outras majors esperam a defi nição dos leilões do pré-sal e de áreas unitizáveis para dar novos passos. “Teremos a Statoil, a Shell e a Petrobras, três players importantes no pré-sal. Isso cria mais competição, obrigando a busca por processos mais econômi-cos de produção”, ressalta o consultor John Forman.

Pelos cálculos do Ministério da Fazenda, apenas o leilão das áreas unitizáveis tem potencial para gerar investimentos da ordem de US$ 22,4 bilhões – considerando 2,2 bilhões de barris a serem produzidos.

A Bacia de Santos já responde por um terço da produ-ção de petróleo e gás do país. Estimativas mais otimistas consideram que essa bacia possua até 100 bilhões de barris recuperáveis. Os poços perfurados no pré-sal produzem, em média, 25 mil barris por dia – alguns passam dos 33 mil barris por dia. Na prática, um campo no cluster do pré-sal necessita de menos plataformas, menos poços e menos equipamentos – uma relevante redução de custos em águas profundas, que estão entre as mais caras.

Essa dadivosa produtividade, no entanto, não se repete em outras áreas da Bacia de Santos. Este ano a Petrobras de-volveu o campo de Tubarão, localizado no pós-sal, ao sul da Bacia – descoberto na década de 1990, o campo não chegou a ser desenvolvido.

Fora do pré-sal, os projetos são tocados pela Karoon –nos campos de Echidna e Kangaroo – e pela QGEP – no campo de Atlanta.

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Libra

Libra é a maior promessa de impulso para a indústria nacional de petró-leo e gás. Com reservas estimadas entre 12 bilhões e 14 bilhões de barris, a área deve concentrar US$ 200 bilhões em investimentos ao longo de 35 anos. De acordo com a consultoria Wood Mackenzie, por sua grande escala, a exploração da área de Libra torna-se viável com os preços do barril a partir de US$ 50.

Os sete poços perfurados já confi rmaram a existência de colunas de óleo de 200 a 300 metros. Em 2017 a área passará por um teste de longa duração. O FPSO Pioneiro de Libra, contratado ao consórcio OOG/Teekay, está na fase de integração dos módulos no estaleiro Jurong, em Singapura. A plataforma tem capacidade para produzir 50 mil barris de petróleo e 4 milhões de m³ de gás por dia.

Libra é até hoje a única área leiloada depois que o governo adotou o regi-me de partilha da produção para as áreas do pré-sal. A área foi arrematada pelo consórcio formado por Petrobras – que, por Lei deveria ser a operadora e ter no mínimo 30% da concessão – Shell, Total, CNOOC e CNPC.

As empresas já defi niram a contratação de dois sistemas defi nitivos para a área. A primeira plataforma, prevista para operar a partir de 2020, terá capaci-dade para 180 mil barris de óleo e 12 milhões de m³ de gás por dia. O processo de licitação já teve duas tomadas de preço, mas por considerar os preços apre-sentados altos – as taxas de afretamento ultrapassaram US$ 1 milhão/dia – o consórcio pediu a revisão dos índices de conteúdo local. A Agência Nacional do Petróleo solicitou informações complementares para autorizar a contrata-ção no exterior. No novo edital lançado em setembro, a defi nição do percen-tual fi cou a cargo da empresa ofertante.

No ano seguinte entra em operação a segunda plataforma, na parte noroes-te do bloco – onde está concentrada a maior atividade exploratória.

Os primeiros sistemas defi nitivos previstos para a área de Búzios estão programados para entrar em operação em 2018. A integração dos módulos das plataformas P-74 e P-76 está sendo re-alizada no Estaleiros do Brasil, no Rio Grande do Sul, e no canteiro da Techint, em Pontal do Paraná. No estaleiro Cos-co, na China, está em obras a P-75. Cada uma das plataformas tem capacidade para produzir 150 mil barris de petróleo e comprimir 7 milhões de m3 de gás na-tural por dia.

Búzios está localizado na área ce-dida à Petrobras no processo de capi-talização, em 2010 – quando a União cedeu à petroleira o direito de explo-ração de 5 bilhões de barris de óleo equivalente.

