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Sinais modestos indicam que um retorno pode estar a caminho do Brasil

Indústria permanece em modo de sobrevivência, mas reformas regulatórias e inovações técnicas estão preparando o caminho para a transição para um futuro mais brilhante

No papel, as coisas parecem sombrias no mercado de perfuração offshore no Brasil. A atividade de plataformas baixas do ano passado chegou a 2019, refletindo a desaceleração que assolou o setor desde o colapso dos preços do petróleo e uma crise de corrupção que humilhou a gigante petrolífera nacional, a Petrobras . No entanto, observadores da indústria vêem sinais modestos de que o setor está caminhando para um retorno a longo prazo, graças aos esforços do país para expandir as oportunidades de exploração e produção no pré-sal e além.

Mas, primeiro, haverá dificuldades contínuas para os empreiteiros de perfuração antes que a lacuna seja fechada entre o momento em que as operadoras começam a avaliar seus blocos recém-adquiridos e quando estão prontos para iniciar a perfuração.

“Estamos apenas começando a ver algumas novas explorações acontecendo entre os IOCs que assumiram alguns desses novos blocos”, disse Leslie Cook , analista-chefe da equipe de supply chain da Wood Mackenzie . Ela observou que a Shell e a Equinor têm planos de perfuração para o Brasil este ano, e a Total está empenhada em trazer uma sonda pendente para seu trabalho em Foz do Amazonas.

“É realmente um ano de transição”, disse ela.

Contagens e utilização de equipamento

O nível de perfuração offshore no Brasil hoje ainda é um fragmento do que era antes da desaceleração, e isso reflete em grande parte as fortunas da Petrobras. Quase 50 plataformas foram retiradas da oferta ativa no Brasil desde 2014, disse Cook. Naquela época, ela acrescentou, só a Petrobras tinha 65 sondas; neste ano, a companhia tem cerca de 14 no segmento offshore, e isso pode cair até 10 em junho, já que mais quatro plataformas roncam contrato no primeiro semestre do ano.

A utilização da plataforma também é baixa em comparação com as condições de pré-desaceleração. Em 2014, foi difícil encontrar uma sonda no Brasil que não funcionasse, com uma taxa de utilização ativa de 99%. Avançando para o início de 2019, a taxa de utilização ativa é de cerca de 76%, disse Cook. Isso é um pouco maior do que a taxa global de 68%, em parte porque as plataformas em modo empilhado têm maior probabilidade de serem encontradas em outras partes do mundo que têm maior acesso a portos, estaleiros e mercados, explicou ela.

Destaques
  • A atividade de perfuração ainda é um fragmento do que era, com uma utilização ativa em torno de 76%.
  • Espera-se que o novo presidente aproveite as mudanças regulatórias introduzidas pelo antecessor.
  • A Petrobras está implantando inteligência artificial, aprendizado de máquina para melhorar sua capacidade de prever o comportamento das formações do pré-sal.
  • Empreiteiros ainda enfrentam um ano difícil em 2019, apesar do otimismo para um futuro melhor.

As plataformas empilhadas no Brasil tendem a pertencer a empreiteiros domésticos porque um empreiteiro internacional que não consegue encontrar trabalho imediato para uma plataforma que acabou de sair de um contrato provavelmente a transferirá para fora do país.

Na contagem de Wood Mackenzie, havia 25 flutuadores ativos no Brasil no final de janeiro, dos quais 19 estavam ativamente operando ou contratados com segurança e seis estavam de prontidão ou empilhados a quente. A contagem não inclui as quatro sondas que a Sete Brasil colocou à venda e que a Petrobras se comprometeu a usar em futuros projetos. O montante arrecadado com a venda dos contratos de fretamento e operação das unidades será usado para pagar pela conclusão das obras nos dois estaleiros, disse Cook, acrescentando que é improvável que qualquer uma das plataformas entre em serviço antes de 2020.

Cerca de 75% das plataformas ativas deste ano estão trabalhando em poços de desenvolvimento. Das plataformas em operação ativa, 12 são navios-sonda e sete são semissubmersíveis, embora cinco dessas semis estejam programadas para fechar o contrato este ano. Ms Cook expressou ceticismo de que todas essas plataformas encontrariam novos trabalhos em águas profundas do Brasil por causa de uma preferência do operador vista globalmente por navios-sonda; no entanto, eles podem pegar contratos nas bacias mais maduras do país para desenvolvimento, preenchimento ou intervenção, disse ela.

