Fórum Defesa Brasil

Área de Tupi pode ter mais óleo do que o previsto pela Petrobrás

Primeiros testes no campo do pré-sal surpreendem técnicos

Irany Tereza

RIO - Nove meses após o início da fase de testes de produção de petróleo na área de Tupi, até agora a descoberta mais promissora do pré-sal da Bacia de Santos, a estimativa de 5 bilhões a 8 bilhões de barris de óleo para o bloco já é tida como conservadora pelos técnicos. Instalados no navio-plataforma Cidade de São Vicente, a uma distância de 300 quilômetros da costa, eles registram diariamente o resultado da retirada de 20 mil barris do reservatório.

Paulo Buschinelli, gerente de operações do Teste de Longa Duração (TLD), que começou em maio do ano passado para durar 15 meses, disse que já foram perfurados três poços no entorno da área para delimitar as fronteiras do campo. Por causa da enorme dimensão do reservatório, o consórcio operador (Petrobrás, 65%; BG, 25%, e Petrogal, 10%) foi obrigado a pedir à Agência Nacional do Petróleo (ANP) autorização de aumento da produção para que os testes surtissem efeito.

Com capacidade para extrair 30 mil barris diários de óleo, o navio é um equipamento pequeno, comparado às plataformas gigantes, que produzem, na bacia de Campos, até 180 mil barris por dia. A ANP havia autorizado a produção de 14 mil barris diários em Tupi, mas essa quantidade não foi suficiente para registrar nenhuma consequência nos poços de avaliação no entorno, para verificar a extensão da área por meio de medições de pressão durante a extração do petróleo.

Nesses testes, poços são perfurados a cerca de 20 milhas (em torno de 30 quilômetros) do centro da produção e medem os efeitos causados pela retirada do óleo do depósito central. A vazão teve de ser ampliada em 50% para propiciar análise de seus efeitos. "As expectativas são bem firmes. Não é sonho, é realidade. Estamos acostumados a um padrão de Albacora, Marlim (campos gigantes da Bacia de Campos), mas este reservatório excede até o de Roncador (o maior campo produtor atual)", diz Buschinelli.

Cauteloso, ele prefere não arriscar novas previsões à estimativa de novembro de 2007, quando foi anunciada a descoberta de Tupi, que inaugurou a "era do pré-sal". Os dados são analisados quase em tempo real (com defasagem de 12 segundos) por pesquisadores da Petrobrás. Buschinelli disse que não há intenção, hoje, de acelerar a produção de Tupi. "Por enquanto, nossa preocupação não é com produção, isso é secundário. Mais importante é o conhecimento que estamos ampliando sobre Tupi. O reservatório é muito grande e a espessura é grande também."

Atualmente, está sendo perfurado um poço em Tupi Nordeste. "Ainda não sabemos se é o mesmo reservatório", disse o técnico. Do convés do navio Cidade de São Vicente pode-se observar a sonda de perfuração Victoria, que mais tarde irá reinjetar gás no campo. A inevitável e elevada queima de gás nesta fase de testes é uma das preocupações da agência reguladora. Em maio, concluída a medição de pressão, a produção retorna a 14 mil barris/dia.

Mesmo em teste, já foram retirados cerca de 3 milhões de barris de óleo. Uma vez por mês, um navio-tanque fica fundeado bem próximo à plataforma, a 300 quilômetros da costa, para a operação de "alívio", levando em torno de 300 mil barris de cada vez (a plataforma tem capacidade para estocar até 450 mil barris), numa operação de transferência que nunca é feita em menos de dez horas e pode levar 18 horas.

O prazo para decretar a comercialidade de Tupi ? quando normalmente é informado o volume do campo e começa o período de produção comercial ? termina em 31 de dezembro. Antes disso, em 31 de agosto, o navio-plataforma Cidade de São Vicente, fretado da empresa norueguesa BW Offshore, deixa o local e o poço será temporariamente fechado, para instalação, em outubro, da plataforma de produção-piloto, com capacidade para 100 mil barris/dia.

A expectativa inicial é de que possam ser instaladas entre quatro a seis plataformas com a mesma capacidade quando a área for identificada como campo de produção e estiver em produção plena. Isso poderia elevar Tupi, sozinho, ao mesmo nível de produção de um país como o Equador, que faz parte da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep).

Fonte: http://www.estadao.com.br/estadaodehoje ... 0055,0.php

ANP encontra segunda maior reserva de petróleo do Brasil no pré-sal do supercampo de Franco

Publicada em 12/05/2010 às 17h05m
Reuters/Brasil Online

RIO - A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) estimou em 4,5 bilhões de barris o volume recuperável de petróleo em área que explora no pré-sal da bacia de Santos, o que se configura como a segunda maior reserva de petróleo do Brasil, atrás apenas do megacampo de Tupi.

O supercampo, batizado informalmente de Franco, está em área ainda não licitada pelo governo e poderá ser utilizado para a realização da operação de capitalização da Petrobras, em que a União cederia à estatal o direito de exploração em uma troca indireta por ações da companhia.

O poço foi perfurado pela Petrobras, contratada pela ANP para realizar o trabalho, em um prospecto com cerca de 400 quilômetros quadrados e detectou uma coluna com 272 metros de espessura efetiva com petróleo.

- A avaliação levou em consideração os mesmos padrões de cálculos adotados para a acumulação de Tupi, da Petrobras - informou a ANP em nota, referindo-se ao primeiro poço da região do pré-sal a ter sua reserva divulgada.

Tupi, o maior campo de petróleo descoberto no mundo nos últimos anos, tem reservas recuperáveis de entre 5 e 8 bilhões de barris.

O diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, afirmou que "parece se tratar de um dos poços de maior potencial já perfurado no país", o que aumentaria o otimismo do governo brasileiro em relação à região, segundo ele.

A perfuração está sendo feita a 195 quilômetros da costa do Estado do Rio de Janeiro, em lâmina d'água de 2.189 metros.

A ANP comprovou que o óleo encontrado no local é do tipo leve, cerca 30 graus API, de maior valor comercial por ser mais fácil de refinar.

O poço está a 41 quilômetros a nordeste do prospecto de Iara, onde foi descoberto petróleo leve de 28 graus API e reservas estimadas entre 3 e 4 bilhões de barris de óleo equivalente.

- A ANP está estudando a oportunidade de efetuar de imediato os testes de formação a fim de verificar a produtividade do poço 2-ANP-1-RJS - informou a autarquia no comunicado.

A ANP informou ainda que já começou a perfurar o segundo poço para a chamada cessão onerosa, o 2-ANP-2-RJS, localizado a 32 quilômetros a este-nordeste da primeira descoberta, no prospecto Libra, utilizando o equipamento NS-21 (Ocean Clipper).

Os volumes encontrados pela ANP poderão ser utilizados para cobrir a parte do governo na capitalização da Petrobras, operação prevista para julho e que nessa formatação ainda depende da aprovação do Congresso Nacional.

As reservas seriam concedidas pelo governo à Petrobras em troca das ações da empresa em uma operação indireta envolvendo títulos públicos, a chamada cessão onerosa.

A Petrobras necessita da operação de capitalização para levantar recursos suficientes para seu plano de exploração da região do pré-sal.


Fonte: http://oglobo.globo.com/economia/mat/20 ... 564237.asp