Firjan Petróleo - Maio 2019

Firjan PETRÓLEO 3 O mercado de Petróleo e Gás (P&G) no Brasil está atravessando um período de retomada de investimentos, com grande movimentação, principalmente na região Norte Fluminense. Há mais de 40 anos na ativa, a Bacia de Campos, onde se encontra um dos maiores complexos petrolíferos marítimos do mundo, volta a despontar como uma das principais áreas estratégicas. Nas últimas rodadas da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a Petrobras adquiriu 11 blocos exploratórios na região. Ao todo, a estatal tem hoje cerca de 90 projetos na Bacia de Campos para perfuração, completação e interligação de novos poços, além de manutenção e aumento da eficiência das unidades de produção em operação. Destas, segundo José Luiz Marcusso, gerente executivo de Águas Profundas da companhia, a revitalização dos campos maduros de Marlim é o projeto em fase mais adiantada, com seu contrato de concessão prorrogado pela ANP até 2052, juntamente com o campo de Voador. O projeto prevê a substituição das plataformas e o uso dos poços existentes e a construção de novos para melhorar a drenagem do campo. “Também obtivemos a prorrogação dos contratos de concessão dos campos de Marlim Sul e Marlim Leste, o que viabilizará novos investimentos, além de estarmos discutindo a prorrogação dos contratos de Albacora Leste, Barracuda, Caratinga e Roncador”, destaca. Com vistas ao aumento do fator de recuperação da Bacia, a Petrobras também está investindo em ações de gerenciamento de reservatórios e no desenvolvimento de novas tecnologias. Uma parceria estabelecida com a Equinor, no campo de Roncador, tem a perspectiva de aumentar em 5% o fator de recuperação. “O desenvolvimento de novas tecnologias é fundamental para a melhoria da produção desses campos. E quando se aumenta a produção, aumentamos a geração de royalties e de emprego e renda. Até o final do ano teremos um crescimento bastante significativo nesse mercado”, frisa Raul Sanson, vice-presidente da Firjan. plano de Descomissionamento Além desses grandes campos maduros, o mercado está na expectativa daqueles que serão desinvestidos pela Petrobras e as áreas em Oferta Permanente. A busca pela maximização do fator de recuperação das áreas deve ser prioridade, de acordo com Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente da ANP. A tomada de decisão pelo descomissionamento deve se dar apenas após a comprovação de inviabilidade econômica da área pelo operador. Para tanto, em minuta de revisão de regulamentação já finalizada, a Agência propõe a antecipação dos planos de desinstalações para cinco anos antes da efetivação das atividades. “Quando o operador optar pelo descomissionamento, ele estará fazendo um planejamento antecipado. O operador terá que apresentar um estudo comprovado de inviabilidade econômica. E durante esses cinco anos, a ANP colocará essas áreas devolvidas para o ciclo de ofertas do mercado. Se não houver arremate, seguirá o plano de descomissionamento”, explica. Segundo Mafra, a regulamentação vai induzir boas práticas, incentivando uma guinada rumo às tecnologias que primem pelo monitoramento remoto e pela inspeção, e que tragam informações mais robustas em custo reduzido. “O foco é antecipação, planejamento, gestão e informação”, afirma. campos maduros em PAUTA e descomissionamento no futuro MERCADO