“Até o final de 2019, poderíamos realmente ver a contagem de sondas no Brasil cair antes de voltar”, disse ela.

À medida que a atividade de plataformas caiu no Brasil, a participação do país na contagem de frotas da América Latina também diminuiu. O Brasil agora tem 75% das plataformas flutuantes ativas na América Latina, que estão abaixo de 95% em seu pico. Isso não é necessariamente uma coisa ruim, disse Cook, porque ter mais plataformas nas proximidades, à medida que a atividade se desenvolve na vizinha Guiana e no Suriname, torna mais fácil a transferência de uma plataforma para o Brasil, se necessário.

Ofertas de Dayrate

Houve apenas alguns novos contratos de perfuração assinados no Brasil nos últimos anos para navios-sonda de águas profundas de sexta e sétima geração, com profundidades que variam de US $ 130.000 a US $ 270.000, disse Cook. Sua equipe considera o contrato de US $ 130.000 como sendo um outlier e estima que a ponta de lança de um empreiteiro internacional estaria mais próxima de US $ 230.000 a US $ 250.000 para 2019 e 2020, embora as taxas possam ser mais baixas de empresas domésticas. A maioria dos semi-submersíveis que operam no Brasil estão sob contratos legados. A taxa diária de uma renovação recente para o trabalho de intervenção foi estimada em 140 mil dólares, disse Cook.

Geralmente, as taxas no Brasil estão diminuindo um pouco mais do que no Golfo do México, onde há mais concorrência e a liderança ainda está abaixo de US $ 200.000 para navios-sonda, acrescentou.

Outra tendência é a prevalência de contratos por menos de um ano, que parece ser favorecida tanto por operadoras quanto por empreiteiras de perfuração no mercado atual. Para as operadoras, contratos mais curtos permitem negociar taxas mais baixas, disse Cook. Para os contratados, isso impede que eles obtenham negócios de longo prazo quando a margem de liderança para as tarifas diárias é muito baixa.

Mudança Política

Jair Bolsonaro tomou posse como o 38º presidente do Brasil em 1º de janeiro, após uma dramática vitória no segundo turno em outubro. Ele agiu rapidamente para fazer várias nomeações afetando o setor de petróleo e gás, incluindo o economista Roberto Castello Brancocomo novo CEO da Petrobras e Bento Albuquerque como Ministro de Minas e Energia. Retornando como Secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do ministério é um ex-detentor do cargo, Márcio Félix .

Em um discurso no Fórum Econômico Mundial em Davos, três semanas depois de assumir o cargo, Bolsonaro se comprometeu a posicionar o Brasil como um dos 50 melhores países do mundo para combater a corrupção, buscar iniciativas de privatização, simplificar as regras e abrir as portas. economia ao investimento estrangeiro.

A S & P Global Platts espera que Bolsonaro se baseie nas mudanças regulatórias introduzidas por seu antecessor, Michel Temer , como a flexibilização dos requisitos de conteúdo local e a continuação de leilões de compartilhamento de produção e rodadas de licitações. A empresa também disse que espera ver mais incentivos de exploração e desenvolvimento para pequenas e médias empresas que operam em áreas não convencionais, citando planos da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para reduzir os royalties sobre a produção incremental de campos maduros para melhorar sua economia.

“A nova administração é favorável ao mercado e apoia o aumento da participação privada e estrangeira na indústria de petróleo e gás”, disse Connor Wiik , Analista de Suprimentos Global da S & P Global Platts. A abordagem antecipada do governo – combinada com os quatro novos FPSOs de 150 mil bbl / dia programados para produzir o primeiro óleo no Brasil este ano e o sucesso dos últimos leilões do pré-sal – aponta para a força no setor de upstream daqui para frente, acrescentou.

Ajustes Regulatórios

A ANP e o governo federal fizeram uma série de mudanças regulatórias nos últimos dois anos para tornar mais atraente o investimento no setor de petróleo e gás no Brasil, incluindo o estabelecimento da programação plurianual das rodadas de licitações, o fim da obrigação da Petrobras de ser a operador do pré-sal, novas políticas de conteúdo local e ampliação de contratos, entre outros.

