MONITOR IBP – ABRIL 2013 - ANEXO by Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis

PERFURAÇÃO DE POÇOS EXPLORATÓRIOS NO BRASIL: RESULTADOS DE 2011 E 2012

Wagner Freire*

Abril de 2013

E-Mail: monitor@ibp.org.br Website: www.ibp.org.br/monitoribp

Sumário Executivo Em 2011 e 2012 foram perfurados nas bacias sedimentares brasileiras marinhas 186 poços exploratórios, dos quais 80 pioneiros, 63 de extensão, 15 pioneiros-adjacentes, 13 para jazidas profundas e 15 especiais, que utilizaram 14.541 dias-sondas. Nas bacias terrestres, foram perfurados 228 poços exploratórios, dos quais 97 pioneiros, 73 de extensão, 45 pioneiros-adjacentes e 13 para jazidas profundas, que utilizaram 7.901 diassondas. Assim, as atividades de perfuração marítima, onde se concentra 90% da produção de petróleo, concentra também os maiores investimentos em perfuração exploratória. Nas perfurações marítimas a Petrobras liderou o ranking de participação líquida nas perfurações, com 87,1 poços ou 47%, seguida da OGX, com participação em 58,4 poços ou 31%. Nas perfurações terrestres a Petrobras também liderou o ranking, com 150,4 poços ou 67%, seguida da Petra, com participação em 21,7 poços ou 9%. Essas informações, bem como inúmeros dados que permitem avaliações de diversas naturezas, como as que são objeto deste Relatório, podem ser obtidas no SIG em fase de implantação no IBP. Nas bacias marítimas as perfurações exploratórias se concentram na Bacia de Campos, com 52% e na Bacia de Santos, com 26%, responsáveis, respectivamente, por 73% e 9% da produção de petróleo e gás do país. Nos últimos três semestres do período em análise, observa-se um declínio acentuado dos poços exploratórios perfurados, de 55 para 37, reflexo da falta de oportunidades decorrente de ausência de rodadas de licitações para novas concessões desde novembro de 2007. A atividade de perfuração nas Bacias de Campos e Santos no período em consideração contribuíram para várias descobertas em fase de avaliação e Declaração de Comercialidade dos campos de Sapinhoá (parceria Petrobras/BG/RepsolSinopec), Bauna, Piracaba, Tataruga Verde e Tartaruga Mestiça (com participação integral da Petrobras), Tubarão Azul e Tubarão Martelo (com participação integral da OGX). Com exceção do Sapinhoá, que produz em reservatórios do pré-sal, os demais campos produzem em reservatórios do pós-sal. Mas, certamente, as descobertas mais significativas do período são as do Terciário em águas profundas de Sergipe, caracterizando, de certo modo, nova província petrolífera, com a Declaração de Comercialidade do Campo de Piranema Sul, e várias descobertas em fase de avaliação, em blocos operados pela Petrobras, alguns com participação da estatal indiana Bharat. Nas bacias terrestres as perfurações exploratórias se concentraram nas bacias maduras do Recôncavo, Potiguar, Sergipe-Alagoas e Espírito Santo mas também foram importantes nas bacias de Solimões, Parnaíba e S. Francisco. Parnaíba se destaca pelos resultados das perfurações em blocos da OGX, operadora, associada à Petra, com descobertas, Declarações de Comercialidade e início da produção de gás convencional, de reservatórios em arenitos do Paleozóico, que acionam diretamente as térmicas de associada da OGX, conectada à rede de transmissão elétrica regional. Na Bacia de Solimões tem havido descobertas importantes da Petrobras, próximo ao complexo de Urucu, principalmente de gás, mas sua comercialização via duto para Manaus continua lenta. Na Bacia de S. Francisco a maioria dos poços perfurados pela Petra e outros operadores apresenta indícios de gás em reservatórios de baixa permeabilidade que vão requerer avaliação mais complexa para sua viabilidade comercial.

Apresentação No Monitor IBP de Novembro de 2012, apresentamos o Sistema de Informação Gerencial para Poços Exploratórios em implantação e uma análise dos resultados, estruturados semestralmente, cobrindo os semestres de 2011 e o primeiro semestre de 2012. Desta vez, ao incorporarmos ao Sistema o segundo semestre de 2012, podemos completar a primeira avaliação cobrindo dois anos consecutivos. Nesses dois anos foi concluída nas bacias sedimentares brasileiras a perfuração de 186 poços exploratórios, dos quais 80 pioneiros, 91 de avaliação e 15 poços classificados como especiais, nas áreas marítimas, correspondentes à utilização de 14.500 sondas-dias e 230 poços exploratórios terrestres, dos quais, 96 pioneiros e 131 de avaliação, correspondentes à utilização de 7.900 sondas-dias. Esse montante reflete investimentos muito mais expressivos conduzidos nas áreas marítimas, responsáveis atualmente por 90% da produção brasileira de petróleo e gás natural, que nas áreas terrestres. É um reflexo da situação atual da área de E&P no Brasil, mas, certamente, não de seu potencial, pouco explorado ainda. Como anteriormente, não estão incluídas, nesta avaliação, as perfurações conduzidas pela Petrobras nos blocos de Cessão Onerosa que lhe foram concedidos em setembro de 2010, que originaram dois poços pioneiros e dois de avaliação, perfurados em 2011 e 2012. Como veremos ao longo deste trabalho, observa-se uma tendência de decréscimo do número de poços exploratórios decorrente, em grande parte, da não ocorrência de licitações para concessões de blocos exploratórios para áreas marítimas por cerca de seis anos e para áreas terrestres por cerca de cinco anos, e consequente exaustão dos programas para poços exploratórios. Neste trabalho, onde apropriado, usamos mais uma vez, de forma pioneira no Brasil o conceito de perfuração líquida de poços para melhor caracterização dos investimentos a cargo de cada concessionário.

