Petrobras planeja buscar sondas no exterior caso Sete Brasil atrase entrega

Em notícia veiculada pela Folha (ver em...

Posted by Em Defesa da Petrobras on Quinta, 21 de maio de 2015

Para Petrobras, produção e custos já mostram acerto do regime de partilha do pré-sal

Para Petrobras, produção e custos já mostram acerto do regime de partilha do pré-sal"Produtividade é maior do que se...
Posted by Em Defesa da Petrobras on Quarta, 13 de maio de 2015

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Para Petrobras, produção e custos já mostram acerto do regime de partilha do pré-sal

RBA

Produtividade é maior do que se previa; calculava-se que os poços renderiam de 15 a 20 mil barris diários, mas a média está em 25 mil, chegando a 40 mil

São Paulo – As primeiras notícias do pré-sal correram o mundo há oito anos e colocaram o Brasil imediatamente no grupo das potências globais de energia. Especialistas chegaram a duvidar da capacidade de se retirar petróleo a 300 quilômetros da costa brasileira e a mais de 5 mil de profundidade no mar. Hoje, porém, os resultados são surpreendentes e mostram o pré-sal como uma realidade bastante concreta.

Em março deste ano, a produção no pré-sal chegou 672 mil barris por dia (equivalente a 28% da produção nacional), bem acima dos 395 mil de 2014 e dos 42 mil de 2010. A produtividade também é maior do que se previa. Calculou-se inicialmente que os poços renderiam de 15 a 20 mil barris diários. Atualmente, a média está em 25 mil, chegando 40 mil em poços dos campos de Sapinhoá e Lula (na bacia de Santos).

Os custos de produção eram outra fonte de dúvida, por conta do desafio tecnológico. No começo, estimou-se que o pré-sal seria viável a US$ 45 por barril. Nesta semana, a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Solange Guedes, informou que os números de viabilidade econômica caminham para valores bem menores, em torno de US$ 9, graças à escala de produção maior e aos investimentos em tecnologia.

“Nós podemos garantir que o pré-sal é viável com um custo de produção de nove dólares por barril. Se considerarmos que duas unidades de produção ainda não estão produzindo com sua capacidade total, o custo de produção será menor ainda. A eficiência operacional em torno de 92% contribuiu significativamente para atingirmos estes baixos custos”, afirmou.

Segundo ela, o pré-sal se desenvolveu com mais velocidade na bacia de Campos, no litoral norte do Rio de Janeiro, devido à infraestrutura já existente. A primeira produção comercial ocorreu em 2008. Já na bacia de Santos, os desafios foram bem maiores, uma vez que não havia infraestrutura instalada, os reservatórios estão a 2.500 metros de profundidades no mar, além de uma camada de sal de 2 mil metros de espessura. No final das contas, o petróleo encontra-se até 7 mil metros abaixo da superfície do mar.

Educação e Saúde

Com resultados expressivos, uma das vantagens do pré-sal é o modelo de exploração. Foi escolhido o sistema de “partilha” que garante à Petrobras uma participação de, pelo menos, 30% nos consórcios. Se O Pré-sal fosse pelo formato de “concessão”, a empresa operadora seria detentora integral do que se produz. A lei brasileira garante ainda que 75% dos royaltes do pré-sal devem ser aplicados na área de Educação e 25% em Saúde

“O modelo de partilha é o mais compensador para o país, pelo fato de o pré-sal ser uma reserva testada e segura”, diz o embaixador Samuel Pinheiro Guimarães, ex-ministro da Secretaria de Assuntos Estratégicos. Para ele, a escolha do governo foi muita acertada e tem uma dimensão estratégica para além da área de petróleo. “É muito importante o uso dos 75% dos royalties para Educação e os 25% para Saúde”, acrescentou.

Esclarecimentos sobre a matéria “Custo de exploração do pré-sal é US$ 9 o barril”

"Foi repercutida a declaração da Diretora de Exploração e Produção Solange Guedes relativa ao custo de extração, e não de exploração, como apresentado no título"
Posted by Em Defesa da Petrobras on Sexta, 8 de maio de 2015

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Esclarecimentos sobre a matéria “Custo de exploração do pré-sal é US$ 9 o barril”

AEPET | Por Felipe Coutinho

Ainda sobre os custos de exploração e produção de petróleo, em termos médios e globais, cabe destacar sua escalada a partir de 2
Crédito: http://ourfiniteworld.com/2015/05/06/why-we-have-an-oversupply-of-almost-everything-oil-labor-capital-etc/

Na matéria publicada no Aepet Direto de 7 de maio de 2015, foi repercutida a declaração da Diretora de Exploração e Produção Solange Guedes relativa ao custo de extração, e não de exploração, como apresentado no título.