Atualmente, a ANP está revisando as regras da cláusula de pesquisa, desenvolvimento e inovação nos contratos de exploração e produção de petróleo e gás. Esta cláusula exige que as empresas invistam 1% da receita bruta de produção de grandes áreas em pesquisa e desenvolvimento. A ANP disse à Drilling Contractor que 12 projetos ligados à perfuração de poços utilizam recursos da cláusula de pesquisa e desenvolvimento, incluindo quatro envolvendo o desenvolvimento de protótipos ou unidades piloto.

A agência também está trabalhando na regulamentação de procedimentos para processos de atribuição de contratos, incluindo a possibilidade de adotar empréstimos baseados em reservas. Também abriu uma consulta pública sobre possíveis mudanças na regulamentação para a delimitação da área de campos de petróleo ou gás natural. Entre os aspectos a serem avaliados estão o pooling de reservatórios, a definição de reservatório contínuo e instalações e equipamentos a serem considerados.

Além disso, a ANP abriu uma consulta pública sobre a criação de instrumentos regulatórios para incentivar o desenvolvimento de acumulações de petróleo e gás com baixa atratividade econômica. Medidas recentes implementadas incluem uma resolução sobre a redução da taxa de royalties para campos maduros, uma resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para o retorno ou cessão de direitos a campos de não produção, e uma resolução da Diretoria da ANP para designar direitos a campos com baixos níveis de investimento.

Uma iniciativa em expansão em 2019 é o programa Open Acreage, que visa incentivar a exploração ou a reabilitação e a produção de petróleo e gás em áreas com acumulações marginais, incluindo blocos não vendidos em leilões anteriores. O programa disponibiliza blocos por meio de uma oferta contínua, o que significa que as empresas não precisam esperar pela participação de rodadas regulares. A segunda onda do programa, prevista para o primeiro semestre de 2019, oferecerá 1.039 blocos em sete bacias terrestres e 13 bacias marítimas. A ANP informou que já existem 28 empresas cadastradas capazes de apresentar uma declaração de interesse pelas áreas disponíveis.

Transferência de Direitos

O novo governo também priorizou a disputa com a Petrobras sobre a transferência de direitos, também chamada de Cessão Onerosa. Em 2010, o governo adquiriu capital adicional na Petrobras em troca de conceder à companhia o direito exclusivo de perfurar 5 bilhões de barris de petróleo no pré-sal da bacia de Santos. O acordo tornou-se problemático quando a área acabou por conter potencialmente mais bilhões em depósitos comercialmente viáveis. O governo quer arrecadar fundos vendendo direitos de desenvolvimento para parte desse petróleo extra para outras operadoras – e a Petrobras quer ser compensada.

As negociações entre as duas partes resultaram em um projeto de emenda ao acordo original, que está sendo revisado pelo Tribunal de Contas da União (TCU). A Petrobras afirmou em 8 de janeiro que o projeto inclui um cenário que poderia resultar em um crédito de US $ 14 bilhões para a Petrobras, se aprovado pelas partes envolvidas.

Em uma apresentação aos representantes do setor de petróleo e gás em 24 de janeiro, Albuquerque listou o leilão de óleo excedente da Cessão Onerosa em 2019 como uma prioridade para seu ministério. Tal leilão, que a ANP disse que deve ocorrer no segundo semestre do ano, pode levantar estimados US $ 27 bilhões para o governo apenas com bônus de assinatura.

Rodadas de licitação

A apresentação de Albuquerque à indústria também priorizou um sistema de calendário plurianual para garantir a continuidade das rodadas de licitação de exploração do país. O calendário atual prevê leilões até 2021. Dois deles são esperados para o segundo semestre de 2019. O Ministério de Minas e Energia sinalizou 2 de outubro para a rodada de concessões e 1º de novembro para a rodada de partilha de produção, segundo a ANP; no entanto, o CNPE ainda não confirmou essas datas.

A 16ª rodada do regime de concessão vai oferecer 42 blocos nas bacias sedimentares de Pernambuco-Paraíba, Jacuíbe, Camamu-Almada, Campos e Santos. A sexta rodada de licitações de partilha de produção no pré-sal vai oferecer blocos nas áreas de Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Sudoeste de Sagitário e Norte de Brava.