Poços exploratórios e especiais perfurados nas bacias marítimas A Tabela I e a Fig. 1 apresentam os poços exploratórios e especiais perfurados em 2011 e 2012, distribuídos por bacia sedimentar. Dos 186 poços perfurados nesse período, 80 foram classificados como pioneiros, 63 de extensão, 15 pioneiros-adjacentes, 13 para jazidas profundas e 15 como especiais. Como era de se esperar, é grande a predominância de perfuração na Bacia de Campos, que concentrou 52% dos poços, seguindo-se a Bacia de Santos, com 26% dos poços. Depois, vem a Bacia do Espírito Santo, com 9% e a Bacia de Sergipe-Alagoas, com 6%, que começa a despontar no cenário brasileiro com as recentes descobertas em águas profundas. As demais bacias: Potiguar, Ceará, Foz do Amazonas, PA-MA, Barreirinhas, Camamu e Jequitinhonha ficaram, em conjunto, com 7% dos poços. Se levarmos em consideração a profundidade dos objetivos, a cota batimétrica, a distância à costa e a natureza dos poços (pioneiros ou de avalição), de um modo geral, e em termos de sondas-dias, a situação muda bastante, com a perfuração na Bacia de Santos assumindo a liderança, com 5.721

sondas-dias ou 39% e a Bacia de Campos participando com 4.796 sondas-dias ou 33% desse indicador. Tabela I – POÇOS PIONEIROS, DE AVALIAÇÃO E ESPÉCIAIS PERFURADOS NAS BACIAS MARÍTIMAS EM 2011 E 2012 BACIAS

TIPO PIONEIROS

CAMPOS

AVALIAÇÃO ESPECIAIS TOTAL PIONEIROS AVALIAÇÃO

SANTOS

ESPECIAIS TOTAL PIONEIROS

ESPÍRITO SANTO

AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

SERGIPE-ALAGOAS

AVALIAÇÃO TOTAL

FOZ.AMAZ., PA-MA, PIONEIROS BARREIRINHAS, CEARÁ, AVALIAÇÃO CAMAMU, JEQUIT. TOTAL PIONEIROS

POTIGUAR

AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

TOTAL

AVALIAÇÃO ESPECIAIS TOTAL

1º SEM 2º SEM 1º SEM 2º SEM TOTAL 2011 2011 2012 2012 14 4 6 3 27 15 20 20 7 62 3 3 2 8 32 27 26 12 97 3 6 4* 6* 19 6 7* 6 4* 23 1 3 3 7 10 16 13 10 49 1 6 3 5 15 1 1 2 1 7 4 5 17 1 2 6 9 1 1 1 3 2 3 7 12 4 1 2 7 4 1 2 7 1 1 1 3 1 1 1 2 1 4 19 21 17 23 80 22 28 29 12 91 4 6 3 2 15 45 55 49 37 186

*Não inclui dois poços pioneiros e dois de avaliação perfurados pela Petrobras em blocos de Cessão Onerosa que lhe foram concedidos em 2010.

Segue-se a Bacia do Espírito Santo e a Bacia de Sergipe-Alagoas, com respectivamente 1.509 e 1.429 dias-sondas ou, em números redondos, ambas com 10%. Pode-se fazer outro exercício ilustrativo: o número de dias-sondas por poço pioneiro. E o resultado é o seguinte: Campos 71, Sergipe-Alagoas 103 e Santos e Espírito Santo (!) 138. Claro, a profundidade dos objetivos é outro fator importante e, nesse caso, a situação com vistas à profundidade final média dos poços é a seguinte: Campos, 3.757m; Espírito Santo, 4.635m; Sergipe-Alagoas 4.798m; e Santos 5.010m. Assim, considerando essas quatro bacias, os custos por poços exploratórios para os objetivos usuais, são mais altos em Santos e consideravelmente mais baixos em Campos. Falta avaliar o sucesso exploratório em termos comerciais.

Fig. 1 – Poços pioneiros, de avaliação e especiais perfurados nas bacias marítimas em 2011 e 2012. Campos e Santos se destacam pela concentração de 78% do total de poços perfurados

Outra situação importante, ilustrada na Fig. 2 é a evolução semestral do número total de poços pioneiros e de avaliação e a variação relativa do número desses poços em relação ao total. Cabe observar, incialmente, a tendência declinante do total de poços exploratórios de 55, no segundo semestre de 2011 para 37, no segundo trimestre de 2012, refletida principalmente na diminuição de poços de avaliação de 28 para 12, nesses mesmos períodos, respectivamente. Isso pode refletir tanto a diminuição de descobertas economicamente interessantes para avaliação como na prioridade de cumprimento dos prazos ligados aos programas exploratórios mínimos.

Fig. 2 – Poços perfurados nas bacias marítimas, por semestre, nos anos de 2011 e 2012. O declínio observado a partir do 2ª semestre de 2012 acha-se ligado à falta de novas oportunidades exploratórias

Essa diminuição reflete também da falta de novas oportunidades decorrente de ausência de concessões de novos blocos exploratórios marinhos, desde a Rodada 9, com leilão em novembro de 2007. Os primeiros poços decorrentes dessa rodada foram perfurados, em tempo recorde, a partir de setembro de 2009, já tendo motivado Declarações de 5

Comercialidade ou a devolução de blocos, como ilustrado na Fig.3. Dos 141 blocos ainda em fase de exploração, 21 estão com prazos suspensos por razões ambientais e 18, com prazo de exploração vencido, estão em análise de prorrogação desse prazo pela ANP. Assim, o saldo que mantinha a exploração num nível atraente, anos atrás, está desaparecendo rapidamente.

