Petrobras reitera viabilidade técnica e econômica do pré-sal

Fechamos o ano de 2015 confirmando a meta de produção de 2,125 milhões de barris por dia de petróleo (bpd) no Brasil. Mais uma vez, o pré-sal superou expectativas. A região, que consolidou nossa capacidade de produção nacional acima do patamar de 2 milhões de bpd, mostra fôlego para nos levar a novos patamares. Há poucos dias tivemos mais um exemplo desse potencial, quando anunciamos a conclusão de mais dois testes de formação de poços na área conhecida como Carcará Norte, que apresentaram reservatórios com alta produtividade e óleo de excelente qualidade.

A estimativa é que o potencial de produção nesse poço seja equivalente aos resultados alcançados pelos melhores poços produtores do pré-sal da Bacia de Santos, com petróleo de boa qualidade (31º API). Petróleos com grau API maior do que 30 são considerados leves, com maior valor no mercado.

Porém, há outro fator que tem agregado ainda mais valor ao óleo leve do pré-sal: o custo de extração. O gasto relativo registrado na região é quase a metade do alcançado pelas maiores petrolíferas no mundo.

Com novas tecnologias, chegamos a um patamar em torno de US$ 8 por barril, quando a média das grandes petrolíferas mundiais é de US$ 15 por barril. Nos custos de desenvolvimento do pré-sal também tivemos avanços. Um dos fatores decisivos para a redução de custo é o tempo de perfuração de um poço no pré-sal, que no campo de Lula já atingiu tempo inferior a 30 dias. Em 2010, eram necessários mais de 120 dias para realizar o mesmo trabalho.

Esses resultados reforçam nossa liderança em tecnologia de águas profundas e ultraprofundas. Comprovamos a qualidade dos reservatórios e a viabilidade técnica e econômica do pré-sal, mesmo considerando o cenário adverso dos preços do petróleo.

Os poços daquele ambiente geológico já respondem por um quarto da nossa produção, com média de 25 mil barris por dia por poço. Conseguimos, junto com nossos sócios, ultrapassar o patamar médio mensal de 850 mil bpd apenas nove anos depois da primeira descoberta na região. Para alcançar este mesmo patamar de produção total, a empresa levou 44 anos, de 1953, ano de sua criação, até 1997.

A renegociação de contratos também contribui para a redução de custos nas operações de Exploração & Produção (E&P). Em 2015, obtivemos a redução média de 13% em diversos contratos da Bacia de Campos. Uma segunda rodada de renegociações terá início em janeiro de 2016.

No vídeo abaixo, o consultor Antonio Carlos Capeleiro fala sobre o sucesso exploratório no pré-sal:

Sobre o poço Carcará Norte

O poço, informalmente conhecido como Carcará Norte, está situado em profundidade d’água de 2.070 m e profundidade total de 6.338 m.

Somos o operador do consórcio (66%), em parceria com Petrogal Brasil (14%), Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás (10%) e Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. (10%).

O Consórcio dará continuidade às atividades do plano de avaliação de descoberta (PAD) – programa de trabalho necessário para avaliação de uma descoberta – de Carcará, aprovado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), com término previsto para março de 2018.

Sobre Tecnologia e Inovação

Pela terceira vez em nossa história, recebemos o OTC Distinguished Achievement Award, concedido pela Offshore Technology Conference (OTC), maior prêmio internacional conferido a uma empresa de petróleo. A premiação foi concedida em reconhecimento ao conjunto de tecnologias inovadoras desenvolvidas para a produção na camada do pré-sal.

As dez soluções tecnológicas premiadas nos garantiram ganhos de produtividade. Uma delas é a boia de sustentação de risers (tubos), equipamento de aço que fica submerso a uma profundidade de 250 metros no oceano interligando dutos instalados nos poços de petróleo aos navios-plataformas. A tecnologia reduz o impacto do movimento das plataformas sobre os risers, aumentando a vida útil do equipamento, instalado nos campos de Lula e Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos.