Geopolítica: Petrobras 2008 - Reservas provadas / critérios - Não inclui pré-sal da B.Santos (Tupi, Iara, Júpiter etc)

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS

Companhia Aberta

                                                                                                    

FATO RELEVANTE

Reservas Provadas da Petrobras em 2008

 

 

Rio de Janeiro, 15 de janeiro de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, [Bovespa: PETR3/PETR4, NYSE: PBR/PBRA, Latibex: XPBR/XPBRA], uma companhia brasileira de energia com atuação internacional, comunica o volume de suas reservas provadas de petróleo e gás natural no Brasil e no exterior, apurado no final de 2008 segundo os critérios da Society of Petroleum Engineers – SPE e da Securities and Exchange Commission – SEC.

 

As descobertas do Pré-Sal da Bacia de Santos estão em avaliação, portanto, não estão contribuindo para os resultados de 2008, segundo os critérios ANP/SPE e SEC.

 

 

        Reservas Provadas no Brasil

 

 

Segundo critério ANP/SPE:

 

Em 31 de dezembro de 2008 as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural nos campos sob concessão da Petrobras no Brasil atingiram 14,093 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), representando o aumento de 1,2% em relação a 2007.

 

 

Reserva Provada - SPE	Volume	%
Óleo + Condensado (bilhões de bbl)	11,969	85
Gás Natural (bilhões de m3)	337,624	15
Óleo Equivalente (bilhões de boe)	14,093	100

 

Durante o ano de 2008, foram apropriados 920 milhões de boe às Reservas Provadas, contra uma produção acumulada de 747 milhões de boe, conforme desdobramento mostrado a seguir:

 

                   

Composição da Reserva Provada - SPE	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	13,920
B) Apropriações de Reserva Provada em 2008	0,920
C) Produção Realizada em 2008	(0,747)
D) Variação Anual (B + C)	0,173
E) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + D)	14,093

 

Para cada barril de óleo equivalente extraído em 2008, foi apropriado 1,23 barril de óleo equivalente, resultando no Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 123%. Por esse mesmo critério a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 18,9 anos.

 

Entre as principais apropriações em 2008 estão:

 

§          Descobertas em blocos exploratórios – Camarupim Norte e Jacutinga na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo - UN-ES.

§          Descobertas em blocos exploratórios incorporados a campos de produção já existentes – Saíra, Córrego Cedro Norte, Guriri e Rio Mariricu na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo – UN-ES, e São Miguel dos Campos na Unidade de Negócio de Exploração e Produção de Sergipe e Alagoas – UN-SEAL.

§          Apropriações em campos existentes em 2008 por meio de projetos de aumento de recuperação – Marlim Sul, Barracuda e Roncador na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Rio de Janeiro – UN-RIO; Marlim, Badejo e Espadarte na Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Campos – UN-BC; Baleia Franca, Cachalote e Jubarte na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo – UN-ES; e Uruguá na Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Santos – UN-BS.

§          O Pré-Sal do Espírito Santo está contribuindo com reservas de 128 milhões de barris de óleo equivalente.

 

Segundo o critério SEC:

 

No ano de 2008 foram incorporadas reservas, segundo os critérios da SEC, de 1,401 bilhão de boe, equivalente a 1,8 vezes a produção realizada de 747 milhões de boe. De acordo com os critérios SEC, o preço de petróleo utilizado é o do no último dia do ano. Em 31 de dezembro de 2008, o óleo tipo Brent foi comercializado a US$ 36,55/bbl. Em 31 de dezembro de 2007 o preço do óleo tipo Brent foi negociado a US$96,02/bbl, o que reflete uma redução do preço de 60%. A queda do preço do óleo em 2008 ocasionou perda de 1,198 bilhão de boe. A incorporação realizada no período (1,401 bilhão de boe) representa 72% do total de reduções do ano (1,945 bilhão de boe).

 

Em decorrência, considerando a incorporação, a produção do ano e a perda devido a redução do preço segundo o critério SEC, a reserva provada em 31 dezembro de 2008 foi de 10,274 bilhões de boe.

 

Reserva Provada – critério SEC	Volume	%
Óleo + Condensado (bilhões de bbl)	8,716	85
Gás Natural (bilhões de m3)	247,643	15
Óleo Equivalente (bilhões de boe)	10,274	100

 

 

As reservas provadas no Brasil, em 31 de dezembro de 2008, apresentam a redução de 5% em relação a 2007 e um índice de reposição de reservas de 27%. Neste mesmo período a redução do preço do óleo, definido no critério SEC, foi de 60%. A relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 13,8 anos.