Fig. 3 – Evolução do saldo dos blocos das concessões marítimas na fase de exploração. A falta de novas concessões desde 2007 coíbem a continuidade do processo de exploração (Ref. Março de 2013)

O nível de atividade exploratória offshore no Brasil se compara com a atividade no exterior? Normalmente a atividade no Golfo do México, por exemplo, é consideravelmente maior, mas com a moratória decorrente do acidente de Macondo, ela caiu consideravelmente, embora já esteja sendo retomada. Basta fazer referência às duas últimas rodadas para a parte Central do Golfo, realizadas em junho de 2012 e, recentemente, em março de 2013. Essas licitações tiveram, respectivamente, a participação de 56 e 52 companhias, para 454 e 320 blocos, com 6,97 e 9,23 mil km², com total de maior bônus de 1,70 e 1,21 bilhões de dólares. Desse modo, a atividade de perfuração exploratória já deve ter sido retomada em grande escala. E. Lloyd e A. Sharma, em artigo publicado recentemente na revista Offshore, “Confidence returning among NW Europe operators”, analisam a atividade de perfuração exploratória e de avaliação offshore do Reino Unido, Noruega, Países Baixos e Dinamarca, no primeiro semestre de 2012, com ênfase no nível de atividade. Assim, ficou oportuno comparar a atividade nesses países com o Brasil nesse mesmo período. Foi o que ilustramos na Fig. 4. Cabe observar que a atividade se concentra principalmente no Reino Unido e na Noruega, que vem expandindo as operações do Mar da Noruega para o Mar de Barents. A produção de óleo e gás nesses países ainda é significativa, tendo alcançado, em 2011, 5,66 MM boe/d, em contraste com a produção brasileira de 2,48 MM boe/d. Não obstante, o

governo de ambos países continua promovendo novas rodadas de licitações e, sobretudo no Reino Unido, oferendo incentivos para os investimentos das companhias.

Fig. 4 – Poços pioneiros e de avaliação perfurados no Reino Unido, Noruega, Países Baixos e Dinamarca comparados com a situação no Brasil. Perfura-se pouco no Brasil

Tradicionalmente, no primeiro trimestre a atividade se reduz um pouco nesses países por conta do inverno. Como normalmente nesses países não se pratica os TLDs, como no Brasil, não incluímos os poços especiais, para fins de comparação mais adequada da atividade de perfuração. Verifica-se que a atividade nesses países apresentou um ritmo bem maior que no Brasil, com 53 poços perfurados, versus 43 no Brasil, e o que é mais significativo ainda, é que o número de poços pioneiros também é bem maior lá do que aqui: 30 versus 12! Certamente nossos dados estatísticos são influenciados pela exaustão de prospectos pioneiros para perfuração, pela falta de rodadas de licitações.

Participação líquida dos concessionários na perfuração de poços exploratórios marítimos A Tabela II e a Fig.5 apresentam a distribuição semestral dos poços perfurados em 2011 e 2012, de acordo com a participação líquida dos concessionários. A Petrobras lidera o ranking, com 87,1 poços dos 186 perfurados (47%) e com presença em 110 poços. Seguese a OGX, pioneira no mercado, e estreante na 9º Rodada, em novembro de 2008, com 58,4 poços e presença em 61 poços. Claro, o nível de parcerias da Petrobras é consideravelmente maior: a empresa participa, em termos percentuais, em maior número de poços exploratórios e especiais que a OGX. Cabe observar também, que a participação da OGX caiu muito, passando de 15,5 poços no 1º semestre de 2012, para 5,7 no 2º semestre de 2012. As demais 26 companhias aparecem com um nível de participação bem mais baixo. Além da Petrobras e da OGX, apenas umas poucas empresas atuaram como operadoras: Shell, Anadarko, BP, SonangolStarfish, Statoil, RepsolSinopec, Perenco, Queiroz Galvão e Vanco. 7

Tabela II – PARTICIPAÇÃO LÍQUIDA NOS POÇOS EXPLORATÓRIOS (PIONEIROS,DE AVALIAÇÃO E ESPECIAIS) PERFURADOS NAS BACIAS MARÍTIMAS PELOS CONCESSIONÁRIOS CONCESSIONÁRIOS PETROBRAS................ OGX........................... SONANGOL STARFISH. REPSOL SINOPEC........ STATOIL ..................... BG............................. SHELL......................... BP .............................. IBV............................ ANADARKO................ VANCO..................... QUEIROZ GALVÃO...... ONGC ........................ SINOCHEM................. ECOPETROL................. MAERSK .................... PERENCO................... VALE......................... INPEX........................ PARTEX...................... SK ............................. BRASOIL.................... PANORO................... TOTAL....................... SINOPEC.................... GRAN TIERRA............. PETROGAL.................. BARRA ENERGIA......... TOTAL

1 5,7 7,7 1,7 0,3 1,3 0,2 0,5 0,4 0,5 0,3 0,2 0,2 19,0

1º SEM 2011 2º SEM 2011 3 a 6 9 Total 1 3 a 6 9 9,6 0,6 15,9 11,5 12,2 2,4 10 3,0 20,7 2,5 11 3 1,7 1,6 1 0,4 0,7 0,2 0,9 0,3 1,3 0,5 0,6 1 0,3 1,3 0,6 0,3 0,5 0,7 0,6 0,3 0,4 - - 0,5 0,3 1,0 0,1 0,1 0,1 0,9 0,4 0,1 0,4 0,5 0,3 0,3 0,2 - 0,5 0,2 0,1 0,2 0,4 0,4 0,1 0,5 0,3 - 0,2 0,1 0,1 0,1 22,0 4,0 45,0 21,0 28,0 6,0

