Produção de petróleo: respostas ao Valor Econômico

02.Jun.2014

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Leia respostas que enviamos ao jornal Valor Econômico a respeito de nossa produção de petróleo:

Demanda de 19/5

Pergunta: Analisando a produção média de 2014, que está em 1,921 milhão de bbl/dia, gostaria de entender como estaria a situação sem o pré-sal. Retirando-se os 470 mil bpd produzidos na área, se teria uma produção da Petrobras de apenas 1,451 milhão de barris/dia, o que é menos do que a companhia produziu na média de 2004 (1,492 milhão bpd).

Resposta: A média de realização da produção no primeiro trimestre foi de 1,922 milhão de bpd. A parcela da Petrobras na produção média no pré-sal no trimestre foi de 299 mil bpd. O volume de 470 mil refere-se ao recente recorde de um dia da produção, incluída a parte operada pela empresa para seus parceiros.

No trimestre, a parcela da Petrobras proveniente do pré-sal foi de 15,6% do total produzido (299 mil bpd / 1,922 milhão bpd). A parcela proveniente de reservatórios do pós-sal foi de 1,623 millhão bpd.

Pergunta: Quais teriam sido as alternativas para essa produção ter aumentado?

Resposta: Em todo o mundo, o significado das descobertas direciona os movimentos de uma operadora de petróleo. A descoberta do pré-sal teve grande impacto nos planos e projetos da Petrobras, e não poderia ser de outra forma.
A Petrobras tem investido pesado para aumentar a produção, e o pré-sal desempenha papel importante, com aumento constante da produção. Em 2013, entraram em operação no pré-sal dois FPSOs, com capacidade somada de 240 mil bpd. No primeiro trimestre de 2014, entrou em operação a P-58 (180 mil bpd) e, até o final do ano, mais dois FPSOs devem acrescentar mais 300 mil bpd à capacidade instalada de produção.

Para manter a produção nos campos do pós-sal que apresentam declínio natural do potencial de produção, além da manutenção da eficiência de sistemas antigos, foram ou serão colocados em produção novos sistemas.

Em 2013 entraram em operação, no pós-sal da Bacia de Campos, as plataformas P-63 (Papa-Terra) e P-55 (Roncador), além do Cidade de Itajaí, em Baúna, Bacia de Santos. Em maio deste ano, a P-62 produziu o primeiro óleo, em Roncador, e a previsão é de que a P-61, associada à Tender Assisted Drilling (TAD), em Papa-Terra, entre em operação no segundo semestre deste ano. Todas essas plataformas devem acrescentar 580 mil bpd à capacidade instalada de produção do pós-sal.

Além disso, o Proef (Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos) acrescentou 63 mil bpd à produção diária daquela Bacia no ano passado. E entre janeiro a abril de 2014, já contribuiu com mais 55 mil bpd, quando comparamos a produção realizada à que seria obtida sem o Proef na UO-BC e UO-RIO.

Pergunta: Seriam possíveis outras apostas, ou investimentos?

Resposta: Não há dúvida de que outras apostas seriam também possíveis, mas a empresa optou pela alternativa que se mostrou mais atrativa em seus estudos de viabilidade técnica e econômica, a partir dos excelentes resultados apresentados pelo esforço exploratório nos reservatórios situados na camada pré-sal. Essa estratégia mostra-se acertada a cada aumento da produção nos novos campos. Se, contudo, o resultado do esforço exploratório nas camadas pré-sal não tivesse se mostrado tão bem sucedido, outras áreas poderiam ter sido priorizadas no chamado "esforço exploratório" ao longo da costa brasileira com possíveis bons resultados também.

Pergunta: Outra forma de analisar a questão seria observando as metas dos planos de negócios antes do pré-sal (o último é 2007), e o que se vê é o atraso das entregas das plataformas, o que seria uma justificativa.

Resposta: Os sucessivos Planos de Negócios da empresa são revisados a cada ano, refletindo as melhores opções que se tem à mesa a partir de novas informações adquiridas (resultados de esforço exploratório, performance dos reservatórios postos em produção, desempenho da construção da infraestrutura etc.). A partir dessa gama de informações, novos planos são feitos, priorizando-se as áreas do portfolio e ajustando-se o cronograma de atividades da empresa às novas perspectivas apresentadas.

Outra demanda - Continuação

Pergunta: Tenho uma pergunta complementar àquelas sobre a produção, podem ajudar? Observando as metas da Petrobras nos Planos de Negócios de 2006 e 2007 (em anexo) se percebe alguns atrasos relevantes, como a P-55, prevista para entrar em 2011 mas que foi instalada no último dia de 2013. Contudo, o quadro da página 21 do PN 2007-2011 mostrava que também era esperado um declínio natural. O volume [de declínio] que aparece no quadro é de 1.114 mbpd, sendo 570 em 2011. Sendo esperado aumento líquido da produção de 690.
- a companhia esperava essa redução de 1.114 no período de 2005 a 2011?
- a conta de 1.804 no mesmo quadro mostrava que essa seria o total da capacidade instalada no período para alcançar uma produção de 2,374 milhões de bpd em 2011, o que não ocorreu. A que se deve isso?
O E&P pode esclarecer?"

Resposta: Os sucessivos Planos de Negócios da empresa são revisados a cada ano, refletindo as melhores opções de portfólio da Companhia, fruto da análise e interpretação das novas informações adquiridas, tais como resultados de esforço exploratório, performance dos reservatórios postos em produção, desempenho da construção da infraestrutura de produção e de apoio, projeção da eficiência operacional das instalações, etc. Trata-se de um processo contínuo, a partir do qual novos planos são elaborados, refletindo o melhor conhecimento daquele momento, que se traduz na priorização de áreas com resultados mais promissores e em ajustes nos cronogramas de atividades.

Obs: A matéria "Sem pré-sal, produção da Petrobras se iguala a 2005", foi publicada pelo Valor Econômico nesta segunda-feira (versão online).

Postado em: [Respostas à imprensa]