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Edição 284 • 2006 |
| Sustentáculo da produção nacional |
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| As boas perspectivas da Bacia de Campos incluem aumento da produção por meio de novas descobertas e pelos esforços de revitalização dos campos maduros. |
| Por uma obra do destino, o campo de Albacora Leste, com a sua P-50,
virou o ícone da auto-suficiência brasileira na produção
de petróleo. Um prêmio à Bacia de Campos, que
sozinha responde por mais de 80% da produção nacional
de petróleo. Decorridos quase 29 anos desde o início da extração do petróleo, a área de 100 mil km² que vai de Arraial do Cabo / RJ a Vitória / ES contém reservas que atualmente estão em 10,8 bilhões, mas apresentam grande potencial a ser explorado – principalmente em horizontes mais profundos – e muito óleo a ser produzido – através de revitalização de campos que já ultrapassaram seu pico de produção. “A Bacia de Campos será, ainda durante muitos anos, o sustentáculo da auto-suficiência brasileira em petróleo”, comenta o gerente-geral da Unidade de Negócios Bacia de Campos da Petrobras, Carlos Eugenio Melro da Ressureição. Os números são a melhor demonstração de que, por um bom período, a Bacia de Campos continuará atraindo as maiores atenções da indústria do petróleo: segundo a Agência Nacional do Petróleo, só nos últimos anos houve dez declarações de comercialidade na região – 25% de todo o país. Atualmente, 37 concessões são exploradas na região – sob dominio principalmente da Petrobras, mas também das operadoras Encana, Devon, Repsol e Shell. Com base nos programas exploratórios mínimos e nos planos de desenvolvimento, deverão investir R$ 341 milhões só este ano. Na avaliação do diretor da ANP, Newton Monteiro, a Bacia de Campos está num estágio mais avançado em relação as outras bacias brasileiras. “Há muito mais conhecimento acumulado sobre a Bacia de Campos do que sobre as Bacias de Santos e do Espírito Santo. Começamos a trabalhar na Bacia de Campos por volta de 1973. De lá para cá, temos cerca de 30 campos de petróleo e vários operadores”. Na Bacia de Santos, apesar de operações realizadas no final da década de 1970, as grandes descobertas só ocorreram recentemente – com o campo de Mexilhão. Mesmo as descobertas realizadas no período dos Contratos de Risco, como é o caso de Merluza, foram pequenas. “Cenário semelhante acontece no Espírito Santo: na parte sul, é uma extensão da Bacia de Campos, e ao norte realmente se desenvolve uma nova província, com óleo com outras características. Mas tudo em estágio inicial de exploração – não sabemos ainda se elas terão destino igual à Bacia de Campos”, explica Newton Monteiro. O momento nos permite afirmar apenas que a Bacia de Campos será a protagonista de um cenário que se desenha para a próxima década, com outras operadoras dividindo com a Petrobras a responsabilidade de manter a produção acima de um milhão de barris diários. |
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| Muito óleo in place Apesar de alguns campos localizados na Bacia de Campos já terem ultrapassado seu pico de produção, os trabalhos desenvolvidos pela Petrobras são bastante promissores. “Para o futuro, temos que explorar as novas fronteiras – descobrir óleo em lugar onde nunca foi descoberto – e aumentar o fator de recuperação dos campos mais antigos”, avalia o geólogo Giuseppe Bacoccoli. O especialista faz parte de uma corrente de geólogos que defendem a idéia de que a Bacia tem grande potencial a ser explorado – principalmente nas camadas subsalinas. Seu argumento está baseado na localização do gerador principal. “Do ponto de vista geológico, o que chama a atenção na Bacia de Campos é que o principal gerador – as rochas que geraram todo aquele petróleo – está abaixo do sal. E para o petróleo subir, tem