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PETRÓLEO – Bacia de “todos” Santos.

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Bacia de “todos” Santos

CNPE pode destravar investimentos fundamentais para o país liberando o leilão de áreas unitizáveis e licitando o excedente da cessão onerosa. Petrobras precisa trabalhar a malha de gás para não travar a produção de óleo
A sala plenária do Ministério de Minas e Energia fica no 9o andar do prédio na Esplanada dos Ministérios, em Brasília. Uma mesa grande, no formato de U, é margeada por uma galeria de fotos de todos os ministros que comandaram a pasta e – do outro lado – desenhos de linhas de transmissão.
Ali, nove ministros, o presidente da EPE e representantes dos estados e da sociedade civil vão definir os próximos rumos da política para o setor petróleo no país. O encontro acontecerá em 14 de junho, quando será realizada a 32a reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Independente dos ministros que estiverem ocupando as cadeiras do conselho, o destravamento de investimentos na Bacia de Santos será pauta do encontro.
Se tudo acontecer dentro prazo, os 14 membros do CNPE discutirão a política energética brasileira já com o projeto que acaba com a operação única da Petrobras na Bacia de Santos, do senador José Serra (PSDB/SP), votado. A previsão é que o tema vá ao Plenário do Câmara dos Deputados na primeira semana de junho.
A Bacia de Santos é, sem dúvida, a principal porta de investimentos na área de petróleo atualmente. Entre os agentes do setor não há dúvida: no médio prazo, Santos é a saída para o setor petróleo no país. Os volumes ali já descobertos e a capacidade produtiva são um alento para um cenário de barril na casa dos US$ 30, quando as empresas tendem a investir mais em produção e adiar projetos exploratórios.
A Petrobras investiu nos três primeiros trimestres do último ano R$ 16,7 bilhões na região para o desenvolvimento da produção no pré-sal e da cessão onerosa e para a manutenção da produção. A expectativa é que os investimentos da empresa na região no último ano fiquem na casa dos R$ 27 bilhões.
Para 2016, os investimentos previstos na região estão em linha com o projetado para o ano passado. O volume de recursos contemplam três novas unidades de produção – FPSOs Cidade de Maricá (já em operação), Saquarema e Caraguatatuba, que devem elevar a produção da região para 1 milhão de b/d.
Colocar novos operadores e dar capacidade adicional de investimentos para a região é o único caminho atualmente para destravar os investimentos na bacia, consequentemente no país. O leilão das áreas unitizáveis do pré-sal é o primeiro passo para o setor começar a caminhar novamente.
O Ministério da Fazenda estimou investimentos da ordem de US$ 22,4 bilhões com o leilão das áreas, se forem considerados volume da ordem de 2,2 bilhões de boe ainda a serem produzidos.
O volume é similar ao descoberto pela Petrobras no campo de Sapinhoá, onde são produzidos hoje quase 200 mil b/d de petróleo a partir de dez poços interligados a dois FPSOs.
O leilão pode destravar, por exemplo, o projeto de Gato do Mato, operado pela Shell no bloco BM-S-54, ao Norte do campo de Lula, no cluster do pré-sal. A área aguarda as definições do governo sobre a individualização da produção para voltar a receber investimentos da petroleira.
Outra pauta que pode atrair pesados investimentos para o país são as áreas do Excedentes da Cessão Onerosa, hoje não contratados com a Petrobras por determinação do Tribunal de Contas da
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União (TCU), que entende não ser viável contratar o excedente antes de se fechar a negociação do contrato original.
Este último, nas palavras do próprio ministro de Minas e Energia, Marco Antonio Martins Almeida, não é uma negociação trivial. Todos lados – tanto Petrobras quanto Tesouro Nacional – querem ser indenizados. Esse acordo precisa ser fechado em até três anos, diz o contrato da cessão onerosa. “A Petrobras não tem dinheiro. O Tesouro também não”, disse o ministro, ainda quando secretário de Petróleo e Gás.
O setor, contudo, não pode mais esperar mais três anos. Desde a 7a rodada da ANP, realizada em 2005, não são colocadas áreas em águas profundas na região em leilão. E não parece fazer sentindo contratar a Petrobras para produzir o excedente da cessão onerosa no momento em que o país tem necessidade de investimentos e a empresa tem capacidade limitada para captar e aportar recursos.
A União anunciou em junho de 2014 a contratação direta da Petrobras para assumir as áreas do Excedente da Cessão Onerosa. Em contrapartida, a estatal pagaria um bônus de US$ 15 bilhões pelas áreas, que têm algo entre 9,8 bilhões e 15,2 bilhões de barris de recursos potenciais. Em 28 de junho, quando foi feito o anuncio do acordo, o barril do tipo brent estava cotado a US$ 107.
O governo atual diz que pode reduzir o valor do bônus para a Petrobras por conta da mudança do cenário no preço do barril. É preciso levar em consideração a mudança do cenário da Petrobras também nessa discussão.
Licitar essas áreas para outras empresas pode trazer pesados investimentos para o país, gerando empregos, royalties, impostos e divisas. Os desempregados no setor petróleo no últimos dois anos seriam os principais beneficiados.
Destravando a produção
Enquanto aguarda as definições sobre a política que será aplicada na Bacia de Santos, a Petrobras trabalha para ampliar sua produção na região, que no próximo ano supera a Bacia de Campos em volume de óleo produzido.
A complexidade do desafio da empresa não é pequena. Existem desafios de gestão, de engenharia e ambientais. Esses trabalhos devem consumir grande parte do tempo da empresa nos próximos anos.
Na área de Desenvolvimento da Produção, comandada por Roberto Moro, está pautado o desafio de concluir as obras dos FPSOs replicantes e da cessão onerosa. São ao todo 10 unidades de produção que ainda vão demandar uma soma considerável de recursos e tempo.
O primeiro FPSO replicante, a plataforma P-66, deve ser concluído no próximo ano, mais de seis após a assinatura do contrato para a construção dos cascos. O primeiro FPSO da cessão onerosa, a plataforma P-74, completará quatro em agosto no Estaleiro Inhaúma, talvez a conversão que levou mais tempo na história da indústria mundial
Roberto Moro garantiu em meado de março que não haverá postergação de prazos nos contratos dos FPSOs próprios encomendados para o pré-sal. A Petrobras tem dez unidades próprias programadas para entrar em produção até 2019, sendo quatro já no ano que vem.
“Nós aumentamos a confiabilidade das nossas entregas e não prospectamos postergações de projetos”, afirmou durante conferência com analistas. O executivo confirmou que o primeiro projeto a ser concluído será a P-66, que terão os últimos módulos embarcados na Ásia este mês para serem integrados no Brasfels.
Para o ano que vem está está planejada a entrada em operação de um total de quatro FPSOs próprios, sendo dois replicantes (P-66 e P-68) e dois na cessão onerosa, campo de Búzios (P-74 e P-76).
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Fechar as obras desses FPSOs é fundamental para o crescimento da produção da Bacia de Santos. É com eles que a Petrobras vai sustentar o declínio da produção da Bacia de Campos e manter sua produção na casa dos 2 milhões de b/d.
Parte da estratégia da Petrobras foi transferir obras para o exterior, o que diminuirá o conteúdo local dos projetos. O diretor Financeiro da empresa, Ivan Monteiro, mostrou-se confiante na mudança de postura do governo em relação a exigência. “Há uma maior tentativa do regulador em atender anseios da indústria de petróleo quanto às formas cumprir os compromissos de conteúdo local”, afirmou. O executivo acredita que há entendimento da ANP sobre as dificuldades enfrentadas pelos fornecedores brasileiros na entrega dos projetos, o que vem desagradando grande parte dos fornecedores que investiram no país e agora se sentem prejudicados pela decisão da empresa de tocar projetos na China e em Singapura.
A prática mostra que foi muito mais produtivo para a Petrobras afretar unidades para a Bacia de Santos do que construir suas próprias plataformas. Toda a produção hoje na região do pré-sal vem de unidades afretadas, construídas com antecipação de prazos e sem a empresa precisar investir um só centavo.
O bloco de Libra, primeira área da partilha da produção, é um exemplo claro dessa estratégia. Vai produzir seu primeiro óleo no começo do próximo ano, com um FPSO afretado ao consócio Odebrecht/Teekay, pouco mais de três anos após o leilão que licitou a área.
Outro fator fundamental para garantir sua produção futura na região é o escoamento do gás. Contratar a conclusão da Unidade de Processamento de Gás do Comperj e lançamento dos 48 km do trecho terrestre do Rota 3 se fazem necessárias para que a produção de óleo não seja limitada pela queima de gás natural.
A licitação da UPGN do Comperj deve ser lançada ainda este semestre. A ideia da estatal é a adoção de um modelo de negócio diferente, onde o parceiro não entre apenas com o financiamento, mas venha a ser sócio do empreendimento e que assuma os riscos do negócio.
As obras foram paralisadas em outubro do ano passado depois que o consórcio Queiroz Galvão, Iesa e Tecna alegou dificuldades financeiras por conta dos impactos da crise econômica e da Lava Jato. O consórcio tentou aditivos. A Petrobras negou e o contrato foi cancelado.
A UPGN é alicerce para o Rota 3, que está previsto para o segundo semestre de 2018. O gasoduto vai interligar os campos da cessão onerosa ao Comperj, em Itaboraí (RJ), onde está sendo construída uma UPGN.
O investimento no Rota 3, da ordem de R$ 2,76 bilhões, vai ampliar em 18 milhões de m³/dia a capacidade de escoamento de gás do pré-sal, atualmente, de 36 milhões de m³/dia, sendo 20 milhões de m³/dia do Rota 1 (Lula-Mexilhão-UTGCA) e mais 16 milhões de m³/dia do Rota 2, que começou a operar em março, com 16 milhões de m³/dia de capacidade.
