OGX garante ao mercado que ainda pode faturar US$ 11 bi

Jornal GGN – Tubarão Martelo ainda pode gerar receitas de US$ 11 bilhões e o campo BS-4, na Bacia de Santos, US$ 6,2 bilhões – a empresa detém 40% destes espaços. É o que diz um dos itens da petição de recuperação judicial da OGX, que fundamenta a viabilidade econômica da recuperação da petroleira baseada nessas projeções. O adendo, batizado de “olhando para o futuro”, praticamente garante esee retorno financeiro, mesmo com a empresa em apuros.
 
O documento, assinado pelo advogado Sergio Bermudes e protocolado na CVM (Comissão de Valores Mobiliários), leva em conta a recente avaliação da consultoria DeGolyer&MacNaughton para as reservas de Tubarão Martelo. A consultoria é a mesma autora das avaliações anteriores, depois revisadas para baixo. Talvez, por isso, a petição destaque que o relatório, “dada a responsabilidade do avaliador e o fato de ter sido elaborado no auge da crise do grupo OGX, adotou certamente premissas conservadoras”.
 
A defesa da petroleira afirma que a administração da OGX “tem confiança que os resultados da exploração podem ser ainda mais auspiciosos”. Em relatório apresentado pelas consultorias Blackstone e Lazard ao longo das negociações com credores externos, a estimativa da DeGolyer é que Tubarão Martelo gere receita de US$ 6,18 bilhões no período 2014-2023.
 
As reservas do campo BS-4, no qual OGX tem como sócias a Queiroz Galvão (30%) e a Barra Energia (30%), foram analisadas pela certificadora independente Gaffney Cline & Associates. A receita estimada na certificação de setembro de 2013 é baseada em reservas prováveis.
 
O time de advogados da OGX lembra que uma reestruturação “impõe sacrifícios” e informa que as quatro companhias da OGX incluídas na recuperação judicial reduziram suas despesas administrativas.
 
A justificativa do processo de recuperação evidencia a urgência de obter os cerca de US$ 200 milhões até abril do ano que vem, sendo ao menos US$ 75 milhões ainda este ano, necessários para viabilizar a produção em Tubarão Martelo, que tem início previsto para novembro.
 
Na última apresentação feita aos credores internacionais, a OGX destacava que essas despesas cairiam de US$ 703 milhões para US$ 452 milhões no período 2014-2018. O documento encaminhado à 4ª Vara Empresarial do Tribunal de Justiça do Rio descreve a trajetória e o pioneirismo da OGX. 

Com informações do jornal O Estado de S.Paulo

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  1. Campo de Tubarão Martelo e os campos do bloco BS-4

    Planos de Desenvolvimento
    ANP-Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
    Fonte: Superintendência de Desenvolvimento e Produção
    O Plano de Desenvolvimento é o documento preparado pelo concessionário, contendo o programa de trabalho e o respectivo investimento necessários ao desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural na área de concessão.
    O Plano de Desenvolvimento deve ser preparado de acordo com as instruções contidas na Portaria ANP nº 90,  de 31/05/2000, e conter informações em abrangência e profundidade suficientes para:
    permitir à ANP conhecer e acompanhar os parâmetros do desenvolvimento do campo;
    demonstrar que a exploração do campo se fará em consonância com a legislação em vigor, particularmente com as normas e regulamentações governamentais aplicáveis à industria de petróleo;
    demonstrar que as futuras operações de produção ocorrerão de acordo com as melhores práticas da indústria do petróleo.

