Balanço de nossas atividades

Recorde de produção alavanca resultados

Exploração e Produção

Além de marcar um recorde de produção de petróleo e o início da produção comercial de poços na camada Pré-Sal das Bacias de Santos (SP) e de Campos (RJ), o ano de 2010 representou algumas descobertas para a Petrobras. Foram identificadas ocorrências importantes de petróleo e gás nas seções do Pós-Sal e do Pré-Sal das bacias sedimentares do Sul e Sudeste do Brasil e verificou-se a presença de petróleo na porção marítima de Sergipe (Bacia de Sergipe-Alagoas), abrindo uma nova fronteira exploratória no Nordeste brasileiro. Esse conjunto de avanços em exploração e produção permite à Petrobras manter sua trajetória de crescimento nos próximos anos, reforçando sua posição na indústria petrolífera mundial.

A Petrobras registrou três recordes de produção de petróleo em 2010. A média mensal de dezembro alcançou cerca de 2,122 milhões de barris por dia (bpd). Em 27 de dezembro, a produção de petróleo chegou a 2,256 milhões de bpd. No ano, a companhia atingiu um patamar de produção superior a 2 milhões de bpd (2,004 milhões de bpd), recorde anual no Brasil, enquanto a produção total, incluindo gás natural no Brasil e todas as operações no exterior, alcançou 2,583 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), desempenho histórico.

Esse desempenho se deveu à elevação dos volumes de plataformas existentes após a interligação com novos poços (P-53, P-51, P-34, FPSO Cidade de Vitória, FPSO Espírito Santo e FPSO Frade) e à entrada em operação de novas unidades de produção tanto no Pós-Sal quanto no Pré-Sal. Todos esses projetos compensaram o declínio natural da produção e ainda garantiram à companhia um aumento de 1,7% na produção nacional de óleo e líquido de gás natural (LGN). ⁽²⁾

Todas as unidades de produção contam com as melhores condições de saúde e segurança do setor. São complexos industriais projetados com diversos sistemas redundantes de proteção que limitam os efeitos de eventuais ocorrências indesejáveis em suas rotinas operacionais. As operações seguem os procedimentos que atendem integralmente às exigências feitas pelos órgãos reguladores, como a Marinha do Brasil, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e entidades classificadoras.

(2) Parte do gás natural que se encontra na fase líquida em determinada condição de pressão e temperatura na superfície, obtida nos processos de separação de campo, em unidades de processamento de gás natural ou em operações de transferência em gasodutos.

Destaques da produção comercial

Foi iniciado, em março, o Teste de Longa Duração das áreas de Tiro e Sidon, com a instalação da plataforma semissubmersível SS-11 Atlantic Zephyr, cuja capacidade de produção de óleo é de 20 mil bpd e de tratamento de gás é de 475.720 m³/dia. As jazidas estão localizadas no bloco exploratório BM-S-40 (100% Petrobras), na região sul da Bacia de Santos, a cerca de 210 km da costa.

Em maio, iniciou-se a produção do FPSO⁽³⁾ Capixaba, no campo de Cachalote. Em julho, foi conectado a esse módulo de produção um poço da seção Pré-Sal no campo de Baleia Franca, no litoral sul do Espírito Santo, na Bacia de Campos. Com capacidade para processar 100 mil bpd de óleo e 3,2 milhões de m³/dia de gás, o FPSO marcou o início da produção comercial do Pré-Sal no litoral capixaba.

Em julho, entrou em produção o FPSO Cidade de Santos, para o desenvolvimento dos campos de Uruguá e Tambaú. Trata-se do primeiro módulo instalado para o desenvolvimento definitivo de campos de petróleo e gás da Bacia de Santos. O navio está ancorado a 160 km da costa do estado de São Paulo, com lâmina d'água de 1.300 m, e tem capacidade para produzir 10 milhões de m³/dia de gás natural e 35 mil bpd de óleo.

