Conteúdo elaborado em parceria com Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA)
Cinco anos após a estreia do modelo de partilha de produção, com o leilão de Libra, em 2013, o regime concentra os principais projetos do pré-sal brasileiro, com 14 áreas contratadas (quatro extensões de campos da concessão), e uma demanda estimada de 19 FPSOs para a próxima década. Nos próximos dez anos, a produção total dos campos da partilha tem potencial para alcançar 2,088 milhões de barris/dia, de acordo com um estudo exclusivo elaborado pela PPSA, a estatal responsável pela gestão dos contratos e da parcela da União na produção.
Após o fim da operação única obrigatória da Petrobras no polígono do pré-sal, outras empresas assumiram a liderança de projetos. Hoje são cinco operadoras, com destaque para a 5ª rodada de partilha do pré-sal, em que cada área foi contratada com uma empresa diferente na lideranças – a primeira vez em que Petrobras não exerceu o direito de preferência em uma concorrência.
Em um primeiro momento, a contratação das áreas pode movimentar o mercado de perfuração em 2019. Excluindo as áreas que são extensões de campos e blocos sob concessão – são dez com uma demanda por um poço em cada – mas que tende a ser muito maior.
A ExxonMobil, por exemplo, está licenciando no Ibama uma campanha que pode chegar a 22 perfurações para um projeto que inclui Titã e os blocos CM-753, C-M-789, S-M-536, S-M-647, todos na região limite entre as bacias de Campos e Santos, com potenciais descobertas no pré-sal.
A Petrobras, por sua vez, tem plano de perfurar até seis poços em Alto de Cabo Frio Central, na Bacia de Campos.
A contratação das áreas unitizáveis também terá efeito em projetos antigos. Com a definição para Gato do Mato e Carcará, respectivamente, Shell e
Equinor dão prosseguimento nos investimentos exploratórios.
A Shell está licenciando cinco poços no pré-sal, dois Sul de Gato do Mato e outros três em Alto de Cabo Frio Oeste.A Equinor planeja iniciar uma sísmica com nodes em Carcará, além dos planos de perfurar cinco poços na área de Norte de Carcará.Todos os projetos são planejados para o ano que vem.
PPSA estima um investimento total de US$ 144 bilhões nos próximos dez anos
US$ 100,8 bilhões em poços e sistemas de produção
US$ 43,2 bilhões em sistemas submarinos
A demanda por unidades de produção será um novo ciclo de contratação de bens e serviços para projetos no Brasil. As quatro primeiras unidades já fazem parte do planejamento da Petrobras para o projeto de Mero, primeira área declarada comercial na partilha da produção. Mero já tem uma unidade de produção contratada e outra em processo de contratação. Outras duas unidades são estimadas para os próximos anos.
Em dez anos, produção total pode alcançar 2 milhões de barris por dia de petróleo, considerando a parcela da União, de operadores e sócios.
Assista a transmissão do 1º Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo
Metodologia do estudo
As projeções apresentadas neste estudo foram realizadas a partir do volume total de óleo originalmente existente nos reservatórios (VOIP) referentes aos 14 contratos, conforme projeção da ANP. A partir dessas informações, foram adotadas as seguintes premissas:
— Para estimativas de produção, considerou-se uma taxa de sucesso exploratório de até 80% (média histórica do pré-sal, conforme dados do Observatório do setor, do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) e estabeleceu-se um cronograma para o primeiro óleo para cada projeto. Todos os 14 projetos apresentam o primeiro óleo até 2028.
— Para estimativas de quantidade de FPSOs (Floating Production Storage Oil), considerou-se a utilização de FPSOs com capacidade de produção entre 50.000 e 250.000 barris/dia, a depender do tamanho do projeto implantado.
— Para estimativas de poços produtores, considerou-se que, para cada 20.000 barris de capacidade de FPSOs, será necessário um poço produtor.
— Para estimativas de poços injetores, considerou-se que para cada poço produtor será necessário um poço injetor.
— Para estimativas de poços exploratórios, considerou-se um por projeto (compromisso mínimo).
— Para estimativas de árvores de natal (ANM) e sistemas Subsea, considerou-se uma ANM para cada poço produtor ou injetor.
— Para estimativa de custos de capital dos projetos utilizou-se a métrica de US$ 45.000 por barril por dia de capacidade instalada do sistema de produção, divididos conforme o padrão utilizado pela Petrobras, principal operadora do regime de partilha de produção: 35% FPSO, 30% Subsea e 35% poços.
— Para validar o investimento no tempo, considerou-se que os aportes são realizado igualmente nos três anos anteriores ao primeiro óleo e no ano do primeiro óleo.