O projeto original previa que o En-seada respondesse pela conversão de quatro plataformas. Diante dos atrasos, a Petrobras transferiu as obras de duas unidades – P-75 e P-77 – para o estalei-ro Cosco. O cronograma prevê a entrada em operação da P-77 em 2019, além de uma quinta unidade em 2020.

Desde o ano passado a petroleira produz um teste de longa duração em Búzios, com o FPSO Dynamic Produ-cer interligado ao poço 2-ANP-1-RJS, que confi rmará se a produtividade da área é a mesma da apresentada no campo de Lula. Para 2017 a empresa pretende iniciar um novo sistema de produção antecipada - SPA na área, no poço 9-BUZ-4-RJS.

Divulgação / Teekay Corporation

FPSO Pioneiro de Libra: obras de conversão em Cingapura

P-76: conversão do casco feita no RJ e integração no RS

BúziosFred Bailoni / Agencia Petrobras

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LulaA Petrobras deve, enfi m,

colocar em operação os FP-SOs replicantes. O primeiro deles – a P-66 – está em fase de integração dos módulos no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis / RJ, e deve ser entregue no início do próximo ano. A integração da P-67 é feita pela chinesa COOEC – e também será concluída em 2017. As duas plataformas serão instaladas nos campos de Lula Norte e Lula Sul.

Os oito FPSOs, batizados de replicantes por repetirem o mesmo projeto de engenharia, foram concebidas para os campos descobertos no bloco BM-S-11 – adquirido na 2ª Rodada de Licitações da ANP, no ano 2000. Cada plataforma tem capacidade para produzir 150 mil barris de óleo e 6 milhões de m³ de gás por dia.

Quando fechou a encomenda, a Petrobras previa a operação a partir de 2016. As difi culdades enfrentadas pelos EPCistas envolvidos na Operação Lava Jato forçaram a revisão do cronograma. “Fizemos uma análise de risco buscando ter uma maior previsibilidade e ajustamos para ter uma maior previsibilidade”, ressalta o diretor de Desenvolvimento da Produção e Tecnologia da Petrobras, Roberto Moro.

Outro FPSO Replicante será instalado no campo de Lula Ext Sul – postergado para 2018 no novo Plano de Negócios e Gestão. Já o campo de Lula Oeste, antes previsto para 2019, foi retirado do Plano.

Sépia

A Petrobras estuda para 2020 a operação de uma plataforma no campo de Sépia – área da Cessão Onerosa declarada comercial em 2014. Em março a petroleira iniciou um Sistema de Produção Antecipada na área, com o FPSO Cidade de São Vicente – que tem capacidade de produção de 20 mil barris por dia – conectado ao poço 1-RJS-691.

A plataforma defi nitiva terá capacidade de produção de 180 mil barris por dia. A Petrobras realizou uma licitação para afretar a plataforma – e, diante dos altos preços apresentados, não descarta pedir a revisão dos índices de conteúdo local, a exemplo de Libra.

ItapuEm 2021 a Petrobras come-

çará a extrair petróleo de outro campo da Cessão Onerosa de-clarado comercial em 2014. O plano é colocar em operação uma plataforma no campo de Itapu, antiga área de Florim. A licitação para contratação da unidade está prevista para o próximo ano. Antes, a Petro-bras irá instalar o FPSO Cidade de São Vicente para realizar um sistema antecipado de produção no poço 1-BRSA -1116-RTS.

AtapuPetrobras, Shell e Galp, só-

cios no bloco BM-S-11, devem colocar uma plataforma na área de Atapu em 2019. Entre as op-ções estudadas está alocar um dos FPSOs replicantes, que tem capacidade para produzir 150 mil barris por dia. Os sócios che-garam a estudar a instalação de três FPSOs no bloco. Mas opta-ram avaliar melhor os campos de Atapu Norte e Lula Oeste antes da defi nição. Com isso, os dois projetos foram adiados para de-pois de 2021.

