Drilling: mercado aquecido

O incremento das atividades exploratórias em terra firme e no mar, aliado ao aumento da produção – inclusive com a perfuração de novos poços para ampliar o fator de recuperação –, aquece o setor de drilling. As principais empresas fornecedoras de bens e serviços de perfuração estão tendo que se esforçar para atender à demanda por soluções e equipamentos de ponta que assegurem às petroleiras atingir suas metas: agregar reservas e monetizar rapidamente suas descobertas para garantir o retorno de seus investimentos, dentro dos mais rígidos padrões de segurança e proteção do meio ambiente.

 

Que o mercado de drilling está aquecido, ninguém tem dúvida. Não somente por conta das gigantescas descobertas de petróleo e gás no pré-sal e também de novas reservas no pós-sal (em mar e terra firme), que têm atraído novos investidores para o país, como também pela necessidade de obter retorno para os investimentos feitos nos últimos anos.

Pesa ainda o fato de que sem leilões de novas áreas desde 2008 e com prazos que estão se esgotando para blocos adquiridos em licitações anteriores, as companhias de petróleo, grandes e pequenas, estão tentando garantir a continuidade de suas operações no país.

Esse aquecimento está visível nos relatórios mensais de perfuração de poços da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Um dos mais atualizados relatórios do banco de dados da agência, esses registros refletem a aceleração da atividade nos últimos anos.

Devido aos números crescentes e do tempo de perfuração deum poço, que varia de local para local, dependendo das condições da área (principalmente em campos offshore), é difícil mensurar quantos poços novos foram feitos no último ano. Mas basta aferir os relatórios dos últimos três meses para perceber que há sondas perfurando em várias bacias

onshore e offshore.

Essas atividades vêm aumentando tanto em tradicionais áreas produtoras, como as bacias do Espírito Santo, Campos, Potiguar e Recôncavo, como também na de Santos, a mais disputada desde o advento do pré-sal, assim como nas bacias terrestres do Solimões, Amazonas e Parnaíba, onde estão atuando as mais jovens petroleiras brasileiras, como HRT e OGX. Esta última também acelerou suas operações na bacia de Campos, onde pretende produzir o primeiro óleo nos próximos seis meses.

Para se ter uma ideia de como esses números são grandiosos, de acordo com os relatórios da ANP, somente em 20 dias do último mês do ano, dezembro, dos mais de 200 poços listados mais de 70 foram

concluídos em bacias terrestres e marítimas, nas mais diversas profundidades. O restante são poços que estavam em fase de avaliação ou perfuração. 

Do total de poços listados, mais da metade está sendo perfurada ou foi concluída em áreas offshore por petroleiras como Petrobras, OGX, a norueguesa Statoil, a anglo-holandesa Shell, as norte-americanas

Chevron e Anadarko, a inglesa BP Energy, e a indiana ONGC, que entrou no Brasil há pouco mais de um ano, após trocar ativos com a Petrobras. 

Dos mais de 110 poços que estavam sendo perfurados, em avaliação ou foram concluídos entre 1º e 20 de dezembro do ano passado na costa brasileira, mais de 50 estão na bacia de Campos e um pouco mais de 30, na de Santos (incluindo os campos de Franco, Tupi Nordeste, entre outros).

Os números mostram que a atividade de perfuração em poços onshore (terra) também continua crescendo, principalmente nas bacias de Recôncavo, Potiguar, Sergipe e Parnaíba – onde a OGX fez uma espetacular

descoberta de gás natural, que ainda está sendo mensuradapela petroleira, depois de Eike Batista ter afirmado tratar- -se de “meia Bolívia”.


Somente no Recôncavo, o relatório indicava cerca de 30 poços em perfuração ou concluídos em áreas terrestres, enquanto em Sergipe havia 24 perfurações em andamento em terra firme e três em campos offshore. A OGX estava perfurando mais quatro poços na bacia de Parnaíba, enquanto a empresa capixaba Vipetro comandava a perfuração de nada menos que 14 poços em blocos terrestres do Espírito Santo, onde a Petrobras também desenvolve trabalhos similares. 

