Em 25 poços nos campos de Sapinhoá e Lula, no pré-
sal da Bacia de Santos, a Petrobras já instalou sistemas
de completação inteligente – no qual válvulas e
sensores alojados na coluna de produção dividem o poço,
permitindo o controle da produção de cada zona em tempo
real através da atuação remota das válvulas de controle das
formações que estão produzindo ou recebendo injeção de
fl uidos. Estudos realizados para os campos de Sapinhoá e
Búzios indicam que o aumento de produção pode chegar a
20%. Por ter custos mais altos em comparação aos sistemas
convencionais, essa tecnologia é adotada apenas em poços
de grande produtividade – embora a Petrobras garanta que
as lições aprendidas desde a primeira construção de um
poço com completação inteligente, em 2012, permitiram
equiparar os custos. Até o fi nal da década a companhia prevê
adotar a tecnologia em duas centenas de poços.
Uma equipe de projetistas da SBM está debruçada sobre
uma iniciativa, batizada internamente de Fast Track, que
tem por objetivo simplifi car a construção de cascos e aumentar
a capacidade de processamento de FPSOs. Os dois
casos mostram como a queda nos preços do petróleo tem
pressionado as petroleiras e suas fornecedoras a inovarem
para diminuir seus custos.
Em junho de 2014 o barril do tipo brent era negociado a US$ 112. Seis meses depois custava menos da metade.
Houve um efeito imediato nas carteiras de projetos das petroleiras
– que retrocederam 6% em relação a 2013, segundo
levantamento realizado pela Energy Information Administration
- EIA a partir dos relatórios de 23 empresas. Este
ano, os investimentos devem ser ainda menores – para a
Wood Mackenzie, que computou os planos anunciados por
116 empresas, os investimentos globais devem somar US$
120 bilhões, uma queda de 24% em comparação a 2014. O
Goldman Sachs prevê que mais de 50% dos investimentos
em novos projetos até 2020 serão cancelados se o barril
permanecer abaixo de US$ 60. É um exemplo clássico dos
aforismas que regem a economia: o preço equilibra as quantidades
produzidas e consumidas.
As incertezas agora pairam sobre a extensão desse ciclo.
A condição que puxou os preços a esse patamar – excesso
de oferta – ainda não encontrou um ponto de ajuste. A
Arábia Saudita, fornecedora de 12% do petróleo consumido
pelo mundo, manteve os níveis para defender a fatia de
mercado da Opep, e a produção de tight oil nos EUA, que
nos últimos três anos cresceu 3 milhões de barris por dia,
demorou para reagir à queda nos preços.
Embora falte um consenso sobre o ponto da retomada
dos investimentos, as análises apontam que a prioridade
será dada a projetos de maior rentabilidade. A DouglasWestwood
prevê que os investimentos globais em águas
profundas devem somar US$ 210 bilhões até 2019 – um
aumento de 70% em comparação com os últimos cinco
anos. Para a Infi eld Systems, os investimentos no segmento
subsea seguirão crescendo em média 13,3% ao ano entre
2015 e 2019. Ao mesmo tempo, empresas de menor porte
– particularmente os produtores americanos – terão mais
difi culdade para fi nanciar as operações.
De acordo com o estudo Resilience in a time of volatility:
oil prices and the energy industry, da consultoria EY, a
retração dos investimentos começará a pressionar os preços
já a partir do segundo semestre deste ano. O estudo desenha
três cenários para a precifi cação do barril: um em que
a oferta permanece colada na demanda, resultando em uma
faixa de preços entre US$ 65 e US$ 75, outro em que os
membros da Opep restringem a produção e os produtores
americanos não conseguem reduzir os custos, levando o
barril a uma faixa entre US$ 75 e US$ 80, e um terceiro,
no qual o crescimento da demanda somado aos refl exos da
queda nos investimentos levaria o barril a uma faixa entre
US$ 85 e US$ 95.
A previsão da EIA é que a cotação média do barril seja
de US$ 61 em 2015 e US$ 70 em 2016. Para todas as projeções,
nem tão cedo o preço deve retomar o patamar de
US$ 100.
“A poeira ainda tem que se assentar para enxergarmos
todos os efeitos do colapso nos preços sobre os orçamentos
de exploração e produção. Estamos notando que as
empresas estão reduzindo os investimentos na exploração
e focando na extração. O efeito duradouro de altos pre-
ços do petróleo mantém em andamento os vários projetos
que já estão em desenvolvimento ou em fase de conclusão.
Projetos que apenas foram aprovados, ou próximo a
isso, irão passar por exercícios de contenção de custos.