1º SEM 2012 Total 1 3 a 6 9 Total 26,1 8,3 13,2 2,9 24,4 16,5 4,5 11 15,5 2,6 0,6 0,6 1,4 0,6 0,3 0,5 1,4 1,1 0,3 0,3 0,9 0,5 0,6 1,1 0,6 0,8 0,8 1,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,3 0,5 0,5 1,1 0,3 0,3 0,9 0,2 0,2 0,5 0,1 0,1 0,3 0,5 0,5 0,2 0,2 0,2 0,5 0,4 0,4 0,1 0,4 - - 0,1 0,1 0,3 -- 0,2 0,2 0,4 0,2 0,1 0,1 0,1 55,0 17,0 28,0 4,0 49,0

2º SEM 2012 1 3 a 6 9 Total 13,0 5,7 2,0 20,7 2,7 3,0 5,7 0,3 0,3 0,4 0,6 1 0,3 0,3 1,1 0,3 1,4 1,1 0,7 1,8 0,5 0,3 0,8 2,1 2,1 0,1 0,1 0,3 0,3 0,4 0,4 0,5 0,5 0,1 0,1 0,4 0,4 0,2 0,2 0,5 0,5 0,5 0,5 0,1 0,1 0,1 0,1 23,0 12,0 2,0 37,0

TOTAL 3a6 9 40,7 7,9 35,0 6,0 1,6 1,9 0,8 1,2 2,4 1,2 1,6 1,3 2,1 0,7 1,8 0,7 1,0 1,1 2,1 1,0 0,5 1,4 0,1 0,6 0,8 0,8 0,5 1,2 1,0 0,7 0,6 0,5 0,1 0,5 0,5 0,5 0,2 0,2 0,2 0,1 0,2 0,2 80,0 90,0 16,0 1 38,5 17,4 3,3 1,1 2,5

Total 87,1 58,4 4,9 3,8 3,7 3,6 2,9 2,8 2,5 2,1 2,1 1,5 1,5 1,4 1,3 1,2 1,0 0,7 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 0,4 0,2 0,1 0,2 0,2 186,0

No período em consideração a Petrobras, isoladamente ou com parceiros, concentrou as atividades de perfuração exploratória nas bacias de Campos, Santos, Espírito Santo e Sergipe-Alagoas. Na Bacia de Santos a maioria dos poços de avaliação e especiais ocorreram no cluster do pré-sal objetivando à delimitação e à melhor caracterização dos reservatórios carbonáticos algálicos Aptianos dos campos de Lula (Bloco BM-S-11: Petrobras operadora, associada com BG e Partex, detentoras de 35% da concessão) e Sapinhoá (Bloco BM-S-9, Petrobras operadora, associada à BG e RepsolSinopec, detentoras de 55% da concessão) e melhor delimitação de outras descobertas do pré-sal, cuja comercialidade não foi declarada ainda, como as de “Iara” (BM-S-11), “Carioca”(BM-S-9), “Parati” (BM-S-10, Petrobras operadora, associada à BG e Partex, detentoras de 35%) ou “Caracará” (BM-S-8, associada à Petrogal e às empresas brasileiras Queiroz Galvão e Barra – que adquiriram a participação a Shell – detentoras de 34%).

Fig. 5 - Concessionários com maior participação líquida nos poços marítimos em 2011 e 2012. A Petrobras foi responsável por 47% dos poços; a OGX por 31%; 26 outras companhias por 22%

Fora do polígono do pré-sal, mas ainda na Bacia de Santos, em águas rasas, cabe destacar as perfurações de avaliação em Piracucá (Petrobras operadora e RepsolSinopec com 37%) e as que permitiram a Declaração de Comercialidade de Baúna e Piracaba (100% Petrobras), antes referidas como “Tiro” e “Sidon”, em fevereiro de 2011, que já vinham com TLDs correntes há algum tempo, e que prosseguem em produção com o mesmo sistema, enquanto a Petrobras implanta o Programa de Desenvolvimento. Voltando-se ao polígono do pré-sal, cabe ressaltar também (i) o farmout em 2012 dos campos de Atlanta e Oliva, portadores de gás em areias do Santoniano (pós-sal), originalmente detidos pela Shell, operadora, com 40%, Petrobras 40% e Chevron 20% para Queiroz Galvão, operadora, com 40%, OGX, 40% e Barra 20%, cujo desenvolvimento foi aprovado pela ANP em 2009; e (ii) a devolução de seis blocos, igualmente nesse polígono, depois da perfuração de vários poços: BM-S-17 e SM-330, operados pela Petrobras, S-M-506 e S-M-675, operados pela RepsolSinopec, S-M-508, operado pela BG e BM-S-22, operado pela ExxonMobil. São situações típicas das incertezas do pré-sal! Na Bacia de Campos, a Petrobras se concentrou mais na busca de reservatórios mais profundos, ou de extensão de campos em produção há muito tempo como Bonito, Espadarte, Carapitanga, Albacora, Caratinga, Carapicu, Voador/Marlim, Roncador, Barracuda, Viola, Caxaréu e Marlim Sul. Além disso, no Bloco C-M-401 (100% Petrobras), a perfuração de dois poços de extensão confirmou a descoberta do pioneiro 1-BRSA-713-RJS, em carbonatos do Albiano (pós-sal), que motivou a perfuração de dois poços especiais para TLD dos campos batizados de “Aruanâ” e “Oliva”, cuja produção se iniciou em maio de 2012. Em 30 de dezembro de 2012, embora o prazo do PAD só expirasse em 30 de maio de 2013, Petrobras decidiu 9