Fonte: TN Petróleo

Perfuração de primeiro poço de águas ultra-profundas em Sergipe

Está previsto para a próxima segunda-feira, 10/03, o início da navegação do navio-sonda NS-27 rumo à Bacia de Sergipe/Alagoas, onde irá perfurar o primeiro poço do plano de avaliação da descoberta do poço Barra, situado em águas ultra- profundas do litoral norte de Sergipe.

A perfuração do primeiro poço pelo NS-27 ocorrerá após a vistoria do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) para a anuência ambiental, o que deverá acontecer na próxima semana.

Até o início de abril, dois novos navios-sonda deverá chegar ao litoral do Estado. O Deepsea Metro II, da Odjell Drilling, e o NS-21 irão se juntar aos demais nas novas campanhas exploratórias.

O poço Barra está localizado a 2.341m de profundidade, a 58 km da costa e a 90 km da capital, Aracaju. O Plano de Avaliação da Descoberta foi aprovado pela ANP e consta da perfuração de dois poços exploratórios firmes. A chegada do NS-27, do Deepsea Metro II e do NS-21, marcará a operação simultânea de três embarcações desse tipo no litoral sergipano - os navios NS-29 e NS-31 já realizam atividades de perfuração na bacia Sergipe/Alagoas.

Entrevista Anabal Alves

Entrevista bastante interessante feita pela 5x Petróleo com Anabal Alves, falando sobre os produtores independentes. A entrevista foi feita há algum tempo, mas os assuntos continuam atuais. Confiram

A 5X Petróleo dessa semana é com Anabal Alves, diretor executivo da APPOM (Associação das Empresas de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais do Brasil). Na entrevista, ele fala sobre a realidade da exploração de campos marginais no país.

1X O Brasil vive um momento em que o setor de petróleo está voltado para a exploração nas águas ultraprofundas do pré-sal. Diante dessa realidade, qual a situação atual das atividades relacionadas aos campos marginais no país e como se define esse tipo de campo?
Em realidade, a questão do pré-sal apenas agravou o quadro do mercado de campos marginais, pela sua relevância é natural que todas as atenções concentrem-se neste tema, paralisando de certa forma todos os outros assuntos do setor petrolífero. A continuidade das rodadas de licitações de campos marginais (a última ocorreu em 2006) e as dificuldades de comercialização da produção extraídas de campos marginais são itens de uma agenda de gargalos que nós da APPOM (Associação das Empresas de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais do Brasil) colocamos na pauta desde 2007, e na qual o Brasil e especialmente as autoridades do setor, ainda não deram respostas.

De certa forma, se o Governo Federal quisesse, na discussão do pré-sal, poderia ter tido uma oportunidade para resolver a questão da continuidade dos leilões de campos marginais, segmento que foi criado baseado numa resolução do CNPE em 2005, que deliberou pelo fomento da criação da pequena e média empresa de petróleo. Mas, para surpresa de todos, o Executivo vetou uma emenda, aprovada pelo Congresso ao PL da capitalização da Petrobras que garantiria a devolução destes campos marginais terrestres por parte da estatal à ANP. Hoje há cerca de 150 campos que correspondem a menos de 0,5% (meio por cento) das reservas nacionais.

2X A APPOM foi criada com a finalidade de promover e defender a atividade de produção de petróleo e gás natural extraídos de campos marginais. Como essa missão pode ajudar no desenvolvimento de empresas petrolíferas locais e de pequeno e médio porte?

Esta é uma atividade muito recente no Brasil onde temos tudo por fazer. Na área legal, passa por ajustar a legislação ambiental, regulação do setor, etc. Temos também ainda dificuldades de aquisição de insumos e de mão de obra especializada e outras questões como comercialização da produção, financiamento adequado etc. Na APPOM, temos 3 comissões temáticas que atuam nestas questões: A Comissão para assuntos legais e regulatórios (CALER), a Comissão de Demandas Comuns (COMDECO) e o  grupo de comercialização (GRUCOM).

Posso citar como exemplos de resultado da atuação destas comissões: A contratação coletiva de uma sonda para atender exclusivamente aos associados da APPOM e a recente construção de uma solução para o problema da comercialização do petróleo através da viabilização da implantação de uma pequena refinaria privada na Bahia (Dax Oil) dado as dificuldades colocadas pela Petrobras para adquirir nosso óleo.

