Exploração do pré-sal impulsiona novos negócios

Simone Goldberg, para o Valor, do Rio

O setor de petróleo brasileiro, com a exploração e desenvolvimento da camada pré-sal, tem tudo para ser a maior alavanca da economia nos próximos anos, abrindo inúmeras perspectivas de negócios. A festa já começou. Entre 2009 e 2012, de acordo com dados da Organização Nacional do Petróleo (Onip), os investimentos no setor industrial somarão R$ 450 bilhões, 60% dos quais oriundos do segmento de petróleo e gás. “A programação de investimentos é bilionária: a Petrobras e as demais petroleiras vão aportar US$ 200 bilhões nos próximos cinco anos”, informa o diretor geral da Onip, Eloi Fernandez.

Desses US$ 200 bilhões, US$ 45 bilhões irão para o pré-sal, somando Petrobras – que contribuirá com 62% desse montante – e demais empresas. Num horizonte de prazo mais longo, esses valores dão saltos consideráveis: até 2020, a previsão é a Petrobras, sozinha, gastar US$ 111,4 bilhões no pré-sal. Petroleiras estrangeiras, ainda que estejam em compasso de espera, aguardando as definições sobre o marco regulatório da nova província exploratória em análise pelo Congresso Nacional, também já anunciaram planos bilionários de investimento no Brasil.

É o caso da petrolífera norueguesa StatoilHydro, que pretende fazer aportes de US$ 5 bilhões a US$ 10 bilhões no país em uma década e da americana Chevron, que revelou intenção de investir US$ 5 bilhões também nos próximos dez anos. A StatoilHydro, que tem expertise em águas profundas, vai gastar os recursos em campos onde já opera no Brasil. Mas, segundo o presidente no país, Kjetil Hove, há interesse também no pré-sal. “É um projeto que se encaixa bem nas ambições de longo prazo da empresa”, diz.

Já a Chevron vai tocar o desenvolvimento de cinco campos que opera em sociedade com outras petroleiras e em empreendimentos novos, que podem incluir o pré-sal, se a legislação referente a sua exploração não for restritiva. Além delas, outra grande ‘player’, a anglo-holandesa Shell, com grande experiência em pré-sal, que atua em regiões como o Golfo do México e o Oriente Médio, também está acompanhando as mudanças das regras do negócio.

Há quase cem anos no Brasil, a Shell já desembolsou mais de US$ 2,8 bilhões explorando e produzindo petróleo por aqui. A empresa participa de 15 blocos de exploração e só no ano passado investiu mais de meio bilhão de dólares no país. De acordo com seu gerente de relações externas de exploração e produção no Brasil, Flavio Rodrigues, o pré-sal exigirá muitos recursos e tecnologia para confirmar sua viabilidade e potencial. Ele espera que se estabeleça um ambiente de negócios transparente, com regras estáveis, e competitivo.

Muitas petroleiras estrangeiras são sócias da Petrobras em blocos já licitados do pré-sal, como a própria Shell, as portuguesas Partex e Galp, a espanhola Repsol, a britânica BG e as americanas Hess e Exxon. Algumas têm razões para dar sorrisos largos, pois já foram confirmados grandes volumes de óleo em suas áreas de exploração. É a sorte da Galp, que participa de cinco blocos no pré-sal. Ela pretende investir US$ 2,6 bilhões até 2013 para desenvolver essas descobertas, focando nos seus quatro blocos da Bacia de Santos. O outro fica na Bacia do Espírito Santo.

Os blocos já leiloados representam cerca de 28% da nova província exploratória e, segundo o projeto do marco regulatório que está no Congresso, vão se manter sob as regras atuais de concessão. Os demais, que ainda serão licitados, ficarão sob o regime de partilha, conforme propõe o governo.

