Exploração e Produção
O ano de 2009 foi marcado pelo começo da produção na camada Pré-Sal na Bacia de Santos, com o início do teste de longa duração (TLD) do bloco de Tupi. Desde 1º de maio, o TLD vem atingindo a média de 20 mil bpd de óleo de alta qualidade e valor comercial. As informações obtidas com o TLD de Tupi serão decisivas para definir o modelo de desenvolvimento da região e das outras acumulações do Pré-Sal.
Saiba mais em Gestão, Política e Viabilização do Pré-Sal, no capítulo Estratégia.
Em função desses resultados, a Petrobras está revisando o Plansal (Plano Diretor de Desenvolvimento Integrado do Polo Pré-Sal) da Bacia de Santos. Estimamos alcançar, em 2017, uma produção diária superior a 1 milhão de barris de óleo nas áreas do Pré-Sal em que operamos.
O avanço da atividade exploratória do Pré-Sal rendeu importantes descobertas em 2009, sendo as principais nas áreas de Tupi, Guará e Iara, na Bacia de Santos, e no Parque das Baleias, na Bacia de Campos. A Petrobras perfurou cinco novos poços na Bacia de Santos, sendo quatro exploratórios e um de desenvolvimento de produção. Além disso, os resultados de quatro testes de formação comprovaram o alto potencial e o baixo risco da área.
Na Bacia de Santos, o consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 45%), BG Group (30%) e Repsol (25%) comprovou a ocorrência de mais uma jazida de petróleo leve no bloco BM-S-9, localizado em águas ultraprofundas. Nos quatro poços perfurados nesse bloco foi comprovada a existência de petróleo e gás. Um deles, o poço de Guará, localizado em lâmina d’água de 2.141 metros, a cerca de 310 quilômetros da costa do estado de São Paulo e 55 quilômetros a sudoeste de Tupi, possui, segundo estudos preliminares, capacidade de produção de cerca de 50 mil bpd de óleo. Com isso, a área de Guará terá prioridade para receber um sistema piloto de produção, em 2010.
Já no bloco BM-S-11 (Tupi), o consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 65%), BG Group (25%) e Petrogal (10%) confirmou o potencial estimado de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural recuperável nos reservatórios. Já o consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 63%) e pela Repsol (37%) para a exploração do bloco BM-S-7, também na Bacia de Santos, comprovou a presença de uma espessa coluna de gás em reservatórios acima da camada de sal, confirmando o potencial da produção de gás em águas rasas no sul da bacia.
Na seção do Pós-Sal da Bacia de Campos, anunciamos mais uma descoberta de petróleo de boa qualidade, com a perfuração do poço 1-RJS-661, conhecido como Aruanã, localizado em bloco onde a companhia é operadora exclusiva. Análises preliminares indicam a presença de volumes recuperáveis em torno de 280 milhões de barris de petróleo de 28 ºAPI. O bloco será objeto de um Plano de Avaliação a ser apresentado à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Nesta fase se determina a extensão do reservatório com vistas à declaração de comercialidade.
Em reservatórios geologicamente semelhantes aos de Aruanã, perfuramos o poço 6-MLS-146DRJS (Muçuã), localizado no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos. O potencial de Muçuã e o resultado obtido em 2007 com a perfuração do poço 6-MLS-122-RJS (Jurará) geraram uma estimativa total de 350 milhões de barris recuperáveis de petróleo de 27 ºAPI.
Em 2009, a Petrobras declarou à ANP a viabilidade comercial de 16 descobertas, das quais 13 em terra e 3 no mar. Desses campos, os marítimos se localizam nas bacias de Santos (2) e Camamu (1), e os terrestres nas bacias do Espírito Santo (2), Recôncavo (2), Potiguar (5) e Sergipe–Alagoas (4).
No ano, foram perfurados e concluídos 558 poços para o desenvolvimento da produção, dos quais 517 em terra e 41 no mar. Na atividade de exploração foram perfurados 116 poços, 65 em terra e 51 no mar. O índice de sucesso exploratório foi de 40%.
Não houve rodada de licitações da ANP em 2009. O portfólio de concessões exploratórias da companhia, com as aquisições e as devoluções realizadas no ano, passou a contar com 225 blocos, que totalizam 123,4 mil km². Além disso, estão sendo avaliadas descobertas em outras 33 áreas, que compreendem 13,7 mil km². Nossa área exploratória é de 137,1 mil km².
A produção de petróleo dos campos nacionais atingiu 1 milhão 971 mil barris por dia, 6,3% maior que a de 2008. Contribuíram para esse resultado a entrada em operação da plataforma P-51 (Marlim Sul), do FPSO Cidade de Niterói (Marlim Leste), Cidade de São Vicente (Tupi), Espírito Santo (Parque das Conchas), Frade e Cidade de São Mateus (Camarupim). O FPSO é uma unidade flutuante de produção, estocagem e escoamento. O Cidade de São Mateus, localizado na Bacia do Espírito Santo, uma parceria entre a Petrobras (75%) e a empresa americana El Paso (25%), será o primeiro para gás instalado no Brasil, com capacidade para processar 10 milhões de m³/dia de gás e 35 mil bpd de óleo.
