BG não encontra petróleo nem gás em poço perfurado com a Petrobras na Bacia de Santos

A britânica BG Group afirmou que um poço perfurado em conjunto com a Petrobras na costa brasileira não contém hidrocarbonetos, apesar de um exame inicial ter sugerido a presença de gás. Uma porta-voz da BG afirmou, nesta segunda-feira, que, apesar de o poço Corcovado-2, no bloco BM-S-52, não ter correspondido às expectativas, a BG ainda está avaliando os resultados e planeja continuar perfurando em outro local no bloco.

As ações da BG, que estavam em queda devido a rumores de que a companhia estava informando alguns investidores selecionados sobre o resultado dos trabalhos no poço, recuaram mais. A porta-voz da BG negou que qualquer investidor tenha recebido informação privilegiada, afirmando que todos os investidores e analistas que buscaram informações sobre o poço as receberam.

Este foi o segundo grande revés nos últimos dois meses na exploração da promissora camada pré-sal brasileira, que pode conter dezenas de bilhões de barris de petróleo. Em julho, um consórcio Exxon Mobil, Hess Corp e Petrobras completou os trabalhos no poço chamado Guarani, no bloco BM-S-22 da Bacia de Santos, e não encontrou petróleo. À época, a Petrobras divulgou comunicado a respeito do Bloco BM-S-22, reconhecendo o risco de poço seco, mas considera improvável a ocorrência em blocos do pré-sal operados por ela.

Esses problemas podem comprometer a argumentação do governo de que não há risco exploratório no pré-sal brasileiro, máxima que tem sido citada como justificativa para uma mudança na regulamentação do setor de petróleo para elevar os ganhos do Estado.

Entre os desafios da produção na camada pré-sal, segundo especialistas, estão a elevada pressão, a movimentação da camada de sal, que será atravessada pelos dutos, e o relativo desconhecimento do tipo de rocha que guarda o petróleo. Há também grande volume de gás natural e de gás carbônico no local.

Além dos dois poços secos na região, a Petrobras também suspendeu em julho o TLD (Teste de Longa Duração) de Tupi, campo que pode conter até 8 bilhões de barris recuperáveis (ou seja, que podem ser extraídos) de petróleo, após problemas no equipamento chamado árvore de natal molhada, que será substituído. O teste ainda não foi retomado.

A BG tem participação em vários blocos na camada pré-sal, e o sucesso nas perfurações até recentemente ajudou a impulsionar suas ações (Fonte: O Globo - Globo / Reuters, 2009-08-24).

Pré-sal para todos

Os números comprovam. Os resultados da Petrobras nos blocos do cluster de Santos e no pré-sal do Espírito Santo mudaram o ritmo da atividade exploratória no país e tiveram efeito multiplicador no mercado brasileiro. Cresceu direta e indiretamente o sucesso exploratório das empresas, sobretudo estrangeiras, que ingressaram no setor após a quebra do monopólio, assim como suas apostas em novos projetos.

Além de promover um significativo upgrade na carteira exploratória de petroleiras como BG, Repsol YPF e Petrogal, sócias da Petrobras em blocos do cluster, as notícias de sucesso da companhia brasileira encorajaram a investida de outras empresas no ainda desconhecido mundo do pré-sal brasileiro, seja dentro ou fora dos limites de Santos. E embora algumas delas prefiram manter seus planos e estratégias em sigilo, a corrida por horizontes mais profundos é explícita.

A primeira companhia a formalizar sua aposta no pré-sal foi a Anadarko, que possui experiência nesse tipo de reservatório no Golfo do México. A petroleira saiu à frente perfurando um poço de pré-sal no BM-C-30, bloco da Bacia de Campos. E mesmo que ainda não possam ser considerados definitivos e comerciais, os resultados preliminares são, segundo a Anadarko, animadores. A empresa se programa para perfurar um novo poço na área e ainda realizar um teste de produção, a fim de averiguar a produtividade e a comercialidade do reservatório descoberto.

Outra empresa que refez sua estratégia exploratória no Brasil a partir dos novos resultados foi a BG. Neste momento a petroleira inglesa perfura seu primeiro poço no pré-sal como operadora, no BM-S-52, bloco de Santos.

Posição privilegiada

Com o status de ser a única petroleira estrangeira a operar um bloco de pré-sal dentro do cluster de Santos – e com fortes chances de ser beneficiada por processos de unitização de reservatórios com a Petrobras –, a Exxon já iniciou a perfuração de seu segundo poço no BM-S-22. Batizado Guarani, o poço começou a ser perfurado em março, pelo navio-sonda West Polaris, da Seadrill.

No início do ano, a petroleira concluiu a perfuração do poço pioneiro da área, denominado Azulão-1. Os trabalhos foram executados pelo navio-sonda da Seadrill e confirmaram a existência de indícios de hidrocarbonetos em dois intervalos distintos.

Segundo informações oficiais da Exxon, os dados coletados até o momento ainda estão sendo avaliados, não sendo possível dimensionar o porte da descoberta.