apresentar à ANP Declaração de Comercialidade desses campos, com a designação de Tartaruga Verde e Tartaruga Mestiça e volumes recuperáveis estimados de 352 MM boe. Diga-se de passagem, não fora essa providência pela companhia, suas Reservas provadas de 2012, teriam caído, em relação às do ano anterior, quer pelo critério SEC, quer pelo critério SPE. Os resultados desfavoráveis dos poços exploratórios nos Blocos CM-105 e 151, detidos pela Petrobras, Shell e Impex, no polígono do pré-sal no norte da Bacia de Campos, motivaram sua devolução à ANP em fevereiro de 2012. Nas outras bacias offshore em que a Petrobras atuou, cabe destacar, pelos resultados obtidos até agora, a Bacia de Sergipe-Alagoas, onde a perfuração em águas profundas de Sergipe, com o poço 1-BRSA-851, “Barra”, cujos testes de produção, realizados em setembro de 2011, com produção de óleo e gás em areias do Terciário, confirma, de certo modo, uma nova província petrolífera na região. O poço situa-se no Bloco SEAL-M-426, com participação de 40% da IBV, uma empresa controlada da estatal indiana Bharat. O poço 3-BRSA-1069, concluído em agosto, confirmou essa descoberta e, no mesmo bloco, foi anunciada nova descoberta, com o poço 1-BRSA-1083, “Farfan”. Esse poço está a 70km da costa, em cota batimétrica de 2720m, com reservatórios a partir de 5580m. Em blocos vizinhos, SEAL-M-499 (100% Petrobras), o poço 1-BRSA-1088, “Moita Bonita”, SEAL-M349 (40% IBV), o poço 1-BRSA-1104, “Cumbe” e SEAL-M-424 (100% Petrobras), o poço 1BRSA-1108, “Muriú”, também originaram descobertas semelhante. E ainda, nessa bacia, o poço 3-BRSA-1031, terminado em 14.06.12, ao confirmar nova descoberta, vizinha ao campo de Piranema, motivou Declaração de Comercialidade de novo campo, Piranema Sul, em setembro de 2012. Cabe destacar também a participação da OGX. Na área marítima a empresa concentrou seus esforços e em águas rasas da Bacia de Campos, bem conhecida pelos exploracionistas pelo potencial petrolífero dos carbonatos Albianos, desde a descoberta de Garoupa em 1974. No período em análise, a OGX participou de 10 poços pioneiros, 32 de avalição e de 6 poços especiais. Os poços de avaliação, em grande parte direcionais, se concentraram nos blocos que conduziram à descoberta de dois campos, mais tarde batizados de Tubarão Martelo, cobrindo parte dos Blocos C-M-466 e 499, declarado comercial em 19.04.2012, e Tubarão Azul, no Bloco C-M-592, declarado comercial em 09.05.2012. Nesse mesmo Bloco 592, a empresa acaba de caracterizar três outros campos, batizados de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, cuja Declaração de Comercialidade foi apresentada à ANP em 16 de março deste ano. Os seis poços especiais da OGX (cinco no Bloco 592 e um no Bloco 466), terminados em 2011, foram perfurados horizontalmente ao longo dos reservatórios, com completação submarina, para posterior conexão a FPSOs. Em 31.01.12, foi iniciado um TLD no com o poço 9-OGX-26HP, no Bloco 466, conectado ao FPSO OSX-1, que em fevereiro produziu 11.600 boe/d. Em maio de 2012 o campo, já então designado Tubarão Azul, passou a ter a contribuição do poço 9-OGX-68-HP e a partir de janeiro deste ano do poço 7-TBAZ-1-HP. Entretanto, a produção em fevereiro deste ano, com três poços, não passou de 11.300 boe/d, denotando uma instabilidade da produção ligada ao comportamento do reservatório e/ou questões operacionais, fora das expectativas iniciais gerais do mercado.

O Campo de Tubarão Azul está com o início de produção programada para o fim deste ano. O programa de perfuração de poços pioneiros na Bacia de Campos foi concluído e a companhia se concentra atualmente programa de avaliação de descobertas em sete blocos retidos para esse fim. Na Bacia de Santos a OGX perfurou cinco poços pioneiros e três de avalição, retendo três dos cinco blocos que dispunha originalmente. No momento, concentra sua avalição nos descobertas batizadas de “Belém”, “Curitiba” e “Natal”, respectivamente nos Blocos S-M226, 270 e 314, ao norte do Campo de Mexilhão, para objetivos em arenitos do Santoniano, portadores de óleo leve. Outro destaque importante deve ser reservado à Repsol Sinopec, operadora na parceria do Bloco C-M-539, no sul da Bacia de Campos, que detém com a Statoil, com 35% e a Petrobras, com 30%. Em 20.04.11, com o término do poço 1-REPF-11-RJS, foi anunciada descoberta de óleo e gás no pré-sal, batizada de “Gávea” e, posteriormente, em 24.05.12, com o poço 1-REPF-12-RJS, a descoberta de um novo campo, no mesmo bloco, portador de óleo e gás, batizado de “Pão de Açúcar”. Anteriormente já havia sido anunciada outra descoberta, no mesmo bloco, batizada de “Seat”. Com relação à última descoberta, fala-se de volumes recuperáveis estimados da ordem de um bilhão de boe. Aparentemente, o sal é pouco espesso na área, mas a distância da costa é de cerca de 150km, a cota batimétrica é de 2790m, e a profundidade do reservatório de 7150m, valores mais elevados já identificadas no Brasil . Sem dúvida grandes desafios para caracterização de comercialidade!

