Vitor Abdala
Repórter da Agência Brasil
Rio de Janeiro – A Petrobras declarou à Agência Nacional de Petróleo (ANP) a comercialidade da área de Guará, na Bacia de Santos, que tem reservatórios na camada pré-sal. A informação foi divulgada pela empresa, por meio de nota à imprensa, na noite de ontem (29). A Petrobras considera o novo campo gigante e um dos maiores do país.
Segundo a estatal, a área de Guará tem reservas estimadas em 2,1 bilhões de barris de óleo de 30° API (o que indica uma densidade média), considerado de boa qualidade. Com a declaração de comercialidade, a empresa poderá começar a produzir petróleo no local, depois de passar três anos explorando o potencial da área.
Quando a Petrobras declara a comercialidade de uma área, a estatal petrolífera tem o costume de batizá-la com o nome de um animal marinho, a exemplo do que ocorreu com as áreas de Tupi e Iracema, que viraram, respectivamente, os campos de Lula e Cernambi (moluscos marinhos). A área de Guará deverá tornar-se Campo de Sapinhoá, outro molusco.
Apenas com Lula, Cernambi e Sapinhoá, o pré-sal da Bacia de Santos já tem reservas comerciais estimadas em mais de 10 bilhões de barris.
A declaração de comercialidade do campo foi antecipada em um ano. O bloco é operado pela Petrobras (45%), em parceria com as empresas BG Group (30%) e Repsol Sinopec Brasil (25%).
Edição: Juliana Andrade
NOTÍCIA COLHIDA NO SÍTIO http://agenciabrasil.ebc.com.br
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Petrobras declara comercialidade de Guará
A Petrobras, operadora do consórcio do Bloco BM-S-9, apresentou nesta quinta-feira (29/12), à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a Declaração de Comercialidade da acumulação de petróleo e gás na área de Guará, no pré-sal da Bacia de Santos.
Na proposta, encaminhada ao órgão regulador, o consórcio sugeriu que o novo campo, formado por reservatórios com petróleo de boa qualidade (30º API), seja denominado Sapinhoá, nome em tupi-guarani de um molusco marinho (Anomalocardia brasiliana). Com volume recuperável total estimado em 2,1 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), Sapinhoá é mais um campo gigante descoberto em rochas do pré-sal brasileiro e um dos maiores do País.
Junto com a Declaração de Comercialidade, o consórcio apresentou à ANP o Relatório Final do Plano de Avaliação da área. O relatório do Plano de Desenvolvimento (PD) do campo será submetido à ANP em fevereiro de 2012. A Declaração de Comercialidade ocorre após a execução do Programa de Avaliação Exploratória na área, realizado a partir do primeiro poço perfurado em 2008.
Foram perfurados, na área, quatro poços, incluindo um de Aquisição de Dados de Reservatórios. Além disso, em três desses poços foram concluídos quatro testes de formação (TFRs) e um Teste de Longa Duração (TLD) de cinco meses no poço descobridor. O TLD confirmou a excelente produtividade do poço descobridor, com manutenção da vazão durante todo o período de teste. Revelou, também, informações sobre as propriedades dos reservatórios, imprescindíveis para a otimização do plano de desenvolvimento.
A Declaração de Comercialidade do campo foi antecipada em um ano, considerando que o prazo final do Plano de Avaliação aprovado pela ANP era 31 de dezembro de 2012.
O sucesso exploratório obtido na área reafirma o elevado potencial do Pré-Sal e indica boas perspectivas de crescimento do volume de produção e das reservas de petróleo e gás da Companhia. O Bloco BM-S-9 é operado pela Petrobras (45%), em parceria com as empresas BG Group (30%) e Repsol Sinopec Brasil (25%).
NOTÍCIA COLHIDA NO SÍTIO http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2011/12/30/petrobras-declara-comercialidade-de-guara/#more-48799
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Petrobras declara comercialidade de Tupi e Iracema
A Petrobras, na condição de operadora do Bloco BMS-11, localizado na Bacia de Santos, comunica que efetuou nesta quarta (29/12/2010) junto à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a Declaração de Comercialidade das acumulações de petróleo de boa qualidade e gás nas áreas de Tupi e Iracema. Na proposta, encaminhada ao órgão regulador, as denominações sugeridas para estas acumulações foram Campo de Lula e Campo de Cernambi, respectivamente para Tupi e Iracema.