O navio-plataforma Cidade Angra dos Reis foi inaugurado em outubro. Primeira unidade programada para produzir em escala comercial no Pré-Sal, produz óleo leve de alto valor comercial e dá início ao sistema definitivo de produção do campo de Lula, novo nome dado à acumulação designada como Tupi. Serão coletadas informações técnicas fundamentais para o desenvolvimento das grandes acumulações de petróleo descobertas nessa bacia sedimentar. Com capacidade de 100 mil bpd, o sistema piloto contribuirá para o crescimento da curva de produção nos próximos anos.

Em dezembro, a Petrobras começou a produzir no campo de Jubarte, na Bacia de Campos, com a plataforma P-57, a 80 km da costa do Espírito Santo. A plataforma está ancorada em lâmina d'água⁽⁴⁾ de 1.260 m e tem capacidade para processar 180 mil bpd de óleo e 2 milhões de m³/dia de gás.

Também em dezembro de 2010, declarou-se a comercialidade das áreas de Tupi e Iracema, que passaram a ser chamadas, respectivamente, de Lula e Cernambi, o que marca o início da fase de produção comercial de ambos os campos. Com volume recuperável de 6,5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), o campo de Lula será o primeiro campo supergigante de petróleo do Brasil, enquanto o Cernambi, com 1,8 bilhão de boe, está entre os cinco maiores campos gigantes do País. Ainda em dezembro, iniciou-se o segundo teste de longa duração do Pré-Sal da Bacia de Santos, no BM-S-9 (Guará).

Esses resultados obtidos em jazidas mais profundas permitiram à companhia estimar, para 2017, produção diária superior a 1 milhão de boe nas áreas do Pré-Sal em que é operadora, incluindo a parcela de produção que cabe aos seus parceiros.

Em 2011, diversos sistemas de produção entrarão em operação. No campo de Mexilhão, na Bacia de Santos, está instalada uma plataforma fixa, em lâmina d'água de aproximadamente 170 m, com capacidade para 15 milhões de m³/dia de gás. Para o escoamento do gás, foi lançado um gasoduto com 139 km de extensão, até o litoral de Caraguatatuba (litoral paulista).

Já na Bacia de Campos, será instalada uma plataforma semissubmersível (P-56), em lâmina d'água de aproximadamente 1.700 m, com capacidade de processamento de 100 mil bpd de óleo e compressão de 6 milhões de m³/dia de gás. Ainda serão feitos, em 2011, testes de longa duração em Lula Nordeste (BM-S-11), Carioca Nordeste (BM-S-09) e Cernambi (BM-S-11).

(3) FPSO (Floating, Production, Storage & Offloading): unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo construída a partir de um navio.
(4) Distância entre a superfície da água e o fundo do mar. Expressão consagrada pelo uso, significando coluna d'água.

Crescimento das reservas

O sucesso exploratório na camada Pré-Sal contribuiu para que a Petrobras encerrasse 2010 com reservas provadas de 15,283 bilhões de boe (critério ANP/Society of Petroleum Engineers − SPE), um aumento de 8% em relação a 2009. O acréscimo resulta da incorporação de 1,911 bilhão de boe, incluindo o Pré-Sal e projetos implantados em campos maduros. O índice de reposição de reservas alcançou 240%, ou seja, para cada barril de óleo equivalente produzido, a Petrobras acrescentou 1,4 barril às suas reservas.

A relação reserva/produção atingiu 19,2 anos, registrando um aumento em relação aos 18,1 anos apurados em 2009, o que possibilita à companhia continuar sua trajetória de crescimento nos próximos anos. Há 18 anos consecutivos, a Petrobras mantém índices positivos de reposição de reservas. Em 2010, ainda adquiriu o direito de produzir o volume de até 5 bilhões de boe em áreas do Pré-Sal, por meio da assinatura do Contrato de cessão onerosa⁽⁵⁾ com o Governo Federal.

Os avanços da Petrobras na exploração e produção do Pré-Sal ocorrem em um novo momento da exploração mundial de petróleo, que combina demanda em alta e esgotamento de províncias com fácil acesso e baixos custos.