Essa movimentação traz a reboque uma série de outros negócios, estimulando a grande cadeia produtiva de bens e serviços domésticos e abrindo apetites estrangeiros. A quinta edição da Brasil Offshore, feira da indústria petroleira, realizada em Macaé, em junho, serviu de termômetro para o negócio de óleo e gás daqui para frente. O número de expositores do exterior -138 – representou aumento de 100% em relação à feira anterior. Vieram fabricantes principalmente da China, França, Reino Unido, Holanda, EUA e Alemanha. Vários já se preparam para se instalar no país e ficar mais perto dos clientes.

Um exemplo é a francesa Ixsea, fabricante de sistemas de giroscópio com sensores de movimento usados para estabilizar embarcações. Outra francesa, a Imeca, avalia desembarcar no Brasil com sua fábrica de equipamentos que movimentam tubos em alto mar. A empresa já está presente no pré-sal brasileiro: fornece maquinário para a também francesa Technip, que trabalha para a Petrobras no Teste de Longa Duração do Campo de Tupi, na Bacia de Santos. A Technip é dona da Flexibras, fabricante de tubos flexíveis, no Espírito Santo.

Empresas brasileiras também já se preparam para morder um pedaço do bolo. O Estaleiro Atlântico Sul (EAS), instalado no Porto de Suape, Pernambuco, já tem uma carteira cheia de pedidos da Petrobras. O EAS está contratado para fazer 22 navios petroleiros, integrantes das fases um e dois do Programa de Modernização da Frota (Promef). Em setembro de 2008 foi iniciada a construção do primeiro, que deverá ser lançado ao mar, para acabamento e testes finais, no começo de 2010. Dos 22 navios, sete são da fase dois do Promef e tiveram seu contrato assinado em setembro. Eles serão usados no transporte de petróleo das novas áreas produtoras do pré-sal para os terminais da Petrobras.

O estaleiro também está fazendo o casco da plataforma P-55 para a estatal. Sua carteira de encomendas soma US$ 3,4 bilhões e o estaleiro avalia uma expansão para atender ao aumento de demanda que virá com o pré-sal. “O pré-sal traz aos fornecedores da cadeia do petróleo a oportunidade de viabilizar investimentos de médio e longo prazos. Especialmente no Nordeste, onde estamos instalados, contamos muito com o pré-sal”, afirma o presidente do EAS, Ângelo Bellelis.

O EAS é controlado pelos grupos Camargo Corrêa e Queiroz Galvão. Este último, por sinal, por meio da Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG), tem projetos ambiciosos para prestar serviços no pré-sal. Entre eles está a compra, junto a estaleiros estrangeiros, de três plataformas capazes de operar em áreas ultraprofundas. A Queiroz Galvão Óleo e Gás acumula experiência como prestadora de serviços de perfuração em águas profundas desde agosto, quando teve sua plataforma Olinda Star contratada pela Petrobras para trabalhar nos campos de Barracuda e Caratinga, na Bacia de Campos. O investimento, incluindo a adaptação da Olinda Star para atuar em águas profundas, chega a US$ 1,65 bilhão.

Nova descoberta

O Globo

RIO – A Petrobras informou que comprovou a ocorrência de mais uma jazida de óleo e gás nos reservatórios do pré-sal do bloco BM-S-9, em águas ultra-profundas da Bacia de Santos. Em nota, a empresa informa que a descoberta ocorreu através da perfuração do poço 4-SPS-66C (4-BRSA-723C), informalmente denominado de Abaré Oeste, localizado na área de avaliação do poço 1-SPS-50 (Carioca), a cerca de 290 km da costa do Estado de São Paulo, em lâmina d’água de 2.163 metros.

Segundo a estatal, trata-se do quarto poço perfurado no bloco BM-S-9, “todos com comprovação de existência de hidrocarbonetos”.

A descoberta foi comprovada através de amostragem de óleo, gás natural e teor de gás carbônico por teste a cabo, em reservatórios localizados em profundidade aproximada de 5.150 m. Segundo a companhia, novas análises estão sendo realizadas com as amostras recuperadas para uma melhor caracterização do óleo encontrado.

