Nicola Pamplona – O Estado de S.Paulo
Duas décadas após o início da produção no campo de Urucu, em meio à Floresta Amazônica, a exploração de petróleo na Bacia do Solimões, no Amazonas, entra em uma segunda onda de investimentos. O movimento foi iniciado este ano, com a Petrobrás, que já tem duas descobertas na região e, ao contrário da primeira fase exploratória, terá a participação de companhias privadas que arremataram concessões em leilões da Agência Nacional do Petróleo (ANP).
A Petrobrás mantém quatro sondas de perfuração de poços atuando na região e, no início do ano que vem, o consórcio formado por HRT e Petra Energia recebe sua primeira sonda, que deve começar a perfurar no primeiro trimestre. As perspectivas de descobertas são animadoras, segundo os envolvidos no esforço – apenas a HRT estima reservas de 1,5 bilhão de barris. A Petrobrás, por sua vez, pode ter encontrado na região o maior campo terrestre do País.
Nenhuma das empresas fala sobre o assunto, alegando impedimentos provocados pelo período de silêncio que precede emissão de ações na Bolsa . Fontes do setor, porém, indicam que a descoberta no bloco SOL-T-171, da Petrobrás, tem reservas de 180 milhões de barris. O volume é pequeno, se comparado aos bilhões de barris do pré-sal, mas é um petróleo de excelente qualidade, com grande valor de mercado.
A Petrobrás já conseguiu aprovar na ANP um plano de desenvolvimento para o SOL-T-171, que deve incluir a perfuração de novos poços. A concessão fica próxima a Urucu e já estaria produzindo, segundo fontes, a título de teste de longa duração. Dados da agência apontam que a estatal conseguiu reverter um declínio natural da produção na região, atingindo, em junho, a média de 55,2 mil barris por dia, a maior para aquele mês desde o ano de 2005.
Além dessa descoberta, a estatal anunciou na semana passada ter encontrado gás na concessão SOL-T-150, que fica no traçado do gasoduto que liga Urucu a Manaus, inaugurado em novembro do ano passado. A Petrobrás tem ainda duas reservas antigas na região, não desenvolvidas, que formam o polo Juruá-Araracanga, prontas para entrar em produção. A última informação da empresa indicava que as áreas seriam inauguradas em 2012.
Avanço. Para o governo do Amazonas, a disponibilidade de gás poderá representar grande avanço econômico, com a construção de um poço gasoquímico e o uso do combustível em indústrias da Zona Franca de Manaus. Além disso, diz o secretário executivo de geodiversidade da Secretaria de Desenvolvimento Sustentável do Amazonas, Daniel Nava, o Estado espera inaugurar em setembro os primeiros postos de gás natural veicular (GNV) de Manaus.
Nava diz ainda que a atividade petrolífera deve garantir também o desenvolvimento econômico do município de Carauari, de 23 mil habitantes e a 780 quilômetros da capital. A cidade servirá de base para a exploração na porção oeste da bacia, onde estão Juruá-Araracanga e três dos sete polos petrolíferos identificados pelo consórcio HRT/Petra na bacia: Juruá, Juruá Sul e Tefé.
A HRT, operadora das concessões, definiu os polos Tefé e Aruã, perto da descoberta do SOL-T-150, como prioridades para os próximos anos, diante do maior potencial para descobertas de petróleo – que tem mais mercado e não demanda a construção de gasodutos. A empresa opera 78,5 mil quilômetros quadrados em concessões na região, que foram adquiridas em 2005 pela argentina Oil M&S e depois vendidas à Petra. A HRT entrou no negócio no fim de 2009.
Os trabalhos iniciais apontaram para a existência de mais de 30 prospectos (áreas com potencial para a descoberta de petróleo e gás) nas concessões da Bacia do Solimões. A primeira sonda de perfuração chega em Manaus no início de 2011. A primeira produção é esperada para o fim do mesmo ano. Segundo dados do prospecto preliminar de abertura de capital entregue à Comissão de Valores Mobiliários (CVM), os investimentos na primeira fase de exploração somarão US$ 1,2 bilhão até 2014.
A Petrobrás não detalhou, em seu plano de investimentos 2010-2014, qual o volume reservado às reservas amazônicas, mas o plano anterior falava em gastos de US$ 1,7 bilhão na busca por novas reservas. Em junho de 2010 a produção de petróleo na área subiu 4,7% com relação ao mesmo período do ano anterior.
A produção de gás também subiu, para 10,9 milhões de metros cúbicos por dia, mas grande parte desse volume (8,6 milhões) permanece sendo reinjetada nos reservatórios por falta de mercado – a Petrobrás precisa extrair o gás para tirar o petróleo. O gasoduto tem como mercado principal as térmicas da região de Manaus, hoje movidas a diesel, que ainda não foram convertidas para o novo combustível. “O Estado está trabalhando para criar outros consumidores, mas é um processo lento”, diz Nava.
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