quarta-feira, 3 de novembro de 2010

Pré-sal turbinado e + petróleo

Sócia britânica da Petrobras eleva em 34% estimativa de reservas de petróleo de Tupi, Iracema e Guará

LONDRES, RIO e CARACAS – O GLOBO

A britânica BG divulgou ontem que revisou as estimativas de volume recuperável de petróleo (que pode ser extraído) para três áreas localizadas na camada do pré-sal da Bacia de Santos, onde a empresa é sócia da Petrobras. De acordo com comunicado da companhia, as áreas de Tupi, Iara e Guará podem ter, juntas, reservas de 10,76 bilhões de barris de óleo equivalente (inclui óleo e gás).

Em relação à estimativa média anterior, que era de oito bilhões de barris para as três áreas, os novos números representam um incremento de 34%.

Para chegar ao novo cálculo, a BG contratou a consultoria Miller and Lents, que teve acesso a todos os dados hoje disponíveis sobre as três áreas. Para Tupi e Iracema, a empresa estimou o volume recuperável de petróleo em 9,14 bilhões de barris de óleo equivalente. Até agora, as projeções apontavam para cinco a oito bilhões de barris. No caso de Guará, onde as estimativas de reservas giravam entre 1,1 bilhão e dois bilhões de barris, a consultoria avaliou as reservas em 1,62 bilhão de barris, ou seja, abaixo do cenário mais otimista. A elevação da projeção total das três áreas, portanto, deve-se à revisão mais otimista para Tupi e Iracem

Estatísticas para campos são incerta

Procurada, a Petrobras não confirmou as novas estimativas. Limitouse a informar que divulgará um comunicado hoje de manhã sobre o assunto.

Segundo a agência de notícias Reuters, analistas do banco Morgan Stanley classificaram a revisão de “conversa fiada para atrair manchetes”, mas ressaltaram que, caso as estimativas se concretizem e novas descobertas aconteçam, as reservas no Brasil da BG, sozinha, poderiam alcançar cinco bilhões de barris de óleo equivalente. A empresa tem 25% de Tupi e Iracema, ao lado de Petrobras (65%) e da portuguesa Petrogal (10%). Em Guará, a BG tem 30%, a Petrobras tem 45% e a espanhola Repsol, os demais 25%. Fazendo as contas, a parte das reservas que caberiam à BG nas três áreas seriam da ordem de 2,8 bilhões de barris.

Semana passada, o pré-sal esteve no centro dos anúncios feitos pelo setor de petróleo no Brasil. Na quintafeira, às vésperas do segundo turno das eleições presidenciais, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva esteve no navio-plataforma em Tupi, em cerimônia que marcou a retirada do primeiro óleo do sistema de produção definitivo de Tupi. Até então, a produção estava em fase de teste, com cerca de 14 mil barris de petróleo por dia, e chegará a cem mil barris diários em 2012.

Na sexta-feira, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) revelou que a área de Libra, também no pré-sal da Bacia de Santos, pode ter entre 3,7 bilhões e 15 bilhões de barris de óleo equivalente, uma mostra de quão incertas são as estatísticas sobre o pré-sal, que ainda representa um grande desafio tecnológico para as empresas.

De acordo com a ANP, o mais provável é que Libra tenha volume recuperável de petróleo de 7,9 bilhões.

Hoje, o Brasil tem reservas provadas de cerca de 14 bilhões de barris de óleo equivalente. Considerando apenas o volume de petróleo, as reservas são de 12,9 bilhões de barris.

Lucro da BG sobe 12% no trimestre

O diretor financeiro da BG, Ashley Almanza, afirmou que as notícias positivas do Brasil levarão a companhia a aumentar a confiança em seu programa exploratório no litoral brasileiro: — Esperamos que nossos negócios de exploração e produção cresçam muito fortemente nos próximos anos — disse ele.

O diretor-executivo da BG, Frank Chapman, também frisou que a empresa não pretende fazer qualquer mudança em seu programa de desenvolvimento de campos petrolíferos em águas profundas, após o acidente do Golfo do México. Tupi está em águas ultraprofundas, a cerca de 300 quilômetros da costa e abaixo de dois mil metros de profundidade.

A BG também divulgou seu resultado financeiro referente ao terceiro trimestre ontem. O lucro líquido subiu 12% ante igual período de 2009, para US$ 876 milhões.