Isso pode vir na forma de redução da escala, achatando o
pico de produção mas alongando a vida do projeto. Haverá
menor gasto em áreas onde os custos operacionais são
mais elevados, como o Mar do Norte, onde a indústria vai
ver uma aceleração do declínio”, avalia o chefe de Pesquisa
e Consultoria da GlobalData para Oil & Gas, Matthew
Jurecky.
|
|
Preços do petróleo |
Brent |
107,48 |
107,76 |
109,54 |
111,80 |
106,77 |
101,61 |
97,09 |
87,43 |
79,44 |
62,34 |
47,46 |
58,10 |
55,89 |
59,52 |
Nymex |
100.51 |
102.04 |
101.80 |
105.15 |
102.39 |
96.08 |
93.03 |
84.34 |
75.81 |
59.29 |
47.33 |
50.73 |
47.85 |
54.63 |
- |
mar/14 |
abr/14 |
mai/14 |
jun/14 |
jul/14 |
ago/14 |
set/14 |
out/14 |
nov/14 |
dez/14 |
jan/15 |
fev/15 |
mar/15 |
abr/15 |
Fonte: Energy Information Administration |
|
|
Reservas |
|
Petróleo
(em bilhões de barris) |
Gás natural
(em trilhões de m³) |
Venezuela |
298.3 |
5.6 |
Arábia Saudita |
267.0 |
8.2 |
|
Canadá |
172.9 |
2.0 |
Irã |
157.8 |
34.0 |
Iraque |
150.0 |
3.6 |
Rússia |
103.2 |
32.6 |
Kuwait |
101.5 |
1.8 |
|
Emirados Árabes Unidos |
97.8 |
6,1 |
EUA |
48.5 |
9.8 |
Líbia |
48.4 |
1.5 |
Nigéria |
37.1 |
5.1 |
Catar |
25.7 |
24.5 |
Cazaquistão |
30.0 |
1.5 |
China |
18.5 |
3.5 |
|
Brasil |
16.2 |
0.5 |
Outros |
127.2 |
46.8 |
Total |
1700.1 |
187.1 |
|
|
Produção |
|
Petróleo
(em bilhões de barris) |
Gás natural
(em trilhões de m³) |
EUA |
11644 |
728.3 |
Arábia Saudita |
11505 |
108.2 |
|
Rússia |
10838 |
578.7 |
Canadá |
4292 |
162.0 |
China |
4246 |
134.5 |
Emirados Árabes Unidos |
3712 |
57.8 |
Irã |
3614 |
172.6 |
|
Iraque |
3285 |
1.3 |
Kuwait |
3123 |
16.4 |
México |
2784 |
58.1 |
Venezuela |
2719 |
28.6 |
NIgéria |
2361 |
38.6 |
|
Brasil |
2346 |
20.0 |
Outros |
22186 |
- |
Total |
88673 |
3460.6 |
Dados referentes a 2014 - Fonte: BP Statistical Review of World Energy |
|
|
Reservas Nacionais |
Petróleo
(Milhôes BARRIS) |
14.246,3 |
15.049,9 |
15.314,2 |
15.592,7 |
16.182,3 |
Gás (Milhões M3) |
423.003 |
459.403 |
459.187 |
458.163 |
471.148 |
|
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
|
|
Levantamentos Sísmicos |
Dados Exclusivos |
Sísmica 2D (km) |
487 |
7.688 |
5.168 |
1.081 |
3.141 |
Sísmica 3D (km2) |
11.412 |
6.748 |
1.586 |
241 |
1.022 |
|
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
|
Dados Não Exclusivos |
Sísmica 2D (km) |
33.379 |
5.742 |
390.656 |
33.251 |
25.294 |
Sísmica 3D (km2) |
54.634 |
9.680 |
23.312 |
32.437 |
58.544 |
|
Dados de Fomento |
Sísmica 2D (km) |
- |
835 |
1.088 |
2.309 |
2.309 |
|
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
|
|
Poços perfurados |
Terra |
571 |
469 |
581 |
414 |
441 |
Mar |
221 |
224 |
234 |
194 |
152 |
Total |
792 |
713 |
815 |
608 |
593 |
|
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
|
|
Declarações de comercialidade |
30 |
9 |
14 |
15 |
14 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
|
|
Comcessões |
Onshore |
Offshore |
|
228 (72,8%) |
85 (27,2%) |
|
|
Poços |
Onshore |
Offshore |
|
8.244 (91%) |
820 (9%) |
|
|
Produção de petróleo
(em mil barris/dia) |
Onshore |
Offshore |
|
160 (6,7%) |
2.234 (93,3%) |
|
|
Produção de petróleo
(em mil barris/dia) |
Pós-Sal |
Prè-Sal |
|
1.679 (70,1%) |
715 (29,9%) |
|
|
Produção de gás natural
(em MMm³/dia) |
Onshore |
Offshore |
|
22,2 (23,5%) |
72,1 (76,5%) |
|
|
Produção de Petróleo no Brasil (Mbbl/d) |