Veja a tabela com os volumes recuperáveis totais destes campos, informados ao órgão regulador, através da Declaração de Comercialidade.
O Campo de Lula será o primeiro campo supergigante de petróleo do País (volume recuperável acima de 5 bilhões de boe), e o Campo de Cernambi está entre os cinco maiores campos gigantes do Brasil.
Juntamente com a Declaração de Comercialidade, estão sendo submetidos à ANP o Relatório Final do Plano de Avaliação e o Plano de Desenvolvimento (PD) dos dois campos.
A Declaração de Comercialidade ocorre após a execução do Programa de Avaliação Exploratória na área, a partir do primeiro poço, perfurado em outubro de 2006. Os 11 poços concluídos nas duas áreas e o Teste de Longa Duração (TLD) na área de Tupi, iniciado em abril de 2009, geraram as principais informações para embasar o volume recuperável total que está sendo divulgado hoje pela Companhia, assim como os Planos de Desenvolvimento da Produção para os campos de Lula e Cernambi.
O sucesso exploratório obtido na área, representa o elevado potencial do Pré-Sal que já começa a contribuir para o crescimento da curva de produção e das reservas de petróleo e gás da Companhia.
O Bloco BMS-11 é operado pela Petrobras, que detém 65% da concessão, tendo como outros concessionários as empresas BG Group com 25% e Galp Energia com 10%.
Confira o mapa dos campos
NOTÍCIA COLHIDA NO SÍTIOhttp://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2010/12/29/petrobras-declara-comercialidade-de-tupi-e-iracema/
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Treze plataformas em operação no pré-sal da Bacia de Santos até 2017
A Petrobras e seus parceiros comemoraram, no final do ano passado, o começo da produção em escala comercial nos campos do pré-sal brasileiro. Atualmente, são extraídos cerca de 100 mil barris por dia (bpd) na na área do pré-sal da Bacia de Campos e no polo pré-sal da Bacia de Santos, ambas no litoral sudeste do país. Apenas nesta última, a produção diária deve alcançar, até 2017, cerca de 1 milhão de barris diários, com a entrada em operação das unidades planejadas para a região.
Os FPSOs BW Cidade de São Vicente e Dynamic Producer, hoje instalados na Bacia de Santos para realizar os Testes de Longa Duração (TLD) de Lula Nordeste e Guará, respectivamente, colhem informações técnicas fundamentais para o futuro desenvolvimento das jazidas descobertas. Esses dados deverão subsidiar o planejamento das atividades no pré-sal, coordenadas por meio do PLANSAL, o Plano Diretor de Desenvolvimento Integrado do Polo Pré-sal da Bacia de Santos.
O Piloto do campo de Lula (originário da acumulação de Tupi), na Bacia de Santos, está sendo operado pelo FPSO Angra dos Reis, instalado no final de 2010. Com capacidade para produzir, diariamente, até 100 mil barris de óleo e 5 milhões de m³ de gás, esta é a primeira plataforma de produção programada para operar em escala comercial na área. Está ancorada a cerca de 300 km da costa, sobre 2.149 metros de lâmina d´água. Enquanto os sistemas de escoamento de gás para o continente não estão completamente operacionais, está produzindo cerca de 15 mil barris de óleo por dia.
No pico de produção, o FPSO estará conectado a seis poços produtores de petróleo, um injetor de gás, um injetor de água e, por fim, um capaz de injetar água e gás alternadamente. Assim como os TLDs de Lula Nordeste e Guará, o Piloto de Lula colhe informações de reservatório e de produção que serão fundamentais para a concepção das demais unidades de produção que irão produzir no pré-sal.
Extraindo conhecimento
Em 2010, a Petrobras perfurou oito poços no polo pré-sal da Bacia de Santos. Desde que foram descobertas essas acumulações já foram perfurados 20 poços na região. Para 2011, está programado o início da perfuração de mais 24 poços na área.
As informações coletadas pelas perfurações feitas até agora permitiram reduzir significativamente as incertezas sobre os reservatórios do pré-sal, que são formados por rochas carbonáticas microbiais, antes pouco conhecidas pelos técnicos.
Os dados dos campos de Lula e Cernambi estão sendo processados e interpretados. A conciliação dessas informações com os resultados obtidos nos testes de produção já propiciou maior conhecimento sobre o comportamento dinâmico das novas jazidas. Com isso, há maior confiabilidade na previsão de produção futura e de reservas dessas áreas. Uma vez que os poços continuam a ser perfurados em toda a área do pré-sal da Bacia de Santos, os dados de perfis e testes de formação são utilizados não só para o entendimento do campo onde o poço está sendo perfurado, mas também para o desenvolvimento futuro de toda a área do pré-sal.
Declaração de comercialidade
No final do ano passado, o consórcio responsável pelas áreas de Tupi e Iracema declarou a comercialidade destas acumulações. Com isso, elas deram origem aos campos de Lula e Cernambi, respectivamente. Na área de Tupi, campo de Lula, o volume recuperável declarado foi de 6,5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), com 28º API. Em Cernambi, o volume recuperável declarado foi de 1,8 bilhão de boe, de petróleo de 30º API. Do total dos dois campos, 800 milhões de barris foram incorporados às reservas provadas da Petrobras já em janeiro deste ano. Também foram incorporados outros 100 milhões de boe do pré-sal da Bacia de Campos, localizada mais ao norte do litoral do Brasil.
As reservas provadas da Petrobras totalizam, hoje, 15,986 bilhões de boe, pelo critério da Society of Petroleum Engeneers (SPE). Esse volume deverá dobrar ao longo dos próximos anos, se confirmadas as estimativas de volume recuperável das áreas licitadas do pré-sal. Essas estimativas estão calculadas entre 13,3 bilhões e 16,3 bilhões de boe, já considerando a declaração de comercialidade de Tupi. Esse volume não inclui os 5 bilhões de boe que a Petrobras adquiriu do governo brasileiro pelo instrumento legal denominado “cessão onerosa”, que trará um aporte significativo às reservas já existentes.
Cessão onerosa
No ano passado, a Petrobras adquiriu, onerosamente, direitos de pesquisa, exploração e produção até o limite de 5 bilhões de barris de óleo equivalente, em áreas contíguas às acumulações descobertas em blocos já licitados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Conforme o projeto de lei aprovado pelo Congresso Brasileiro, a empresa terá, portanto, um aporte de 5 bilhões de boe às suas reservas, um volume equivalente a cerca de 1/3 das reservas atuais da empresa. Nessas áreas, que foram pré-definidas em lei, a Petrobras terá 100% dos direitos exploratórios. Essas concessões serão desenvolvidas com a exigência de alto conteúdo nacional nos empreendimentos e de forma integrada com as áreas licitadas. O objetivo é promover a otimização dos recursos logísticos, com reflexos em melhores resultados para o polo pré-sal da Bacia de Santos.
O Congresso Brasileiro aprovou, também, um novo regime legal para a exploração e produção no pré-sal e em outras áreas estratégicas no Brasil. Por esse regime, que adota o sistema de partilha de produção, a Petrobras terá uma participação mínima obrigatória de 30% em cada bloco ainda não licitado. As áreas já licitadas, ou que estejam em limites geográficos fora do pré-sal ou outras áreas estratégicas, continuarão a ser regidas pelo regime de concessão exploratória, que regulava até então todas as atividades de E&P no país.
Plataformas em série
Em novembro de 2010, foram assinados os contratos para a construção de oito cascos das futuras plataformas destinadas à primeira fase de desenvolvimento da produção do polo pré-sal da Bacia de Santos. Essas unidades, batizadas de “replicantes”, integram a nova geração de plataformas de produção concebidas segundo parâmetros de simplificação de projetos e padronização de equipamentos. A produção em série de cascos idênticos permitirá maior rapidez no processo de construção, ganho de escala e a consequente otimização de custos.
Cada plataforma dessas, do tipo FPSO (Floating Production Storage and Offloading), terá capacidade para processar até 150 mil barris por dia (bpd) de óleo e 6 milhões de m³ de gás/dia. Os cascos estão sendo construídos no polo naval de Rio Grande, no estado do Rio Grande do Sul, e foram projetados para garantir 70% de componentes fabricados no país.