Horizontes profundos

À medida que novos resultados forem sendo confirmados, a busca por petróleo no pré-sal tende a ganhar mais ritmo. Circulam no mercado informações não confirmadas de que outras empresas já selecionaram locações de pré-sal para novas campanhas. Entre as candidatas estaria, além de BG e Anadarko, a Devon Energy, com um poço de horizonte profundo no BM-C-32, bloco da 6ª rodada localizado próximo ao campo de Jubarte, onde um poço de pré-sal está em operação desde 2008.

Outra que deve se aventurar com mais apetite nessa estratégia é a Shell. A petroleira não confirma, mas fontes asseguram que a empresa estaria se preparando para pesquisar zonas de pré-sal na área do Parque das Conchas.

Seguindo essa linha, não será surpresa se a Hess optar também por pesquisar horizontes mais profundos. A petroleira irá perfurar um poço no BM-ES-30 (Espírito Santo) no segundo semestre com a sonda Deepwater Discovery, a ser cedida pela Devon.

Há também quem ainda não vai tão longe, mas irá perfurar. É o caso da Maersk, que planeja um poço este ano no bloco BM-S-29, em Santos.

Players nas fronteiras

Além dos reflexos positivos ocasionados pelo pré-sal, o país ganha com o curso natural da atividade exploratória oriunda das rodadas da ANP, que pouco a pouco vem ampliando o número de bacias com campanhas em curso. Se até pouco tempo a exploração das bacias de fronteira estava limitada a poucas ações práticas, quase todas sob o comando da Petrobras, hoje esse tipo de iniciativa começa a ser efetivamente diluída entre os vários players no mercado.

A Devon, por exemplo, perfura o primeiro poço de águas profundas da Bacia de Barreirinhas. Em execução pelo navio-sonda Deepwater Discovery, a campanha marca a retomada das atividades, interrompidas há cerca de uma década.

Outra que irá se aventurar perfurando em área pouco explorada, mas somente em 2010, é a StatoilHydro. A empresa possui seis blocos na Bacia de Camamu-Almada, arrematados na 6ª e 9ª rodadas. E a brasileira OGX, que irá perfurar seus dois primeiros poços este ano, em Campos, tem compromisso de, no futuro, perfurar um poço na Bacia do Pará-Maranhão, onde adquiriu 5 blocos na 9ª rodada.

Apesar das iniciativas, é a Petrobras que continua a ousar em áreas de fronteira. Recentemente a empresa concluiu a perfuração do primeiro poço exploratório do BM-J-3, na Bacia do Jequitinhonha, em águas profundas, de 2,3 mil m. O 1-BRSA-669-BAS foi perfurado pela Ocean Clipper (NS-21), atingindo a profundidade final de 4.618 m e revelando indícios de óleo.

Depois de cinco anos, a petroleira brasileira voltou a explorar o offshore do Rio Grande do Norte. A empresa está perfurando o poço pioneiro do BM-POT-11, bloco em águas rasas arrematado na 4ª rodada.

Para 2009, o programa exploratório da Petrobras prevê nova perfuração no Jequitinhonha, além de campanhas de perfuração nas áreas de fronteira de Barreirinhas e de Sergipe-Alagoas.

“Exploração nada mais é do que ideia. Para que os resultados sejam ampliados, é importante que se tenha um número cada vez maior de técnicos e especialistas pensando e pesquisando a geologia do Brasil”, reitera o presidente da Statoil Hydro, Jorge Camargo, que deixa o cargo em agosto (Fonte: Energia Hoje, 2009-04-02).

Repsol estima reservas de bloco na bacia de Santos entre 2 e 6 bi barris

A Repsol informou nesta quarta-feira que as primeiras estimativas para o bloco BM-S-9 da bacia de Santos apontam para reservas de 2 bilhões a 6 bilhões de barris de óleo equivalente. A empresa, no entanto, disse que os baixos preços do petróleo podem obrigá-la a rever alguns investimentos.

Segundo o diretor de exploração e produção da Repsol, Nemesio Fernández Cuesta, serão realizadas mais avaliações para avançar com as estimativas do bloco, onde estão localizados os poços de Carioca e Guará.

A Repsol detém 25 por cento de participação no bloco, sendo que a Petrobras possui 45 por cento (operadora) e o BG Group, 30 por cento. Procurada, a estatal brasileira afirmou que ainda não há dados oficiais sobre o potencial do local. Na bacia de Santos já foram estimadas as reservas de Tupi -- 5 a 8 bilhões de boe -- e Iara -- 3 a 4 bilhões de boe.

A Repsol destacou entretanto que os baixos preços do petróleo podem obrigá-la a rever os investimentos em projetos que deixariam de ser rentáveis. "Se o petróleo se mantiver nesses níveis, teremos que rever outros investimentos", disse Cuesta, admitindo que a petroleira já está reavaliando o investimento de 350 milhões de euros no bloco 39 no Peru, rentável a partir dos 70 dólares o barril. Na quarta-feira, o petróleo era negociado abaixo dos 40 dólares.

