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A Petrobras luta com bombeamento de óleo em Iara
A Petrobras está encontrando dificuldades para bombear o óleo em uma das maiores perspectivas do Brasil, três pessoas com conhecimento do projeto, disseram, sinalizando que sua venture com o BG Group Plc (BG /) e a Galp Energia SGPS SA pode ter custos mais elevados ou desenvolvimento mais lento, do que em outros campos offshore.
Petrobras, a maior produtora do mundo em águas profundas, encontrou baixa permeabilidade em seções do campo de Iara, disseram as pessoas, que falaram sob condição de anonimato porque os resultados não foram tornados públicos. Isso significa que as técnicas mais caras, tais como fraturamento hidráulico, ou fracking, podem ser necessárias para obter o petróleo fluindo em Iara, onde um único poço em águas profundas custa mais de US $ 100 milhões cada, uma das pessoas disse.
A BG do Reino Unido e a Galp de Portugal estão contando com a Petrobras como operadora da concessão para acelerar a produção em seus poços na descoberta de Iara. A Petrobras por sua vez pode priorizar as áreas do campo que fluem melhor, em vez de empregar fracking, quilômetros abaixo do leito marinho do Atlântico Sul, disse Cleveland Jones, professor de geologia na Rio de Janeiro State University.
"A opção é ir para as coisas fáceis e as coisas difíceis depois, o caminho de menor resistência", Jones, que pesquisou os campos com a mesma geologia, disse por telefone do Rio de Janeiro. "Por que perfurar um muito mais caro bem quando você não precisa?"
Iara , a cerca de 230 quilômetros (143 milhas) para o mar do Rio, é uma das cinco maiores descobertas do Brasil. É no mesmo bloco de exploração de Lula, a maior descoberta do mundo em mais de uma década. É aí que a Petrobras superou as expectativas de produção e bombeia poços de tanto quanto 36.000 barris por dia. Ambos os campos são conhecidos como "pré-sal" - em referência à sua formação geológica ao longo do tempo.
"Técnicas Especiais"
Em 2008, a Petrobras estimou até 4 bilhões de barris de reservas recuperáveis em Iara, ou o suficiente para atender a demanda brasileira por mais de cinco anos. Os testes recentes sugerem que a qualidade dos reservatórios do pré-sal não são uniformes. O Brasil planeja um leilão para mais licenças de exploração em novembro.
O produtor estatal pode, eventualmente, usar "técnicas especiais de estímulo e geometria de poços" em áreas de Iara para otimizar a produtividade, a Petrobras disse em 13 de maio em uma resposta por e-mail às perguntas. A empresa baseada no Rio de Janeiro disse que vai terminar um quarto poço e começar uma quinto antes do fim do ano, no campo onde mantém expectativas positivas.
A Petrobras não quis comentar sobre eventuais alterações nas estimativas de reserva e disse no e-mail que seu plano de negócios prevê dois sistemas de produção na região até o final de 2018. Isso se compara com sete no campo de Lula.
'Ligeiramente mais pobres'
BG, No. 3 produtor de gás do Reino Unido, disse que espera que os ativos existentes no Brasil para entregarem mais de um terço de sua produção em 2020. A Galp com sede em Lisboa, disse que está contando com o bruto brasileiro para ajudar a dependência calçada em refino e vendas de combustíveis em Portugal e Espanha .
Os campos do pré-sal vão dobrar a produção da Petrobras em 2020 depois de terem começado a produção em 2009, de acordo com o plano de negócios da empresa.
Os parceiros estão estudando planos para expandir Iara, que tem "óleo similar em lugar de Lula, mas com propriedades do reservatório um pouco mais pobres ", BG CEO Chris Finlayson disse May 14 em Londres . Um assessor de imprensa da BG Brasil de unidade, que não é um porta-voz autorizado, referiu perguntas sobre Iara para o operador Petrobras. Pedro Marques Pereira, porta-voz da Galp com sede em Lisboa, também também referiu as perguntas à Petrobras em um e-mail.
