Dia: 4 de abril de 2022

Capaz de produzir até 90 mil de petróleo por dia, o FPSO MIAMTE MV34 é o primeiro projeto da empresa para a operadora italiana Eni Mexico, subsidiária da empresa integrada de energia Eni

O FPSO MIAMTE MV34, construído e operado pela MODEC, iniciou em fevereiro a produção no campo de Miztón, no Golfo do México. A embarcação, com capacidade para produzir até 90 mil barris de petróleo e mais de 2 milhões de metros cúbicos de gás por dia, está afretada à Eni México, que detém integralmente os direitos do campo. A unidade opera a 10 quilômetros da costa em lâmina d’água de 32 metros. A plataforma marca o retorno da MODEC ao offshore mexicano após nove anos.

A embarcação chegou ao México em janeiro e desde então vinha realizando atividades de comissionamento em Ciudad del Carmen, no estado de Campeche. O contrato operacional tem prazo de 15 anos, com possibilidade de prorrogação por até mais cinco.

Para fazer frente às condições climáticas locais, a SOFEC, empresa do Grupo MODEC, desenvolveu um sistema de amarração único no mercado de óleo e gás capaz de desconectar temporariamente a embarcação. O Sistema de Ancoragem de Torre Desconectável foi feito especificamente para este projeto, protegendo as tripulações a bordo e a instalação contra mudanças climáticas extremas, como furacões e tempestades, mantendo-as em segurança.

“Estamos muito felizes em começar a operar nosso primeiro FPSO no México. A MODEC traz consigo uma longa história de operações bem-sucedidas em diferentes regiões do mundo – como Brasil, África e Ásia – e transferirá esse conhecimento para operar em águas mexicanas”, afirma o Country Manager da MODEC no México, André Cordeiro. “A experiência que adquirimos trabalhando no offshore brasileiro será fundamental para nossas operações no Golfo do México.”

O FPSO MIAMTE MV34 é a segunda unidade do Grupo MODEC a entrar em operação nos últimos meses. Em agosto do ano passado, a empresa iniciou a operação do FPSO Carioca MV30, em Campo de Sépia, no pré-sal da Bacia de Santos. Além disso, a empresa está em fase final de comissionamento do FPSO Guanabara MV31 e tem mais três unidades em construção para o Brasil – FPSOs Almirante Barroso, Anita Garibaldi e Bacalhau – e uma para o Senegal – o FPSO Leopold Sedar Senghor.

Índice de reposição no ano foi de 227%

Em 2021, houve aumento de 11% nas reservas provadas de petróleo (1P), segundo o Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) divulgado em (31/3) pela ANP. Também houve aumento de 14,3% no volume relativo ao somatório de reservas provadas e prováveis (2P) e de19,8% no somatório das provadas, prováveis e possíveis (3P), em comparação com os dados de 2020.

Foram declarados pelas empresas contratadas para exploração e produção no Brasil, 13,24 bilhões de barris de petróleo de reservas provadas (1P), 19,95 bilhões de barris de reservas provadas + prováveis (2P) e 24,24 bilhões de barris de reservas provadas + prováveis + possíveis (3P).  No Pré-sal, houve aumento de 15,7% nas reservas provadas em relação a 2020, totalizando 9,621 bilhões de barris.

No caso do gás natural, foram declarados 378,65 bilhões de metros cúbicos de reservas provadas (1P), 491,92 bilhões de m³ de reservas provadas + prováveis (2P) e 560,40 bilhões de m³ de reservas provadas + prováveis + possíveis (3P), que correspondem a aumentos de 11,7%, 20,3% e 24,0%, respectivamente, em relação a 2020.

Em geral, as mudanças ocorridas no volume das reservas de petróleo e gás natural brasileiras são devidas à produção realizada durante o ano, às reservas adicionais oriundas de novos projetos de desenvolvimento, declarações de comercialidade e revisão das reservas dos campos por diferentes fatores técnicos e econômicos. Neste ano, o destaque foi a inclusão dos volumes referentes ao Excedente da Cessão Onerosa dos Campos de Búzios e Itapu.

