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entrevista

ENTREVISTAS

Entrevistas com os maiores representantes e chefes da industria naval, petroleira e offshore do Brasil e do Mundo.
José Gutman - A perspectiva é de produção crescente
José Gutman - A perspectiva é de produção crescente
Divulgação ANP
apresentação
Por Beatriz Cardoso

A afirmação do diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis José Gutman está embasada no monitoramento contínuo da produção de hidrocarbonetos no Brasil. Esta é uma das tarefas desse engenheiro elétrico que se tornou o primeiro concursado a assumir um cargo de direção na agência, em junho de 2014, e que soma mais de 14 anos de trajetória na instituição. Gutman fala das ações que a ANP adotou nos últimos anos para atuar com a abrangência que um órgão regulador deve ter em um mercado estratégico como este.
“A ANP está em vias de aprovar uma nova regulamentação do Plano de Desenvolvimento que focará a análise dos campos de grande produção, acompanhando o projeto desde sua concepção”, antecipa Gutman, nessa entrevista exclusiva à TN Petróleo, na qual avalia que a queda de preço não inviabilizará projetos no país. “Já havia essa expectativa de redução do preço do petróleo em função do contexto mundial relacionado ao balanço de oferta e demanda desse hidrocarboneto”, pontuou.

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A meta de o país produzir 100 milhões de m³ por dia de gás natural pode ser atingida em 2015?

resposta

Existe esta expectativa, conforme previsto nos Programas Anuais de Produção já mencionados. Vale destacar que, em outubro deste ano, a produção de gás natural já foi de quase 93 MMm³/d (milhões de m3 por dia).

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O Relatório da Goldman Sachs, publicado em outubro, prevê que a produção de petróleo do Brasil deve subir 325 mil barris/dia (quase mil barris por dia) em 2015, registrando o maior crescimento no continente sul-americano, com a produção da Bacia de Santos superando os declínios registrados na de Campos. Qual a sua expectativa em relação a isso?

resposta

Os Programas Anuais de Produção (PAPs) apresentados à ANP, no mês de outubro/2014, pelas empresas produtoras, sinalizam que a produção de petróleo do Brasil deve crescer em 2015. Isso deve ocorrer sobretudo pelo ramp up [i.e. elevação rumo ao pico de produção] das plataformas que iniciaram a operação recentemente, tais como o FPSO Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), FPSO Cidade de Mangaratiba (Lula), P-58 (Jubarte) e P-62 (Roncador). Há também a previsão de entrada de produção de uma nova plataforma em 2015: a FPSO Cidade de Itaguaí (Lula).

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O mesmo relatório afirma que atividades de manutenção realizadas na Bacia de Campos “estão levando a um alinhamento gradual das taxas de declínio da produção para o padrão geológico de 10% a 11% por ano”. O senhor concorda com isso? Esse é um nível positivo de declínio? É melhor que o de outras regiões produtoras?

resposta

É importante esclarecer que a Bacia de Campos é constituída por um conjunto de campos em diferentes momentos do ciclo de produção: crescimento (Papa-Terra), pico (Roncador, em 2015) e declínio (a maioria dos campos, com destaque para Marlim e Albacora). Em relação a este último grupo, verifica-se um declínio médio atual em torno de 10%, o que pode ser considerado um número aceitável na indústria do petróleo. É importante frisar que o declínio de cada campo depende das características de rocha, fluido, mecanismos primários de recuperação e estratégia de desenvolvimento adotada. A ANP busca avaliar o controle do declínio de modo personalizado, com foco no bom gerenciamento do reservatório e na busca contínua pela maximização da recuperação de petróleo e gás natural dos reservatórios por meio de projetos complementares. Assim sendo, observando-se a produção da bacia desde 2010, verificam-se oscilações entre crescimento e queda, sendo que a produção deste ano deve superar a do ano passado.

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Segundo boletim da ANP, a produção de petróleo do Brasil atingiu em outubro cerca de 2,393 milhões de barris/dia e 92,7 milhões de m³/d, totalizando em torno de 2.976 milhões de boed (mil barris de óleo equivalente por dia). Aumento de mais de 15% na produção de petróleo se comparada com o mesmo mês de 2013. Esse é um bom índice para a agência?

resposta

A ANP vem empreendendo todos os esforços para gerenciar o declínio natural dos campos maduros e fomentar o desenvolvimento do pré-sal. A expectativa é que nos próximos anos a produção dobre, gerando aumento na arrecadação das participações governamentais (como royalties etc.), desenvolvendo a indústria nacional (via conteúdo local), além de fomentar a pesquisa e desenvolvimento. Nesse cenário, o Brasil se tornará também um potencial exportador líquido de petróleo, que o colocará em uma nova posição na geopolítica energética mundial.

