P-58 lidera produção em agosto. Veja o Top 10 das plataformas

A produção brasileira de petróleo em junho foi de 2,52 milhões de barris por dia, queda de 2,1% na comparação com a produção do mês anterior, conforme antecipado pela E&P Brasil ontem. A produção de gás natural ficou em 106 milhões de m3 por dia, alta de 8,3% na comparação com o mês anterior.

A produção de petróleo e gás no pré-sal caiu 5,6%, ficando em 1,72 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo + gás). A produção do pré-sal corresponde hoje 53,9% do total de petróleo e gás produzido no Brasil.

A produção brasileira de petróleo em junho foi extraída por 7.462 poços, sendo 698 marítimos e 6.765 terrestres.

Veja abaixo o TOP 10 das plataformas em julho. Todos os dados são da ANP:

1 – P-58

Campo: Parque das Baleias
Petróleo (mil barris por dia): 143.367 
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.534 
Número Poços produtores: 13

2 – FPSO CIDADE DE ILHA BELA

Proprietário: SBM Offshore
Campo: Sapinhoá
Petróleo (mil barris por dia): 141.158 
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.615
Número Poços produtores: 8

3 – PETROBRAS 66
Proprietário: Petrobras
Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 140.464 
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.438 
Número Poços produtores: 7

4 – FPSO CIDADE DE SAQUAREMA
Proprietário: SBM Offshore
Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 138.944
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.502 
Número Poços produtores: 7

5 – FPSO CIDADE DE MARICÁ
Proprietário: SBM Offshore

Campo: Lula

Petróleo (mil barris por dia):126.805

Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.237

Número Poços produtores: 7

6 – FPSO CIDADE DE ITAGUAÍ
Proprietário: Modec
Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 126.418
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.912 
Número Poços produtores: 5

7 – FPSO CIDADE DE MANGARATIBA
Proprietário: Modec

Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia):120.288
Gás Natural (mil de m3 por dia): 6.159 
Número Poços produtores: 5

8 – FPSO CIDADE DE PARATY

Proprietário: SBM Offshore

Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 117.415
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.301
Número Poços produtores: 6

9 – FPSO CIDADE DE SÃO PAULO
Proprietário: Modec
Campo: Sapinhoá
Petróleo (mil barris por dia): 114.205 
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.611
Número Poços produtores: 6

10 – PETROBRAS 52
Proprietário: Petrobras

Campo: Roncador
Petróleo (mil barris por dia): 81.770
Gás Natural (mil de m3 por dia): 1.582 
Número Poços produtores: 16

Fonte: E&P BR

Maior plano de desativação de plataformas da Petrobras deve começar em 2019

O plano de revitalização do campo de Marlim e de Voador, projeto da Petrobras que envolve a retirada de nove FPSOs e instalação de duas novas unidades, deve começar em 2019. Mas os prazos são curtos para manter a programação de entrada dos novos FPSOs em 2021, como previsto no plano de negócios da companhia.

A abertura das propostas para os novos FPSOs 1 e 2 da revitalização está prevista para 10 de outubro. São unidades com capacidade de processamento diário de 70 mil e 80 mil, muito inferior a outras unidades que a Petrobras contrata para o pré-sal, mas com uma grande demanda por injeção de água que aumenta o porte – e a complexidade – dos projetos.

A Petrobras estima que conseguirá alcançar um pico de 100 mil barris/dia de petróleo, com injeção de 440 mil barris/dia de água, além da produção de 2,35 milhões de m³/dia de gás natural.

Em vias de regra, a Petrobras trabalha com prazo de 3 anos a 3,5 anos entre a contratação e a entrada em operação de novos FPSOs, o que pressiona o cronograma de instalação das duas unidades em 2021. Lançada no primeiro trimestre deste ano, a concorrência vem sendo adiada.

A Petrobras também está contratando uma consultoria para gerenciar a execução do plano de desativação dos noves FPSOs do campo de Marlim.

O cronograma prevê que os trabalhos comecem em dezembro deste ano, com duração até 2023.