Poços exploratórios perfurados nas bacias terrestres A Tabela III e a Fig. 6 apresentam os poços exploratórios perfurados nas bacias terrestres em 2011 e 2012, devidamente distribuídos pelas bacias sedimentares onde se situam. Foram perfurados ao todo 228 poços exploratórios dos quais 97 pioneiros e 131 de avaliação. Entre os de avaliação, 73 são de extensão, 45 pioneiros adjacentes e 13 para jazidas profundas. Observa-se uma concentração de pioneiros nas bacias maduras de Potiguar (embora nessa bacia não se tenha perfurado nenhum pioneiro no 2º semestre de 2012) e do Recôncavo, em bacia num estágio exploratório intermediário, Solimões, e nas bacias de fronteira de Parnaíba e S. Francisco. Os poços de avalição de descobertas se situam, sobretudo, nas bacias maduras já referidas e nas de Sergipe-Alagoas e Espírito Santo.

Tabela III – POÇOS PIONEIROS E DE AVALIÇÃO PERFURADOS NAS BACIAS 2011 E 2012 BACIAS

TIPO PIONEIROS

RECÔNCAVO

AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

POTIGUAR

AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

SERGIPE-ALAGOAS AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

ESPÍRITO SANTO

AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

SOLIMÕES

AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

SÃO FRANCISCO

AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

PARNAÍBA

AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

RIO DO PEIXE

AVALIAÇÃO TOTAL PIONEIROS

TOTAL

AVALIAÇÃO TOTAL

TERRESTRES EM

1º SEM 2º SEM 1º SEM 2º SEM TOTAL 2011 2011 2012 2012 5 3 4 5 17 8 14 14 12 48 13 17 18 17 65 2 9 11 22 6 5 8 9 28 8 14 19 9 50 2 1 1 4 10 4 4 8 26 12 5 5 8 30 2 1 3 3 6 3 4 16 5 7 3 4 19 1 6 4 4 15 3 2 5 1 6 7 6 20 1 2 10 7 20 1 2 10 7 20 1 2 2 6 11 2 33 8 3 5 2 9 19 4 1 5 4 1 5 18 25 32 22 97 29 32 32 38 131 47 57 64 60 228

Fig. 6 – Poços pioneiros e de avaliação perfurados nas bacias terrestres em 2011 e 2012. Além da concentração nas Bacias do Recôncavo, Potiguar e Sergipe-Alagoas, cabe ressaltar a predominância de poços de avaliação nessas bacias

A Fig. 7 alinha o número de poços por semestre para o conjunto de bacias. A tendência de crescimento da atividade observada nos três primeiros trimestre da série (14% por 12

trimestre) se reverte claramente no último trimestre, indicando declínio de atividade, certamente reflexo do cumprimento das obrigações contratuais das rodadas de concessões, da falta de novas concessões após a 10ª Rodada em dezembro de 2008 e do grau de sucesso exploratório. Indo-se aos detalhes, via acesso ao banco de dados, verificam-se situações de certo modo inusitadas. Por exemplo, no caso do Recôncavo, que lidera a perfuração de poços de avaliação, com 48 dos 131 perfurados, é interessante observar que desse total de 48 poços, 44 (92%!) o foram em campos antigos e apenas 4 em descobertas decorrentes de licitações da ANP, significando que esses campos, ou prospectos diretamente a eles relacionados, têm ainda bom potencial exploratório.

Fig. 7 – Poços pioneiros e de avaliação perfurados nas bacias terrestres, por semestre, em 2011 em 2012. Depois do progresso no número de poços nos três primeiros semestres, começa a aparecer um declínio do último semestre

De qualquer forma, a falta de novas rodadas de licitações para as áreas terrestres, depois da última relativa a 10ª Rodada com leilões em dezembro de 2008, produziu um esgotamento das oportunidade para novos poços exploratórios, como ilustrado na Fig. 8. As demais bacias de fronteira: Solimões, São Francisco, Parnaíba e Rio do Peixe tiveram número expressivo de perfurações exploratórias que originaram em uma das descobertas em Solimões um TLD e na Bacia de Parnaíba quatro Declarações de Comercialidade, uma delas com o campo já, atualmente, em efetiva produção. Já a Bacia de São Francisco, objeto de 20 pioneiros, embora muitos poços tenham apresentado indícios de gás, permanecem dúvidas quanto à viabilidade comercial das descobertas. Quanto à Bacia de Rio do Peixe, os oito blocos concedidos na 9ª Rodada, em novembro de 2007, os resultados desfavoráveis dos poços perfurados já motivaram a devolução de sete blocos, inclusive o da Petrobras, restando apenas um bloco, ainda sob contrato até julho deste ano, podendo antecipar-se que a bacia está praticamente avaliada. As bacias Paleo/Proterozóicas de Solimões, Parnaíba e S. Francisco têm características, do ponto de vista logístico e ambiental bastante diversas. A profundidade média dos objetivos e o tempo médio de perfuração variam, respectivamente, de 3.040m e 90 dias em

Solimões, para 2.790m e 86 dias em S. Francisco e 1.670 e 33 dias em Parnaíba, com custos de perfuração, portanto, bastante diversificados.