Segundo estimativas da consultoria Wood Mackenzie, elaboradas em 2010, será necessário acrescentar entre 43 e 48 milhões de bpd de produção nova no mundo, até 2020. Até 2030, esse número é de 65 a 78 milhões de bpd. Os campos atualmente em produção ou que já estão sendo desenvolvidos deverão atender a apenas 13% da demanda de petróleo em 2030, ou seja, 87% da demanda de petróleo nesse ano terá de ser atendida pelo incremento do fator de recuperação de campos produtores e pela produção de novos campos de petróleo.

(5) Em 2010, o novo modelo de exploração e produção de petróleo na camada do Pré-Sal entrou em vigor. Entre as medidas, consta a cessão onerosa à Petrobras do direito de exercer atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em determinadas áreas do Pré-Sal, até o limite de 5 bilhões de barris. Foi também incluída a permissão para realização da capitalização da companhia. Com os recursos obtidos pela oferta pública de ações, a Petrobras desembolsou R$ 74,8 bilhões pela garantia do direito de explorar e produzir, por 40 anos, prorrogáveis por mais cinco anos, 5 bilhões de barris em seis áreas do Pré-Sal na Bacia de Santos.

Novas descobertas

Em 2010, foram perfurados 116 poços, dos quais 67 em terra e 49 no mar. Dos poços marítimos, 31 tinham por objetivo principal a seção Pós-Sal e 18, a seção Pré-Sal. O índice de sucesso exploratório alcançou 57%, bem superior aos 40% registrados um ano antes. Destaca-se a identificação, na Bacia de Sergipe-Alagoas, de uma nova província petrolífera em águas profundas, com presença de petróleo leve. O poço, conhecido como Barra, está localizado em lâmina d'água de 2.341 m, a 58 km da costa do estado de Sergipe (Brasil).

Na Amazônia, na província petrolífera de Urucu, foi anunciada uma nova descoberta de petróleo de excelente qualidade (46 °API ) e gás associado em reservatórios areníticos da Bacia do Solimões, chamada Igarapé Chibata. Iniciado em setembro, o TLD indica uma capacidade de produção de 2.500 bpd.

Na Bacia de Santos, registraram-se várias descobertas. No prospecto designado Franco, a 195 km da costa do Rio de Janeiro, constatou-se acumulação de óleo de boa qualidade, com cerca de 30 °API, na perfuração do poço 2-ANP-1-RJS, em lâmina d'água de 1.889 m. Estimativas preliminares, com base na resposta sísmica em torno do poço perfurado, indicam volumes recuperáveis da ordem de 3 bilhões de barris de petróleo. Franco é uma das áreas da cessão onerosa, conforme contrato firmado entre a Petrobras e a União Federal. Ainda foi descoberto óleo leve, a 2.200 m de profundidade, no poço 1-SPS-76 (prospecto Marujá), a cerca de 215 km da costa do estado de São Paulo.

Na Bacia de Campos, a Petrobras descobriu duas acumulações de óleo de boa qualidade (29 °API) na área do campo de Caratinga, com a perfuração do poço 6-CRT-43-RJS, conhecido como prospecto Carimbé, situado a 106 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d'água de 1.027 m. Uma das acumulações, nos reservatórios do Pós-Sal, encontra-se a 3.950 m de profundidade, com estimativa de volumes recuperáveis de aproximadamente 105 milhões de barris. A outra, em reservatórios do Pré-Sal, localiza-se a uma profundidade de 4.275 m e possivelmente está relacionada à acumulação identificada na área do campo de Barracuda. O potencial de volume recuperável é estimado em 360 milhões de boe, caso a ligação entre as duas acumulações seja confirmada. No poço 6-MLL-70-RJS (Tracajá), constatou-se a presença de reservatórios de hidrocarbonetos no Pré-Sal, a uma profundidade de 4.442 m, em lâmina d'água de 1.366 m, a 124 km da costa do Rio de Janeiro.