 

O Pré-Sal do Espírito Santo está contribuindo para as reservas pelo critério SEC por ser econômico no preço de óleo de 31 de dezembro de 2008.

 

Composição da Reserva Provada - SEC	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	10,818
B) Produção Acumulada em 2008	(0,747)
C) Perda devido a redução do Preço em 2008	(1,198)
D) Apropriações de Reserva Provada em 2008	1,401
E) Variação Anual (B + C+D)	(0,544)
F) Reserva Provada em dezembro / 2008 (A + E)	10,274

 

As principais diferenças entre as estimativas SEC e ANP/SPE ocorrem devido à diferença nos critérios (preço de valoração do petróleo, prazo de concessão e reservas de gás), e a não contabilização de projetos em estágio inicial de concepção para desenvolvimento da produção.

 

Reservas Provadas Internacionais:

 

Segundo critério SPE:

 

Em 31 de dezembro de 2008 as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural nos campos sob concessão da Petrobras no exterior atingiram 0,992 bilhão de barril de óleo equivalente (boe), representando um decréscimo de 9,0%, em relação a 2007.

 

Reserva Provada - SPE	Volume	%
Óleo + Condensado (bilhões de bbl)	0,497	50
Gás Natural (bilhões de m3)	83,943	50
Óleo Equivalente (bilhões de boe)	0,992	100

 

Durante o ano de 2008, a apropriação de reserva provada ocorreu em função do melhoramento da recuperação de petróleo em campos na Argentina e no Peru, e da apropriação de reservas no campo de Cascade nos Estados Unidos. Contudo, essas incorporações foram suplantadas pela produção do período, que aliada à diminuição da participação e devolução de ativos no Equador, e à reavaliação das reservas na Nigéria, acarretaram a redução de reservas em 98 milhões de boe, conforme demonstrado a seguir:

 

Composição da Reserva Provada - SPE	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	1,090
B) Apropriações de Reserva Provada em 2008	(0,016)
C) Produção Acumulada em 2008	(0,082)
D) Variação Anual (B + C)	(0,098)
E) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + D)	0,992

 

De acordo com o critério SPE a relação Reserva/Produção (R/P) na área internacional ficou em 12,1 anos.

 

Segundo critério SEC:

 

Em 31 de dezembro de 2008 as Reservas Provadas no exterior foram de 917 milhões de boe, o que representa acréscimo de 3,5 % em relação à estimativa do ano anterior (886 milhões de boe).

 

 

Reserva Provada - SEC	Volume	%
Óleo + Condensado (bilhões de bbl)	0,438	48
Gás Natural (bilhões de m3)	81,242	52
Óleo Equivalente (bilhões de boe)	0,917	100

 

Durante o ano de 2008, as apropriações de reservas provadas ocorreram principalmente na Nigéria e revisões técnicas na Bolívia, Argentina, Nigéria e Peru, e que superou a redução de reservas no Equador e a produção no período conforme demonstrado a seguir:

 

Composição da Reserva Provada - SEC	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	0,886
B) Apropriações de Reserva Provada em 2008	0,112
C) Produção Acumulada em 2008	(0,081)
D) Variação Anual (B + C)	0,031
E) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + D)	0,917

 

Por este mesmo critério a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 11,3 anos.

 

As principais diferenças entre os volumes de reservas SPE e SEC são decorrentes de:

 

§          Na Nigéria, devido ao estágio de desenvolvimento dos campos descobertos, apenas uma parcela dos volumes pode ser declarada como reserva pelo critério SEC, e;

 

§          Nos Estados Unidos, as reservas segundo os critérios da SPE, em 2008 apresentam o campo de Cascade, offshore do Golfo do México.

 

Com a possibilidade de mudança na legislação boliviana existe risco potencial de redução nas reservas naquele país, o que pode resultar na diminuição de até 2% do volume total de reservas provadas da Companhia, que representa a totalidade das reservas na Bolívia.

 

Reservas Provadas da Petrobras em 2008 (Brasil e Internacional):

 

Segundo critério ANP/SPE:

 

Em 31 de dezembro de 2008, as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural atingiram 15,085 bilhões de boe, um aumento de 0,5% em relação ao ano anterior, assim distribuídos:

 

Reserva Provada - SPE	Volume (bilhões de boe)	%
Brasil	14,093	93
Internacional	0,992	7
Total	15,085	100

 

Segundo o critério SPE, durante 2008 foram apropriados 904 milhões de boe às Reservas Provadas e produzidos 829 milhões de boe o que resultou no aumento de 75 milhões de boe em relação às reservas de 2007 (15,010 bilhões de boe). Assim, para cada barril de óleo equivalente produzido em 2008 foi apropriado 1,09 barril de óleo equivalente, resultando num Índice de Reposição de Reservas – IRR de 109%. A relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 18,2 anos.