Fig. 8 - Evolução do saldo dos blocos das concessões terrestre na fase de exploração. A falta de novas concessões desde 2008 coíbe a continuidade do processo de exploração (Ref. Março de 2013)

Participação líquida dos concessionários na perfuração de poços exploratórios onshore A Tabela IV e a Fig. 9 apresentam a distribuição dos poços perfurados por semestres nas bacias terrestres em 2011 e 2012, de acordo com a participação líquida dos concessionários. A Petrobras lidera o ranking, com 150,4 poços dos 228 perfurados (66%), e com presença em 158 poços. Trata-se de uma polarização de participação da Petrobras, bem mais acentuada que a observada nas bacias marítimas (47%). Bem abaixo nesse ranking, situa-se a estreante Petra, por conta, em grande parte, de seus compromissos elevados na Bacia de S. Francisco, a partir da 7ª Rodada, de agosto de 2005. Segue-se a OGX, por conta de seus projetos na Bacia do Parnaíba. A participação associada da HRT e da TNK-BP (agora Rosneft) na Bacia do Solimões também dá alguma relevância aos investimentos desse grupo. Cabe ressaltar ainda a Grand Tierra, estreante no Brasil, com participação em cinco poços no Recôncavo, um deles horizontal, que de algum modo, lhe permitiram alcançar a produção de mil boe/d em fevereiro deste ano.

Tabela IV – PARTICIPAÇÃO LÍQUIDA NOS POÇOS EXPLORATÓRIOS NAS BACIAS TERRESTRES PERFURADOS PELOS CONCESSIONÁRIOS DA ANP CONCESSIONÁRIOS PETROBRAS.................. PETRA ......................... OGX............................ PETROGAL................... HRT O&G..................... TNK-BP........................ GRAN TIERRA............... ALVORADA................... SONANGOL STARFISH.. UTC ............................ IMETAME..................... VIPETRO...................... ORTENG...................... PARTEX....................... DELP............................ RECÔNCAVO E&P......... CISCO.......................... CODEMIG.................... CEMIG......................... SIPET........................... POTIÓLEO..................... SOMOIL...................... ÁGUA GRANDE............ TOTAL

1º SEM 2011 2º SEM 2011 1 3 a 6 Total 1 3 a 6 Total 9,5 24,5 34,0 11,0 29,0 40,0 0,3 0,6 0,9 1,6 0,9 2,5 0,7 1,4 2,1 1,4 2,1 3,5 0,5 0,5 1,0 1,0 1,0 2,2 2,2 1,8 1,8 1,4 1,4 0,6 0,6 1,0 1,0 0,5 0,5 1,0 0,5 1,5 1,0 1,0 1,0 1,0 0,4 0,4 1,0 1,0 2,0 1,0 1,0 0,3 0,3 1,5 1,5 1,0 1,0 0,3 0,3 1,0 1,0 - 0,5 0,5 18,0 29,0 47,0 25,0 32,0 57,0

1º SEM 2012 3 a 6 Total 13 27,9 40,9 9,6 9,6 1,4 1,4 2,5 0,5 3,0 1,1 0,6 1,7 0,9 0,4 1,3 1,4 1,4 0,6 0,6 0,9 0,6 1,5 0,2 0,2 0,2 0,2 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6 0,3 0,3 0,3 0,3 32,0 32,0 64,0 1

2º SEM 2012 3 a 6 Total 1,5 34,0 35,5 7,8 0,9 8,7 4,2 2,1 6,3 1,0 1,0 1,7 1,7 1,4 1,4 0,7 0,7 2,3 2,3 0,5 0,5 0,5 0,5 1,0 1,0 0,2 0,2 0,2 0,2 22,0 38,0 60,0

TOTAL 1 3 a 6 Total 35,0 115,4 150,4 19,3 2,4 21,7 7,7 5,6 13,3 4,0 2,0 6,0 5,0 0,6 5,6 4,1 0,4 4,5 2,1 1,4 3,5 2,9 0,6 3,5 2,9 0,6 3,5 2,0 0,5 2,5 2,1 2,1 1,0 1,0 2,0 1,5 1,5 1,5 1,5 1,3 1,3 1,0 1,0 1,0 1,0 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,5 0,5 0,3 0,3 0,3 0,3 97,0 131,0 228,0

Merece destaque os investimentos da OGX, operadora, e de sua parceira Petra (com 30%) nos 19 poços exploratórios perfurados, no período em consideração, na Bacia do Parnaíba, dos quais 11 pioneiros e 8 de avaliação e que contribuíram para a Declaração de Comercialidade, em 29.04.2011, dos campos de Gavião Azul e Gavião Real, ambos no Bloco PN-T-68 e, em 06.12.2012, dos campos de Gavião Branco (prospecto de “Bom Jesus”), também no Bloco PN-T-68, e Gavião Branco Oeste, no Bloco PN-T-67. O Campo Gavião Azul entrou em efetiva produção em janeiro de 2012, tendo produzido em fevereiro 11.784 boe/d. O gás produzido é vendido diretamente à térmica da associada MPX, que dispõe de quatro turbinas com capacidade nominal de 169 MW cada uma, com o total de 676 MW. Três dessas turbinas já estão em operação desde março deste ano, com consumo de 3,3 milhões m³/ de gás, com geração de energia despachada diretamente para a linha de transmissão que passa no local. Esses campos, em arenitos do Devoniano e Carbonífero, têm capacidade de produção de seis milhões m³/d, segundo informação dos concessionários. Na mesma região, os concessionários anunciaram novas descobertas de gás no Bloco PN-T-85, com os prospectos “Fazenda S. Francisco” e “Fazenda Axixá”, no Bloco PN-T-67, com o prospecto “Basílios” e no Bloco PN-T-49 com o prospecto “Fazenda Chicote”, indicando um grande potencial para a região. A Petrobras, associada com a BP e Vale, detentoras de dois blocos na área, não iniciaram ainda os trabalhos de perfuração. O poço 1-BRSA-941D-AL, no Bloco SEAL-T-240, concessão 100% da Petrobras, terminado em 08.06.2011, originou o poço 6-BRSA-950DP-AL, terminado em 26.06.2011. Os resultados obtidos permitiram à Petrobras proceder à Declaração de Comercialidade, em 27.04.2012, do campo batizado de Arapaçu. Trata-se da primeira Declaração de Comercialidade em bloco concedido na 10ª e última Rodada realizada pela ANP, em dezembro de 2008.