O descomissionamento dos nove FPSOs de Marlim iria começar em 2016 e já havia sido postergado para este ano. Precisam ser desativadas as plataformas P-18, P-19, P-20, P-26, P-32, P-33, P-35, P-37 e P-47.

Além dos serviços de descomissionamento, que envolvem a desconexão e tratamento das unidades, haverá uma demanda intensiva por serviços de poços: 80 serão remanejados das plataformas atuais e outros dez novos poços serão perfurados. O projeto também movimentará o mercado de linhas e equipamentos submarinos.

Os números estão presentes no edital de contratação dos serviços de gestão do projeto.

O futuro de Marlim
A projeção de atingir 100 mil barris/dia no pico do projeto de revitalização, contudo, implicará numa redução frente ao patamar atual de Marlim e Voador, que produziram 133 mil barris/dia e 2 mil barris/dia, respectivamente, até o fim de julho deste ano.

Em compensação, a revitalização permitirá redimensionar o sistema de produção para a capacidade atual dos reservatórios, estendendo a vida útil dos ativos e aumentando a recuperação total de petróleo e gás natural. Consequentemente, aumenta também a arrecadação de royalties e tributos no longo prazo.

Em 2016, Agência Nacional do Petróleo (ANP) e a Petrobras assinaram a prorrogação dos contratos de Marlim e Voador até 2052.

Com uma capacidade combinada de 835 mil barris/dia de processamento de petróleo e compressão de 16,9 milhões de m³/dia de gás natural, os campos de Marlim e Voador passarão a produzir com um sistema mais enxuto, de 150 mil m³/dia e 11 milhões de m³/dia, distribuídos em dois FPSOs.

Fonte: E & P Brasil

Royalties devem render R$ 67 bi em 2019, prevê ANP

Os novos governadores e o próximo presidente da República vão entrar em 2019 com a perspectiva de receber a maior arrecadação de recursos com petróleo da História. Entre royalties e participações especiais, a projeção da Agência Nacional do Petróleo (ANP) é que a receita com a exploração do produto pelas empresas chegue a R$ 67 bilhões. Os recursos serão distribuídos para União, estados e municípios.

Especialistas em contas públicas alertam, porém, que governadores e prefeitos precisam ter cuidado na hora de gastar o dinheiro dos royalties. Nas duas últimas décadas, entre altas e baixas do preço do petróleo, as prefeituras colecionam casos de mau uso dos recursos, como instalação de porcelanato em calçadão na praia e até pagamento de ração para canil. Dinheiro que, segundo especialistas, deveria ser destinados a áreas como educação, saúde e saneamento.

Bloco de petróleo no pré-sal já produz o mesmo que a Colômbia

A arrecadação de 2019 deve ser impulsionada pela alta na produção (principalmente do pré-sal), pelo dólar mais elevado e pela disparada do preço do barril de petróleo no mercado internacional.

A projeção é que as receitas com a exploração da commodity cheguem a R$ 53 bilhões neste ano. Os royalties e as participações especiais são uma compensação financeira pela exploração de petróleo. Nos contratos em vigor, estão previstos o pagamento de royalties sobre o petróleo produzido no mar. Além disso, está definido o pagamento de participação especial, que incide apenas sobre os campos de alta produtividade, como é o caso de Lula e Sapinhoá.

O governo trabalha com um barril de petróleo que custa, em média, US$ 74,04 em 2019. Atualmente, o preço da commodity está girando em torno de US$ 85.

— A produção vem aumentando pela expansão do pré-sal, que é um grande sucesso — disse o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), José Firmo.

— As conquistas dos últimos dois anos precisam ser ampliadas para beneficiar a sociedade. O Rio de Janeiro, em especial, será muito favorecido com a retomada do crescimento do setor, podendo vir a ser a capital de energia do país — disse o ministro de Minas e Energia, Moreira Franco.

O pré-sal chegou à marca de 1,5 milhão de barris de petróleo por dia, segundo a Petrobras. A expectativa é que o volume produzido na camada aumente progressivamente até 2022, com a entrada em operação de mais 19 plataformas, segundo a Petrobras. De cada quatro projetos de produção da estatal programados para os próximos anos, três serão instalados nessa camada.

