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RIO - A Agência Nacional do Petróleo (ANP) informou nesta quarta-feira, 12, que o poço Franco, perfurado em busca das reservas para a cessão onerosa à Petrobrás, tem reservas recuperáveis de petróleo de 4,5 bilhões de barris. A conta foi feita utilizando padrões de cálculo semelhantes aos usados pela Petrobrás em Tupi, o que ampliou o volume de reservas com relação a projeções internas anteriores, que ficavam na casa dos 2 bilhões de barris por dia. Em entrevistas recentes, a ANP falava em um fator de recuperação de cerca de 10% de todo o petróleo constante no reservatório, enquanto a Petrobrás frisava que poderia extrair mais. O poço foi perfurado num prospecto de 400 quilômetros quadrados a nordeste de Iara, descoberta da Petrobrás na Bacia de Santos. Segundo a ANP, foi encontrada uma coluna de óleo de 272 metros de espessura. Em nota oficial divulgada nesta quarta, o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, afirmou que "parece se tratar de um dos poços de maior potencial já perfurado no país". A ANP informou ainda que está estudando a possibilidade de iniciar imediatamente um teste de formação no poço, com o objetivo de verificar sua produtividade. O segundo poço da ANP, batizado de Libra, já começou a ser perfurado, a 32 quilômetros a nordeste de Franco, com a plataforma Ocean Clipper, hoje sob contrato com a Petrobrás. As reservas descobertas nos dois poços serão negociadas com a Petrobrás dentro do processo de cessão onerosa, que faz parte da capitalização da companhia.

A Petrobras corrigiu no final da tarde informação dada mais cedo pelo presidente da companhia, José Sérgio Gabrielli. Em nota distribuída ao mercado, a empresa diz que o recorde mensal de produção de petróleo no Brasil, atingido em abril, foi de 2,033 milhões de barris por dia - e não 2,078 milhões, conforme anunciado por Gabrielli. Segundo o comunicado, o volume atingido em abril foi 2,9% superior ao registrado no mesmo período do ano passado. Na comparação com março, houve alta de 1,9%. A empresa anunciou ainda ter batido dois recordes diários de produção consecutivos durante o mês passado, nos dias 23 e 24, com a produção de 2,081 e 2,084 milhões de barris por dia. Os recordes, destaca a companhia, são resultado "do bom desempenho operacional das plataformas localizadas no litoral dos Estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo", de novos poços em operação no campo de Marlim Leste, e do início do teste de longa duração no projeto Tiro, no sul da Bacia de Santos. Houve também a ligação de dois novos poços no complexo de Urucu, no Amazonas. A empresa programa para os próximos meses a entrada de dois novos sistemas de produção: FPSO Cidade de Santos, nos campos de Uruguá e Tambaú, e FPSO Capixaba, no Parque das Baleias.

RIO - A Agência Nacional do Petróleo (ANP) anunciou hoje que vai adotar medidas para reforçar a segurança operacional de plataformas de petróleo no Brasil, com o objetivo de evitar vazamentos como o que ameaça a costa americana do Golfo do México. Em nota oficial, a agência anunciou três medidas que serão adotadas imediatamente. A primeira será exigir das petroleiras em operação no Brasil uma reavaliação de seus planos de emergência, com maior atenção aos planos de resposta a possíveis vazamentos. Os planos deverão ser enviados à ANP para nova análise, diante do cenário criado após a explosão da plataforma Deepwater Horizon. Há hoje, no Brasil, mais de 50 plataformas marítimas de perfuração de petróleo em operação. Ao mesmo tempo, a ANP já pediu às autoridades dos Estados Unidos para acompanhar os trabalhos de investigação e contenção do vazamento, a fim de adquirir experiência nesse tipo de acidente. Em uma terceira frente, a agência vai buscar articulação junto ao Fórum Internacional de Agências Reguladoras (IRF, na sigla em inglês) para buscar soluções e novos procedimentos de segurança operacional. Segundo o diretor de exploração e produção da Petrobras, Guilherme Estrella, há hoje cerca de 20 profissionais brasileiros acompanhando os trabalhos de contenção do vazamento nos Estados Unidos. Ele disse que o presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli, propôs em Houston a criação de um fórum internacional de petroleiras para troca de tecnologias de segurança ambiental.

Estudo encomendado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e divulgado pela Fundação Getúlio Vargas nesta terça-feira projeta o custo para extração e produção na região do pré-sal em 22 dólares o barril. Levando em conta o preço do barril a 75 dólares, o estudo teve como base informações coletadas com o governo, Petrobras e instituições financeiras, informou o economista responsável pelo trabalho, Marcio Lago Couto, superintendente de Projetos da FGV. Na avaliação feita pela entidade, as reservas do pré-sal seriam de 40 bilhões de barris de óleo equivalentes, com produção estimada para o período de 40 anos. Multiplicada pelo valor de extração -- 8 dólares o barril -- mais investimentos na produção -- 14 dólares o barril, totalizando 22 dólares, os investimentos necessários seriam de 880 bilhões de dólares. Segundo Couto, o objetivo do estudo foi mostrar que pelo tamanho dos investimentos, o país perderia se a Petrobras for aprovada como operadora única da região do pré-sal na votação do novo marco regulatório do setor em tramitação no Congresso. "Em um cenário de múltiplos operadores há maior competição e isto incentiva a inovação em indústrias de tecnologia de ponta, aumentando o investimento e proporcionando uma operação a custos competitivos", avalia Marcio Lago Couto, superintendente de Projetos da FGV e responsável pelo estudo. De acordo com o estudo, a existência de um operador único pode atrasar a exploração e produção na região e causar prejuízo de 53 bilhões de reais para o Brasil por ano de atraso. As simulações feitas pelos economistas da FGV apontam que as perdas podem chegar a 5,5 por cento do Produto Interno Bruto em três anos de atraso, "o que ilustra os riscos econômicos de um modelo centralizador de investimentos em exploração e produção nesta nova província petrolífera", afirma o estudo. A FGV usa exemplos como os campos de Peregrino e Polvo, que depois de serem devolvidos pela Petrobras à Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), foram a leilão em 2000 e desenvolvidos com sucesso. "Nos dois casos, foi declarada a comercialidade dos campos após investimentos milionários nos poços", informou o economista.