Além do Peru, a Repsol tem investimentos projetados para o Golfo do México, Líbia, Argélia e Brasil, totalizando 12,3 bilhões de euros.

Cuesta afirmou, no entanto, que a exploração no bloco BM-S-9 é rentável mesmo com o petróleo ao redor dos 40 dólares por barril, apesar do local estar distante cerca de 300 km da costa brasileira.

A empresa calculou os investimentos -- incluídos em seu plano estratégico 2008-2012 -- em um preço médio do barril de petróleo em 57 dólares. Fernández afirmou que esta estimativa continua sendo correta já que "reflete os fundamentos". "O mercado não está agora tão concentrado no longo prazo, mas sim no impacto no curto prazo dos atuais preços do petróleo no fluxo de caixa e nos planos de investimento", disse um analista do setor.

A diversificação geográfica da extração foi um dos pontos mais importantes incluídos no plano estratégico da Repsol. A empresa incluiu Golfo do México e Brasil como novas áreas estratégicas, além do Alasca. Canadá, Noruega e África Ocidental foram consideradas áreas de crescimento no meio a longo prazo (Fonte: Abril / Reuters, 2009-02-11).

Petrobras e Petrogal descobrem nova província petrolífera no Brasil

A Petrobras está perto de confirmar a descoberta de uma nova província petrolífera no Brasil, desta vez na porção fluminense da Bacia de Santos. A empresa está finalizando os trabalhos de avaliação no reservatório de Tupi, encontrado no ano passado, com expectativa de grandes volumes de petróleo de boa qualidade. O clima entre os envolvidos no projeto é de otimismo e, segundo relatório distribuído ontem pelo banco Credit Suisse, a área técnica da estatal já encontrou novas acumulações de petróleo na região. Tupi está localizado em um bloco exploratório chamado BM-S-11, arrematado pela Petrobras, BG e Petrogal na segunda rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), em 2000. Sua descoberta foi anunciada em 2006 como um "fato histórico", que poderia indicar novas fronteiras exploratórias no Brasil, abaixo de uma camada de sal de 2 mil metros de espessura no subsolo brasileiro. No início do ano, a estatal iniciou a perfuração de um segundo poço, a oito quilômetros do primeiro, com o objetivo de medir a extensão do reservatório. Em conversa com analistas do Credit Suisse, o gerente de estratégia e portfólio de exploração e produção da Petrobrás, Eduardo Molinar, informa que o segundo poço vem apresentando bons resultados. O executivo informou que o poço também encontrou reservatórios de óleo leve, antes mesmo de atingir seu objetivo final. Mas informações adicionais só serão possíveis após um teste de produção no novo poço. Na avaliação do analista Emerson Leite, porém, a Petrobrás demonstra um "otimismo nuca visto antes" com o projeto.Embora evitem falar sobre o assunto, BG e Petrogal compartilham as expectativas da estatal: as duas chegaram a fazer apresentações públicas indicando que o reservatório encontrado no BM-S-11 pode conter entre 1,7 bilhão e 10 bilhões de barris de óleo equivalente (somado ao gás) - dos quais, segundo geólogos, entre 20% e 30% podem ser recuperados. Uma fonte próxima acredita que Tupi pode tornar-se uma das maiores descobertas de petróleo já feitas no Brasil, comparada ao campo de Marlim, na bacia de Campos, descoberto na década de 80 com reservas superiores a 2 bilhões de barris recuperáveis."Nós acreditamos que a Petrobras vai atrasar o lançamento de qualquer material de informação sobre Tupi até após a conclusão da rodada da ANP, por razões estratégicas", comentou Leite em seu relatório. Marcado para novembro, o leilão vai incluir pelo menos cinco blocos colados ao BM-S-11 e um total de 17 na região, onde há outras apostas abaixo da camada de sal.A aposta do grupo em uma nova província exploratória motivou Petrobras e Petrogal a comprar, em janeiro, metade da fatia da Shell no bloco BM-S-8, na mesma região, ampliando suas participações no projeto para 64% e 16%, respectivamente. As duas parceiras dividem com a BG ainda o bloco BM-S-10, a cerca de 50 quilômetros de Tupi. Executivos do setor acreditam que a região protagonize as maiores disputas no leilão deste ano, opinião compartilhada pela direção da ANP. (Agência Estado)

Campo na Bacia de Santos pode conter reservas de 10 bilhões de barris

A empresa britanica BG disse hoje que o campo de Tupi, no Brasil, que está explorando com companhia nacional Petrobras, poderia conter mais de 10 bilhões de barris de óleo e gás. O principal executivo da BG, Frank Chapman, disse que o volume in situ das reservas seria de pelo menos 1.7 bilhão barris de óleo equivalente e poderia chegar a mais de 10 bilhões de boe."A escala da descoberta é potencialmente enorme", o executivo disse hoje. A BG tem 25% de participação no campo, localizado na Bacia de Santos. A Petrobras, o operador do projeto, tem 65% e a companhia de petróleo portuguesa Petrogal possui 10%.(Upstreamonline)