Odebrecht descobre petróleo de boa qualidade em Angola, em águas profundas

A Odebrecht Óleo e Gás, do grupo Odebrecht, fez sua primeira descoberta de petróleo no exterior, em Angola. A descoberta será anunciada nesta quinta-feira em Angola, informou o presidente da Odebrecht Óleo e Gás, Miguel Gradin. Até 2011, a empresa planeja investir US$ 4 bilhões em todas as suas atividades de exploração e produção, concentradas em Angola e no Brasil.

No Brasil, a Odebrecht participa da exploração de um bloco terrestre na Bacia Potiguar. No ano passado, a companhia anunciou a viabilidade econômica da descoberta de petróleo num poço exploratório do Bloco POT-T-612 da Bacia Potiguar (Campo Carcará), no Rio Grande do Norte.
Gradin disse que o óleo encontrado em Angola é leve, de boa qualidade. O poço tem profundidade de 4.725 metros e está em águas profundas, a 1.230 metros de distância do nível ao fundo do mar.

A descoberta está 315 quilômetros a noroeste da capital, Luanda. O executivo calcula que o campo poderá entrar em produção em quatro ou cinco anos. O consórcio é formado pela Maersk Oil (operadora, com 50%), pela Sonangol (20%), pela Odebrecht Óleo e Gás (15%) e pela Devon Energy (15%) (Fonte: O Globo - Globo, 2009- 07-16).

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).

Começa exploração de petróleo no Maranhão

O ministro das Minas e Energia, Edison Lobão, participa agora pela manhã, da solenidade que marca o início da exploração, em águas profundas, de gás e petróleo no litoral de Barreirinhas.

O navio Sonda Deppwater Discovery, ancorado a 160 quilômetros da costa maranhense, pertence à empresa Devon Energy Corporation, a qual, em associação com a Petrobras, é detentora de um bloco de exploração na região.

O ministro desembarcou, na noite desta terça-feira, 10, no aeroporto do Tirirical, pernoitou em São Luís e, hoje pela manhã seguiu em helicóptero para o local da visita. Ao retornar do local (horário previsto para às 13h30, Lobão e diretores da Agência Nacional do Petróleo concederão entrevista coletiva à imprensa, no aeroporto.

Com base nos estudos desenvolvidos no âmbito do seu ministério, Lobão acredita na existência de petróleo fino, de alta qualidade, no litoral maranhense, principalmente na bacia sedimentar de Barreirinhas, onde, três décadas atrás, foram iniciadas perfurações em terra. A exploração que começa agora se dá em águas profundas, a mais de 4 mil metros de profundidade. Análises geológicas preliminares indicam a presença, no local, de gás e, muito provavelmente, de petróleo, em quantidade a ser ainda comprovada.

Além do ministro, também foi convidado o governador Jackson Lago. Os dois serão recepcionados pelos executivos da Devon, Steve Hadden (vice-presidente executivo de Exploração e Produção), Joseph Ash (vice-presidente da Divisão Internacional), Bret Jameson (vice-presidente de Engenharia de Reservatório) e Murilo Marroquim (presidente da Devon Energy do Brasil Ltda). Também farão parte da comitiva que irá ao navio os diretores da ANP, Magda Chambriard, Allan Kardeck Duailibe e Nelson Narciso Filho. Os convidados conhecerão a embarcação de 227 metros de comprimento e uma das 32 plataformas em alto-especificação da empresa Transocean, com capacidade para operar em profundidade de até 10 mil pés. O navio-sonda, contratado por US$ 1,5 bilhão, realiza há mais de 20 dias a prospecção no primeiro poço do bloco BM-BAR-3, arrematado pela Devon, em 2002, por R$ 6,75 milhões. A área reúne uma extensão de 2.180 Km².

Embora a Devon Energy admita que essa é uma operação exploratória de risco, pois as estatísticas mostram que a cada 10 poços perfurados, somente em dois são encontrados óleo em volume comercial, a empresa está otimista de que perfuração seja bem sucedida e que se encontrem reservas de petróleo na Bacia de Barreirinhas (Fonte: Imirante - Globo, 2009-02-11).

Produção de independentes inicia-se no Brasil

Recentemente tivemos um importante marco na produção de petróleo no país, o primeiro óleo do Campo de Polvo é também o início da produção de petróleo por empresas independentes no Brasil em volumes relevantes.
O Campo de Polvo, situado no Sul da Bacia de Campos, operado pela Devon produzirá até 50 mil barris/dia por meio de 9 poços produtores conectados a uma plataforma fixa que irá escoar a produção para um FPSO com capacidade de armazenar até 1.800.000 barris. Por turno, serão 150 pessoas em atividade offshore.
A Devon, operadora e majoritária do empreendimento que conta com a participação de 40% da SK Corporation da Coréia, produz hoje quase 600 mil barris/dia com atuação em diversos países.
Merece destaque o prazo de apenas três anos entre a descoberta e o início da produção, prova inequívoca da relevância que o investimento no Brasil adquiriu dentro da empresa e de sua excelência técnica.
Abre-se assim, de fato, o caminho para a ampliação do mercado para os fornecedores nacionais de bens e serviços para a indústria do petróleo. A indústria brasileira, ao atender empresas internacionais do setor, simultaneamente prepara-se para uma atuação internacional, inclusive como fornecedor destas próprias operadoras em empreendimentos no exterior, ganhando assim escala e aumentando seu grau de competitividade.
Esperamos que a visão da Devon, que vem sendo compartilhada por outras operadoras internacionais, continue na direção de investimentos no Brasil e na busca da parceria sólida e duradoura com a indústria fornecedora nacional. (Globonline - Eloi Fernandez)