BerbigãoA otimização do portfólio da

Petrobras não resultou apenas em adiamento de projetos. A em-presa deve antecipar a produção do campo de Berbigão, locali-zado no bloco BM-S-11. A área deverá ter uma plataforma com capacidade de 150 mil barris por dia. Uma das ideias discutidas entre os sócios – Petrobras, Shell e Galp – é utilizar um dos FPSOs replicantes na área. “Fizemos uma análise de risco de todos os projetos. Alguns têm a possi-bilidade de entrega mais cedo”, explica o diretor de Desenvolvi-mento da Produção e Tecnologia da Petrobras, Roberto Moro.

P-66: construção do casco no Estaleiro Rio Grande

Agência Petrobras

FPSO Cidade de São Vicente: SPA no campo de Sépia

Agência Petrobras

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MexilhãoAs obras da plataforma de

Mexilhão permitirão ampliar o escoamento do gás produ-zido nos campos do pré-sal. Será instalado um novo riser para escoamento do gás dos FPSO Cidade de Angra dos Reis, FPSO Cidade de Ilhabe-la, FPSO Cidade de São Paulo e FPSO Cidade de Caraguata-tuba, além do gás do pós-sal do FPSO Cidade de Santos. O cronograma de implantação desse projeto prevê conclusão das obras em maio de 2018.

Mexilhão produz atualmente cerca de 5,9 milhões de m³ por dia – a plataforma tam-bém exporta o gás produzido no campo de Lula. Um gasoduto de 34 polegadas interliga a plataforma à Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em Caraguatatuba / SP, tem capacidade para escoar 20 milhões de m³ por dia.

O projeto contratado à Enaval prevê ainda a instalação de equipamentos na plata-forma. Para atender ao novo plano de desenvolvimento do campo autorizado pela ANP, a Petrobras precisa eliminar as limitações na planta de processamento e utilidades e estudar a perfuração de novos poços no campo de Mexilhão,

EchdinaA Karoon abdicou do sis-

tema de produção antecipada - SPA no campo de Echdina. De acordo com sua avaliação, a me-lhor alternativa será o desenvol-vimento completo do campo. A petroleira está na fase de contra-tação de um FPSO com capaci-dade de produção entre 30 mil e 60 mil barris de óleo por dia. O cronograma ainda prevê o pri-meiro óleo para fi nal de 2019.

A área – dos blocos S-M-1166, S-M-1165, S-M-1102, S-M-1101 e S-M-1037 – tam-bém compreende o campo de Kangaroo. Nos dois campos a Karoon encontrou óleo leve. Os blocos foram adquiridos em parceria com a Pacifi c E&P na 9ª Rodada – mas em setembro a Karoon anunciou a aquisição dos 35% da sócia, que enfrenta crise fi nanceira.

Plataforma de Mexilhão: obras para ampliar escoamento de gás do pré-sal

André Mota de Souza / Banco de Imagens Petrobras

Divulgação / Teekay Corporation

FPSO FPSO Petrojarl I: adaptação do tipo de óleo exigiu a aquisição de novos equipamentos e um novo projeto de engenharia

Os primeiros barris do campo de Atlanta de-vem ser extraídos apenas em 2017. A adaptação do FPSO Petrojarl I ao tipo de óleo encontrado na área exigiu a aquisição de novos equipamentos e um novo projeto de engenharia, provocando um atra-so de quase um ano no cronograma. A plataforma da Teekay foi afretada pelo consórcio QGEP, Barra Energia e OGPar para o sistema de produção ante-cipada da área. Ela tem capacidade para produzir 30 mil barris por dia e inicialmente estará interliga-da a dois poços – após a avaliação do desempenho operacional do campo e das cotações do petróleo as empresas podem perfurar um terceiro poço, que ocuparia toda a capacidade do FPSO.

A área está localizada no bloco BS-4. A QGEP tornou-se operadora da área ao adquirir a partici-pação de 30% da Shell – que havia assegurado a sociedade com a Petrobras e a Chevron na Rodada Zero. A OGPar herdou os 40% que a OGX havia adquirido da Petrobras e a Barra Energia adquiriu da Chevron os 30% restantes. O consórcio já tem assinado com a própria Shell um contrato para a venda do petróleo extraído em Atlanta.