O bloco BM-S-9 é composto por duas áreas de avaliação: Guará e Carioca, conforme a Petrobras.

A estatal é a operadora do consórcio, com 45% de participaçã. O BG Group detém 30% e a Repsol os 25% restantes.

Em Nova York, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, disse nesta segunda-feira que as reservas recuperáveis de petróleo da estatal devem chegar a 30 ou 35 bilhões de barris dentro de três anos , graças às descobertas na costa brasileira.

Gabrielli afirmou que a estimativa inclui atuais reservas provadas de 14 bilhões de barris, mais um volume de entre 10 e 16 bilhões de barris do pré-sal e outros 5 bilhões que serão repassados pelo governo brasileiro para a companhia dentro do plano de capitalização.

Produção da estatal cresceu em agostoA produção média de petróleo da Petrobras atingiu em agosto 1,98 milhão de barris diários, 2,2% acima da registrada em julho, refletindo o retorno de plataformas com paradas programadas e a entrada de novos poços em produção.

Na comparação com agosto de 2008, o aumento de produção da companhia foi da ordem de 5,3%. A média do ano ficou em 1,95 milhão de barris diários.

A produção internacional de petróleo subiu para 146,9 mil barris por dia contra 142,5 mil b/d em julho e 124,3 b/d há um ano.

Já a produção média de gás natural no Brasil, excluindo o volume liquefeito, foi de 50,2 milhões de metros cúbicos, ou 0,2 milhão de metros cúbicos abaixo do obtido em julho, devido à redução da demanda.

Segundo geólogos, com base em dados sísmicos, área no pré-sal da Bacia de Santos, pode ter até 4 bilhões de barris

Kelly Lima, RIO – O Estado SP

As reservas potenciais da área de Guará, no pré-sal da Bacia de Santos, podem atingir até o dobro dos dois bilhões de barris identificados pela Petrobrás no local, estimam geólogos e especialistas do setor. A análise foi feita com base na interpretação de dados sísmicos da região.

“Pode ser o dobro ou até mais que o dobro do volume anunciado”, disse o geólogo Giuseppe Baccocoli. Um segundo geólogo, que preferiu não se identificar, também destacou que na formação rochosa de Guará (que compreende a área concedida e as adjacências) poderiam existir “entre três a quatro bilhões de barris”.

A tese dos geólogos é a mesma adotada para a área de Iara, a noroeste de Guará, onde foram identificados de três a quatro bilhões de barris dentro da concessão. Se confirmada a tese, ambas as áreas podem abrigar os cinco bilhões de barris que o governo federal pretende aportar na Petrobrás.

Essas reservas fora da área de concessão ainda não teriam sido identificadas oficialmente porque não houve perfurações no local. As perfurações só foram feitas dentro dos limites territoriais da concessão. O restante, que está nas mãos do governo, ainda será perfurado sob encomenda da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Anteontem, o diretor de Exploração e Produção da Petrobrás, Guilherme Estrella, afirmou que essas perfurações serão feitas com sondas exclusivas da estatal. A expectativa é de que pelo menos os alvos a serem perfurados sejam identificados até o fim deste ano.

De acordo com Baccocoli, no entanto, a expectativa não é 100% segura, porque somente uma primeira perfuração nesses locais mostrará “se há a mesma porosidade da rocha e se esses volumes que estão fora da área de concessão poderiam ser recuperados”. “Não se sabe se a rocha apresenta as mesmas condições que facilitam a retirada do óleo, como foi identificado na área sob concessão”, comentou Baccocoli.

Por enquanto, apenas nas três áreas concedidas na Bacia de Santos já foram identificados o mesmo volume de reservas hoje provadas pela Petrobrás, de 14 bilhões de barris, sendo até 8 bilhões em Tupi, até 4 bilhões em Iara, e até 2 bilhões em Guará.