Em 2010, a ANP não realizou rodada de licitações. Com as aquisições e as devoluções realizadas no ano, o portfólio de projetos da Petrobras passou a contar com 198 blocos, que totalizam 130 mil km². Além disso, estão sendo avaliadas descobertas em outras 31 áreas. A área exploratória da Petrobras é de 105 mil km².

(6) Grau API (American Petroleum Institute): forma de expressar a densidade relativa de um óleo ou derivado. A escala API, medida em graus, varia inversamente à densidade relativa, isto é, quanto maior a densidade relativa, menor o grau API. O grau API é maior quando o petróleo é mais leve. Petróleos com grau API maior que 31 são considerados leves; entre 22 e 31 graus API, são médios; abaixo de 22 graus API, são pesados; com grau API igual ou inferior a 10, são petróleos extrapesados. Quanto maior o grau API, maior o valor do petróleo no mercado.

Desempenho no exterior

Em outros países, a produção da Petrobras alcançou a marca de 245 mil boed, elevação de 3% em relação ao resultado obtido um ano antes, em razão principalmente do crescimento da produção no campo de Apko, na Nigéria. Foram produzidos 151 mil bpd de óleo e 16 milhões de m³/dia de gás natural. Para 2011, a companhia trabalha com a meta de produzir 257 mil boed.

Em março, a Petrobras anunciou a descoberta de petróleo no bloco exploratório Balay, na Colômbia, no qual detém 45% de participação. As operações de teste de formação comprovaram a existência de óleo, com cerca de 28 °API, em vazões iniciais de 1.314 bpd. Em outubro, a companhia fez duas descobertas no poço Cabaça Sudeste-2, no litoral de Angola, no qual detém 5% de participação.

As reservas provadas da Petrobras no exterior alcançaram, em 2010, o volume de 0,703 bilhão de boe, cerca de 1% acima do registrado no ano anterior, e o índice de reposição de reservas chegou a 110%. O aumento deveu-se a incorporações de poços no bloco 57, no Peru, e em projetos no Golfo do México. As reservas no exterior representam cerca de 4% do total de reservas acumuladas pela companhia em 2010.

O ano marcou também o aumento da presença da Petrobras no exterior: ao adquirir 50% de participação em um bloco exploratório localizado na bacia australiana de North Carnarvon, a companhia passou a atuar na Oceania e estar presente nos cinco continentes.

A companhia investiu R$ 4,8 bilhões no exterior − 88% dos recursos se destinaram a exploração e produção, dos quais 60% foram alocados no desenvolvimento da produção.

A capacidade de processamento das refinarias internacionais caiu de 280,5 mil bpd, em 2009, para 230,5 mil bpd, por conta da venda, em 2010, da refinaria de San Lorenzo, na Argentina. O nível de utilização da capacidade de processamento das refinarias internacionais chegou a 70% em 2010, acima dos 66% verificados em 2009. Foram processados 206,8 mil bpd de óleo em quatro refinarias (uma no Japão, uma nos Estados Unidos e duas na Argentina).

Gás natural

A produção média de gás natural, no Brasil e no exterior, da Petrobras, sem considerar o LGN, totalizou 69 milhões de m³/dia, sendo que 53 milhões de m³/dia se originaram de campos brasileiros e 16 milhões de m³/dia foram produzidos em outros países. No Brasil, a produção média de gás natural cresceu 5,4% em relação à média de 2009.

O crescimento deve-se principalmente à entrada em operação de novos projetos, previstos no Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangás), como a antecipação da produção de gás do campo de Canapu e o aumento da produção do campo de Camarupim, no Espírito Santo. Em continuidade à implementação dos projetos previstos no Plangás, o campo de Mexilhão entrará em produção em 2011, e será iniciado o escoamento do gás dos campos de Uruguá e Tambaú. Ainda em 2011, a produção de gás natural do campo de Lula começará a ser escoada, mantendo a trajetória ascendente da oferta de gás para o atendimento à demanda do mercado.