BE Petróleo | Ed. 452 - Agosto, 2018

BE Petróleo , nº 452, 1 de agosto de 2018 27 Os autores da pesquisa acreditam que a queda se deu sobretudo pela fal- ta de intervenção em poços e, como resposta, sugeremummix de perfura- ção e workover, além da implementa- ção de projetos de recuperação terciá- ria, para que a produção possa ser re- tomada dentro de três anos. A tarefa seria facilitada pelo fa- to de as instalações dos campos es- tarem preservadas e de haver mão de obra especializada disponível e capacidade instalada ociosa no país, com potencial para contratação de seis sondas de perfuração e uma de- zena de unidades de workover. “Ainda assim, há espaço para mu- dança de método de elevação e aber- tura de novas zonas produtoras. O trabalho de perfuração fica voltado para aqueles campos que mostram boa resposta no adensamento da ma- lha, por exemplo”, explica o gerente de Contas Sênior da BHGE e responsável pelo estudo,Marcos Freesz. Outra grande fornecedora do se- tor, a Schlumberger acredita que as demandas associadas aos desinves- timentos da Petrobras vão gerar um crescimento de até 30% das ativida- des de perfuração, completação e in- tervenção de poços onshore no Brasil. Em paralelo, a estatal deve inten- sificar a demanda por serviços de workover e intervenções sem sonda (rigless) para manter os níveis de pro- dução em seus campos autossustenta- dos na Amazônia e no Nordeste. Atividades de abandono de po- ços também movimentarão o seg- mento. A previsão é que a estatal co- loque em prática um projeto piloto envolvendo um mínimo de três po- ços ainda este ano e lance uma lici- tação para executar nova campanha de abandono em 2019. O gerente de Serviços de Campo (OFS) da companhia, Felipe Vigne Germini, acredita que o mercado in- dependente começa a se recuperar já neste semestre, impulsionado pelos preços do Brent. “Os operadores independentes realizam a venda do petróleo em moeda local. Com o câmbio atual, o barril está 10% acima do seu pa- tamar histórico em reais registrado em 2013”, explica. O aumento das atividades de perfuração deve acontecer princi- palmente em projetos do tipo gas- -to-wire, nos quais a própria opera- dora gera energia elétrica a partir da produção – caso da Eneva na Bacia do Parnaíba. Em sete anos de atuação, a Ene- va perfurou mais de 100 poços e de- senvolveu sete campos na região por meio de sua subsidiária Parnaíba Gás Natural (PGN): Gavião Real, Gavião Caboclo, Gavião Azul, Gavião Ver- melho, Gavião Branco, Gavião Preto e Gavião Branco Norte. Comcapacidade para produzir até 8,4 milhões de m 3 / dia, a companhia pretende replicar omodelo gas-to-wi- re no campo de Azulão, comprado re- centemente da Petrobras. “A Eneva seguirá apostando neste mercado, com o compromisso de en- tregar energia competitiva para o país e atingir índice de reposição de reser- vas anual de 100%”, destaca o presi- dente da empresa, Pedro Zinner. Trilhando caminho semelhan- te, a Imetame Energia verá sua pro- dução saltar dos atuais 185 boe/dia para 1.128 boe/dia após a entrada em operação comercial de sua usi- na termelétrica Prosperidade I, em Camaçari (BA), programada para este semestre. BHGE estima que seriam necessários US$ 150 milhões em perfuração e intervenção para retomar o patamar de quatro anos atrás