O BG tem uma participação de 25 por cento no bloco BM-S-11, bloco que inclui Iara e a Galp tem 10 por cento. A crescente produção no pré-sal do Brasil ajudou tanto a BG e a Galp a aumentarem seus ganhos estimados no primeiro trimestre.
'Jogo totalmente diferente'
O produtor brasileiro já está desenvolvendo os campos do pré-sal descobertos após Iara em um ritmo mais rápido. Franco, que a Petrobras adquiriu do governo em 2010, como parte de uma venda de ações US $ 70 bilhões está definido para iniciar a produção em 2016 a partir de dois sistemas de produção separados. O campo, onde a Petrobras vai vender todo o petróleo em si, terá cinco sistemas em vigor até o final de 2019, de acordo com o plano de negócios.
A Petrobras perfurou seu primeiro poço do pré-sal no BM-S-10, em 2005, onde descobriu o campo Paraty. A perfuração de um único poço na área tem um custo superior a US $ 200 milhões. Custa cerca de 50 por cento a mais para perfurar poços horizontais e frack reservatórios no exterior, disse Jason Kenney , analista do Banco Santander SA, em Edimburgo.
"Agora você está em um jogo totalmente diferente de perfuração, é quase tão complexa como um poço pode ficar", Gianna Bern , presidente da Brookshire Advisory & Research Inc. em Chicago , disse por telefone, sem dar uma estimativa de custo. "Eles vão avaliar onde ele se encaixa com a estratégia maior. Eles sempre vão para os barris mais econômicos em primeiro lugar. "
Áreas devolvidos
A Petrobras reduziu os custos de perfuração no pré-sal, reduzindo tempos de 70 dias em 2012 de 134, em 2006, de acordo com de plano de negócios da empresa . A região como um todo tem batido as metas da empresa. Em 2010, a Petrobras planejou ter bombeamento de 241.000 barris por dia a partir do pré-sal até 2014. No pré-sal do Brasil de março a produção chegou a 349.600 barris por dia, segundo a Agência Nacional do Petróleo, ou ANP.
A Petrobras etornou áreas do pré-sal para o governo após a exploração inicial não mostrou potencial comercial. O maior produtor em águas mais profundas do que mil pés retornou 28 por cento do BM-S-10, bloco de exploração, incluindo a Macunaíma perspectiva descoberta em 2011, para o regulador de petróleo no ano passado, segundo o site da ANP.
Exxon Mobil Corp, Hess Corporation (HES) e Petrobras devolveram o bloco BM-S-22 para o regulador de um ano atrás, depois de não conseguir encontrar depósitos comerciais.
"Nem todas as notícias tem sido boas", Fernando Siqueira, ex-gerente da Petrobras e atual vice-presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobras, disse por telefone do Rio de Janeiro. "A Exxon perfurou três poços e não encontrou nada."
Primeiro Óleo
A Petrobras planeja bombear seus primeiros barris de Iara em 2017 depois de instalar um navio de produção no local, de acordo com o seu plano de negócios. A saída virá do poço Iara Horst, a 8 km da descoberta inicial.
Iara Horst tem "características de reservatório melhor" do que o primeiro poço que foi perfurado na área, a Petrobras disse em um comunicado março de 2011. Foi o segundo campo do pré-sal, depois de Lula, onde a Petrobras deu estimativas de reservas específicas.
A taxa de sucesso global da Petrobras no pré-sal está em 82 por cento, superior à taxa de 64 por cento para todas as suas operações brasileiras, de acordo com informações em seu site. Globalmente, cerca de 35 por cento dos poços encontram petróleo e gás natural.
http://www.bloomberg.com/news/2013-05-19/petrobras-said-to-struggle-pumping-oil-at-iara-discovery-energy.html.