A quinta rodada do ano passado arrecadou aproximadamente US $ 1,7 bilhão em bônus de assinatura para blocos destinados à Petrobras e três coalizões com a Shell, a ExxonMobil e a BPcomo operadoras. A sexta rodada poderia superar esse total se todas as cinco áreas fossem vendidas, o que geraria o equivalente a cerca de US $ 2 bilhões em bônus de assinatura.

Esses bônus são apenas uma fração do impacto que os leilões de petróleo e gás do Brasil poderiam ter sobre o país. Com as rodadas de licitações já concluídas e programadas, a produção brasileira de petróleo tem o potencial de subir de uma média de 2,5 milhões de barris / dia em 2018 para 7,5 milhões de barris / dia até 2030, segundo a ANP. O número de plataformas poderia aumentar dos atuais 107 para 180, enquanto as exportações de petróleo bruto poderiam quadruplicar para 4 milhões de barris / dia.

Só as rodadas de licitações de 2017 e 2018 podem resultar em US $ 112 bilhões em novos investimentos, US $ 425 bilhões em receitas tributárias, cerca de 20 novas plataformas e centenas de poços, segundo a ANP. Esses poços adicionais seriam um grande estímulo para um setor que perfurou apenas 28 poços de exploração em 2018 (20 terrestres e oito no mar) e 152 poços de desenvolvimento e produção (101 em terra e 51 no mar). Dos poços exploratórios atingidos ou concluídos em 2018, a ANP reporta 12 descobertas notificadas – nove em terra e três no mar, todas em áreas do pré-sal.

Como esses leilões afetarão os perfuradores? Antes da crise, 90% das plataformas no Brasil eram operadas pela Petrobras. Desde então, a consolidação das operações da Petrobras – e a disposição do governo de relicenciar seus antigos blocos para outras operadoras – aumentaram o interesse global no offshore do Brasil, e isso é fundamental para o crescimento futuro, disse Cook de Wood Mackenzie.

“O que o Brasil precisa há muito tempo é uma mistura de jogadores”, disse ela. “É sempre muito pesado, com a Petrobras fazendo a maior parte do trabalho e os COIs recebendo apenas pedaços aqui e ali – petiscos – então tudo isso é um bom presságio para a proposta de longo prazo do Brasil.”

Existem atualmente 98 grupos operando no Brasil de 24 países, disse a ANP. Cinco novas empresas se inscreveram para participar das rodadas de licitações de 2018, embora nenhum dos vencedores fosse novato.

Petrobras se prepara para licitações

A Petrobras já manifestou interesse em licitar três blocos na sexta rodada: Aram, Norte de Brava e Sudoeste do Sagitário. A empresa comunicou ao CNPE, em 14 de janeiro, que quer exercer seu direito de preferência para assumir o papel de operadora desses blocos, com o potencial de aumentar sua participação mínima de 30% formando um consórcio.

A aquisição desses blocos se alinharia à estratégia da empresa de priorizar as operações em águas profundas.

De acordo com seu plano de gestão de negócios, a Petrobras pretende investir US $ 68,8 bilhões em exploração e produção de 2019 a 2023, incluindo US $ 48,4 bilhões para o desenvolvimento da produção. Desse total, 56% serão dedicados ao desenvolvimento de recursos do pré-sal.

Em seu discurso inaugural como CEO em 3 de janeiro, Castello Branco descreveu a exploração e produção de petróleo em águas ultraprofundas como a “competência essencial” da empresa e enfatizou a necessidade de mudanças tecnológicas para melhorar os resultados.

“É essencial que a Petrobras se transforme digitalmente para reduzir custos e aumentar a produtividade”, disse ele.

A empresa continua enfrentando complexos desafios de perfuração no pré-sal, onde o comportamento é difícil de prever e o planejamento de contingência é crítico. Tubo preso durante a perfuração é uma questão contínua, assim como perdas severas durante a circulação. Ser capaz de prever o comportamento das formações do pré-sal será um grande passo para resolver esses problemas, e a Petrobras diz que estudos extensivos melhoraram significativamente suas capacidades preditivas.