Com o início de produção do poço 7-MLL-54HP, no campo de Marlim Leste, localizado em lâmina d’água de 1.419 metros, a Petrobras alcançou o recorde mundial de produção por poço nessa profundidade em reservatórios carbonáticos. Em 2009, batemos ainda nosso próprio recorde, ao atingirmos nesse poço a produção de 43.588 bpd de óleo.
Esses projetos, aliados ao aumento de produção das plataformas instaladas no final de 2007 e em 2008 (P-52, P-54, FPSO Cidade de Rio das Ostras e P-53), compensaram o declínio natural da produção e ainda garantiram à companhia um aumento na produção nacional de óleo e líquido de gás natural (LGN), atingindo 1.971 mil bpd.
A oferta de gás natural no Brasil cresceu em relação a 2008, principalmente em função da entrada em operação das plataformas P-51 e P-53, do FPSO Cidade de Niterói e do início da produção dos campos de Camarupim, no Espírito Santo, e de Lagosta, na Bacia de Santos. Contribuíram também para esse crescimento a ampliação da oferta de gás do campo de Manati, na Bahia, e a entrada em operação do gasoduto Coari–Manaus, em novembro de 2009, que tornou possível a oferta comercial de gás proveniente da província de Urucu, no Amazonas.
A baixa demanda de gás durante o ano, porém, manteve praticamente inalterado o volume entregue ao mercado, apesar da ampliação da oferta. A produção de gás natural em 2009 totalizou 50,3 milhões de m³/dia e se manteve praticamente no mesmo nível de 2008, em função, sobretudo, da redução da demanda, que provocou o fechamento de alguns campos de gás não associado.
Em continuidade à implantação dos projetos previstos no Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangás), a Petrobras colocará em produção os campos de Mexilhão, Uruguá e Tambaú, na Bacia de Santos, o que contribuirá para atender a demanda com a recuperação do mercado de gás, prevista para 2010.
As reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras no Brasil atingiram 14,17 bilhões de boe (barris de óleo equivalente) em 2009 pelo critério ANP/SPE, volume que corresponde a um aumento de 0,5% em relação ao ano anterior. Foram apropriados 861 milhões de boe em reservas e produzidos 785 milhões de boe, adicionando às reservas provadas da companhia 76 milhões de boe. Com essa incorporação, o Índice de Reposição de Reservas (IRR) se manteve em 110%. Isto significa que para cada barril de óleo equivalente produzido no ano foi acrescentado 1,1 barril às reservas. O indicador reserva/produção (R/P) caiu de 18,9 para 18 anos.
Em 2009, as apropriações em campos existentes por meio de projetos de aumento de recuperação foram, em parte, responsáveis pelo aumento das reservas provadas. Também contribuíram para esse resultado as descobertas em blocos exploratórios e novas acumulações. O Pré-Sal do Espírito Santo, por exemplo, acrescentou 182 milhões de boe às reservas em 2009.
Caso se confirmem os volumes recuperáveis nas áreas do Pré-Sal, estimados entre 10,6 e 16 bilhões de boe, sendo a nossa parcela entre 7,2 e 10,7 bilhões de boe, as reservas do Brasil podem duplicar.
Em 2010, diversos sistemas entrarão em produção, com destaque para o teste de longa duração de Tiro e Sidon na área ao sul da Bacia de Santos; os campos de Uruguá, Tambaú e Mexilhão, na Bacia de Santos; e os campos de Cachalote e Baleia Franca, na Bacia de Campos. Além deles, duas Unidades de Tratamento de Gás (UTG) também começarão a produzir, a Sul Capixaba e a de Caraguatatuba. Serão ainda lançados gasodutos nos campos de Uruguá, Tambaú e Mexilhão e na UTG Sul Capixaba.
Já na área do Pré-Sal, na Bacia de Santos, entrarão em produção em 2010 o TLD de Guará (BM-S-09) e o de Tupi Nordeste (BM-S-11), nos quais participamos como operadora e por meio de consórcio. Com relação ao Piloto de Tupi, o desenvolvimento da área começará com a instalação do FPSO Cidade de Angra dos Reis, em lâmina d’água de aproximadamente 2.150 metros. A capacidade de processamento será de 100 mil bpd de óleo e 5 milhões de m³/dia de gás. Será também lançado um gasoduto com 250 quilômetros de extensão até a plataforma de Mexilhão.
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A meta é alcançar, em 2017, produção diária superior a 1 milhão de barris de óleo nas áreas do Pré-Sal em que a companhia é operadora