“Sem considerar os outros blocos do pré-sal de Santos, apenas com a revelação dos volumes nessas três áreas, o Brasil já dobra o volume provado de reservas existentes até hoje”, destacou o diretor da área de Abastecimento da Petrobrás, Paulo Roberto Costa, que participou ontem de evento no Rio.

Com produção prevista para iniciar respectivamente em 2013 e 2014, tanto Iara, no bloco BM-S-11, quanto Guará, no BM-S-9, são operados pela Petrobrás. Em Iara, a estatal tem parceria com a BG (25%) e a Galp (10%) e em Guará, a parceria é com a BG (30%) e a Repsol (25%). Os consórcios já aprovaram o projeto-piloto para ambas as áreas e a licitação para a construção do navio-plataforma que servirá a cada uma delas já está na rua. Cada unidade deverá ser responsável por produzir 120 mil barris por dia em seis anos.

Mesmo sem a confirmação das potenciais reservas nas adjacências de Guará, a divulgação da descoberta pela Petrobrás animou especialistas. Para Nelson Rodrigues de Mattos, do Banco do Brasil, a notícia é “extremamente positiva, não só pelo indicativo da potencialidade do bloco, que possui diversos prospectos (Carioca, Iguaçu, Complex, Tupã, Abaré e Abaré Oeste), mas também pela elevada produtividade do poço estimada em 50 mil barris por dia”.

Líderes de consórcios entram em nova fase de exploração, furando poços para calcular o tamanho das reservas

do blog jhunhior

Nicola Pamplona, RIO – O Estado SP

Petroleiras estrangeiras com atuação no Brasil começam a intensificar as buscas pelas reservas abaixo da camada de sal como operadoras e líderes de consórcios, com ou sem a participação da Petrobrás. Segundo especialistas, os primeiros detalhes sobre volumes de reservas podem ser divulgados ainda este ano. Apesar de a média de preço internacional do barril de petróleo ter despencado desde meados do ano passado, a aceleração dos investimentos parece confirmar a viabilidade do pré-sal brasileiro.

Em parceria com a estatal brasileira, duas estrangeiras – a portuguesa Galp e a britânica BP – já haviam comemorado a multiplicação de seus volumes de reservas. Agora, dois poços já sendo perfurados no pré-sal sob o comando de multinacionais e a expectativa é que pelo menos outras quatro perfurações sejam feitas este ano.

O estágio atual marca a segunda fase da atividade exploratória de multinacionais no País, já com a perfuração dos chamados poços de extensão, que têm como objetivo dimensionar o tamanho dos reservatórios. Nesse caso, enquadram-se os dois poços perfurados atualmente: Azulão 2, da americana Exxon, e Corcovado 2, da britânica BG, ambos na Bacia de Santos.

“Já é uma fase mais adiantada de exploração, em que as companhias avaliam a extensão dos reservatórios”, explica o geólogo Giuseppe Bacoccoli, professor da UFRJ e ex-funcionário da Petrobrás. “Há hoje uma importante participação de companhias estrangeiras no pré-sal, seja por meio de parcerias com a Petrobrás ou como operadoras”, comenta.

Azulão e Corcovado, por exemplo, têm participação da Petrobrás, mas são operados pelas estrangeiras. A expectativa do mercado é que, com a conclusão dos poços, as empresas já possam divulgar estimativas de reservas, assim como fez a estatal ao fim do segundo poço de Tupi. Exxon e BG anunciaram as primeiras descobertas nos blocos BM-S-22 e BM-S-52, respectivamente, este ano. Imediatamente, partiram para os poços de extensão.

