Shell inicia produção em sua 2a área de petróleo e gás no Brasil

A Shell começou a produzir em sua segunda área de petróleo e gás natural no Brasil, agora no Parque das Conchas (antigo BC-10), cujo pico de produção diária será atingido no início de 2010.

Segundo a assessoria da Shell, a plataforma flutuante instalada para receber os quatro campos da região, a FPSO Espírito Santo, tem capacidade para produzir 100 mil barris diários e 1,42 milhão de metros cúbicos de gás natural, além de estocar 1,5 milhão de barris de petróleo.
Ainda não está definido, no entanto, quanto será alcançado no pico de produção, segundo um assessor da Shell.

A empresa já produz entre 30 e 40 mil barris de petróleo nos campos de Bijupirá-Salema, também na bacia de Campos, que são integralmente exportados.

Segundo a companhia, o novo projeto inaugura no Brasil o uso de tecnologia que separa o gás natural do petróleo no fundo do mar -os produtos são levados por dutos diferentes até a FPSO.

O óleo descoberto no local é de baixa qualidade, entre 16 e 24 graus API, e segundo a Shell foi necessário o desenvolvimento de uma tecnologia complexa para sua extração.

Ao todo são quatro campos que serão explorados -Abalone, Ostra e Argonauta B-West, na primeira fase, e Argonauta O-North, na segunda fase.

Os campos de óleo pesado ficam a 110 quilômetros da costa do Espírito Santo e a quase dois quilômetros de profundidade na bacia de Campos.

"A Shell executou uma série de novas e avançadas tecnologias para fazer frente aos diversos desafios do projeto, entre eles a profundidade da água e a viscosidade do óleo", declarou a companhia em nota (Fonte: O Globo - Globo /Reuters - Brasil Online, 2009-07-13).

Petrobras poderá zerar déficit comercial com pré-sal

O petróleo extraído abaixo da camada de sal na Bacia de Santos poderá zerar o déficit da balança comercial da Petrobras, que no ano passado chegou a quase US$3 bilhões. Apesar de não ser tão leve quanto o padrão internacional do petróleo tipo Brent e do WTI, este óleo é de melhor qualidade do que o produzido na Bacia de Campos, e deverá ter um maior valor agregado quando for produzido em larga escala.

"A partir de 2015, quando as plataformas na Bacia de Santos começarem a operar, a Petrobras poderá zerar o déficit, seja substituindo o atual petróleo leve importado, seja exportando este óleo por um melhor valor", comentou o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires.

Esta semana, a Petrobras iniciou o refino do óleo produzido no Teste de Longa Duração (TLD) do campo de Tupi. A primeira carga, de 315 mil barris, foi levada para a Refinaria de Capuava (Recap), em Mauá (Grande São Paulo). No final de 2010, concluído o TLD, entrará em operação o piloto de Tupi, que vai produzir 100 mil barris por dia de óleo. Para 2020, a previsão é de que o pré-sal brasileiro esteja produzindo 1,8 milhão de barris por dia, volume equivalente ao total de óleo produzido nacionalmente.

O óleo de Tupi é caracterizado como "médio" na escala desenvolvida pelo Instituto Americano de Petróleo (API, na sigla em inglês), utilizada para medir a densidade relativa dos líquidos. Por esta escala é considerado um óleo leve aquele que tiver mais do que 30 graus API e pesado o que ficar abaixo de 19 graus, com alta viscosidade e alta densidade. Na Bacia de Campos, responsável por mais de 80% do petróleo produzido em território nacional, a média é de 18 graus API. Já o óleo encontrado no pré-sal de Tupi possui 28,5 graus. A extração do óleo pesado é extremamente mais complexa e mais cara que a do óleo leve, por isso em muitos casos o reservatório é considerado comercialmente inviável.

Há dois anos, a estatal alcançou a autossuficiência volumétrica, pois passou a produzir o necessário para atender à demanda interna, mas ainda manteve-se dependente da importação de um óleo mais leve para fazer uma mistura nas suas refinarias, tornando o processo menos custoso. "Isso faz com que a Petrobras importe o óleo leve, que é mais caro e exporte petróleo pesado, que é mais barato, gerando um déficit em valores na balança comercial", explicou Pires.

Segundo os últimos dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), referentes ao mês de abril, a Petrobras estava importando petróleo a US$ 50 em média e exportando a US$ 32 o barril.

Para o geólogo, Giuseppe Bacoccolli, o petróleo de Tupi está ainda longe da qualidade do barril utilizado como padrão para as negociações internacionais, o WTI, que tem 40 graus API, e também está distante dos 39 graus API do Brent, "mas significa um avanço muito grande em relação ao que é produzido hoje".

Para o geólogo, o alto custo logístico das operações em Tupi (que está localizado a 300 quilômetros da costa) ou a profundidade elevada (mais de cinco mil metros), que encarecem os projetos para a camada pré-sal, não invalidam o ganho que a Petrobras terá com este produto de melhor qualidade (Fonte: Ultimo Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-03).

Petrobras aprova projeto de petróleo extrapesado no RJ

A Petrobras aprovou o projeto de desenvolvimento do Campo de Siri, na Bacia de Campos, primeira produção de petróleo extrapesado em campos marítimos no mundo. O campo já está em produção desde o fim de março, mas em fase de testes, e a ideia é ir ao mercado para contratar os equipamentos definitivos em 2011.

Segundo o coordenador do projeto Siri, André Moço, o desenho aprovado pela companhia prevê a instalação de duas plataformas de perfuração conectadas a um navio tipo FPSO com capacidade para extrair 100 mil barris por dia, com previsão de início das operações entre 2015 e 2016. O projeto conceitual será levado à diretoria da empresa em setembro de 2009, para início da avaliação de custos e prazos do projeto.

Siri tem reservas recuperáveis de 270 milhões de barris de óleo altamente pesado, na faixa de 12,3º API - sendo que, quanto menor o grau API, menor o valor do petróleo no mercado -, que necessita de tecnologias especiais para extração e processamento. Até agora, a companhia vem produzindo uma média de 10 mil barris por dia na fase de testes e já identificou alguns desafios, como a necessidade de manter alta temperatura na planta de processamento.

Moço diz que o desenvolvimento do projeto pode servir de experiência para a camada do pré-sal, uma vez que o tipo de reservatório encontrado em Siri é semelhante ao das reservas localizada abaixo do leito marinho. Em Siri, porém, não há presença de sal. Segundo o coordenador do projeto, a companhia trabalha ainda no desenvolvimento de tecnologias para aumentar o fator de recuperação do óleo no campo, que tem quase 3 bilhões de barris de óleo in place (dos quais, hoje, apenas 10% são recuperáveis). "Acho que podemos chegar a um fator de recuperação de 12%", afirmou, em entrevista após apresentar o projeto em conferência na feira Brasil Offshore.

Moço não quis informar o custo de produção do projeto e evitou comentar a viabilidade de produção de petróleo extrapesado em um momento de baixas cotações, limitando-se a dizer que a questão depende "do cenário de preços do petróleo de cada empresa" (Fonte: Abril, 2009-06-17).