Valor 04/11
Atraso na entrega de sondas afeta produção
O atraso na entrega de novas plataformas e, principalmente, sondas de perfuração para áreas com profundidade acima de 2 mil metros de água preocupa o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli. O executivo menciona esse atraso para justificar o descumprimento das metas de produção da companhia, que planejava produzir uma média de 2,1 mil barris de petróleo por dia no Brasil e fechou setembro com produção diária de 2,002 milhões de barris de óleo. Esse tipo de atraso, que tem sido frequente, leva os analistas a olharem com certo ceticismo as projeções de aumento da produção nos próximos cinco a dez anos.
Gabrielli, que viajou na sexta-feira passada para a Ásia para visitar estaleiros na Coreia, Japão e Cingapura, chama a atenção para o fato de essas unidades atrasadas estarem sendo construídas no exterior. A companhia vai receber 37 sondas de perfuração - dos tipo semi-submersível e navios-sonda - até 2015, todas construídas fora do país, algumas já atrasadas.
Somente a partir de 2015 e até 2020 começarão a ser entregues as 28 novas sondas que estão em processo de licitação e que serão construídas no Brasil. O presidente da Petrobras cita esses números para rebater argumentações de que o atraso se deve à decisão do governo de exigir maior conteúdo nacional das encomendas da estatal. "O que tem de atraso de sondas e de fornecedores é culpa da crise internacional, não tem nada a ver com o Brasil. Foi a falta de financiamento para os estaleiros e os compradores", explicou o executivo em entrevista ao Valor.
"Até agora [o atraso] não teve nada a ver com o Brasil. Se vai atrasar daqui para frente é outra questão. Nós estamos trabalhando para não atrasarem, para fazerem. Estamos atuando preventivamente", acrescentou.
Ele comentou um relatório do Credit Suisse mostrando preocupação com a queda dos níveis de produção da Petrobras na bacia de Campos, que respondem por 44% da produção da companhia no país. Segundo o banco, a taxa de depleção (nome técnico para redução da produção decorrente da queda de pressão de um reservatório ou das reservas de um campo) de alguns campos importantes na região "vem se acelerando de forma constante desde 2009".
Em alguns casos, como o do campo gigante de Marlim, os analistas do Credit Suisse encontraram queda de 20%. Trata-se de um campo importante, que já foi o maior produtor do país e responsável pela totalidade das exportações de 600 mil barris diários, mas que hoje ocupa o terceiro lugar, com produção de 213 mil barris/dia. Essa queda estaria também sendo registrada em outros gigantes como Roncador, Albacora, Albacora Leste, Barracuda e até Roncador, o maior produtor do país com 306 mil barris/dia segundo a Agência Nacional do Petróleo.
Os números mencionados pelo Credit Suisse são bem superiores aos 7,5% que a estatal vem usando com sua média de depleção, que é normal nessa indústria considerando que se trata de reservas finitas que são reduzidas ano a ano até o esgotamento. E cada vez mais a indústria utiliza tecnologias para atrasar esse "esgotamento".
Ao Valor, Gabrielli admitiu o problema dizendo que é causado por fatores tecnológicos e não por esgotamento dos hidrocarbonetos depositados nesses reservatórios, o que mostraria uma razão geológica. "O problema de declínio não é geológico. É um problema econômico, de infraestrutura para viabilizar um aumento da produtividade, e da produção", afirma. "Campos maduros produzem mais água. E na medida que você produz mais água é necessário injetar mais água para continuar produzindo petróleo", ensina.
O executivo cita o que considera dificuldades que explicam os motivos da produção não crescer como o esperado. A primeira delas é o atraso da entrega das sondas. "Sem sondas não se perfura poços e nem se consegue cumprir a rampa de aumento da produção", ressalta, acrescentando que isso "está praticamente equacionado".
Em segundo ele cita duas tecnologias em teste. Uma delas para separar o óleo da água que vem de dentro do reservatório ainda no fundo do mar. Outra tecnologia em teste é a injeção de água do fundo do mar, usando água do mar nos reservatórios, sem que ela seja bombeada da plataforma. "Na medida que fizermos essas duas coisas se terá um aumento rápido da capacidade de processamento com as instalações existentes". A terceira dificuldade é aumentar a produção dos campos já concedidos, apelidado de Projeto Varredura.