Com relação aos custos de exploração e produção do pré-sal a Petrobrás divulgou nota a imprensa em 6 de janeiro de 2015 que reproduzimos a seguir:

EM WWW.PETROBRAS.COM.BR/AGENCIAPETROBRAS
Nota à imprensa
6 de janeiro de 2015

Pré-sal é economicamente viável

Em relação à matéria intitulada “Petróleo desaba e já é ameaça ao pré-sal”, publicada hoje, 6/1, no jornal "O Globo", a Petrobras esclarece que está aumentando a sua capacidade de produção de petróleo e gás no pré-sal brasileiro de modo economicamente viável. A companhia informa que o break even(preço mínimo do barril a partir do qual a produção é economicamente viável) planejado no momento em que foram aprovados os projetos de produção do pré-sal, situava-se no entorno de US$ 45 por barril, incluída a tributação e sem considerar os gastos com infraestrutura de escoamento de gás. Ao considerá-los, esse valor pode aumentar entre US$ 5 e US$ 7 por barril.

Além disso, o break even já mencionado, leva em consideração uma vazão de poços entre 15 e 25 mil barris por dia. Atualmente a Petrobras produz no pré-sal a uma vazão média de 20 mil barris por dia. Alguns poços do Polo Pré-sal da Bacia de Santos têm alcançado vazão superior a 30 mil barris de óleo por dia, com efeito positivo na economicidade dos projetos. Essa elevada produtividade permitiu, por exemplo, que as unidades piloto de produção do FPSO Cidade de São Paulo (navio-plataforma operando no campo de Sapinhoá) e FPSO Cidade de Paraty (instalada no campo de Lula) atingissem a sua capacidade máxima de produção, de 120 mil barris por dia, com apenas quatro poços produtores interligados a cada uma delas.

Esse cálculo considera que todos os dispêndios dos projetos (investimentos, custos operacionais e tributação) estão associados ao nível de preços dos insumos vigente no momento da sua aprovação. É importante destacar, ainda, que os custos da indústria fornecedora de bens e serviços são, historicamente, correlacionados aos preços de petróleo no mercado internacional. Quando há redução relevante, como no caso atual do patamar de preços do barril, ela é acompanhada, ainda que não imediatamente, de uma diminuição dos custos em segmentos importantes do setor de bens e serviços. O efeito dessa redução compensa, em parte, a perda de receita ocasionada pela queda do preço do barril.

Vale ressaltar, também, que as decisões de investimento em projetos de Exploração & Produção – especialmente os destinados a águas profundas – são baseadas em cenários que incorporam uma visão de longo prazo, não só para os preços, como também para todos os demais insumos e custos dos projetos.

Alta produtividade - O enorme potencial do pré-sal pode ser avaliado pela elevada produtividade dos poços em operação. No último dia 16 de dezembro, por exemplo, a produção de petróleo nos campos operados pela companhia na província do pré-sal nas bacias de Santos e Campos atingiu a marca histórica de 700 mil barris de petróleo por dia (bpd), com a contribuição de apenas 34 poços produtores interligados a 12 diferentes plataformas - sendo oito deles produzindo exclusivamente na camada pré-sal. Esse volume foi alcançado apenas oito anos depois da primeira descoberta de petróleo nessa província, em 2006, e apenas seis meses após a companhia ter atingido a marca de 500 mil bpd, em julho.

Além disso, vêm contribuindo para o desempenho da companhia no pré-sal os resultados obtidos pelos programas estratégicos PRC-Poço (Programa de Redução de Custos em Poços) e PRC-Sub (Programa de Redução de Custos em Sistema Submarinos). Esses programas integram iniciativas que vêm incorporando melhorias contínuas na redução da duração e dos custos não só de poços, como também de instalações submarinas dos projetos de Exploração e Produção, contribuindo para aumentar ainda mais a competitividade econômica dos projetos do pré-sal. Como exemplo da melhor produtividade que vem sendo obtida desde 2010, destaca-se a redução da ordem de 60% no tempo de construção de poços dos campos de Lula e Sapinhoá, ambos no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos.