O E&P da estatal, comandado por Solange Guedes, terá como tarefa primordial a contratação de quatro novos FPSOs para a bacia, de acordo com o planejamento atual. As unidades de Lula Oeste, Búzios 5 Libra e Sépia devem entrar em operação entre 2019 e 2020. Os dois últimos estão sendo atualmente licitados e podem ter suas contratações fechadas ainda em 2016.
Enquanto a Petrobras trabalha para ampliar sua produção na região, a equipe do engenheiro Danilo Oliveira prepara a produção da primeira operação da Queiroz Galvão E&P (QGEP) no país, no campo de Altanta, em consórcio com a Barra Energia e OGPar.
O primeiro óleo de Atlanta foi adiado para o quarto trimestre de 2016 – a expectativa anterior era e que a instalação do FPSO Petrojarl I, afretado pelo consórcio, fosse feita ainda no primeiro semestre.
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Devido ao atraso na adaptação da planta de processo a plataforma deve estar na locação no terceiro trimestre.
Com isso, a QGEP espera começar a produzir em condições melhores de mercado, confiando nas previsões de que o Brent deve ultrapassar os US$ 60 por barril em 2017. No fim do ano passado, a QGEP já havia relatado que as margens do Sistema Antecipado da Produção (SPA) no atual patamar do Brent estavam apertadas, dado o custo de operação estimado em US$ 480 mil por dia, antes do pagamento de royalties.
“Os preços atuais representam um desafio, mas esperamos ter geração de caixa suficiente para fazer frente os custos operacionais e, a depender do Brent em 2017, ter retorno sobre a produção do SPA”, afirmou o CEO da QGEP, Lincoln Guardado, em conferência com analistas em março.
Inicialmente, o consórcio liderado pela QGEP pretendia produzir entre 25 e 30 mil b/d de óleo pesado em Atlanta, com a perfuração de um terceiro poço (dois já estão prontos, aguardando a chegada do FPSO). Contudo, a desvalorização do preço do petróleo provocou uma suspensão da perfuração, o que reduzir para 20 mil b/d a produção média do SPA.
Pela previsão da QGEP, Atlanta vai consumir R$ 200 milhões em investimentos em 2016 e 2017, após ter demandando US$ 100 milhões ano passado. Para a QGEP, Atlanta significará a estreia na operação de um projeto de produção e a segunda fonte de receita da companhia, sócia em Manati.
Outra empresa que investe pesado na Bacia de Santos é a australiana Karoon, que tem no seu time o geólogo Antonio Tise e o engenheiro Ricardo Abi Ramia, ambos vindo da Petrobras. A empresa conta ainda com o reforço do ex-diretor de E&P da estatal, José Mirando Formigli, que atua como consultor para o desenvolvimento da produção na região. Formigli é um dos principais especialistas na região. Antes de ser diretor da Petrobras, comandou por anos a gerência Executiva de Pré-Sal, criada ainda na gestão de Guilherme Estrella.
A Karoon contratou a semissubmersível Olinda Star, da QGOG, para perfurar os próximos poços do plano de avaliação da descoberta (PAD) de Kangaroo, no bloco S-M-1101. A companhia fará dois poços firmes e dois contingentes na área, a partir do terceiro trimestre de 2016 e os investimentos podem chegar a US$ 80 milhões.
Os próximos poços do PAD buscarão confirmar a viabilidade comercial da descoberta de Echidna. Se tudo der certo, a Karoon vai contratar um FPSO com capacidade para produzir entre 30 mil e 40 mil b/d em um sistema de produção antecipada (SPA). A unidade de produção será conectada a dois poços horizontais e um poço injetor, por meio de dutos flexíveis. A expectativa da empresa é começar a contratar os equipamentos para o projeto no último trimestre do próximo ano.
A empresa espera aproveitar a baixa no preço do barril para comprar equipamentos com preços mais competitivos. “Estamos nos preparando para aproveitar os preços mais competitivos de contratação dos bens e serviços no mercado, nacional e internacional, que podem proporcionar uma redução de até 30% nos custos”, comentou Tim Hosking, gerente-geral da Karoon para a América do Sul.
A empresa estuda um sistema definitivo para a área produzindo o primeiro óleo em 2021. Os dois projetos em análise utilizam um FPSO.
Para desenvolver as descobertas de Echidna & Kangaroo combinadas, seriam perfurados dez poços produtores e oito injetores, sendo quatro de água e outros quatro de gás. O desenvolvimento da descoberta de Echidna sozinha utilizaria cinco poços produtores e quatro injetores, sendo dois de água e dois de gás.
Fonte: Revista Brasil Energia

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Autor: carlosadoria

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