Revista Petro & Química
Edição 362 • 2015

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Configurações avançadas
FPSO Cidade de São Mateus: explosão na casa de bombas resultou em nove mortes e a docagem da plataforma
 
Queda nos preços ueda nos preços do petróleo desafia o petróleo desafia modelo – e projetos odelo – e projetos menos rentáveis são enos rentáveis são congelados ¦ Flávio Bosco

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

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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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