Os oito replicantes entrarão em operação nos blocos BM-S-9 e BM-S-11. Além deles, serão instalados ali, também, dois outros projetos-pilotos, programados para as acumulações de Lula Nordeste e Guará, ambos com a mesma capacidade de produção dos replicantes. No total, serão treze unidades de produção a operar no polo pré-sal da Bacia de Santos até 2017, incluindo o Piloto de Lula, já iniciado com o FPSO Cidade de Angra dos Reis.
A contratação do afretamento das duas plataformas restantes, para os projetos da área de Guará-Norte e do campo de Cernambi, foi aprovada pela Petrobras e parceiros no final de 2010. Serão FPSOs com capacidade para produzir até 150 mil bpd de óleo e até 8 milhões de m3 de gás/dia. Os consórcios decidiram antecipar a produção dessas áreas, dado que os testes iniciais de vazão apresentaram excelentes resultados.
Escoamento e logística
O escoamento de petróleo dos projetos do polo pré-sal da Bacia de Santos será feito, inicialmente, apenas por navios aliviadores. O gás será escoado por dutos até a Unidade de Tratamento Monteiro Lobato (UTCGA), em Caraguatatuba, São Paulo, e para a estação de tratamento de Cabiúnas, no Rio de Janeiro. Também está em estudos, para a região, a instalação de uma unidade de gás natural liquefeito embarcado (FLNG).
Atualmente, o transporte de passageiros está sendo operado a partir dos aeroportos de Jacarepaguá e de Cabo Frio, no estado do Rio de Janeiro. Para atendimento à demanda de movimentação de cargas, além dos portos pelos quais a Petrobras opera hoje, foi fechado um contrato com o porto do Rio de Janeiro.
Para o futuro, está prevista a construção de duas bases aeroportuárias, sendo uma em Itaguaí, no Rio de Janeiro, e a outra em Santos, em São Paulo. Também se estuda a construção de até três centrais intermediárias de fluidos e outra de passageiros, para otimizar a logística de apoio à atividade offshore.
NOTÍCIA COLHIDA NO SÍTIO http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2011/05/02/petrobras-preve-operacao-13-plataformas-no-pre-sal-da-bacia-de-santos-ate-2017/
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Petrobras completa 58 anos com perspectivas de dobrar a produção na próxima década
A Petrobras completa 58 anos, nesta segunda-feira (03/10), com muito a comemorar e, também, a esperar do futuro. Nesse período, a Companhia criada por Getúlio Vargas com objetivo de trazer “independência econômica” ao País foi além de seu desígnio original. Hoje a Petrobras é responsável pela produção na mais nova fronteira exploratória mundial, que mudará o papel do Brasil no cenário geopolítico: de atual coadjuvante no mercado global de petróleo e gás, o País passará a ser um de seus protagonistas.
Com o maior plano de investimentos de sua história – US$ 224,7 bilhões (R$ 389 bilhões) previstos para o período entre 2011 e 2015 -, a Petrobras prevê instalar 19 grandes projetos de produção até 2015, adicionando 2,3 milhões de barris por dia (bpd) à sua capacidade de produção. Serão adicionados, em cinco anos, volume superior ao que a empresa conseguiu produzir em 58 anos.
O crescimento da Petrobras foi construído por sua força de trabalho que, para conduzir o desenvolvimento projetado no Plano de Negócios 2011 – 2015, será aumentada dos atuais 58 mil empregados diretos da controladora, para 74.400 em 2015. Para trabalhar na cadeia de suprimento do setor, o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), do qual a Petrobras é a principal financiadora, qualificará 213 mil pessoas.
A Companhia almeja também perfurar mais de 1.000 poços offshore ao longo desses cinco anos e chegar à produção de 4,9 milhões bpd de petróleo em 2020 no Brasil, sendo 1,9 milhão oriundos do Pré-Sal. Hoje, a Petrobras já produz 129 mil bpd no Pré-Sal e as moléculas de gás do campo de Lula abastecem, desde setembro, o mercado brasileiro, através do gasoduto Lula-Mexilhão. Com 216 quilômetros de extensão, é o gasoduto com maior profundidade e comprimento de duto rígido submarino já instalado no Brasil.
Esses números tornam-se ainda mais significativos quando se coloca em perspectiva o curto espaço de tempo entre a descoberta do Pré-Sal (2006) e a entrada em produção do primeiro Teste de Longa Duração (TLD), em 2009, bem como as características da região onde essa riqueza está localizada. A nova fronteira fica a 300 km da costa, em profundidades de até 7 mil metros (altura do Himalaia) e sob camada de sal, plástica, de 2 quilômetros de espessura, ou cinco vezes a altura do Pão de Açúcar.
