Potencial de novo poço de Carcará supera os dos já operantes

Rio de Janeiro- O consórcio detentor do bloco BM-S-8, na Bacia de Santos , indicou que o potencial de produção na área pode superar o teto de poços do pré-sal já em operação.

A projeção é de que só nos poços da descoberta de Carcará a vazão seja de pelo menos 35 mil barris de óleo equivalente por dia (boed), segundo o diretor de exploração da Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), Sérgio Michelucci.

"Como as condições dos reservatórios Carcará são superiores, a gente imagina que, se confirmadas, esse (35 mil) seria o piso." Os poços em operação no pré-sal, como os do Campo de Lula, têm atingido tal volume no pico de produção, mas mantido média de 20 mil a 25 mil barris diários.

O custo do consórcio - formado por QGEP (10%), Barra Energia (10%), Petrogal Brasil (14%) e Petrobrás (66%) - com a perfuração do poço em Carcará já ultrapassou os US$ 300 milhões, segundo a diretora financeira da QGEP, Paula Costa.

"É um valor acima da média. Num campo pequeno isso mataria a rentabilidade, mas aqui o risco é mitigado por se tratar de um megacampo", disse um analista do setor. Já o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie), Adriano Pires, avalia que é um custo pesado diante da produção sinalizada.

"O volume de 35 mil boed não é ruim, mas não é excepcional como o de campos como Marlim e Roncador (no pós-sal). Além disso, as dificuldades de perfurar em Carcará mostram que operar no pré-sal não é simples como as pessoas fazem parecer."

Quarta-feira, a Petrobrás divulgou o fim da perfuração de Carcará informando, em nota, que os dados coletados "reforçam a expectativa de um elevado potencial de vazão de óleo nos reservatórios perfurados". O consórcio admitiu, entretanto, que por questões operacionais não atingiu a profundidade prevista originalmente, de 7 mil metros, nem executou o primeiro teste de formação a poço revestido (TFR) na área.

Ontem, a QGEP esclareceu que dificuldades encontradas em rochas no primeiro poço reduziram o rendimento da perfuração, que se tornou cada vez mais cara e lenta. A opção foi por realizar o teste em um poço de extensão a Carcará, que começará ser perfurado no segundo semestre de 2013. A previsão é concluir o teste no início de 2014.

"Isso não terá nenhum impacto sobre o cronograma de desenvolvimento do bloco BM-S-8", afirmou Michelucci. O desenvolvimento de Carcará prevê a perfuração de poços produtores ao longo dde 2016/2017, pelas sondas Grumari e Bracuhy. O primeiro óleo está previsto para 2018, produzido pela plataforma (FPSO) P-73.

O executivo informou que a diretoria da Agência Nacional do Petróleo (ANP) deve avaliar em cerca de 60 dias o pedido de extensão do prazo do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) de Bem-Te-Vi, onde está Carcará, que venceria ao fim de 2012. Ele classificou o procedimento de "padrão" e com grandes chances de aprovação no curto prazo.

Rio de Janeiro- O consórcio detentor do bloco BM-S-8, na Bacia de Santos , indicou que o potencial de produção na área pode superar o teto de poços do pré-sal já em operação.

A projeção é de que só nos poços da descoberta de Carcará a vazão seja de pelo menos 35 mil barris de óleo equivalente por dia (boed), segundo o diretor de exploração da Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), Sérgio Michelucci.

"Como as condições dos reservatórios Carcará são superiores, a gente imagina que, se confirmadas, esse (35 mil) seria o piso." Os poços em operação no pré-sal, como os do Campo de Lula, têm atingido tal volume no pico de produção, mas mantido média de 20 mil a 25 mil barris diários.

O custo do consórcio - formado por QGEP (10%), Barra Energia (10%), Petrogal Brasil (14%) e Petrobrás (66%) - com a perfuração do poço em Carcará já ultrapassou os US$ 300 milhões, segundo a diretora financeira da QGEP, Paula Costa.

"É um valor acima da média. Num campo pequeno isso mataria a rentabilidade, mas aqui o risco é mitigado por se tratar de um megacampo", disse um analista do setor. Já o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie), Adriano Pires, avalia que é um custo pesado diante da produção sinalizada.

"O volume de 35 mil boed não é ruim, mas não é excepcional como o de campos como Marlim e Roncador (no pós-sal). Além disso, as dificuldades de perfurar em Carcará mostram que operar no pré-sal não é simples como as pessoas fazem parecer."

Quarta-feira, a Petrobrás divulgou o fim da perfuração de Carcará informando, em nota, que os dados coletados "reforçam a expectativa de um elevado potencial de vazão de óleo nos reservatórios perfurados". O consórcio admitiu, entretanto, que por questões operacionais não atingiu a profundidade prevista originalmente, de 7 mil metros, nem executou o primeiro teste de formação a poço revestido (TFR) na área.

Ontem, a QGEP esclareceu que dificuldades encontradas em rochas no primeiro poço reduziram o rendimento da perfuração, que se tornou cada vez mais cara e lenta. A opção foi por realizar o teste em um poço de extensão a Carcará, que começará ser perfurado no segundo semestre de 2013. A previsão é concluir o teste no início de 2014.

"Isso não terá nenhum impacto sobre o cronograma de desenvolvimento do bloco BM-S-8", afirmou Michelucci. O desenvolvimento de Carcará prevê a perfuração de poços produtores ao longo dde 2016/2017, pelas sondas Grumari e Bracuhy. O primeiro óleo está previsto para 2018, produzido pela plataforma (FPSO) P-73.

O executivo informou que a diretoria da Agência Nacional do Petróleo (ANP) deve avaliar em cerca de 60 dias o pedido de extensão do prazo do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) de Bem-Te-Vi, onde está Carcará, que venceria ao fim de 2012. Ele classificou o procedimento de "padrão" e com grandes chances de aprovação no curto prazo.