Fig. 9 - Concessionários com maior participação líquida nos poços terrestres em 2011 e 2012. A Petrobras foi responsável por 66% dos poços; a Petra por 9%; 21 outras companhias por 25%

Na Bacia de Solimões os melhores resultados foram obtidos pela Petrobras com a descoberta de “Leste de Igarapé Chibata”, com o poço 1-BRSA-961, no Bloco SOL-T-171, terminado em 28.10.2011, com óleo de 41º API, e indicações de produção de 1400b/d. O poço fica no mesmo bloco onde ocorreu a descoberta de “Igarapé Chibata” com o poço 1BRSA-769, que produziu óleo e gás em TLD, durante vários meses em 2012, com pico de 2258 b/d de óleo e 1840 boe/d de gás, em junho de 2012. A nova descoberta fica a apenas 20 km ao norte do Campo de Rio Urucu, trazendo boas perspectivas para a região. Não obstante, a comercialização do gás produzido na região não é questão simples. O duto para disponibilizar gás do complexo de Urucu em Manaus foi inaugurado com pompa e circunstância em outubro de 2010 e, no momento a Petrobras comercializa apenas uns dois milhões de m³/d, 20% da capacidade de suprimento. E, continua queimando em Rio Urucu/Leste de Urucu 460 mil m³/d de gás (2.900 boe/d). Outro destaque de perfuração dos concessionários, no período em consideração, deu-se na Bacia de S. Francisco, com a Petrobras participando em 100%, com três pioneiros em dois blocos, dos quatro que detém, e a Petra, igualmente com 100%, com 16 pioneiros, em 13 blocos, dos 24 que detém. Muito embora os concessionários tenham informado indícios de gás na maioria dos poços perfurados, não houve qualquer iniciativa para perfuração de poços de avaliação até o momento. Anteriormente ao período em consideração, deu-se a perfuração de dois pioneiros pela Orteng e associadas e pela Cisco, em blocos diferentes, com resultados semelhantes, do ponto de vista de indícios, aos observados em outros blocos da bacia. Há ainda quatro blocos com a participação da CEMIG e associados aguardando perfuração. A Bacia do S. Francisco é de idade Proterozóica (mais de 500 16

milhões de anos), com variado tipo de rochas, de baixa permeabilidade, mais propensa para gás, que a indústria classifica como tight gas. Qualquer descoberta dependerá de sofisticada tecnologia de produção, com faturamento e aditivos químicos, água em abundância, perfuração horizontal e proteção do lençol freático, para considerações de comercialidade. Por oportuno, e pelos comentários relativos à Bacia de S. Francisco, vale referência à revolução que o desenvolvimento dos projetos de Shale Gas dos EUA trouxe ao mercado e a expectativa gerada de sua importância a nível mundial. São bem conhecidas as primeiras projeções feitas pela EIA, que aponta a Argentina e China, por exemplo, como países com elevado potencial. A diferença entre esses dois países é que as companhias chinesas além de buscar oportunidades nos EUA e Canadá imediatamente celebraram joint ventures com a Shell e a Exxon Mobil para avaliação e investimentos na Bacia de Sichuan, na China. O BNDES promoveu, em 19 de outubro, um Seminário de Gás Não Convencional para avaliar suas implicações no mercado brasileiro. A falta de avaliação mais objetiva do potencial brasileiro não permitiu maior progresso no tema, com muitas contribuições mais atentas à situação que que aflige o mercado convencional de gás no Brasil que às bacias onde se pode esperar o desenvolvimento e a explotação de gás não-convencional. De resto, óleo e gás de folhelhos em campos do Recôncavo são bem conhecidos há muito tempo, embora em reduzida escala, situação que poderá se reverter por influência do boom do shale oil nos EUA. Também é bem conhecido o papel dos folhelhos pirobetuminosos da Bacia do Paraná, que produzem regularmente, há anos, 3000 a 5000 boe/d de óleo combustível, nafta e GLP, que nada tem a ver com o shale gas ou o tight oil/gas. A bacia dispõe de campos de gás convencional, difíceis de identificar, como o de Barra Bonita, que esteve formalmente à venda pela Petrobras, com o edital alusivo posteriormente cancelado em 2003, e que aguarda até hoje investimentos para entrar em produção. Quanto às Bacias Paleozóicas de Solimões e Parnaíba, de novo a produção em andamento ou programada de gás e óleo são convencionais. Embora pouco se saiba sobre a Bacia de Parecis, achamos mais provável que ela siga o caminho de Solimões. Resta S. Francisco. Pelo que foi divulgado até agora, tudo indica que nessa bacia estaremos lidando com tight gas. Assim, parece que vamos precisar examinar muito a questão para entendermos do que estamos falando no Brasil, quando pensarmos em gás de folhelho ou shale gas. De qualquer modo, a ANP anunciou para outubro deste ano uma licitação voltada para blocos com objetivos voltados para gás, sem entrar em muitos detalhes sobre o que de fato será oferecido à indústria.

*Agradecimento: O Autor agradece a colaboração do Estagiário do IBP, Ricardo Capone, estudante de Economia da Universidade Federal do Rio de JAneiro, pela sua colaboração no preparo das tabelas e gráficos que ilustram o Relatório, bem como na montagem do SIG.