Seria difícil acreditar que a produção da Companhia seria duplicada na próxima década (4,9 milhões bpd em 2020), não fosse o histórico dos últimos 30 anos. Em 1980, a Petrobras produzia apenas 187 mil bpd, sendo a maior parte da produção em terra. Em 1990, a Companhia mais que triplicou sua produção, atingindo 653 mil bpd. A aposta da exploração em águas profundas fez a Petrobras alcançar, em 2000, produção de 1,2 milhão bpd e 2 milhões em 2010.
Essa história de conquistas traz benefícios não apenas para a Companhia, seus funcionários e acionistas: beneficia cadeia de fornecedores e subfornecedores estimada em mais de 200 mil empresas e milhões de trabalhadores. O maior exemplo desse benefício é a inédita construção de 28 sondas de perfuração no País. Se em 2000, a indústria naval brasileira contava com 1.900 trabalhadores, hoje (dado de 2010) um exército de 56.112 pessoas está a serviço dos estaleiros e de seus fornecedores.
Derivados para atender um gigante em crescimento
O Brasil já é o sétimo maior consumidor mundial de petróleo e a perspectiva é de crescimento contínuo. Para atender essa população que cresce e distribui renda, a Companhia construirá quatro novas refinarias no País. Vamos acrescentar, com essas unidades, um volume correspondente à metade de nossa capacidade atual de refino. Para se ter uma idéia, sem esses investimentos no parque de refino, a fatia da importação de derivados pelo Brasil passaria dos atuais 5% para 40%, o que teria grande impacto na balança comercial brasileira. E se o País cresce em ritmo acelerado, as regiões Norte, Nordeste e Centro Oeste crescem ainda mais rápido.
Sem investimentos nas refinarias de Pernambuco (Abreu e Lima), Maranhão (Premium I) e Ceará (Premium II), o déficit entre produção de derivados e consumo nessas regiões seria de 416 mil bpd em 2020. Com investimentos, ainda haverá déficit, mas bem menor (23 mil bpd).
Fertilizantes: perspectiva de autossuficiência em amônia
Na área de gás natural, a Companhia comemora a conclusão do ciclo de investimentos bilionários na ampliação da malha de transporte. A nova fase da área de Gás e Energia visa a construção de novos pontos de entrega de gás natural, investimento em geração de energia termelétrica e produção de fertilizantes. Nesse último segmento, se hoje o País importa 53% do volume da amônia consumida, em 2015, será autossuficiente no produto. A dependência da ureia também cairá dos atuais 53% para 22% em 2020.
Metas ambiciosas no etanol
A Petrobras poderá se tornar a maior produtora de etanol do País até 2015. Após ingressar nesse segmento via aquisição de ativos e de parcerias, a Companhia planeja alcançar uma produção total de 5,6 milhões de m³ de etanol em 2015, incluindo a participação de parceiros. O volume permitiria à Petrobras participação de 12% do mercado brasileiro de etanol.
A Companhia prevê investimentos de US$ 4,1 bilhões no segmento de biocombustíveis entre 2011 e 2015, dos quais US$ 1,9 bilhão no negócio e US$ 1,3 bilhão na logística de distribuição.
Pesquisa & Desenvolvimento: parcerias para crescer
Com tecnologia tão sofisticada quanto a espacial, o segmento de petróleo e gás demanda investimentos robustos. A Petrobras investe US$ 1,3 bi por ano em pesquisa e desenvolvimento. Os recursos são injetados em 50 redes temáticas, que reúnem pesquisadores e laboratórios com objetivos de desenvolver tecnologia aplicada. Essas redes abarcam 80 instituições em todo o País, entre universidades e centros de pesquisa. Os trabalhos são coordenados pelo Cenpes (Centro de Pesquisas da Petrobras), maior centro de pesquisa da América Latina, localizado na Ilha do Fundão, já conhecida como um pólo de desenvolvimento de tecnologia de exploração e produção em águas profundas. Atualmente, estão sendo construídos quatro grandes centros de P&D de fornecedores da Petrobras na ilha do Fundão.
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