Por epbr | 04.02.2019
A redução na quantidade de projetos de exploração e produção, nos últimos anos, refletiu novamente na demanda total de perfurações contratadas em 2018. Enquanto no offshore a demanda foi praticamente a mesma do ano anterior, essa recessão setorial chegou ao onshore. Ao todo, foram perfurados 67 poços marítimos (+4,6%) e 124 em terra (-30,7%).
Os valores incluem todos as perfurações (como poços repetidos e de investigação) disponíveis no sistema da ANP, em 30 de janeiro.
++ Demanda por poços dispara com leilões da ANP
Em geral, a quantidade de poços reflete, tanto no onshore, quanto no offshore, o número restrito de projetos de exploração – os efeitos, contudo, são diferentes. Em terra, os anos com grande demanda de poços, como 2010, 2012 e 2015 – anos com mais de 500 poços –, são caracterizados pela demanda de projetos de produção. A exploração em terra, mesmo nos períodos de mercado aquecido, não foi suficiente para garantir grandes volumes de poços e não se reverteu em novos campos em escala suficiente para manter o nível da atividade.
O coração da indústria onshore ainda é a perfuração de poços de produção em campos operados pela Petrobras na Bacia Potiguar. Como a empresa reduziu o investimentos que vinham sendo feitos nos últimos anos, principalmente em Estreito, sem iniciar novos, e também não conseguiu vender outros ativos, atraindo operadores com novos planos de desenvolvimento, a demanda despencou. Esse cenário repete-se há três ano: em 2015, a demanda na Bacia Potiguar foi de 390 poços, caindo até chegar a 82 em 2018.
Estreito
De 2016 para cá, o campo de Estreito concentrou entre 70% e 80% de todos os poços de exploração, produção e injeção perfurados na Bacia Potiguar, mas essa demanda caiu de mais de 110 poços por ano, para 59 em 2018. Operado e 100% da Petrobras, Estreito não foi incluído na lista de ativos à venda.
O campo tem a maior malha de drenagem do país, com mais de mil poços de produção, sistema de injeção de vapor e outras técnicas de recuperação secundária. Produziu 8,7 mil barris/dia de petróleo em média em 2018, até novembro. E os investimentos dão retorno em curto prazo: o pico de perfuração em 2015, de 132 poços, resultou no pico de produção de 10,7 mil barris/dia em 2016, uma alta anual de 19%.
Além da Bacia Potiguar, as únicas a receberem investimentos em novos poços ano passado foram as de Alagoas, Recôncavo, Parnaíba e Solimões, totalizando 40 poços. No Recôncavo, a demanda é majoritariamente da Petrobras; no Parnaíba, da Eneva, para blocos e campos do projeto de produção integrada de gás natural; e no Solimões, apenas a Rosneft perfurou, em sua campanha de exploração na região. Em Alagoas, Petrobras e Imetame contrataram um poço, cada.
Sondas e perfil dos poços
NOTA: os dados levam em conta perfurações comunicadas pelos operadores à ANP que implicam no cadastro de um novo poço, o que inclui a repetição de poços, não contemplando serviços de recuperação (workover) em poço existente. Portanto, as sondas usadas exclusivamente para workover não são listadas nesses dados.
Em terra, quinze sondas foram utilizadas para perfurar os 124 poços em 2018, contratadas por nove operadores. Petrobras foi responsável direta por 90 desses poços (73%), sendo que 56 deles foram feitos pela sonda EBS-07, justamente, no campo de Estreito, na Bacia Potiguar. A sonda também foi utilizada em poços de Sabiá Bico-de-Osso e Sabiá da Mata, operado pela Sonangol (SHB), que tem a Petrobras como sócia, com 70% dos contratos.
A demanda total por sondas terrestres caiu fortemente desde 2012, pico recente da atividade (considera o período de 2010 a 2018), quando o mercado onshore operou com 69 sondas, na perfuração de 591 poços, por 13 operadores. Em 2015, refletindo uma pulverização menor de projetos e um número maior de perfurações por sonda, foram 557 poços por 37 equipamentos, operando para oito petroleiras. Ano passado, os 124 poços foram feitos por 15 sondas, para nove operadores.