“Depois do poço, vamos estudar os resultados e decidir a melhor maneira de continuar a exploração”, desconversou o diretor de Assuntos Corporativos da BG no Brasil, Roberto Ardenghy. A companhia tem 40% do BM-S-52, em águas mais rasas do que Tupi, e assumiu a operação após acordo com a Petrobrás, que liderava o consórcio da área, adquirida em leilão da Agência Nacional do Petróleo (ANP). A dupla tem sociedade em algumas das descobertas do pré-sal das águas ultraprofundas de Santos, incluindo Tupi e controla ainda outra concessão em águas mais rasas, o BM-S-50, que deve ter um poço perfurado este ano. A BG já declarou que o projeto Corcovado tem potencial de reservas na casa dos bilhões de barris.

A Exxon não tem se pronunciado sobre o potencial do BM-S-22, mas especialistas acreditam que o bloco é um dos mais promissores do pré-sal de Santos. O presidente da Exxon, Rex Tillerson, afirmou que “não há dúvidas do grande potencial do pré-sal”, mas ainda é cedo para qualquer projeção.

Um terceiro poço de extensão de descoberta no pré-sal será perfurado no fim do ano pela americana Anadarko, que anunciou no ano passado a descoberta de reservatório abaixo do sal no norte da Bacia de Campos. O diretor executivo da empresa no Brasil, Cláudio Araújo, informou ao Estado que a perfuração depende apenas de liberação, pela Petrobrás, da sonda Deepwater Millenium, que está sendo usada pela estatal em blocos na Bacia do Espírito Santo.

A companhia estuda ainda a perfuração de um segundo poço na mesma região, no bloco BM-C-32, com características semelhantes às do Campo de Jubarte, onde saiu o primeiro óleo do pré-sal brasileiro. A descoberta no BM-C-30, batizada de Wahoo, foi a primeira do pré-sal feita sem participação da Petrobrás e tem como parceiros a americana Devon, a canadense Encana e a sul-coreana SK.

A anglo-holandesa Shell pode ser a próxima estrangeira a operar poços no pré-sal brasileiro. A companhia contratou uma sonda com capacidade para atingir grandes profundidades e espera iniciar, até o fim do ano, o trabalho no bloco BM-S-54, projeto batizado de Epitônio. Na semana passada, o gerente da companhia, Kent Stingl, disse ao Estado que a empresa também vai estudar a perfuração de poços no pré-sal do norte da Bacia de Campos.

Stingl é responsável pelo projeto BC-10, batizado de Parque das Baleias, que começa a produzir óleo do pós-sal no segundo semestre. O bloco fica ao lado do Parque das Conchas, onde a Petrobrás descobriu reservas no pré-sal. “Qualquer empresa que tenha reservas no Brasil vai começar a olhar para o pré-sal daqui em diante”, diz o presidente da Chevron África e América Latina, Ali Moshiri.

FRASES

Giuseppe Bacoccoli
Geólogo da UFRJ

“É uma fase mais adiantada de exploração, em que as companhias avaliam a extensão dos reservatórios”

Ali Moshiri
Presidente da Chevron

“Qualquer empresa que tenha reservas no Brasil vai começar a olhar para o pré-sal daqui em diante”

Projeto-piloto deve começar em 2010 e vai definir como será a extração do combustível em águas ultraprofundas

Irany Tereza – O Estado de São Paulo

A Petrobrás fará, no início de 2009, o teste de longa duração que determinará o volume exato das reservas do campo de Tupi, a primeira grande descoberta em águas ultraprofundas da Bacia de Santos. Será esse o campo – com estimativa inicial de conter entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo – que vai definir a tecnologia adotada na produção em toda a chamada camada de pré-sal, revela uma fonte da estatal. Mas o projeto-piloto somente entrará em operação em 2010 e a produção plena, em 2012, na melhor das hipóteses.

No Golfo do México já há produção de petróleo em pré-sal, mas a profundidade não ultrapassa 5 mil metros. Aqui, esses campos terão de produzir a 7 mil metros de profundidade, em média. Somente na fase de exploração foram gastos US$ 420 milhões na perfuração dos sete poços.