 

Composição da Reserva Provada - SPE	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	15,010
B) Apropriações de Reserva Provada em 2008	0,904
C) Produção Acumulada em 2008	(0,829)
D) Variação Anual (B + C)	0,075
E) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + D)	15,085

 

Segundo critério SEC:

 

Em 31 de dezembro de 2008 as Reserva Provadas atingiram 11,191 bilhões de boe assim distribuídos:

 

Reserva Provada - SEC	Volume (bilhões de boe)	%
Brasil	10,274	92
Internacional	0,917	8
Total	11,191	100

 

O Pré-Sal do Espírito Santo está contribuindo para as reservas pelo critério SEC por ser econômico no preço de óleo de 31 de dezembro de 2008.

 

No ano de 2008 a apropriação no Brasil foi de 1,401 bilhão de barril de boe (1,8 vezes a produção nacional realizada) e, neste mesmo período, ocorreu uma perda, no Brasil, relacionada a redução do preço entre 2007 e 2008, de 1,198 bilhão de boe considerando o preço de petróleo brent de 31 de dezembro de 2008 (US$ 36,55/bbl).

 

Em decorrência, as Reservas Provadas em 2008 apresentaram decréscimo de 4,4 % em relação ao ano anterior, correspondendo a um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 38% e a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 13,5 anos. Neste mesmo período a redução do preço definido pela SEC foi de 60%. 

          

Composição da Reserva Provada - SEC	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	11,704
B) Produção Acumulada em 2008	(0,828)
C) Perda devido a redução do Preço em 2008	(1,198)
D) Apropriações de Reserva Provada em 2008	1,513
E) Variação Anual (B + C+D)	(0,513)
F) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + E)	11,191

 

A Petrobras esclarece que as propriedades das reservas de hidrocarbonetos pertencem aos seus respectivos Estados Nacionais.

 

 

Almir Guilherme Barbassa

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras

Geopolítica do Petróleo: valor do barril

Petrobras diz que atual preço do barril é insustentável

São Paulo - O atual patamar de preços no mercado internacional de petróleo, em torno de US$ 40 o barril, é insustentável, porque as cotações obrigatoriamente terão de subir para garantir uma produção que atenda a atual demanda global pela commodity, disse ontem o diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa.

"Se ficar baixo, alguns países vão deixar de investir, não é o caso do Brasil. Mas isso acontecerá nas (áreas de produção das) areias do Canadá, no Ártico, na Faixa do Orenoco (Venezuela). Investimentos não vão ser feitos", declarou Costa a jornalistas.

Segundo o executivo da Petrobras, se os países deixarem de investir em novas áreas de produção, "o preço vai subir". "Então, esse preço de US$ 30 a US$ 40 não tem sustentação", destacou, observando que o pico acima de US$ 147 também não se sustentava, sendo fruto de especulação.

Costa lembrou que a produção em todos os campos de petróleo cai cerca de 10% ao ano, e que se a demanda mundial, em meio à crise, apenas se mantiver em 85 milhões de barris/dia, haverá problemas para atender ao consumo, no caso de redução de investimentos. "As companhias de petróleo têm que investir, para manter um mercado mesmo estagnado, aumentando em 8,5 milhões de barris por dia a produção anual (por causa da queda natural nos campos de petróleo)", disse o executivo.

"Se não tiver atratividade, as empresas não vão investir. Se não colocarem (dinheiro), não vai ter oferta, e aí o preço sobe", afirmou Costa.

O diretor avalia que "a crise é o melhor" momento para investir, ressaltando que a demanda pode se reduzir agora, mas a empresa estará mais bem preparada quando o consumo for retomado.

Ele não quis adiantar questões relativas ao plano de negócio 2009-13, que deve ser apreciado pelo conselho da companhia no final deste mês.

O diretor reafirmou que a política de repasse de preços do petróleo para o consumidor de combustíveis no país é de longo prazo e que a empresa não repassa a volatilidade dos mercados futuros para o valor da bomba.

Mas ele admitiu que a Petrobras poderá ajustar o preço quando os mercados ficarem mais estáveis. "Quando a Petrobras entender que vamos ter um pata-mar adequado, pode ter um ajuste de preço", declarou Costa.