Óleo |
2.104 |
2.133 |
2.175 |
2.230 |
2.252 |
2.310 |
2.342 |
2.377 |
2.343 |
2.481 |
2.453 |
2.416 |
2.399 |
2.381 |
Condensado |
15 |
13 |
14 |
16 |
16 |
17 |
16 |
16 |
15 |
16 |
16 |
15 |
14 |
13 |
Petróleo (Total) |
2.119 |
2.146 |
2.189 |
2.246 |
2.267 |
2.326 |
2.358 |
2.393 |
2.358 |
2.497 |
2.469 |
2.431 |
2.413 |
2.394 |
|
mar/14 |
abr/14 |
mai/14 |
jun/14 |
jul/14 |
ago/14 |
set/14 |
out/14 |
nov/14 |
dez/14 |
jan/15 |
fev/15 |
mar/15 |
abr/15 |
|
|
Produção de Gás Natural no Brasil (Mbbl/d) |
Associado |
54,8 |
55,2 |
56,9 |
58,2 |
59,3 |
61,0 |
60,9 |
62,5 |
62,1 |
65,5 |
66,5 |
67,5 |
68,9 |
69,6 |
Não Associado |
28,6 |
27,7 |
27,7 |
28,4 |
28,6 |
29,9 |
28,0 |
30,2 |
29,6 |
29,6 |
30,1 |
27,9 |
26,7 |
24,7 |
Total |
83,4 |
82,9 |
84,5 |
86,6 |
87,9 |
90,9 |
88,9 |
92,7 |
91,7 |
95,1 |
96,6 |
95,4 |
95,6 |
94,3 |
|
mar/14 |
abr/14 |
mai/14 |
jun/14 |
jul/14 |
ago/14 |
set/14 |
out/14 |
nov/14 |
dez/14 |
jan/15 |
fev/15 |
mar/15 |
abr/15 |
|
|
Produção por Concessionário
|
Concessionário |
Petróleo (bbl/d) |
Gás Natural (Mm³/d) |
Produção Total (boe/d) |
Petrobras |
2.041.165 |
77.178 |
2.526.615 |
BG |
133.336 |
5.441 |
167.560 |
Repsol Sinopec |
52.695 |
1.757 |
63.745 |
Petrogal |
30.927 |
1.468 |
40.163 |
Shell |
28.137 |
312 |
30.999 |
Statoil |
20.768 |
29 |
20.947 |
Queiroz Galvão |
221 |
2.621 |
16.705 |
Parnaíba Gás |
9 |
2.570 |
16.173 |
OGX |
14.986 |
48 |
15.286 |
Chevron Frade |
13.563 |
150 |
14.507 |
Sinochem |
13.845 |
19 |
13.965 |
ONGC Campos |
13.078 |
130 |
13.893 |
QPI |
11.140 |
110 |
11.835 |
BPMB Parnaíba |
4 |
1.101 |
6.931 |
HRT |
5.389 |
16 |
5.489 |
Frade |
4.787 |
53 |
5.120 |
Chevron Brasil |
4.329 |
25 |
4.488 |
Brasoil Manati |
49 |
582 |
3.712 |
Geopark Brasil |
49 |
582 |
3.712 |
Maersk Energia |
3.592 |
11 |
3.659 |
Outros |
2.111 |
139 |
2.090 |
Total geral |
2.394.180 |
94.342 |
2.987.594 |
Dados atualizados em abril de 2015
- Fonte: Agência Nacional do Petróleo |
|
|
Balança Comercial |
Petróleo |
em mil barris |
variação em relação a 2014 |
em US$ mil FOB |
variação em relação
a 2014 |
Exportação |
83.990 |
94,5% |
3.803.681 |
-3,98 |
Importação |
29.635.653 |
-29,1% |
1.987.097 |
-58,5 |
Gás Natural |
em mil m³ |
variação em relação a 2014 |
em US$ mil FOB |
variação em relação
a 2014 |
Importação |
5.741.348 |
67,5% |
2.060.631.537 |
-59,4 |
1 – GNL
Fonte: Secretaria de Comércio Exterior - Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior |
|
|
Petróleo / Exportação |
China |
US$ 1.330.283.352 |
Estados Unidos |
US$ 643.957.812 |
Índia |
US$ 417.466.958 |
Uruguai |
US$ 391.793.827 |
Chile |
US$ 328.161.723 |
|
|
Petróleo / Importação |
Nigéria |
US$ 1.011.173.347 |
Guiné Equatorial |
US$ 329.282.394 |
Arábia Saudita |
US$ 226.086.402 |
Austrália |
US$ 152.162.908 |
Chile |
US$ 328.161.723 |
Argélia |
US$ 132.631.759 |
Iraque |
US$ 105.687.063 |
|
|
Gás Natural / Importação |
Bolívia |
US$ 989.237.807 |
Trinidad e Tobago1 |
US$ 466.133.717 |
Nigéria1 |
US$ 353.720.930 |
|
|
Qual será o impacto, então, para o Brasil, apontado no
Energy Outlook como um dos principais responsáveis
pelo crescimento da oferta global nos próximos 20
anos? |
|
A Petrobras já anunciou a redução em seus investimentos
e a venda de ativos. Com reservas já asseguradas, a
prioridade da Petrobras será monetizá-las. Seu desafi o, no
