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 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.
A 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.
Dezenove FPSOs em dez anos, com capacidade instalada para produzir 3,2 milhões de barris/dia de petróleo
Os sistemas devem demandar 316 poços de produção e árvores de natal molhada (ANMs)
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 ao vivo 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.