Nem só do offshore vive a indústria de E&P no Brasil. Ainda que com descobertas muito mais modestas do que as registradas no cluster do pré-sal da Bacia de Santos, o segmento de exploração em terra vem obtendo resultados positivos em suas campanhas em diversas bacias. Enquanto aguardam uma definição do governo sobre a política de incentivos para produtores independentes – que está na mesma resolução do CNPE que autorizou a realização da 11ª rodada da ANP –, pequenos e médios produtores e até mesmo a Petrobras caminham para consolidar suas atividades nas bacias sedimentares terrestres do país.
Dados da agência reguladora mostram que o sucesso exploratório em terra foi de 66,7% em 2010 – o melhor resultado apurado pelo segmento desde a abertura do setor e em linha com os trabalhos desenvolvidos no offshore, que em 2010 teve sucesso exploratório de 67,3%. Ao todo, foram perfurados 568 poços no onshore brasileiro no ano passado, sendo 24 pioneiros.
Em meados deste ano, ainda de acordo com dados levantados em arquivos da ANP, 45 sondas trabalhavam nas bacias terrestres brasileiras, sendo 29 delas dedicadas exclusivamente à Petrobras. De janeiro a setembro, as perfurações resultaram na comunicação de 44 indícios de petróleo e gás natural à ANP. Desde o primeiro mês do ano foram feitas sete declarações de comercialidade.
A Petrobras, obviamente, lidera as perfurações e as descobertas em terra. A petroleira projeta fechar o ano com 109 poços exploratórios terrestres perfurados, além de adquirir 4 mil km de dados sísmicos 2D e 1,2 mil km2 de dados 3D.
Produção no Parnaíba
Outra que aposta no segmento onshore é a OGX. Em maio, a OGX Maranhão, joint venture formada pela petroleira e sua coligada MPX, declarou a comercialidade de dois campos na área do bloco PN-T-68, na Bacia do Parnaíba. Estão previstos investimentos de US$ 450 milhões nas áreas de Gavião Real e Gavião Azul para a produção de 5,7 milhões de m3/dia de gás natural a partir do segundo semestre de 2012. Se esse volume for atingido, a OGX terá um dos maiores ativos de gás do país, com produção similar à do campo de Leste de Urucu, da Petrobras, hoje a área de maior produção desse energético no Brasil.
“Estas declarações de comercialidade na Bacia do Parnaíba são um marco para a companhia em uma nova fronteira exploratória no país, ocorrendo apenas 20 meses após a aquisição das concessões. Com isso, damos mais um passo importante rumo à produção”, diz o diretor-geral da OGX, Paulo Mendonça.
As atividades exploratórias da companhia na região não param por aí. Os primeiros trabalhos, que resultaram nas declarações de comercialidade, foram feitos em apenas dois dos oito ativos que a empresa possui na bacia. Por isso a OGX projeta a perfuração de 15 novos poços na região até 2013.
Além disso, em meados de setembro a companhia ainda adquiriu participação de 49,99% no BT-PN-1, até então operado pela Imetame Energia. O negócio já foi aprovado pela ANP. A OGX levou 16,67% de cada uma das participações de 33,33% das empresas Delp Engenharia e Orteng, e 16,7% da fatia de 33,34% da Imetame. A petroleira ainda assumiu a operação do bloco – a oitava na bacia –, cujo programa exploratório indica a perfuração de um poço até 2014.
Mais poços em Minas Gerais
Na parte mineira da Bacia do São Francisco, depois do anúncio pelo consórcio formado por Orteng, Cemig, Codemig, Imetame e Sipet Agropastoril de uma descoberta com volume estimado entre 176,5 bilhões e 194,6 bilhões de m3 de gás natural não convencional (tight gás) no bloco SF-T-132, a região está sendo movimentada pela Petra Energia. A empresa monta sua segunda sonda de perfuração para operar na bacia. O equipamento, trazido da Itália, fará sua primeira campanha no SF-T-125, na área de Presidente Olegário, onde a petroleira perfurou o início do poço com uma sonda rotopneumática. Programada para atingir profundidade final de cerca de 3 mil m, a perfuração deve se estender até o fim de janeiro.