Custo de extração no pré-sal é de US$ 9 o barril

"Fica cada vez mais fácil entender a intenção daqueles que desdenham da Petrobrás ou procuram alterar as regras que...
Posted by Em Defesa da Petrobras on Quinta, 7 de maio de 2015

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Custo de extração no pré-sal é de US$ 9 o barril

AEPET | Por Rogério Lessa Benemond

Fica cada vez mais fácil entender a intenção daqueles que desdenham da Petrobrás ou procuram alterar as regras que garantem à Companhia a posição de operadora única e participação de 30% em todos os empreendimentos no pré-sal. De acordo com a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Solange Guedes, o custo de extração de petróleo na camada pré-sal não para de cair e atingiu o patamar de US$ 9 o barril - abaixo da média da estatal, de US$ 14,6 por barril, e da média das empresas do setor, de US$ 15 por barril.

A executiva, que apresentou um panorama do pré-sal no almoço-palestra “Pre-Salt: What Has Been Done So Far and What is Coming Ahead” (“Pré-sal: o que já foi feito e o que vem pela frente”), nesta terça-feira (5/5), na Offshore Technology Conference 2015, em Houston (EUA), disse que a produtividade do pré-sal excedeu as expectativas e o custo de produção tende a cair ainda mais no futuro próximo. “Atualmente, a média de produção no pré-sal da bacia de Santos ultrapassa 25 mil barris de petróleo por dia (bpd). Cinco poços produzem, cada um, mais de 30 mil barris por dia. E os campos de Sapinhoá e Lula possuem poços em que a média de produção pode atingir 40 mil barris por dia”, informou.

Dez tecnologias pioneiras

Ainda na sessão sobre pré-sal, foram detalhadas as 10 soluções tecnológicas, decisivas para o sucesso da implementação dos projetos do pré-sal, e que levaram a Petrobras a ser premiada com a OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, and Institutions, reconhecimento mais importante que uma empresa de petróleo pode receber como operadora offshore:

1 – Primeira boia de sustentação de risers (BSR) – Boia que sustenta as tubulações que conduzem o petróleo ou o gás do poço no fundo do mar até a plataforma, aliviando a carga sobre esta. Permite a instalação dos risers antes mesmo da chegada da plataforma de produção.

2 – Primeiro riser rígido desacoplado em catenária livre - steel catenary riser (SCR) - Tubulação rígida que leva o petróleo ou gás do poço às plataformas de produção.

3 – Mais profundo steel lazy wave riser (SLWR), a 2.140m (a ser instalado no primeiro trimestre de 2015) - Outro tipo especial de tubulação por onde passa a produção de petróleo e gás dos poços até a plataforma, também instalada em águas mais profundas.

4 – Mais profundo riser flexível, a 2.140m - Tubulação que transfere o petróleo ou gás dos poços no fundo do mar para as plataformas de produção. Esta é a tubulação flexível em maior profundidade de água já instalada.

5 – Primeira aplicação de risers flexíveis com monitoramento integrado – Sistema que monitora em tempo real, pela primeira vez na indústria e através de fibras ópticas, a integridade da tubulação flexível que transfere óleo e gás do poço até a plataforma.

6 – Maior profundidade de água (2.103m) onde foi perfurado poço utilizando a técnica de pressurized mud cap drilling (PMCD) em sonda de posicionamento dinâmico - Poço em águas mais profundas já perfurado com a utilização desta técnica que é mandatória em cenários de perda severa de circulação durante sua construção.

7 – Primeiro uso intensivo de completação inteligente em águas ultraprofundas - Esta tecnologia permite a otimização do gerenciamento dos reservatórios, garantindo a seletividade de dois ou mais horizontes produtores atravessados pelo poço.

8 – Primeira separação de CO2 associado ao gás natural em águas ultraprofundas - 2.200 m - com injeção de CO2 em reservatórios de produção - Esta tecnologia permite separar o CO2 do petróleo e do gás natural, reinjetando-o nos reservatórios através de poços especiais, chamados poços de injeção, visando aumentar a produtividade dos poços.

9 – Mais profundo poço de injeção de gás com CO2 - 2.200m de lâmina d'água - Com esse poço a Petrobras bateu o recorde de profundidade de poço para injeção de CO2, visando evitar a emissão de CO2 e elevar a produção de petróleo e gás natural.

10 – Primeiro uso do método alternado de injeção de água e gás em águas ultraprofundas - 2.200m - A injeção de água e gás é utilizada para aumentar a produtividade dos reservatórios de petróleo e gás, mantendo-os pressurizados.