O sistema defi nitivo de Atlanta está programado para 2019. À plataforma ainda a ser contratada serão interliga-

dos 12 poços – que serão perfurados a partir de 2018. O consórcio prevê contratar um FPSO com capacidade de 80 mil barris por dia. O bloco também compreende o campo de Oliva. As duas acumulações contêm um volume total de óleo in situ estimado em 2,1 bilhões de barris de óleo pesado de 14º e 16º API.

Atlanta

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Macaé

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O desafio de revitalizarO desafio de revitalizarProrrogação de concessões da Rodada ZeroProrrogação de concessões da Rodada Zero abre novas oportunidades na Bacia de Camposabre novas oportunidades na Bacia de Campos

Da Bacia de Campos são extraídos todos os dias 1,5 milhão de barris de petróleo. É quase 60% do petróleo produzido no país. Esses números já foram melhores. Hoje, segundo a Petrobras, a produtividade tem declinado em média 9% ao ano. Há dois anos, os campos da Bacia de Campos produziam 1,7 milhão de barris por dia. Para manter o volume atual, a Petrobras precisaria repor pelo menos 150 mil barris por dia a cada ano. Alguns desses cam-pos têm idade bastante avançada. O desafi o é equacionar os in-vestimentos necessários para aumentar seu fator de recuperação. Porque esses investimentos competem diretamente com as áreas de maior produtividade do pré-sal da Bacia de Santos.

“A Bacia de Campos tem projetos com perfi s muito diver-sifi cados. A rentabilidade não é tão alta quanto no pré-sal, mas pode atrair algumas empresas focada em campos maduros ou em águas rasas, que tem custos menores de produção. Nesse momen-to as empresas estão focadas em redução de custos, e isso pode tornar atraente um conjunto de projetos na Bacia de Campos”, avalia o professor Edmar de Almeida, da UFRJ.

A Petrobras irá investir na revitalização dos grandes campos da Bacia de Campos em parceria com outras empresas. “Dare-mos ênfase a parcerias estratégicas para aumentar o potencial dessa Bacia, uma vez que vamos experimentar agora a extensão dos contratos da Rodada Zero”, disse a diretora de Exploração e Produção da companhia, Solange Guedes.

A prorrogação dos contratos da Rodada Zero – que ratifi cou os direitos da Petrobras sobre os campos que se encontravam em

exploração e em produção antes da quebra do monopólio – está prevista na resolução CNPE 02/216. A concessão de Marlim e Voador foi a primeira a ter seu contrato prorrogado. Original-mente essa concessão terminaria em 2025. Agora a Petrobras terá mais 27 anos para extrair petróleo nos dois campos. Como con-trapartida, a petroleira assumiu o compromisso de instalar duas novas plataformas na área. Outras áreas da Rodada Zero, como Albacora e Roncador, são candidatas a ter o prazo de concessão estendido. Nos planos de desenvolvimento desses campos, a Pe-trobras tem dado atenção ao gerenciamento da produção de água – um problema comum na Bacia de Campos.

O campo de Maromba é um caso particular. Ele está entre as 19 concessões identifi cadas pela Agência Nacional do Petróleo, que podem ser canceladas – de acordo com a resolução 02/2016, os campos que estejam parados há mais de seis meses devem retomar a produção em até um ano após serem notifi cados. Caso não cumpram a determinação, a Agência deve cancelar a conces-são. O campo foi descoberto através dos trabalhos exploratórios feitos no bloco BC-20, adquirido na Rodada Zero, mas não che-gou a entrar em produção.

Abrir mão de um campo produtor, que não pressiona seu fl u-xo de caixa, para investir no desenvolvimento de outro projeto, é uma escolha difícil para a companhia – ainda mais para quem precisa manter a curva de produção apontada para cima. Mas esses campos maduros não deixam de ser boas oportunidades porque eles já geram receita. | Flávio Bosco

Tais Peyneau / Banco de Imagens PetrobrasTais Peyneau / Banco de Imagens Petrobras

Plataforma P-47, no campo de Marlim: concessão prorrogada até 2052

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Fonte: ANP

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Tartaruga Verde

A Petrobras terá até 2019 para revisar o plano de desenvolvi-mento da área de Tartaruga Verde, localizada no bloco BM-C-36. O campo está sendo desenvolvido em conjunto com Tartaruga Mesti-ça, que já teve um Acordo de Individualização da Produção (uniti-zação) assinado com a PPSA.

O campo de Tartaruga Verde teve um Sistema de Produção An-tecipado - SPA durante um ano com o FPSO Cidade de Rio das Ostras interligado ao poço 9-BRSA-1099-RJS. No fi nal de 2017 a área receberá o FPSO Cidade de Campos dos Goytacazes – a unidade afretada ao consórcio formado por Modec e Schahin tem capacidade para processar 150 mil barris de petróleo e comprimir 5 milhões de m³ de gás natural por dia. A previsão é que as obras de integração dos módulos sejam realizadas na primeira metade do próximo ano no estaleiro Brasfels.

No Plano de Desenvolvimento, a Petrobras terá que apresentar novas estimativas de produção e reservas a partir da modelagem atu-alizada e do resultado da injeção de água no reservatório – para isso, terá que atualizar os modelos geológicos e de simulação de fl uxo da jazida. Essa nova modelagem também dirá se há conexão entre os reservatórios de Tartaruga Verde e Lead Magrela e determinará os ra-teios dos custos. Também serão incluídos estudos de viabilidade para utilização de sísmica 4D para o gerenciamento dos reservatórios e de ampliação da capacidade de tratamento de líquidos da plataforma.

Marlim

A Petrobras deverá instalar duas novas platafor-mas no campo de Marlim, como compromisso da ex-tensão de prazo da concessão assinado com a Agên-cia Nacional do Petróleo. A primeira está programada para entrar em operação em 2020, e a segunda, no ano seguinte. A licitação para contratação das duas plataformas deve ser realizada a partir de 2017.

A companhia também deve ampliar a capacidade de injeção de água e processamento de fl uidos e per-furar dez poços.

A concessão dos campos de Marlim e Voador ter-minaria em 2025. Mas, de acordo com a resolução CNPE 02/216 – que prevê a prorrogação das con-cessões dos campos adquiridos na Rodada Zero – a Petrobras poderá explorar as áreas por mais 27 anos. Em 2040 a petroleira deve apresentar à ANP um novo plano de revitalização para os campos.

Marlim é o quinto maior campo produtor do país – em julho foram extraídos cerca de 170,5 mil barris de petróleo e 2,4 milhões de m³ de gás por dia, de 62 poços. Voador, que produz 2,5 mil barris de petróleo e 50 mil m³ de gás por dia, está integrado às platafor-mas de Marlim – para esse campo, o compromisso é a interligação de poços a uma das novas plataformas.

FPSO Cidade de Rio das Ostras: SPA no campo de Tartaruga Verde

Agência Petrobras

P-47, no campo de Marlim: duas novas plataformas a partir de 2020

Geraldo Falcão / Agência Petrobras

AlbacoraA Petrobras pretende utilizar o FPSO Cidade de Rio das Ostras em um

teste de longa duração no poço 3-AB-125-RJS, perfurado na concessão de Albacora. A petroleira quer testar a produtividade da descoberta de Forno, reservatório do pré-sal, estimada inicialmente em 12 mil barris por dia.

Roncador produz atualmente 47 mil barris de óleo e 714 mil m³ de gás por dia, através das plataformas P-25, P-31 e P-50, e é uma das áreas da Rodada Zero candidatas a ter o prazo de concessão estendido. O plano de revitalização do campo, em análise na Agência Nacional do Petróleo, prevê a conexão de 14 novos poços até 2017. Em junho, a Petrobras notifi cou indí-cios de óleo em um novo poço perfurado no campo. P-50: produção nos campos de Albacora e Albacora Leste

Agência Petrobras

no 368 Petróleo & Gás 5

Bonito, Enchova e PargoO plano de desenvolvimento do campo de Bonito prevê

que até o fi nal do ano a Petrobras apresente estudos de via-bilidade para retomar a exploração na região sul do campo. A ANP também exige que até janeiro de 2018 a petroleira retome a produção do poço 7-BO- 20HP-RJS. A produção do campo de Bonito é feita por meio da plataforma PCE-1, asso-ciada ao campo de Enchova. Em julho o campo produziu uma média de 5,5 mil barris de óleo e 448 mil m³ de gás por dia, enquanto Enchova produziu 1,9 mil barris de óleo por dia.