que passar através de buracos na camada do sal, ou então através de falhas que ligam os reservatórios superiores. Então supostamente deve ter grandes quantidades de óleo armazenadas”. A vantagem em relação à Bacia de Santos – onde a Petrobras também tem encontrado reservatórios no pré-sal – é que os reservatórios carbonáticos da Bacia de Campos são mais rasos – a camada de sal está situada, em média, a quatro mil metros de profundidade.Só que explorar a essas profundidades não é tão trivial: em primeiro lugar, o imageamento sísmico fica prejudicado pela própria camada do sal. E o sal, nessas profundidades, se comporta de uma maneira quase fluida, o que traz um risco de deslocar e fechar o poço. “Outra dificuldade é que, abaixo do sal, se encontram pressões altas – então é necessário ter equipamentos de segurança para grandes pressões”, observa Bacoccoli. Trata-se de uma operação mais complexa e cara – na Bacia de Santos, um poço chega a custar US$ 50 milhões – mas tem prêmios significativos. A Petrobras tem feito descobertas em reservatórios do Membro Quissamã, da Formação Macaé – há uma tendência deste óleo ser de melhor qualidade porque estes reservatórios carbonáticos estão mais soterrados que os reservatórios areníticos, o que preserva melhor o óleo. “A camada pré-sal, principalmente os reservatórios das coquinas (rocha formada por acúmulo de conchas) já é um tradicional produtor em alguns campos em águas rasas, como Pampo e Linguado, e continua sendo um alvo que buscamos nos poços exploratórios que perfuramos em águas rasas e profundas”, conta Carlos Eugênio. Revitalização de campos antigos Nos últimos anos, houve um declínio natural de produção na área produtora mais antiga - que gerencialmente está sob a jurisdição da UN-BC – por um gap de implantação de novos projetos, que foram repassados para a UN-RIO. Mas não é correto classificar como madura a Bacia de Campos. Atualmente, mesmo na área produtora mais antiga, há uma tendência de reversão da curva de produção – e que se intensificará com a entrada dos novos projetos em implantação, como a Fase 2 de Espadarte, Espadarte-22, carbonatos de Congro, Bonito e Siri, Marlim 2010, Albacora, além da revitalização da produção dos campos antigos – culminando com a produção de um milhão de barris em 2010 somente na área sob a jurisdação da UN-BC. “Como a Bacia de Campos tem reservas totais que guardam 10 bilhões de barris, se conseguir recuperar mais 10% do óleo, consegue mais 1 bilhão de barris”, calcula Bacoccoli. Decorridos quase 29 anos desde o início da extração do petróleo, existem hoje 30 concessões que já ultrapassaram o seu pico de produção. Iniciativas de revitalização vêm sendo implementadas pela Petrobras alinhadas ao Programa de Recuperação de Campos com Alto Grau de Explotação – Recage e ao Desafio 2010 da UN-BC. O programa Recage, direcionado a reverter o declínio de produção dos campos maduros e a experiência acumulada pelos engenheiros da companhia com esse tipo de trabalho vem sendo fundamentais para aumentar a sobrevida dos campos em declínio na Bacia de Campos. Entre as tecnologias aplicadas atualmente, a Sísmica 4D poços multilaterais e sistemas submarinos de injeção de água podem representar ganhos no fator de recuperação médio – que hoje se situa em torno de 30%. Entre os resultados, Carlos Eugenio destaca a interpretação de novos levantamentos petrofísicos e de sísmica 4D, em andamento no Campo de Marlim – o maior produtor da Petrobras – que terá grande importância no projeto de desenvolvimento complementar. Em Albacora, as ações ligadas à injeção de água nos reservatórios, que contemplam inclusive o emprego de Sistemas Submarinos de Injeção, permitirão o aumento da recuperação de petróleo. No Campo de Bonito há um projeto piloto de produção em reservatórios carbonáticos de baixa permeabilidade, que