Além dessa sonda, a Petra contratou, em setembro, uma outra perfuradora, da Cowan, que está finalizando uma campanha no Espírito Santo. O equipamento será deslocado para o SF-T-118, também perfurado inicialmente por uma sonda rotopneumática.
No momento, a petroleira trabalha no bloco SF-T-137, no município de Quartel General. O poço está sendo perfurado com uma sonda rotopneumática e será finalizado com o auxílio de uma outra unidade vinda da Itália e prevista para chegar ao Brasil no fim deste mês.
Recentemente a petroleira retomou a perfuração de seu poço pioneiro no São Francisco, no SF-T-128. A campanha já confirmou a presença de indícios de gás, mas teve de ser interrompida em função de problemas técnicos com a sonda BCH-2.
Óleo leve na Amazônia
Com quatro sondas afretadas e licitando outras oito unidades próprias, a HRT pretende perfurar 65 poços exploratórios e 52 de desenvolvimento até 2014 na Bacia do Solimões. A empresa já teve bons resultados na região com o poço 1-HRT-1-AM, no bloco SOL-T-170, que está sendo preparado para um teste de formação.
Em meados de setembro, a companhia anunciou ter encontrado indícios de hidrocarbonetos no poço 1-HRT-3-AM, do bloco SOL-T-168. A presença de hidrocarbonetos sólidos e gasosos foi confirmada pela técnica de espectômetro de massa para análise de gás, tanto na formação Juruá (carbonífera) quanto na Uerê (devoniana). O poço alcançou profundidade final de 2.680 m, atingindo o embasamento cristalino. A HRT, porém, decidiu não realizar um teste de formação na área no momento, deixando o trabalho para a etapa de desenvolvimento.
Contando com as quatro sondas já em atuação, a petroleira projeta estar com nove sondas operacionais em 2012, sendo uma para workover e oito com capacidade para perfurações de até 4.000 m. A sonda de workover será fornecida pela Tuscany e deve começar a operar neste mês, enquanto a joint venture entre as empresas Andrews Technologies e a Sichuan Hong Hua Petroleum será responsável pelas quatro unidades restantes. O cronograma prevê que os equipamentos, que serão construídos na China, devem estar em Manaus em maio do próximo ano.
A HRT negocia com a joint venture a construção de mais quatro sondas em uma fábrica a ser instalada em Manaus, onde a petroleira teria participação de 40%. Os equipamentos serão contratados após a conclusão das negociações com a TNK-BP para farm-in nos 21 blocos exploratórios na Bacia do Solimões nos quais a HRT possui participação.
Além de perfurar poços, a petroleira está adquirindo dados sísmicos em suas áreas no Solimões. Foi iniciada no mês passado a aquisição de 2 mil km 2D nos blocos SOL-T-151, SOL-T-174, SOL-T-196, SOL-T-197, SOL-T-218, SOL-T-219 e SOL-T-195. A campanha está sendo feita pela chinesa BGP, estreante no país, num contrato que tem validade de 12 meses.
A HRT já havia fechado com a Geoquasar a aquisição de 1,5 mil km 2D em outros blocos da bacia. Uma terceira empresa será contratada para campanhas em outras áreas da empresa.
Volta ao Rio do Peixe
Depois de um poço seco na Bacia do Rio do Peixe, a UTC Óleo e Gás começou a perfurar seu segundo poço na região. O 1UTC6PB está sendo perfurado na área da cidade de Triunfo, no interior da Paraíba, no bloco RIOP-T-20, e atingirá profundidade final de 450 m.
A campanha é feita com uma sonda contratada da Hidrogeo. A locação do segundo poço foi escolhida após reprocessamento dos dados sísmicos 2D coletados na área. O mapeamento foi realizado pelo consórcio Stratageo/Brain e coletou 110 km de dados 2D.
A UTC não foi a única empresa a não ter tido sucesso no Rio do Peixe. Em abril, a Petrobras devolveu à ANP a concessão de seu único bloco na região, o RIOP-T-41. A petroleira perfurou três poços, mas não conseguiu comprovar viabilidade econômica.
Fontes: Brasil Energia
Nenhum comentário:
Postar um comentário