A meta da Petrobras é elevar sua produção para 2,1 milhões de barris de petróleo por dia até o fim deste ano. Segundo uma fonte, até o fim do ano que vem, a produção deve ter alta entre 200 mil e 300 mil barris diários. Ainda neste ano, quatro plataformas devem entrar em operação no pré-sal da Bacia de Santos.

Para 2019, a estatal prevê a entrada em operação de três sistemas de produção: P-77 (Búzios), P-68 (Berbigão) e P-70 (Atapu), no pré-sal da Bacia de Santos. Cada uma pode produzir 150 mil barris diários.

Especialistas temem que o mau uso de recursos se repita. O Rio não conseguiu aproveitar o último boom do petróleo e usou receitas de royalties (que são variáveis) para pagar despesas com salários e benefícios (que são constantes). Isso contribuiu para o desequilíbrio das finanças do estado.

— Tudo que a gente precisa evitar é que esses recursos sejam destinados para despesas correntes (do dia a dia). Essa é a receita para dar errado. Se não houver um claro direcionamento desses recursos com responsabilidade, eles vão ser consumidos com despesas correntes, e vão ser novamente fruto de desajustes — disse Ana Carla Abrão Costa, da consultoria Oliver Wyman.

José Luis Vianna, professor da Pós-Graduação em Planejamento Urbano e Regional da UFF e da Universidade Cândido Mendes, ressalta que as prefeituras não conseguiram criar mecanismos de estímulo à diversificação da economia:

— As cidades não aprenderam ainda a lição da última crise. Não há uma pauta de desenvolvimento das cidades. Não há uma análise para se entender quais seriam as novas vocações do interior do Rio, por exemplo.

Segundo Robson Gonçalves, professor dos MBAs da Fundação Getulio Vargas (FGV), é necessário investir em gestão para o uso correto dos royalties pelas prefeituras.

—Não adianta investir apenas em educação na área urbana se o espaço rural está desassistido. Não adianta pensar em infraestrutura se não há sala de aula. A fiscalização do uso desses recursos é falha, pois é necessário entender as carências de cada setor.

Maurício Canêdo, professor da Escola de Pós-Graduação em Economia da FGV, afirma ser preciso destinar pelo menos parte dos royalties para beneficiar as próximas gerações.

— O Rio tem que fazer o ajuste independentemente da arrecadação com royalties subir ou não — disse.

O economista do Instituto de Pesquisa Econômica e Aplicada (Ipea) Sérgio Gobetti lembra que os preços do petróleo são voláteis, e as despesas dos governos não oscilam no mesmo ritmo:

— Na época da bonança, os governadores gastaram demais o dinheiro que veio fácil, e não se preparam para um período de queda no preço do petróleo.

O especialista em contas públicas Raul Velloso defende alocar os recursos recebidos com petróleo em fundos de aposentadoria para os servidores públicos:

— O lugar certo para colocar esse dinheiro é em um fundo de pensão, porque servirá de lastro para uma dívida que não tem como ser paga hoje.

Fonte: O Globo

Pela primeira vez, produção de petróleo e gás no pré-sal supera a do pós-sal

Em dezembro de 2017, a produção de petróleo e gás no pré-sal brasileiro atingiu, pela primeira vez, mais da metade da produção nacional. A produção total do Brasil foi de 3,325 milhões em barris de óleo equivalente por dia (boe/d, soma das produções de óleo e de gás natural), sendo 1,685 milhão de boe/d (50,7%) do pré-sal.

No mesmo mês, a produção total de petróleo do País foi de 2,612 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 0,7%, em comparação ao mês anterior e redução de 4,3%, se comparada com dezembro de 2016.

Já a produção de gás natural totalizou 113 milhões de m³ por dia, uma redução de 0,03% em comparação ao mês anterior e aumento de 1,4%, se comparada com o mesmo mês de 2016.

Os dados de produção de dezembro e também os do ano de 2017 estão disponíveis na página do Boletim Mensal da produção de Petróleo e Gás Natural da ANP.