A inteligência artificial (IA) e o aprendizado de máquina já estão sendo usados ​​para melhorar a previsão de zonas de perda de circulação, o que está suportando projetos de poço mais robustos. E, em 2019, as iniciativas para aplicar a IA na prevenção de tubulações emperradas atingirão o estágio de implementação em campo. Espera-se que isso reduza o tempo não produtivo associado. Aprendizado de máquina também está sendo estudado para desenvolver programas de brocas e identificar perigos superficiais.

Além disso, a Petrobras investiu em tecnologias gerenciadas de perfuração sob pressão (MPD) para melhor gerenciar seus desafios de construção de poços. O operador reconheceu que, em alguns casos extremos, a perfuração pressurizada de mudcap poderia ser a única abordagem para completar o poço. O treinamento em equipe, novos modelos de negócios para reduzir os custos de tecnologia, modelos de computador aprimorados e melhores estratégias de controle automático são exemplos de áreas de competência que receberam investimentos.

Juros do COI

A S & P Global Platts observa que, embora a Petrobras seja de longe o maior produtor do país, cerca de 75% da produção brasileira total de petróleo bruto, as operadoras estrangeiras, como Shell, Equinor, Galp e Total, estão aumentando sua produção, mesmo em aquisições de leilões A BP e a ExxonMobil apontam para mais atividade pela frente.

A Shell, na verdade, perde apenas para a Petrobras na produção de petróleo e gás no Brasil. A empresa internacional de energia tem sido uma grande participante nos leilões do pré-sal, como parte de uma estratégia para desenvolver seu portfólio de áreas pré-sal por meio da exploração. No leilão final de compartilhamento de produção de 2018, a empresa adquiriu 50% de participação e operadora no bloco de pré-sal Saturno, na bacia de Santos, compartilhando o custo do bônus de assinatura de US $ 390 milhões com a parceira Chevron . A medida elevou a área total líquida da Shell ao litoral brasileiro para aproximadamente 2,7 milhões de acres.

Segundo Robin Hartmann , Gerente Geral de Operações de Poços da Shell Brasil, a empresa planeja perfurar quatro poços em seus ativos em águas profundas no Brasil neste ano. Na bacia de Campos, isso inclui dois poços de desenvolvimento no ativo do Parque das Conchas (BC-10) e um poço de exploração no Alto do Cabo Frio, o primeiro para esse campo marítimo. A empresa também perfurará um poço de avaliação em Gato do Mato, na bacia de Santos, o terceiro poço desse ativo. A perfuração do Gato do Mato está prevista para começar em junho e levar 130 dias, incluindo um teste de poço. A empresa utilizará tecnologias avançadas de geotecagem para aterrissar e perfurar a seção do reservatório no BC-10 e poderá precisar adicionar MPD para o poço de exploração de Alto de Cabo Frio Oeste, disse Hartmann.

A campanha de perfuração de 2019 será executada pela constelação brasileira , anteriormente QGOG , e seu navio de perfuração de sexta geração Brava Star. A campanha marca um retorno ao trabalho de desenvolvimento, exploração e avaliação da Shell Brasil, que no ano passado encarregou a equipe de poços de realizar trabalhos leves e pesados.

“Um dos principais desafios para a campanha de perfuração será trabalhar com uma nova equipe formada pela Shell Brasil, Constellation e Halliburton , que está fornecendo serviços integrados de perfuração e equipamentos de completação”, disse Hartmann. “Outros desafios incluem uma variedade de atividades, como um pacote de cascalho aberto no BC-10, o teste de poço em Gato do Mato e a perfuração de um poço de exploração no Alto de Cabo Frio Oeste com perdas potenciais.”

Drillers olham além da Petrobras

Para a Constellation, a campanha de perfuração de 2019 para a Shell é sua primeira parceria em águas profundas com a petrolífera. O Gerente Comercial da Constellation, Thiago Schimmelpfennig, descreveu o contrato como uma “grande oportunidade” para demonstrar o potencial da empresa para as operadoras internacionais.

Petrobras manteve a frota da Constellation ocupada no passado, mas o último de seus contratos de longo prazo expirou no início de 2019. A redução no escopo das operações da Petrobras nos últimos anos incentivou a Constellation a diversificar sua base de clientes e concorrer a contratos. fora do Brasil. “Nós vemos muitas oportunidades acontecendo no Brasil, mas não apenas aqui”, disse Schimmelpfennig.