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O avanço da produção do petróleo no Brasil acontece em um momento em que os preços do petróleo estão em trajetória de queda. Entretanto, de acordo com a Goldman Sachs, isso não ameaça a sustentabilidade de projetos no pré-sal. “A manutenção de preços fracos não representa uma ameaça à produção de Santos, uma vez que tem um dos mais baixos custos marginais neste espaço”, afirmou o banco de investimentos. Qual a sua avaliação?

resposta

Os projetos de E&P, incluídos os do pré-sal, são submetidos pelas empresas, em regra geral, a uma avaliação da viabilidade técnica e econômica levando em conta um cenário de longo prazo, contemplando uma posição conservadora. Ademais, já havia essa expectativa de redução do preço do petróleo em função do contexto mundial relacionado ao balanço de oferta e demanda desse hidrocarboneto.

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Mais de 90% da produção de petróleo e gás natural são provenientes de campos operados pela Petrobras. O senhor acredita que esse predomínio da Petrobras na produção deve sofrer uma alteração mais expressiva antes do final da década?

resposta

Embora tenhamos cerca de 80 empresas atuando em E&P no Brasil, com perspectivas de novos entrantes a cada leilão e fomento inclusive da participação das empresas de pequeno e médio porte, a perspectiva de produção do pré-sal (operado majoritariamente pela Petrobras) é algo grandioso. E que acaba, em termos de volume, se sobrepondo às demais produções, que são também muito importantes para o país. De qualquer forma, o Brasil apresenta oportunidades para variados tipos de empresas, uma vez que temos cerca de 7,5 milhões de km2 de área sedimentar espalhados por 38 bacias, que englobam desde as já maduras, passando pelas de novas fronteiras tecnológicas ou de conhecimento, e culminando com as de elevado potencial petrolífero.

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O campo de Roncador, na Bacia de Campos, foi o de maior produção de petróleo em outubro, e tem dividido essa liderança com Marlim há mais de uma década. E ambos são campos do pós-sal. Há a expectativa de que haja mudança nessa liderança? Que campo do pré-sal tem mais condições de atingir seu ápice de produção para superar Roncador e Marlim?

resposta

O Campo de Marlim Sul vem dividindo a liderança com o Campo de Roncador desde janeiro de 2009. Com a entrada da P-55, o Campo de Roncador assumiu a liderança definitiva em maio de 2014. A expectativa é que o campo de Lula, cuja produção integral é oriunda do pré-sal geológico, seja o primeiro a superar a liderança de Roncador, o que pode ocorrer já em 2016.

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Lula já é o maior produtor de gás natural, com média diária de 8,9 milhões de m3, e o Brasil produz 20 milhões de m³ a mais por dia do que em outubro de 2013. O senhor acredita que essa linha ascendente deve se manter?

resposta

A tendência é de crescimento da produção de gás natural nos próximos anos, em especial em função do crescimento da produção do pré-sal, que em sua maioria possui alta razão gás-óleo (RGO).

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A produção do pré-sal passou de 436,1 mil boed (358,8 mil barris/dia de petróleo por dia e 12,3 milhões m³/d de gás natural), com 27 poços produzindo em janeiro deste ano, para 739,5 mil boed (607,1 barris/dia de petróleo e 21,0 milhões m³/d de gás natural), com 40 poços em produção. Aumentou mais de 60% com apenas 13 poços a mais. Isso se deve à melhor produtividade de poços? Ou alguns atingiram o pico?

resposta

Em primeiro lugar, é importante apontar que o chamado pré-sal geológico engloba também reservatórios de menor produtividade, como é o caso dos campos de Pampo, Trilha e Linguado. Há também poços do pré-sal geológico nos campos relevantes da Bacia de Campos (Marlim/Voador, Albacora, Marlim Leste, Barracuda/Caratinga), mas que possuem produção inferior aos poços do pré-sal da Bacia de Santos. Esses poços de menor produção também são contabilizados como poços do pré-sal e respondem por um número representativo dos 27 poços que produziram em janeiro/2014. Outro aspecto relevante é que a situação dos poços é dinâmica e particular. Um poço pode, eventualmente, deixar de produzir por um tempo, por questões operacionais ou por estratégia de explotação do reservatório. Novos poços começam a produzir à medida que são interligados às novas plataformas ou a plataformas já existentes. Na comparação com janeiro/2014, a produção do pré-sal em setembro/2014 teve 15 poços diferentes, dos quais dez aparecem na lista dos 30 poços com maior produção, e juntos produziram cerca 290 Mil boed, ou 66% da produção no pré-sal em setembro. Portanto, o maior número e produtividade dos poços que produziram em setembro explicam em boa parte a variação de produção no período.

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Como está a produtividade do pré-sal na avaliação da ANP? É um bom índice? Ou está abaixo da expectativa?

resposta

A produção do pré-sal apresenta bons números. Como exemplo, podemos citar que, no mês de outubro, 22 dos 30 poços com maior produção no Brasil são poços do pré-sal.