prevê o uso de poços horizontais de longa extensão e com multifraturamento seletivo. Nos reservatórios Siri, do Campo de Badejo, está sendo priorizada a produção e o escoamento de óleos pesados e extra-pesados. “Além disso, estão sendo realizados fóruns ou oficinas focalizados em cada concessão madura, visando a identificação de oportunidades de incremento do fator de recuperação dos reservatórios. Em 2005 e 2006 já foram realizadas as Oficinas dos campos de Vermelho, Espadarte e Marimbá, sendo que a de Linguado está planejada para outubro de 2006”, comenta o gerente geral da UN-BC. |
| Uma Bacia muito maior? No final do ano passado, a Petrobras anunciou a descoberta de um novo campo gigante, localizado no bloco BC-20, ao sul da Bacia de Campos. Surpresa para quem acreditava que os reservatórios da Bacia já estavam explorados o suficiente para não mais apresentar grandes descobertas. Apelidado de Papa-Terra, o campo tem reservas potenciais entre 700 milhões e um bilhão de barris de óleo equivalente – embora o campo possa reservar mais surpresas agradáveis. “Foi feito um plano de avaliação, e foi declarada a comercialidade de uma parte. Mas ainda existe outro plano em avaliação, que ainda não está pronto”, conta o diretor da ANP, Newton Monteiro. Com base nos programas exploratórios mínimos e nos planos de desenvolvimento informados pelas operadoras, a ANP calcula que a região deverá receber R$ 341 milhões em investimentos, só este ano. “Para 2006 estão programados a perfuração de 10 poços, e a aquisição de cerca de 860 km² de sísmica 3D. É muito mais do que qualquer outra parte. Em Santos, por exemplo, deverão ser perfurados um ou dois poços”, compara Newton Monteiro. Só a Petrobras prevê investir US$ 15 bilhões entre 2006 e 2010 – com destaque para a entrada em operação das plataformas de Roncador (P-52 e P-54), de Marlim Sul (P-51) e de Marlim Leste (P-53) ambas com capacidade de cerca de 180 mil barris por dia, e de Jubarte (P-34), com 60 mil barris por dia. “Vamos perfurar em 2006 pelo menos em cinco poços exploratórios e realizar um grande programa sísmico 3D sobre os sete blocos adquiridos no bid 4, que compõem o BM-C-28, na porção oeste vizinha à nossa área produtora”, comenta Carlos Eugenio. Contra a Bacia, pesa o fato de que os novos grandes campos descobertos estarem localizados em águas profundas e ultra-profundas, por serem ainda pouco exploradas, mas propícias à ocorrência de óleo mais pesado – por ser mais suscetível a biodegradação. “Mas a depender da evolução geológica das bacias é possível a ocorrência também de óleo leve em águas profundas, como por exemplo no Campo de Golfinho, na Bacia do Espírito Santo, que recentemente entrou em produção com óleo de leve e altíssimas produções”, destaca o gerente geral da UN-BC. A Petrobras projeta fechar 2006 com uma produção média diária de 1.485 mil barris diários na Bacia de Campos (83% da produção nacional). Em 2010, esse número deverá estar em 1.817 mil barris diários (79% da produção nacional). A produção de gás também tem bons indicadores: o índice de utilização do gás na Bacia de Campos evoluiu de patamar de 67% para atuais 85% desde que a Petrobras implantou o Programa de Otimização do Aproveitamento do Gás – que contempla o projeto Queima Zero. “Estes esforços iniciaram em 1997 e hoje consideramos que todas as ações vinculadas ao projeto Queima Zero estão concluídas. O fato de ainda termos um patamar de 15% de queima no gás produzido da BC se deve essencialmente a três pontos: a necessidade de manutenção de uma queima mínima de gás nos nossos queimadores por questões de segurança; queimas decorrentes de pré operação de novas plataformas e; queimas decorrentes das eventuais operações de restabelecimento da produção”, finaliza Carlos Eugênio. |
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