Além da perfuração para a Shell, a Constellation também irá perfurar para a Queiroz Galvão Exploração e Produção(QGEP) no Brasil em 2019. Sua Laguna Star, uma sexta geração de sonda DP em águas ultraprofundas com profundidade máxima de perfuração de 40.000 pés e profundidade operacional da água de 10.000 pés, perfurará o terceiro poço para o sistema de produção inicial da QGEP no campo de Atlanta. A sonda também pode conduzir potencialmente algumas atividades de intervenção. Além disso, a Total Brasil contratou recentemente a Amaralina Star da Constellation, uma sonda irmã da Laguna Star, para até dois poços no campo da Lapa, com duração máxima prevista de 140 dias, a partir do final de fevereiro.

A PetroRio, maior produtora independente de petróleo do Brasil, diz que vai introduzir a perfuração multilateral no campo de Polvo, onde a empresa planeja perfurar três poços este ano.

Fora do Brasil, a Olinda Star, em águas profundas e semissubmersível da Constellation, está em seu segundo ano no primeiro empreendimento internacional da empresa, um projeto ONGC no exterior da Índia. A frota offshore da Constellation também inclui um semi-submersível de meia-água (Atlantic Star) e três semissubmersíveis DP de sexta geração, em águas ultraprofundas (Alpha Star, Lone Star e Gold Star).

Schimmelpfennig disse que a empresa está otimista em relação às futuras oportunidades offshore no Brasil, à medida que mais operadores internacionais entram no mercado. A empresa mantém parte de sua frota offshore aquecida e pronta para ser utilizada. Embora sua frota também inclua nove plataformas de perfuração terrestres – incluindo quatro convencionais e cinco plataformas transportáveis ​​por helicóptero – a empresa vê poucas oportunidades terrestres no futuro próximo e atualmente tem suas plataformas em terra empilhadas. No entanto, eles estão prontos para implantação rápida, se necessário, disse ele. A última operação onshore da Constellation no Brasil terminou em outubro de 2018.

Quando novos operadores entram no mercado, novos competidores vêm, também, o que torna cada vez mais importante para as empresas domésticas encontrarem maneiras de se diferenciar, disse Schimmelpfennig. Para a Constellation, isso significa promover sua cultura de segurança operacional e alinhamento tecnológico.

Para isso, a empresa desenvolveu seu centro de operações remotas, que coloca dados integrados de todas as unidades de perfuração operacionais nas mãos de engenheiros de perfuração experientes, que podem acompanhar as operações e ajudar as equipes offshore a melhorar a segurança do processo.

O centro implanta AI e algoritmos proprietários para identificar uma ampla gama de situações em torno das plataformas, incluindo o gerenciamento de integridade de barreira. Os algoritmos monitoram centenas de indicadores-chave de desempenho, que podem acionar alarmes e permitir exercícios detalhados de revisão pós-ação para melhorar os processos.

“Somos uma das poucas empresas no Brasil que possui um centro de operações remotas”, disse Schimmelpfennig. “O centro fornece dados e processamento em tempo real que nos permite reunir e combinar informações de diferentes sistemas, como o sistema de perfuração rotativa, o BOP e o sistema de posicionamento dinâmico. Com esses dados, podemos identificar riscos como seleção de seqüência de desconexão de emergência versus operação atual sendo executada, controle de volume de lama durante operações de trip e margem de segurança de riser, entre outros ”.

Outro experiente perfurador brasileiro que está se reposicionando por oportunidades no país e no exterior é o Ocyan , ex- Odebrecht Óleo e Gás . Sua frota de plataformas DP está trabalhando exclusivamente para a Petrobras em 2019, embora tenha um semissubmersível, o Norbe VI, quente e pronto para novos contratos. A companhia terá quatro navios-sonda de sexta geração (ODN I, ODN II, Norbe VIII e Norbe IX) e um semissubmersível de quinta geração (ODN Delba III) ativos para a Petrobras nas bacias de Santos e Campos.

Os navios-sonda – que podem perfurar até 3.000 m de água com uma capacidade de perfuração de 10.000 m – estão apoiando uma campanha de exploração, enquanto a semi está fazendo trabalhos de produção e workover. O semi pode perfurar em águas de até 2.400 m com uma capacidade de perfuração de 10.000 m. O contrato será concluído em agosto, enquanto os navios perfuradores concluirão seus contratos em 2021 e 2022.