Atraso na entrega de sondas afeta produção
O atraso na entrega de novas plataformas e, principalmente, sondas de perfuração para áreas com profundidade acima de 2 mil metros de água preocupa o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli. O executivo menciona esse atraso para justificar o descumprimento das metas de produção da companhia, que planejava produzir uma média de 2,1 mil barris de petróleo por dia no Brasil e fechou setembro com produção diária de 2,002 milhões de barris de óleo. Esse tipo de atraso, que tem sido frequente, leva os analistas a olharem com certo ceticismo as projeções de aumento da produção nos próximos cinco a dez anos.
Gabrielli, que viajou na sexta-feira passada para a Ásia para visitar estaleiros na Coreia, Japão e Cingapura, chama a atenção para o fato de essas unidades atrasadas estarem sendo construídas no exterior. A companhia vai receber 37 sondas de perfuração - dos tipo semi-submersível e navios-sonda - até 2015, todas construídas fora do país, algumas já atrasadas.
Somente a partir de 2015 e até 2020 começarão a ser entregues as 28 novas sondas que estão em processo de licitação e que serão construídas no Brasil. O presidente da Petrobras cita esses números para rebater argumentações de que o atraso se deve à decisão do governo de exigir maior conteúdo nacional das encomendas da estatal. "O que tem de atraso de sondas e de fornecedores é culpa da crise internacional, não tem nada a ver com o Brasil. Foi a falta de financiamento para os estaleiros e os compradores", explicou o executivo em entrevista ao Valor.
"Até agora [o atraso] não teve nada a ver com o Brasil. Se vai atrasar daqui para frente é outra questão. Nós estamos trabalhando para não atrasarem, para fazerem. Estamos atuando preventivamente", acrescentou.
Ele comentou um relatório do Credit Suisse mostrando preocupação com a queda dos níveis de produção da Petrobras na bacia de Campos, que respondem por 44% da produção da companhia no país. Segundo o banco, a taxa de depleção (nome técnico para redução da produção decorrente da queda de pressão de um reservatório ou das reservas de um campo) de alguns campos importantes na região "vem se acelerando de forma constante desde 2009".
Em alguns casos, como o do campo gigante de Marlim, os analistas do Credit Suisse encontraram queda de 20%. Trata-se de um campo importante, que já foi o maior produtor do país e responsável pela totalidade das exportações de 600 mil barris diários, mas que hoje ocupa o terceiro lugar, com produção de 213 mil barris/dia. Essa queda estaria também sendo registrada em outros gigantes como Roncador, Albacora, Albacora Leste, Barracuda e até Roncador, o maior produtor do país com 306 mil barris/dia segundo a Agência Nacional do Petróleo.
Os números mencionados pelo Credit Suisse são bem superiores aos 7,5% que a estatal vem usando com sua média de depleção, que é normal nessa indústria considerando que se trata de reservas finitas que são reduzidas ano a ano até o esgotamento. E cada vez mais a indústria utiliza tecnologias para atrasar esse "esgotamento".
Ao Valor, Gabrielli admitiu o problema dizendo que é causado por fatores tecnológicos e não por esgotamento dos hidrocarbonetos depositados nesses reservatórios, o que mostraria uma razão geológica. "O problema de declínio não é geológico. É um problema econômico, de infraestrutura para viabilizar um aumento da produtividade, e da produção", afirma. "Campos maduros produzem mais água. E na medida que você produz mais água é necessário injetar mais água para continuar produzindo petróleo", ensina.
O executivo cita o que considera dificuldades que explicam os motivos da produção não crescer como o esperado. A primeira delas é o atraso da entrega das sondas. "Sem sondas não se perfura poços e nem se consegue cumprir a rampa de aumento da produção", ressalta, acrescentando que isso "está praticamente equacionado".
Em segundo ele cita duas tecnologias em teste. Uma delas para separar o óleo da água que vem de dentro do reservatório ainda no fundo do mar. Outra tecnologia em teste é a injeção de água do fundo do mar, usando água do mar nos reservatórios, sem que ela seja bombeada da plataforma. "Na medida que fizermos essas duas coisas se terá um aumento rápido da capacidade de processamento com as instalações existentes". A terceira dificuldade é aumentar a produção dos campos já concedidos, apelidado de Projeto Varredura.
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