Dados anuais

Em 2017, a produção de petróleo foi de 957 milhões de barris, com média diária de 2,622 milhões de bbl/d. Trata-se de um aumento de 4% em relação à produção de 2016.

No ano, a produção total de gás natural foi de 40 bilhões de m³, com média diária de 110 milhões de m³/d. Esse volume representa um aumento de 6% com relação a 2016.

Pré-sal

A produção do pré-sal em dezembro totalizou 1,685 milhão de boe/d, um aumento de 2% em relação ao mês anterior.

A produção, oriunda de 85 poços, foi de 1,356 milhão de barris de petróleo por dia e 52 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.

Queima de gás

O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de dezembro alcançou 96,6% do volume total produzido. A queima de gás totalizou 3,9 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 8,4% se comparada ao mês anterior e redução de 11,1% em relação ao mesmo mês em 2016.

Campos produtores

O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 803 mil bbl/d de petróleo e 33,1 milhões de m3/d de gás natural.

Os campos marítimos produziram 95,5% do petróleo e 79,8% do gás natural. A produção ocorreu em 7.990 poços, sendo 743 marítimos e 7.247 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,7% do petróleo e gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.102. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 95.

A FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Lula, por meio de 6 poços a ela interligados, produziu 190,4 mil boe/d e foi a UEP (Unidade Estacionária de Produção) com maior produção.

Outras informações

Em dezembro de 2017, 304 áreas concedidas, uma cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 26 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são concessões marítimas e 227 terrestres. Vale ressaltar que, do total das áreas produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD), e outras seis são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

O grau API médio foi de 27, sendo 35,9% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 49,2% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 14,9% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 122,2 mil boe/d, sendo 99,6 mil bbl/d de petróleo e 3,6 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 117,2 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,9 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 311 boe/d em Alagoas, 2.239 boe/d na Bahia, 42 boe/d no Espírito Santo, 2.135 boe/d no Rio Grande do Norte e 215 boe/d em Sergipe.

Fonte: Notícias,ANP E&P

Shell licencia cinco poços e um teste de formação no pré-sal

A Shell está licenciando no Ibama a perfuração de cinco poços no pré-sal, sendo dois no bloco Sul de Gato do Mato, na Bacia de Santos, e outros três no bloco Alto de Cabo Frio Oeste, Bacia de Santos. A petroleira assinou na última semana os contratos de partilha da produção das áreas e iniciou os processos de licenciamento no dia seguinte. A empresa pretende iniciar as campanhas de perfuração em janeiro de 2019.

No bloco de Alto de Cabo Frio Oeste, a Shell está licenciando a perfuração de até três poços exploratórios. Utilizará um navio-sonda com posicionamento dinâmico e duas embarcações do tipo PSV, com uma previsão de aproximadamente 15 viagens mensais. A base logística para suporte primário ainda não está definida, mas será feita na cidade do Rio de Janeiro ou Niterói (RJ). A empresa pode utilizar para suporte secundário o Porto do Forno, em Arraial do Cabo (RJ); o Porto do Açu, em São João da Barra (RJ) ou Porto de Vitória (ES).

O suporte aéreo será feito no aeroporto de Jacarepaguá, no Rio de Janeiro (RJ), havendo ainda a possibilidade de uso eventual dos aeroportos de Cabo Frio, Macaé ou Campos.

A campanha em Alto de Cabo Frio Oeste deve começar em abril de 2019, devendo durar 120 dias.

No bloco Sul de Gato do Mato, na Bacia de Santos, que é uma continuação para sul do bloco BM-S-54, estão sendo licenciados dois poços com objetivo principal de adquirir informações adicionais sobre o reservatório descoberto em BM-S-54. Um teste de formação também está planejado.

A base logística para suporte primário à atividade ainda não está definida, mas – assim como na campanha de Alto de Cabo Frio Oeste – será feita pelo Rio de Janeiro ou Niterói (RJ). A campanha de perfuração deve começar em janeiro de 2019, devendo durar 150 dias.

Fonte: Da Redação