As reservas do pré-sal da Bacia de Santos podem conter 15 a 20 bilhões de barris, além dos 14 bilhões confirmados pela Petrobrás até agora. A projeção é da certificadora Gaffney, Cline & Associates, em relatório elaborado por encomenda da Agência Nacional do Petróleo (ANP). Segundo o trabalho, o potencial do pré-sal é equivalente ao de grandes bacias produtoras mundiais, como as areias betuminosas canadenses e a faixa do Orinoco, na Venezuela.
O relatório foi feito para auxiliar a ANP nas negociações com a Petrobrás para venda de barris do pré-sal no processo chamado de cessão onerosa, que garantiu ao governo recursos para participar da capitalização da estatal. A ANP costuma trabalhar com um potencial de 50 bilhões de barris para o pré-sal, mas é a primeira vez que reservatórios fora das concessões da Petrobrás são certificados oficialmente.
O trabalho da GCA apontou reservas de 7,8 bilhões de barris para a área de Libra, informação divulgada essa semana pelo governo, e de 5,45 bilhões de barris para Franco, que foi incluído no contrato de cessão onerosa. O resto das reservas projetadas vêm de áreas no entorno de Tupi, Iara e Júpiter - descobertas da Petrobrás - além dos reservatórios de Florim, Tupi Nordeste, Pau-Brasil, Peroba e Guará Sul.
Segundo o documento, a probabilidade de acerto é de 70% para as áreas à exceção de Florim, de mais difícil análise. De todo modo, diz a GCA, o volume certificado é equivalente à soma de uma série de descobertas gigantes feitas nos últimos anos, como o campo de Kashagan, no Casaquistão, a área no Golfo do México que permitiu a instalação da Thunder Horse, a maior plataforma de petróleo do mundo, além de áreas na Bacia de Campos como Marlim e Roncador.
Além da capacidade de exploração na região, a GCA destacou as condições de exploração no local, caracterizado por uma "vedação quase perfeita" e sustentado em uma rocha matriz "madura". "A natureza relativamente singular do play (sistema petrolífero) pré-sal (...) faz com que ele possa ser comparado de perto a plays com recursos expandidos, como as Areias Betuminosas canadenses de Athabasca, o Cinturão Venezuelano de Óleo Pesado do Orinoco e os folhelhos norte-americanos de gás."
Ano-chave. O início da produção comercial em Tupi e a previsão de licitação de Libra farão de 2011 um ano-chave para testar a atratividade do pré-sal. A expectativa é de executivos do setor, que estiveram reunidos esta semana na feira Rio Oil & Gas. Quatro anos após sua confirmação, o pré-sal vem mudando a estratégia de governo e das petroleiras com atuação no Brasil.
O reservatório de Tupi tem de ser declarado comercial até o fim do ano, quando vence o prazo exploratório do contrato de concessão. Em outubro, chega ao País a plataforma do projeto-piloto de produção na área, que esclarecerá a viabilidade comercial do projeto.
"O piloto vai indicar, por exemplo, se os reservatórios suportam a injeção de água e gás carbônico", disse o assessor da área de exploração e produção da Petrobrás, Alberto Sampaio. A injeção de água é uma técnica usada para aumentar a pressão no reservatório, garantindo maior fator de recuperação das reservas. É um dos fatores que definirão se o volume de petróleo de Tupi está mais para 5 bilhões ou para 8 bilhões de barris.
As perspectivas são otimistas, como mostra o relatório da GCA. No setor de petróleo, porém, costuma-se dizer que apenas a perfuração de poços pode confirmar qualquer projeção. E, no caso do pré-sal, é grande a expectativa com os testes que serão feitos em Tupi. A plataforma deve entrar em operação até dezembro, mas a Petrobrás quer antecipar o cronograma.
Do ponto de vista político, o grande teste será o leilão de Libra, com reservas estimadas em até 8 bilhões de barris. O governo está otimista na aprovação do marco regulatório do setor e espera colocar o projeto em leilão até o primeiro trimestre de 2011.
"É prematuro fazer qualquer avaliação no momento, mas estamos interessados em acompanhar o desenvolvimento deste novo modelo e eventualmente disputar novas áreas para ampliar o portfólio no país", disse o gerente geral da Unidade de Exploração da América Latina da Chevron, Richard Eisemberg.
"É claro que o novo modelo de contrato terá de ser estudado, mas há predisposição em participar da disputa", afirmou André Leite, da norueguesa Statoil.
Fonte: http://www.santosoffshore.com.br/
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