3X De que maneira a reabilitação de jazidas petrolíferas inativas e desprezadas por empresas de grande porte pode contribuir para o desenvolvimento da região onde esses campos se encontram, evitando o desperdício das riquezas naturais do país?
Eu diria que além de evitar o desperdício dos recursos naturais a maior contribuição é gerar oportunidade de emprego e renda numa região extremamente pobre e carente de alternativas econômicas para suas populações onde se localizam estes campos. São municípios de baixíssimos IDH, todos no último quartil do ranking nacional. Recentemente, o Prof. Doneivan Ferreira do IGEO da UFBA desenvolveu estudos onde demonstra os benefícios sócio-econômicos da reabilitação destes campos. Além disto, a própria ANP fez estudos que estimam que fossem gerados mais de 6.000 novos empregos e mais de R$ 600 milhões de novos investimentos.

4X Em 2005 e 2006, a ANP realizou os dois primeiros leilões de campos marginais. Qual foi a relevância dessa medida para os pequenos produtores e, hoje em dia, como a ANP trata a questão da exploração desses campos?
Estes leilões tiveram grande importância para viabilizar o surgimento das pequenas e médias empresas brasileiras produtoras de petróleo e despertou grande interesse do empresariado nacional. Os dois leilões (27 campos ofertados) contaram com a participação de mais de 150 empresas interessadas e das propostas vencedoras resultaram cerca de US$ 85 milhões de investimento privado, ficando ainda sem serem captados mais de US$ 100 milhões de investimento oferecidos nas propostas perdedoras.

Infelizmente, apesar do enorme esforço da ANP, a continuidade dos leilões de campos marginais depende de vontade política do Governo Federal, principal controlador da Petrobras, atual detentora das concessões dos campos marginais terrestres, que, apesar do grande desafio do pré-sal, insiste em não liberar estes campos de baixa produção. A ANP, e nós também, acreditamos que neste novo governo o Governo Federal cumprirá com o compromisso antigo que tem com todos os agentes deste nicho e resgatando assim esta dívida.

5X Recentemente, a ANP divulgou que irá assinar termos de compromisso com Petrobras e a Chevron para redução da queima de gás natural na Bacia de Campos, sinalizando a preocupação da agência com o tema. Como funciona a situação da queima, com relação à exploração em campos marginais de petróleo?
Esta é uma excelente pergunta. A queima de gás nos campos marginais operados pelas pequenas empresas nacionais é zero, justamente porque em empreendimentos de economicidade baixa não pode haver perdas sob pena de gerar prejuízos.  Utilizamos soluções de baixo custo que permitem re-injetar o gás ventilado no próprio poço, o que vai auxiliar e reduzir o consumo de energia na elevação do petróleo do fundo do poço até a superfície.

Alem disto, construímos soluções que viabilizaram a exploração de pequenas reservas de gás em áreas remotas, como a ilha de Itaparica na Bahia. Assim, dispensando altos investimentos em infraestrutura de escoamento do gás, a produção abastece uma pequena rede de postos de GNV, contribuindo para o abastecimento dos veículos da região e ao mesmo tempo reduzindo a emissão de CO2 nesta região ambientalmente sensível.

Magda Chambriard é nomeada diretora-geral da ANP

A presidente Dilma Rousseff nomeou ontem (8) a engenheira Madga Maria de Regina Chambriard para a direção-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Ela substituirá o ex-diretor-geral, Haroldo Lima, que deixou o cargo no dia 11 de dezembro de 2011.

Formada em Engenharia Civil pela UFRJ e pós-graduada em Engenharia Química pela Coppe, Chambriard ingressou na Petrobras em 1980, como estagiária. Na estatal, atuou nas áreas de engenharia de reservatórios, de produção e de novos negócios de exploração.

A nova diretora-geral da ANP começou a trabalhar na agência em 2002, como assessora da diretoria. Três anos depois, assumiu a Superintendência de Exploração (SEP) da agência, na qual foi responsável pela regulação e fiscalização das atividades exploratórias. Também atuou na Superintendência de Definição de Blocos (SDB) e foi coordenadora técnica no processo seletivo da ANP no segmento de exploração e produção de petróleo e gás natural. 