entanto, é o atraso na construção das plataformas que serão
instaladas nos campos do pré-sal – o que põe em risco
a meta de produção. Ela também precisa reduzir seu nível
de endividamento, que está na casa dos US$ 130 bilhões
– maior do que seu valor de mercado e cinco vezes a gera-
ção de caixa prevista para 2015.
Para Jurecky, muitos projetos terão continuidade – a
escala é signifi cativa, vários projetos já avançaram o su-
fi ciente para não serem cancelados, e a Petrobras tem que
cumprir requisitos de geração de caixa para o serviço da dí-
vida. “A companhia irá alienar ações de determinados projetos
para reduzir as pressões da dívida, no entanto, já tem
encomendado mais de dez FPSOs para iniciar nos próximos
três anos. Ela vai manter esses projetos como eles foram
planejados, com um horizonte de longo prazo em mente. É
provável que as licitações para os próximos FPSOs atrasaem
uma vez que estes projetos estão em fases anteriores”.
O investimento projetado para este ano soma US$ 29 bilhões.
Em 2016 serão US$ 25 bilhões – 82% desse valor será
aplicado nas atividades de exploração e produção. Em 2014,
foram desembolsados US$ 35 bilhões. Os investimentos recuaram
para patamares registrados em 2008. Seu planejamento
considera a cotação do petróleo no curto prazo e fi cará em cerca
de US$ 70 – o breakeven, preço mínimo para viabilizar um
projeto, no caso do pré-sal está em torno de US$ 45.
A meta da Petrobras para este ano é produzir 2.125 mil
barris de petróleo por dia nos campos brasileiros. Até o fi nal
do ano serão conectados 69 poços de produção e injeção.
Apenas uma nova plataforma deve entrar em operação – o
FPSO Cidade de Itaguaí, no campo de Iracema Norte, na
Bacia de Santos.
Os campos do pré-sal, com 14 plataformas e 39 poços,
já representam mais de 27% da produção total da Petrobras.
Quase todas as plataformas já contratadas serão alocadas
nessa área. Fora do pré-sal, o declínio da produção está previsto
em 10% neste ano – para estas áreas, estão contratados
apenas uma plataforma no campo de Tartaruga Verde
e investimentos na revitalização dos campos de Marlim,
Albacora e Roncador.
Os dois projetos que não têm a Petrobras como operadora
só começam a operar ao fi nal da década: uma nova
plataforma no campo de Peregrino, operado pela Statoil, e o
sistema defi nitivo de Atlanta, operado pela Queiroz Galvão
Exploração & Produção.
Tomando por base os compromissos exploratórios e
os projetos para os campos de desenvolvimento, a Agência
Nacional do Petróleo prevê que este ano as companhias
que operam no Brasil adquiram 2.471,2 km de sísmica 2D e
18.494,8 km² de sísmica 3D em blocos exploratórios – além
de 6 mil km² em campos já na fase de desenvolvimento. A
quantidade de poços a serem perfurados é de 630 – sendo
104 em blocos exploratórios. A contagem da Baker Huges
mostra que o número de sondas em atividade no país caiu
para 43 em abril deste ano.
A retomada das rodadas de licitações de blocos exploratórios
se torna fundamental para garantir a atividade. Um
estudo apresentado pela Federação das Indústrias do Estado
do Rio de Janeiro - Firjan à ANP aponta que cada rodada
atrai, em média, US$ 27 bilhões em investimentos – sendo
que, para cumprir os compromissos de conteúdo local,
pelo menos US$ 11,5 bilhões são direcionados à indústria
brasileira |
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