Ele não especificou se os preços dos combustíveis seriam ajustados para baixo, apesar de as cotações atuais estarem em valores de cerca de US$ 100 abaixo dos recordes registrados em meados no ano passado.

Costa disse ainda que a empresa não concluiu a avaliação sobre o volume de combustíveis consumidos no país no ano passado, mas observou que o crescimento do mercado deve ter ficado "próximo de 3%, talvez um pouco abaixo".

(Fonte: Gazeta Mercantil/Reuters) http://lucianoelias-og.blogspot.com/

P-61: Mac Laren e Modec (TLP)

Mac Laren constrói 1º dique seco do Sudeste

O estaleiro Mac Laren começou este mês as obras do primeiro dique seco da Região Sudeste, em Niterói, no estado do Rio de Janeiro. O projeto tem investimento de R$ 141 milhões e deve ser concluído em cerca de 12 meses, segundo a presidente do grupo Mac Laren Oil, Gisela Mac Laren.

O dique seco de Niterói é um dos três em construção no Brasil - os outros ficam em Pernambuco e no Rio Grande do Sul. O empreendimento terá largura de 130 metros por 150 metros de comprimento e 13 metros de profundidade.

Aproximadamente 8 mil pessoas vão trabalhar durante as obras. As dimensões do dique seco permitem a realização de reparos e construção de plataformas semi-submersíveis, navios-plataforma do tipo FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e escoamento de petróleo) e navios de apoio offshore de grande porte.

aaaaaaaaa. Gisela disse que o dique está localizado à distância aproximada de dois dias de navegação das principais bacias petrolíferas brasileiras, as de Campos, Santos e do Espírito Santo, enquanto os outros dois, no Rio Grande do Sul e em Pernambuco, ficam a 10 dias.

"Com isso, o valor do transporte será menor, assim como o tempo de paralisação das unidades, quando tiverem de entrar em manutenção, será reduzido. Com o nosso dique será possível reverter o processo de ida de projetos de plataformas de petróleo e navios de apoio offshore de grande porte para outros países ou estados", afirmou ela.

Entre os projetos que o dique seco do estaleiro Mac Laren vai comportar está a plataforma P-61. No final de dezembro, a Petrobras anunciou que o consórcio formado pelas empresas Modec e Mac Laren venceu a licitação para fazer a P-61, que custará ao todo US$ 1,7 bilhão (R$ 3,8 bilhões) e levará 34 meses para ficar pronta. A plataforma faz parte do projeto do campo de Papa Terra, na Bacia de Campos.

"O projeto do dique foi muito importante para ganharmos a licitação da P-61. A Mac Laren fez acordo de exclusividade com a Modec, pelo qual nós entraremos com a tecnologia para construção da plataforma enquanto a Modec, que possui cinco plataformas do tipo Tension Leg Platform (TLP) operando no mundo, possui a tecnologia para operar. Ter sido escolhido como o estaleiro brasileiro da Modec demostrou a confiança dela na nossa competência e capacidade de execução", explicou Gisela.

A unidade será a primeira plataforma tipo TLP a ser construída no Brasil. Esse modelo de plataforma é usado no Golfo do México, nos Estados Unidos, e a Petrobras está começando a testá-lo no País para os campos do pré-sal. A Petrobras poderá mudar, no futuro, seu sistema de produção em mar, se os testes com as TLPs forem satisfatórios.

aaaaaaaaa. "A P-61 será o maior projeto na área de construção naval que Niterói vai ter nos próximos anos, com um enorme impacto na economia do estado", afirmou.

Cada TLP pode ser conectada a mais de um poço, desde que próximos dela. Esse sistema tem custo menor, mas os poços precisam ser perfurados próximos à unidade, enquanto nas FPSOs eles podem estar distantes até 30 quilômetros da embarcação, conectados por meio de linhas flexíveis e outros equipamentos.

"Ainda poderá ser feita uma rodada de discussões entre a Modec e a Petrobras para adequação de custos, mas esperamos começar as obras da P-61 o mais rapidamente possível", disse.

A presidente do grupo afirmou que a crise mundial não afetou o setor. "A construção naval vem oscilando entre momento de crise e fartura, em um movimento ligado principalmente ao preço do barril do petróleo e às estratégias de desenvolvimento dos campos de petróleo nacional. A crise não nos afetou e não altera nossos planos. Entendemos que o preço baixo do petróleo agora é uma situação pontual. No próximo ano a cotação deverá voltar a níveis que justificarão os investimentos", afirmou Gisela.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/CAROLINA ELOY) 

DEWATERING AND WATER RECYCLING IN POPULATED AREAS

Solids control means success in the Barnett Shale natural gas fields beneath Fort Worth, Texas

Story and photos by Rich Cook, editor

Nicknamed "Cowtown," Fort Worth, Texas, is known as the center of the Texas cattle industry. Today, visitors can enjoy Old West-style cattle drives, visit the opry for live country music and watch rodeos at the Fort Worth Stockyards, the only remaining cattle stockyard in the United States. The Old West comes alive every year during the Fort Worth Stock Show and Rodeo that runs from mid-January to mid-February. Held annually since 1896, it is the oldest continually running livestock show and rodeo.