Ontem, a estatal de petróleo venezuelana PDVSA disse que já tem disponível a contribuição inicial de US$ 400 milhões para a construção da refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, em parceria com a Petrobras. A PDVSA informou que busca financiamento para o investimento na obra, cujo custo é de US$ 12 bilhões, dos quais a estatal venezuelana deve contribuir com 40%.

Bacia de Campos deve garantir mais de 1 bilhão de barris do pré-sal à Petrobrás

Descobertas na região ficam abaixo de reservatórios que já produzem petróleo há décadas e têm a vantagem de proporcionar receita a curto prazo

Nicola Pamplona / RIO – O Estado de S.Paulo

Ao mesmo tempo em que concentra esforços nas reservas gigantes do entorno de Tupi, na Bacia de Santos, a Petrobrás vem anunciando várias descobertas no pré-sal da Bacia de Campos, abaixo de reservatórios que já produzem petróleo há décadas.

As projeções do mercado apontam para recursos já estimados em mais de 1 bilhão de barris. Embora menores do que as reservas de Santos, têm grande potencial de garantir lucro à companhia, dizem especialistas.

As descobertas são fruto de um projeto interno chamado Varredura, que tem como objetivo encontrar reservatórios de petróleo próximos a áreas em produção. Segundo relatório elaborado pelo analista Emerson Leite, do Credit Suisse, apenas este ano foram anunciadas quatro jazidas, abaixo dos campos de Marlim, Pampo, Barracuda e Caratinga e Albacora Leste.

Os cálculos de Leite apontam 765 milhões de barris apenas nas três primeiras descobertas, além de uma jazida “potencialmente gigante” na última. “Perfurações adicionais são esperadas para os próximos trimestres e, na nossa visão, o potencial é bem grande”, escreve o analista.

Oficialmente, porém, a Petrobrás confirma apenas 500 milhões de barris em descobertas batizadas de Carimbé, Tracajá e Nautilus. Em e-mail ao Estado, a companhia acrescentou que há outras quatro descobertas do pré-sal no projeto Varredura.

Para Leite, o sucesso do projeto pode representar uma mudança para a Petrobrás. “Não apenas porque os volumes podem ser significativos, mas porque as novas descobertas podem ser conectadas rapidamente à infraestrutura da área.” A Bacia de Campos tem mais de 40 plataformas, além de uma rede extensa de gasodutos submarinos.

Curto prazo. “As descobertas são muito importantes porque garantem receita a curto prazo”, comentou o gerente executivo da Petrobrás para o pré-sal, José Formigli, em evento realizado na semana passada para comemorar o início da produção definitiva de Tupi. Além da agilidade no início da produção, os novos reservatórios podem garantir mais rentabilidade, uma vez que não precisam de grandes investimentos em plataformas.

Na mesma cerimônia, o presidente da empresa, José Sérgio Gabrielli, disse que o projeto Varredura já garantiu uma produção de 50 mil barris por dia – também com reservas descobertas no pós-sal. Até agora, acrescentou o executivo, 30 poços foram perfurados nesse sentido.

Segundo a Petrobrás, o projeto contempla a revisão dos modelos geológicos da região, à luz de novos conceitos e técnicas exploratórias. A Bacia de Campos produz petróleo desde meados da década de 1970 e é hoje responsável por 85% da produção nacional. Quase todo o óleo vem de reservatórios acima da camada de sal – apenas o projeto Parque das Baleias, já no litoral capixaba, produz óleo do pré-sal.

A busca por novas reservas perto de plataformas em operação também garante a manutenção da produção a médio prazo, uma vez que grandes campos, como Marlim, já passaram pelo pico e estão com vazão reduzida.

As primeiras notícias sobre o pré-sal davam conta da descoberta de “uma Bacia de Campos embaixo da Bacia de Campos”, expressão que perdeu força com o sucesso na Bacia de Santos. Segundo técnicos da Petrobrás, embora a camada de sal se estenda do Espírito Santo a Santa Catarina, é improvável encontrar reservas tão grandes como as do entorno de Tupi em outras regiões.

O projeto Varredura, hoje nas Bacias de Campos e do Espírito Santo, deve ser estendido ao Nordeste, também para ampliar produção e receita no curto prazo. Isso porque apenas a construção de uma plataforma pode levar até três anos. A descoberta de Tupi, em Campos, por exemplo, foi anunciada em 2006, mas deve atingir a marca de 100 mil barris por dia apenas em 2012.