Brasil tem 1ª produção privada de petróleo em larga escala

Nicola Pamplona

Dez anos após a abertura do mercado brasileiro de petróleo, o País terá, pela primeira vez, um projeto de produção de grande porte totalmente privado. A americana Devon prevê para julho, mesmo mês em que foi editada a lei que pôs fim o monopólio estatal, o início das operações do campo de Polvo, na Bacia de Campos, de onde vai extrair 50 mil barris por dia. O feito deve servir como munição para grupos que defendem um maior controle sobre as reservas nacionais.O campo de Polvo foi descoberto há dois anos, em uma área exploratória arrematada pela Devon e pela petroleira sul-coreana SK na 2ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), em 2000. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP) há, no local, quatro reservatórios com 348 milhões de barris de petróleo, dos quais, segundo o mercado, cerca de 100 milhões são recuperáveis. Há ainda 575 milhões de metros cúbicos de gás natural, que serão usados como combustível na plataforma.Por se tratar de um campo pequeno, a Devon espera concluir as operações em Polvo já em 2012 - período curto, se comparado aos 20 de vida útil de alguns projetos da Petrobrás. A companhia informou que ainda não decidiu o que fazer com a produção, que pode ser vendida à Petrobrás ou enviada ao mercado internacional. Analistas acreditam que a segunda opção é mais provável, uma vez que a estatal não tem interesse em comprar óleo do tipo pesado, como o existente nas reservas da companhia americana.O início da exportação de óleo por companhias estrangeiras, por sinal, vem alimentando grupos políticos que pretendem impor um maior controle sobre as reservas brasileiras de petróleo e gás. Segundo cálculos do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), 25% dos investimentos no setor, nos próximos cinco anos, serão feitos por petroleiras privadas, o que vai garantir ao País o aporte de US$ 25 bilhões no período.A maior parte dos projetos em andamento ainda tem participação da Petrobrás, como é o caso do campo de Frade, na Bacia de Campos, operado pela americana Chevron, e dos campos Abalone, Ostra, Nautilus e Argonauta, na mesma bacia, operados pela Shell. Mas um segundo projeto totalmente privado já está em elaboração pela norueguesa Norsk Hydro. Trata-se do campo de Peregrino, na Bacia de Campos, descoberto em uma área exploratória também arrematada na segunda rodada de licitações da ANP.'As jazidas minerais são estratégicas para o País e não são renováveis. Nem os Estados Unidos dão tanta liberdade para os concessionários', reclama o deputado Luciano Zica (PT-SP), autor de projeto de emenda constitucional que institui o controle estatal sobre a produção de petróleo, gás e minérios. O projeto está parado na Comissão de Constituição e Justiça da Câmara dos Deputados e nem o próprio autor acredita no sucesso da proposta, mas ele diz que o que quer, na prática, é levantar debate sobre o tema.A avaliação de Zica encontra eco na Associação dos Engenheiros da Petrobrás (Aepet), que todos os anos promove manifestações em frente ao hotel onde é realizado o leilão de áreas exploratórias. Mas, na sua opinião, não é bem recebida pelo governo federal, apesar de especulações sobre eventual redução do ritmo de concessões de áreas exploratórias, motivada pelo enxugamento da 8ª rodada de licitações em 2006.Na ocasião, por determinação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), a ANP ofereceu um número de áreas 70% inferior ao que estava habituada a leiloar e não incluiu a Bacia de Campos, maior produtora brasileira de petróleo entre as regiões ofertadas. A explicação oficial sugeria um foco em áreas com potencial para reservas de gás - o que não ocorre em Campos -, já que o Brasil alcançou a auto-suficiência na produção de petróleo, mas a mudança provocou sobressaltos no mercado.Atualmente, a maior produtora privada do Brasil é a anglo-holandesa Shell, que tem parceria com a Petrobrás no projeto Bijupirá-Salema, na Bacia de Campos. Toda a parcela da multinacional, cerca de 50 mil barris por dia, é vendida ao exterior. Há outros projetos totalmente privados, mas em pequenos campos terrestres no Nordeste. Nesse caso, a baixa produção não garante escala para exportação. A Norsk Hydro informou que ainda não sabe a destinação que dará ao óleo de Peregrino, que entrará em produção em 2010. A tendência também é enviar a produção ao exterior. A americana El Paso também pretende iniciar a produção na costa brasileira. (O Estado de São Paulo)