O vice-presidente de perfuração da Ocyan, Heitor Gioppo , descreveu 2018 como um ano desafiador para empreiteiras de perfuração, seja no Brasil ou no exterior, e prevê mais do mesmo em 2019.

“O marketing está melhorando, mas o ritmo é mais lento do que todos previram há alguns meses, então ainda vemos 2019 como um ano desafiador”, disse ele, descrevendo o setor como no modo de sobrevivência. “Acreditamos que 2020 será melhor, mas depende do preço do petróleo e da rapidez com que as companhias de petróleo voltarão para águas profundas.”

Atualmente, 70% dos negócios da Ocyan vêm de suas operações de perfuração, mas Gioppo disse que a empresa prevê um crescimento mais rápido do lado da produção / FPSO, impulsionado por novos projetos em potencial no futuro próximo e por iniciativas como uma joint venture sobre tecnologia riser composta inovadora.

Ocyan não está esperando passivamente para melhorar as coisas. A empresa redesenhou seu plano estratégico há dois anos para apoiar a expansão de seus serviços para outras áreas geográficas. Também está tomando medidas para tornar-se mais atraente para os operadores internacionais, como a extensa certificação ISO, abrangendo a gestão de pessoas, segurança e integridade de ativos. Para uma empresa que pretende operar em locais ao redor do mundo, ter a certificação ISO é uma vantagem, disse Gioppo. “No final do dia, o que pretendemos é oferecer um serviço melhor”.

Fora do pré-sal

Embora grande parte do entusiasmo com o crescimento futuro do Brasil esteja focado no polígono do pré-sal, a PetroRio , maior produtora independente de petróleo do Brasil , permanece fiel ao seu foco na geração de valor a partir de campos produtivos maduros. A empresa irá perfurar três poços de produção em 2019 no campo de Polvo, seu ativo de propriedade total na bacia de Campos. A perfuração começará provavelmente em maio e terminará em novembro ou dezembro, dependendo dos resultados. A PetroRio está planejando introduzir a perfuração multilateral em Polvo pela primeira vez.

“Isso trará um pouco de complexidade para as operações”, disse Francisco Francilmar Fernandes , Gerente de Engenharia da Wells para PetroRio. Ele acrescentou que a empresa pode perfurar dois poços adicionais neste ano se os três iniciais produzirem bons resultados. A empresa perfurou três poços de sucesso em Polvo no ano passado, o que impulsionou a produção em 60%.

“É para isso que estamos trabalhando este ano”, disse Fernandes, acrescentando que a produção é agora de aproximadamente 10.000 bbl / dia. “Se pudermos repetir os resultados, isso seria ótimo.”

Embora focada em seus ativos de águas rasas em 2019, a PetroRio também está planejando seus primeiros esforços de perfuração em águas profundas no Brasil no próximo ano. Em janeiro, a empresa anunciou que havia celebrado um contrato de compra de ações para adquirir uma participação operacional da parceira Chevron no campo de Frade, elevando o interesse de trabalho da PetroRio para 70%. Segundo a PetroRio, a transação vai quase dobrar a produção total da empresa para aproximadamente 28 mil boe.

Embora a empresa utilize uma plataforma terrestre em uma plataforma fixa para o seu trabalho em Polvo, será necessário um semissubmersível para sua campanha de perfuração no Frade, disse Fernandes. Ele espera que a empresa lance propostas para esse trabalho no final de 2019 ou no início de 2020.

A PetroRio também possui ativos na Foz do Amazonas, mas não planeja perfurar no futuro próximo. “Vamos ver o que acontece com as outras operadoras que estão trabalhando e tentar descobrir a situação com licenças ambientais”, disse ele.

Para sobreviver à desaceleração, a PetroRio se reinventou, transformando seu foco da exploração para a produção. Também trabalhou para melhorar sua eficiência operacional – que, segundo Fernandes, está agora acima de 98% no campo de Polvo – concentrando-se no desempenho e na parceria com empresas-chave. “Temos que trabalhar para reduzir o custo de toda a operação, incluindo poços e perfurações”, disse ele. 

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