Para assumir o novo cargo, Chambriard não terá que passar por sabatina no Congresso Nacional, porque já era diretora da agência. Nesse caso, a indicação para a diretoria-geral não precisa ser ratificada pelos parlamentares. O que precisa passar pelo Senado é o nome que irá substituir Haroldo Lima no colegiado, que ainda não foi indicado pela presidência.

Tn Petróleo

Diferença entre Campo Marginal e Campo Maduro

Boa tarde pessoal, 


Muitas pessoas confundem os conceitos de Campos Marginais e Campos Maduros, alguns ainda acham que  o significado dos dois termos é o mesmo. Bom, existe uma diferença: Campos Marginais é um conceito econômico, já Campos Maduros é um termo técnico.


Campo Marginal é aquele que, por diversas razões,(entre eles o declínio na produção) um campo deixa de ser rentável para um determinado operador. Essa rentabilidade depende tanto do "porte" do campo como o da empresa, ou seja, um campo pode não ser interessante economicamente para uma empresa de grande porte, porém pode ser muito viável para uma empresa menor. 


Já o campo maduro é aquele que se encontra naturalmente em queda de produtividade rumo à exaustão de sua reserva recuperável. Todo o campo de petróleo em um determinado tempo de sua vida produtiva tem um declínio de produção, porém continua a ser interessante economicamente.


Resumindo: a marginalidade de um campo é o operador dele que decide sobre a sua economicidade; a maturidade trata-se de um efeito do regime de produção.


Pode-se dizer que todo o campo marginal tem a maturidade entre as razões que podem levar seu operador a considerá-lo como tal; mas o contrário nem sempre é verdadeiro: ou seja, nem todo campo maduro é marginal.


Espero ter esclarecido!


Abraços

70 anos de Petróleo no Brasil - Poço Candeias 1 é tombado pelo Instituto do Patrimônio Artístico e Cultural da Bahia

Ainda em atividade, o poço Candeias-1 completa 70 anos

O poço Candeias 1, primeiro na exploração comercial de petróleo no Brasil, após 70 anos de descoberto, foi tombado como patrimônio cultural do estado da Bahia. O diretor geral do Instituto do Patrimônio Artístico e Cultural da Bahia (Ipac), Frederico Mendonça, que assinou a notificação de tombamento do poço no início das comemorações pelo 70 anos do poço. A iniciativa representa uma das etapas para o tombamento efetivo do poço.

BP vai explorar mais quatro blocos no Brasil

A BP Energy do Brasil Ltda. anunciou hoje (6) a aprovação do acordo de farm-in de quatro concessões de exploração e produção em águas profundas, operadas pela Petrobras na margem equatorial brasileira. Os blocos são: BM-BAR-3 e BM-BAR-5, na Bacia de Barreirinhas, e BM-CE-1 e BM-CE-2, na Bacia do Ceará. Juntos, eles cobrem uma área total de 2.113 Km². Com o acordo, a BP assume 40% de participação em cada bloco.

“A BP está ampliando sua sólida experiência em exploração e em águas profundas e estes quatro novos blocos oferecem oportunidades de exploração interessantes, somado à posição de destaque que já ocupamos no Brasil”, disse Bob Dudley, presidente executivo do grupo. “Estou satisfeito porque isso aprofunda ainda mais nossa estreita colaboração com a Petrobras, uma das líderes mundiais em exploração em águas profundas”, completou.

“No último ano, além da aquisição de dez concessões de exploração e produção da Devon Energy em maio, fizemos investimentos importantes na área de biocombustíveis e expandimos nossos negócios na área de aviação no Brasil. Fico contente com o crescimento contínuo da nossa presença no país”, disse o presidente da BP Brasil, Guillermo Quintero.

Após o farm-in, a BP deterá concessões em 14 blocos no Brasil, operando seis deles. A empresa fará uma parceria com a Petrobras em nove dessas áreas de concessão: Campo de Xerelete, BM-C-34 e BM-C-35 (na Bacia de Campos); BT-PN-2 e BT-PN-3 (na Bacia do Parnaíba); BM-BAR-3 e BM-BAR-5 (na Bacia de Barreirinhas) e BM-CE-1 e BM-CE-2 (na Bacia de Ceará).