Reposição das reservas

O índice de reposição de reservas provadas de petróleo (IRR 2021/2020) foi de 227%, representando cerca de 2,337 bilhões de barris em novas reservas.  O índice de reposição de reservas indica a relação entre o volume apropriado e o volume produzido no período considerado, ou seja, para cada barril de petróleo produzido foram apropriados outros 2,27 barris.

O que são reservas provadas, prováveis e possíveis 

As reservas provadas correspondem à quantidade de petróleo ou gás natural que a análise de dados de geociências e engenharia indica com razoável certeza como recuperáveis comercialmente, na data de referência do Boletim Anual de Recursos e Reservas. Quando são usados métodos probabilísticos, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja igual ou maior que a estimativa deverá ser de pelo menos 90%.

Nas prováveis, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja igual ou maior que a soma das estimativas das reservas provada e provável deverá ser de pelo menos 50%. No caso das reservas possíveis, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja maior ou igual à soma das estimativas das reservas provada, provável e possível deverá ser de pelo menos 10%. (Fonte: Resolução ANP nº 47, de 3/9/2014).

O que é o BAR 

O Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) traz informações consolidadas sobre as reservas brasileiras de petróleo e gás natural declaradas em 2021. A publicação apresenta dados de reservas por unidade da federação, a proporção das reservas provadas, possíveis e prováveis por bacia, a produção acumulada por bacia e estado e a fração recuperada (produção total acumulada dividida pelo volume de recursos in place, ou seja, o volume total de petróleo nos reservatórios) por bacia.

Desde o ano passado, também é possível consultar essas informações no Painel Dinâmico de Recursos e Reservas de Hidrocarbonetos, que traz ainda um mapa interativo com a localização das reservas e o rateio de reservas provadas entre campos maduros e não maduros. É possível também discriminar a produção acumulada por localização geológica e regime contratual e consultar a variação anual.

As empresas operadoras dos campos produtores devem informar anualmente à ANP, até o dia 31 de janeiro, os volumes de reservas de petróleo e de gás natural relativos ao ano anterior. As informações contidas no Boletim Anual de Recursos e Reservas devem estar de acordo com o Plano de Desenvolvimento e com os demais planos e programas submetidos à ANP. A Resolução ANP nº 47/2014 estabelece as diretrizes para a elaboração do BAR, através do Regulamento Técnico de Estimativa de Recursos e Reservas de Petróleo e Gás Natural (RTR).

Está disponível, no site da ANP, o Relatório de Gestão 2021, documento que integra a prestação de contas da agência reguladora, nos termos do art. 9º da Lei nº 8.443, de 16 de julho de 1992.

Elaborado na forma de relato integrado, conforme determinação do Tribunal de Contas da União (TCU), o documento apresenta o balanço das principais ações e resultados obtidos no exercício, bem como informações sobre a geração de valor público e o modelo de negócios da ANP.

Em atendimento à Instrução Normativa TCU nº 84, de 22 de abril de 2020, o relatório de gestão, as demonstrações contábeis relativas ao exercício encerrado e as respectivas notas explicativas foram publicados no sítio eletrônico da ANP, em seção específica com chamada na página inicial sob o título Transparência e prestação de contas.

Foi aberta, em 30/03, a consulta pública da minuta do edital para Qualificação de Projetos para execução do Poço Transparente. O objetivo desta consulta pública é obter dos representantes da sociedade civil em geral, da indústria, das universidades, dos órgãos de governo e demais interessados contribuições sobre o conteúdo do documento. O Ministério de Minas e Energia (MME), a Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos do Ministério da Economia (SEPPI), a ANP e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) trabalharam, em conjunto, inclusive envolvendo agentes públicos relacionados ao tema, para a construção da minuta do Edital.