    Os Sumários Executivos dos campos cujos Planos de Desenvolvimento foram aprovados pela Diretoria Colegiada estão listados abaixo.
    —–Atlanta–pdf(bloco BS-4)
    —–Tubarão Martelo–pdf
    Oliva—-pdf
    anexo 1
    SUMÁRIO EXECUTIVO EXTERNO DO CAMPO DE TUBARÃO MARTELO—Contrato 48610.001367/2008-54
    Plano de Desenvolvimento aprovado na Reunião de Diretoria n° 714 de 13/06/2013,—Resolução de Diretoria n° 579/2013

    O Campo de Tubarão Martelo está situado na porção sul da Bacia de Campos, em lâmina d’água entre 100 e 110 m e distante 94 km da cidade de Arraial do Cabo, litoral norte do Estado do Rio de Janeiro (Figura 4.1). O campo estende-se pelos blocos exploratórios CM-466 e C-M-499, áreas dos Contratos de Concessão BM-C-39 e BM-C-40, respectivamente.
    Foi solicitada à ANP a anexação dessas duas áreas e a definição de um ring-fence de campo único, sendo mantido o número do Contrato de Concessão BM-C-39, referente ao poço descobridor (Figura 1).

    Figura 1: Figura 1.1 – Mapa de localização dos blocos C-M-466 e C-M-499 (sistema de coordenadas SAD-69).

    A empresa concessionária e operadora é a OGX Petróleo e Gás S.A. e a área requerida para o desenvolvimento do campo (ring-fence) engloba as estruturas mapeadas com hidrocarbonetos e os aquíferos atuantes, totalizando 32,14 km2 (área corrigida de 31,47 km2).
    A descoberta do campo ocorreu com a perfuração do poço 1-OGX-25-RJS, em novembro de 2010, tendo sido constatada a presença de hidrocarbonetos nos reservatórios carbonáticos albo-cenomanianos crono-correlatos à Fm. Imbetiba do Grupo Macaé, situados no intervalo entre 1.834 e 2.032 m.

    O principal mecanismo primário de recuperação do reservatório é o de influxo de água, e a estratégia de explotação do campo considera um projeto de injeção de água periférica com objetivo apenas de complementar a atuação esperada do aquífero.
    Os poços produtores serão horizontais levemente inclinados em relação às camadas. Os poços terão completação a poço aberto, protegidos por tubos sem cimentação com tubos telados e serão segmentados no trecho horizontal através de obturadores externos.

    A concepção de produção para o Campo de Tubarão Martelo prevê a instalação de uma unidade de produção do tipo FPSO e de uma plataforma fixa do tipo WHP. Dos 15 poços previstos para o desenvolvimento da produção (12 produtores e 3 injetores de água), 4 poços produtores terão completação submarina, sendo interligados diretamente ao FPSO e completados com ANMH, e 11 terão completação seca, localizados na WHP. As ANMH estarão equipadas com válvulas de fechamento automático de acionamento hidráulico direto, do tipo Fail Safe para segurança.

    O FPSO terá capacidade de processamento de 25.430 m3/dia (160.000 bpd) de líquido, 15.900 m3/dia (100.000 bpd) de óleo, compressão de 1,5 milhões de m3/dia de gás e capacidade de armazenagem de 217.800 m3 (1.370.000 bbl), ficará ancorado em lâmina d’água de 105 m. O sistema de ancoragem do FPSO será do tipo Single Point Mooring, com linhas de ancoragem convergindo para o mesmo através de um turret externo instalado na proa da embarcação.

    Os investimentos totais no Campo de Tubarão Martelo somam aproximadamente US$ 1.556,09 milhões, a serem realizados no período de 2012 a 2017.

    anexo 2

    SUMÁRIO EXECUTIVO DO CAMPO DE ATLANTA—Contrato de Concessão n° ° 48000.003573/97-91
    Plano de Desenvolvimento aprovado na Reunião de Diretoria n° 696 de 19/12/2012,Resolução de Diretoria n° 1255/2012

    Em reunião realizada em 19 de dezembro de 2012, a Diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP aprovou a revisão do Plano de Desenvolvimento (PD) do Campo de Atlanta.
    O Campo de Atlanta localiza-se na Bacia de Santos, à aproximadamente 185 km da costa a sudeste da cidade do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 1.550 metros, ocupando uma área de, aproximadamente, 115,92 km2. A figura 1 demonstra a sua localização.

