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PETROBRAS -Reservas provadas têm queda de 20% em 2015.

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A Petrobras informou, em fato relevante divulgado nesta sexta-feira, recuo em 2015 no volume de suas reservas provadas de petróleo, que inclui óleo e gás natural, em comparação com 2014. A redução ocorreu tanto nas classificações delimitadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e Society of Petroleum Engineers (SPE), quanto pela americana Securities and Exchange Commission (SEC). A principal diferença entre os critérios ANP/SPE e SEC são os preços do petróleo considerados no cálculo da viabilidade econômica das reservas.
De acordo com os critérios ANP/SPE, em 31 de dezembro de 2015, as reservas provadas de óleo, condensado (hidrocarboneto leve que, nas condições de reservatório, se encontra no estado gasoso, tornando-se líquido à temperatura ambiente) e gás natural da Petrobras atingiram 13,279 bilhões de barris de óleo equivalente (boe). Em 2014, estes volumes eram de 16,612 bilhões de boe — ou seja, um recuo de 20%.
A petroleira justificou a redução de 2,401 bilhões de boe em suas reservas provadas devido a outros fatores que não a extração do petróleo e do gás natural, como revisões e desinvestimentos, que representaram monetização antecipada de reservas.
A relação entre o volume de reservas e o volume produzido ficou em 14,2 anos — sendo de 14,6 anos somente no Brasil, informou a Petrobras.
Ainda de acordo com a companhia, nos critérios ANP/SPE, o Índice de Desenvolvimento (ID), que é a relação entre as reservas provadas desenvolvidas e as reservas provadas, foi de 44,5% em 2015.
A mesma explicação foi conferida pela empresa para explicar o recuo sob a ótica da SEC. Segundo os critérios da SEC, em 31 de dezembro de 2015, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras atingiram 10,516 bilhões de barris de óleo equivalente (boe). Em 2014, estes volumes eram de 13,141 bilhões de boe, incluindo as reservas de xisto. Nessa classificação, a relação entre o volume de reservas e o volume produzido é de 11,3 anos, sendo de 11,5 anos no Brasil.
Ainda pela classificação da SEC, o Índice de Desenvolvimento (ID), que é a relação entre as reservas provadas desenvolvidas e as reservas provadas, foi de 51,1% em 2015.
A empresa enunciou as principais influências de impacto em suas reservas em 2015. Entre elas estão incorporação de reservas provadas relativas a descobertas de novas acumulações próximas à infraestrutura existente nos campos de Albacora Leste na Bacia de Campos, de Golfinho na Bacia do Espírito Santo e de El Mangrullo, na Bacia Neuquina, na Argentina; incremento de reservas provadas, nos campos em produção no PréSal, nas Bacias de Santos e Campos, resultante de respostas positivas do comportamento dos reservatórios, dos mecanismos de recuperação, da eficiência operacional dos sistemas em operação e da crescente atividade de perfuração e interligação de poços; apropriações devido à perfuração de poços de desenvolvimento da produção em campos em terra na Argentina e nas Bacias do Amazonas e Potiguar, no Brasil, e em campos marítimos na Bacia de Campos; e Declaração de comercialidade do campo de Jandaia Sul na Bahia.
Entretanto, a companhia reconheceu desinvestimentos, que proporcionaram a monetização antecipada de 0,022 bilhão de boe de reservas no Brasil, na Bacia de Campos; e na Argentina (Bacia Austral). Além disso, a empresa detalhou que houve produção de 0,932 bilhão de boe em 2015 – o que representa um acréscimo de 4% em relação a 2014. Entretanto, esse volume inclui a produção do xisto, porém não inclui o volume extraído em Testes de Longa Duração (TLD) nem a produção da Bolívia.
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A Petrobras explicou que os TLDs ocorrem em áreas exploratórias, onde ainda não foi declarada a comercialidade do campo. Assim, portanto, não há reserva associada — e, no caso da Bolívia, a legislação do país não permite que as reservas sejam registradas pelo concessionário.
Fonte: Valor Econômico

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Autor: carlosadoria

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