A Agência também aprovou o plano de desenvolvimento para o campo de Enchova. A exigência é que a Petrobras rea-presente um estudo para a perfuração de pelo menos um poço por ano no reservatório Quissamã.

Para o campo de Pargo, a Petrobras deverá apresentar, até o fi nal do ano, nova modelagem geológica, juntando o reser-vatório principal com a área do poço 1-RJS-0012-RJ, e propor novos poços para a porção leste da concessão. A decisão consi-dera uma curva de produção até 2025, quando vence o contrato de concessão do campo. Atualmente Pargo produz cerca de 2,1 mil barris de óleo por dia através da plataforma PPG-1.

Roncador

A Agência Nacional do Petróleo avalia o novo plano de desenvolvimento do campo de Roncador, revisado e entregue pela Petrobras em fevereiro.

Roncador é uma das áreas da Rodada Zero candidatas a ter o prazo de concessão estendido. O campo é o segundo maior produtor do país – em julho foram produzidos 278 mil barris de óleo e 6,5 milhões de m³ de gás por dia, mas aquém da capacidade nas quatro plataformas instaladas na área – P-52, P-54, P-55 e P-62 têm, juntas, capacidade para produzir 720 mil barris de óleo e 23,5 milhões de m³ de gás por dia.

O foco dos trabalhos no campo de Roncador é a injeção de água. O plano de desenvolvimento aprovado pela ANP no ano passado previa a perfuração de sete poços – sendo um injetor – e a conversão de um poço para injetor.

P-52, em Roncador: segundo maior campo produtor do país

Barracuda e Caratinga

A ANP aprovou o Compromisso de Individualização da Produção das jazidas compartilhadas que se estendem entre os campos de Barracuda e Caratinga. Atualmente as duas áreas produzem 86,5 mil barris de petróleo e 1,3 mil m³ de gás natural por dia, através das plataformas P-43 e P-48 – cada uma das pla-taformas tem capacidade para produzir 150 mil barris por dia.

Em junho, a Agência também aprovou a revisão dos pla-nos de desenvolvimento dos campos. Caso pretenda estender o prazo de concessão de Barracuda, a Petrobras deverá enca-minhar uma revisão do plano de desenvolvimento até o fi nal de 2017, com o planejamento de revamp ou substituição das plataformas. A revisão também deve conter o planejamento de explotação do Reservatório Macabú, e o aumento na capa-cidade de tratamento de água das plataformas, sufi ciente para gerenciar um BSW de 90%. Os poços atualmente fechados devem ser retomados até junho de 2017. No campo de Ca-ratinga, a Petrobras também deverá encaminhar uma revisão do plano de desenvolvimento com os resultados dos estudos da sísmica 4D, visando a identifi cação de áreas com óleo não drenado e da atuação do varrido nos arenitos.

PeregrinoA Statoil se prepara

para instalar uma terceira plataforma fi xa (WHP-C) no campo de Peregri-no. A ela serão conecta-dos 15 poços produtores e 7 injetores da área de Peregrino Sudoeste. A etapa de engenharia está na fase de conclusão e a licitação já foi iniciada – a previsão é de que a produção da nova plata-forma seja iniciada no segundo semestre de 2020.

Peregrino produz atualmente 68 mil barris de petróleo e 100 mil m³ de gás por dia, através de duas plataformas fi xas (WHP-A e WHP-B) e um FPSO.

Uma revisão do plano de desenvolvimento do campo deve ser entregue à ANP até dezembro de 2021.

Agência Petrobras

P-43, no campo de Barracuda: plano deve ser revisado até o final de 2017

Geraldo Falcão / Agência Petrobras

Platforma Peregrino A: 68 mil barris por dia

Øyvind Hagen - Statoil

Matéria de Capa Retomada no horizonte · oportunidades, e o plano de gestão do portfólio da...

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