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Quantos poços produtores o pré-sal tem hoje, e em que campos?

resposta

Em outubro, foram 40 poços produtores em 11 campos e duas áreas exploratórias. Esses dados são publicados no site da ANP mensalmente, no Boletim da Produção.

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A ANP tem acompanhado o esforço da Petrobras para recuperar os índices de eficiência e produtividade na Bacia de Campos?

resposta

Evidentemente, a Bacia de Campos, por ser madura com grande quantidade de campos que já apresentam alta produção de água e expressivas movimentações de gás, requer maior acompanhamento nas eficiências operacionais das unidades. Neste intuito, a ANP a regula e fiscaliza, buscando que as plataformas de todos os concessionários operem de forma que a produção realizada se alinhe com o potencial instalado, minimizando perdas nos sistemas de topside, subsea e de poços.

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Qual a avaliação que a ANP faz hoje do Programa de Otimização da Eficiência Operacional da Petrobras (Proef)? Ele tem gerado os resultados esperados pela agência, que tem de zelar pela produção brasileira desse energético estratégico?

resposta

A ANP fomenta programas como o Proef, bem como iniciativas de quaisquer outros operadores que impliquem a melhoria na eficiência operacional na região. As decisões da ANP em relação aos Planos de Desenvolvimento de grandes campos recentemente revisados (Roncador, Marlim Sul, Marlim e Albacora) vão ao encontro desta diretriz. Ademais, destacamos o Programa Anual de Redução de Queimas (Parq), que implicou a redução de queima de gás natural, e uma maior utilização deste recurso energético. Em 2009, a queima de gás no Brasil representou cerca de 16% do total produzido, enquanto em 2013 a queima baixou para um patamar inferior a 5%. Em suma, uma enorme redução em tão pouco tempo.

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Que desafios ainda há a vencer, sobretudo para evitar que haja um declínio acentuado de uma bacia madura, mas que está se renovando com o pré-sal?

resposta

Embora a produção brasileira esteja se renovando com o pré-sal, existe uma concentração de esforços no controle dos declínios das bacias maduras, principalmente a de Campos, que responde por parcela significativa da produção. Assim, é importante que sejam viabilizados projetos complementares nos campos, como a perfuração de novos poços, a ampliação do método de recuperação secundária (como a injeção de água), a implantação dos métodos de recuperação avançada (EOR), investimentos em novas tecnologias, como os equipamentos subsea, que podem aumentar o fator de recuperação dos reservatórios e prolongar a vida útil do campo. Tais atividades são cobradas e compromissadas pela ANP no âmbito da análise e aprovação dos Planos de Desenvolvimento.

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Por isso a ANP tem revisado diversos planos de desenvolvimento da produção. Quais os resultados e objetivos desta ação?

resposta

Na aprovação do Plano de Desenvolvimento de Marlim foi determinado, por exemplo, a apresentação do projeto de revitalização do campo. Outros planos de desenvolvimento aprovados recentemente, como os de Marlim Sul, Roncador, Pampo e Albacora, também compromissaram uma série de projetos complementares que seguem a diretriz mencionada. Para 2015, ainda deliberaremos sobre outros campos relevantes, como o de Marlim Leste, Barracuda e Caratinga. Os resultados que vêm sendo obtidos com essas revisões são os compromissos de investimento, redução do declínio da produção e consequente aumento da produção nacional. Vale mencionar que a ANP está em vias de aprovar uma nova regulamentação do Plano de Desenvolvimento que focará a análise dos campos de grande produção, acompanhando o projeto desde sua concepção. Isto garantirá um acompanhamento mais próximo dos campos que respondem pela maior parcela da produção. Por outro lado, haverá uma simplificação da análise dos campos de pequena produção.

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Como têm sido os resultados de outras bacias produtoras? Quais as expectativas da ANP em relação a elas?

resposta

A performance das bacias produtoras brasileiras está diretamente relacionada ao nível de explotação das mesmas, e, neste contexto, o tratamento deve ser personalizado. A Bacia de Santos, por exemplo, nos reservatórios do pré-sal, está em seu estágio inicial de explotação e, portanto, espera-se o crescimento da produção. Há bacias com grau de explotação elevado que também possuem novas oportunidades sendo avaliadas no seu offshore, como é o caso das bacias do Sergipe, Potiguar e Espírito Santo. Como já abordado aqui, no onshore destas bacias maduras o esforço é para que haja o controle do declínio e o prolongamento da vida útil do campo. Mesmo assim, há também todo um esforço exploratório englobando áreas já na Fase de Produção, para que novos reservatórios sejam descobertos e produzidos. Portanto, a ANP trabalha no sentido de promover o desenvolvimento das bacias, sempre buscando o incremento da produção nacional, com base nas melhores práticas da indústria de petróleo e gás natural.

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