    Figura 1 – Mapa de Localização do Campo de Atlanta

    A área em questão foi adquirida pela empresa Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) em 1998, durante a Rodada Zero, sob a nomenclatura de BS-4, tendo sido o seu Contrato de Concessão assinado no mês de agosto desse mesmo ano.
    A atividade exploratória se iniciou ainda em 1998, com a interpretação geológica e geofísica da área. Em dezembro de 1999 foi realizada uma cessão de direitos, de forma que o consórcio passou a ser constituído também pelas empresas Chevron e Shell, sendo esta última a operadora do campo.

    Entre janeiro e maio de 2000 foram levantados 3.350 km2 de linhas sísmicas 3D. No período compreendido entre 2001 e 2006 foram perfurados 8 (oito) poços na concessão, sendo 7 (sete) exploratórios e 1 (um) especial. O poço descobridor do campo foi o 1-SHEL-4-RJS, o qual perfurou uma camada de aproximadamente 100 metros de espessura de arenitos turbidíticos do Eoceno contendo óleo. Devido a um desmoronamento nesse poço, foi perfurado o “sidetrack” 1-SHEL-4A-RJS, o qual confirmou um contato óleo-água a 2.404 metros de profundidade.

    Os poços 3-SHEL-8-RJS e 3-SHEL-20HPA-RJS foram testados em, respectivamente, dezembro de 2001 e novembro de 2006. A atividade exploratória encerrou-se com a declaração de comercialidade da área, realizada em dezembro de 2006 e, desde então, não houve qualquer produção na mesma.

    Em 16/02/2012, por força da Resolução de Diretoria (RD) no 146/2012, a empresa Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A. passou a ser operadora do Contrato de Concessão no 48000.003573/97-91, referente aos campos de Atlanta e Oliva.
    O reservatório principal do campo, de idade Eocênica, caracteriza-se por areias com boa permo-porosidade, e foi formado em uma região de diminuição significativa no gradiente do mergulho da superfície deposicional, onde fluxos turbidíticos deixavam de estar confinados nos canyons do talude e se espraiavam para formar feições lobadas, frequentemente recortadas por canais.
    A subdivisão do mesmo ocorreu na forma de três zonas: Zona Superior, Zona Inferior e “Reservatório”, e baseou-se principalmente nos perfis dos poços e nas características granulométricas de cada uma.

    A recuperação primária esperada é resultado de um mecanismo combinado de depleção simples – expansão de fluidos e contração do meio poroso – com influxo de água, não sendo identificada capa de gás primária. Dessa forma não está prevista, inicialmente, injeção de água no reservatório.
    Um Sistema Antecipado de Produção (SPA) com duração de 03 (três) anos está previsto para ser implantado em maio de 2014 e será composto por 02 (dois) poços horizontais a serem perfurados em 2013.

    Já o Sistema Definitivo está previsto para entrar em produção em meados de 2018 e contará com os 02 (dois) poços utilizados no SPA e mais 10 (dez) poços horizontais a serem perfurados entre os anos de 2017 e 2019.
    Assim, o desenvolvimento do campo se dará através de um total de 12 (doze) poços horizontais, perfurados a partir de dois clusters, resultando em uma malha de drenagem com configuração radial.

    Nos poços produtores serão instaladas Árvore de Natal Molhada (ANM), GLL/DL, do tipo horizontal, equipadas para completação com Bombeio Centrífugo Submerso Submarino (BCSS) e mandris para conexão de linhas de fluxo via Módulos de Conexão Vertical (MCV).
    Esses poços serão interligados aos Manifolds via jumpers, que terão comprimentos médios de até 35 metros.

    A unidade de produção a ser utilizada no campo será um FPSO, com instalações de processamento para os poços de desenvolvimento submarino, sendo que as mesmas serão compartilhadas com o Campo de Oliva. O petróleo bruto será escoado para navios aliviadores diretamente da unidade, enquanto que o gás natural será exportado / importado através de um gasoduto destinado às instalações do Campo de Uruguá.

    A medição fiscal da produção do campo será realizado através de skid de medição, composto por 3 (três) medidores (sendo um deles master), o qual ficará localizado após o tratador eletrostático e antes dos tanques de armazenamento.
     

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