Today, the city covers nearly 300 mi2 (780 km2) in Tarrant and Denton counties and serves as the county seat of Tarrant County. With a population of just below 700,000, Fort Worth is the seventeenth largest city in the United States and is the fifth largest city in Texas.

Fort Worth began life in 1849 as a U.S. Army camp built to protect the surrounding cattle ranches from the Mexican army and marauding Native American tribes. The fort was first named Camp Worth in honor of Major General William Jenkins Worth. General Worth served in the Texas army under General Zachary Taylor during the Mexican War in which Texas gained independence from Mexico at the Battle of San Jacinto on April 21, 1836. After Texas became the 28th state in 1845, Worth was appointed to head the Department of Texas. He died of cholera in early 1849 just a month after proposing a line of forts along the western Texas frontier.

General William S. Harney took command of the Department of Texas and ordered a camp built at the confluence of the West Fork and Clear Fork of the Trinity River. This was the first Camp Worth. The original camp was moved to the top of the bluff overlooking the Trinity River later that year and is the site of the current Fort Worth courthouse. The camp was officially renamed Fort Worth by the U.S. War Department on Nov. 14, 1849. No trace of the original camp remains today.

The small outpost soon became a stop along the legendary Chisholm Trail, a dirt path used to drive cattle from ranches in South Texas to railheads in Kansas. Cowboys stopped in the small settlement for supplies as they moved their herds of longhorn cattle north. The last stop in civilization before the long haul across the wild expanses of North Texas, Oklahoma and Kansas, Fort Worth offered cowboys gambling and carousing in local saloons. This area of town became known as Hell's Half Acre, the biggest collection of bars, dance halls and bawdy houses south of Dodge City, Kansas.

With the arrival of the Texas and Pacific Railway in 1876, the town boomed and grew quickly as the center of the Texas cattle industry. Settlers from the U.S. South, still suffering the effects of the U.S. Civil War (1861-1865), moved west and settled in the growing community.

For the next 100 years, Fort Worth was known as a rough and bawdy town where cowboys came to gamble away their few dollars. Many outlaw gangs hid out in the city's Acre where shootings, knifings, muggings and brawls were a nightly event. The town newspaper claimed "it was a slow night which did not pan out a cutting or shooting scrape among its male denizens or a morphine experiment by some of its frisky females." By the early 20th century, many preachers and lawmen made attempts to clean up the town, with limited success.

The second boom came to Fort Worth in the early 1980s when new drilling methods and technologies opened up the Barnett Shale to exploration.

The Barnett Shale is a natural gas source bed made up of shale that consists of very fine grain particles of quartz and clay minerals. The rock formation is extremely hard and almost completely nonporous and impermeable. It is known as a tight gas reservoir, meaning that the gas is not easily extracted from the very hard rock formations. It lies between 6,500 ft (1,981 m) and 10,000 ft (3,048 m) below the surface.

Over the course of 100 million years during the Paleozoic era, Texas was a shallow ocean three times. Deposits of phytoplankton and zooplankton were laid down during each successive flooding and after another 300 million years, became natural gas now found in the Barnett Shale. The mud in which the phyto- and zooplankton were deposited hardened to become the shale itself. As more layers of sediment settled on top of the mud and plankton, the increasing pressure turned the mud into shale and the plankton into natural gas and oil.

The Barnett Shale covers approximately 17 counties mostly to the west and south of Fort Worth. It is estimated to cover over 5,000 mi2 (13,000 km2). It is believed to be the largest onshore natural gas reservoir in the United States. The United States Geological Survey estimates that the shale contains 27 trillion ft3 (765 billion m3) of gas and it is still actively being discovered.

The Barnett Shale is named for John W. Barnett, who settled in San Saba County in the late 1800s. He named a stream that ran through his ranch the Barnett Stream. Years later, in the early 20th century, geologists on a mapping exercise discovered an outcropping of the thick, black, organic-rich shale near the stream and named it the Barnett Shale.

In the 1950s, wildcatters discovered that the Barnett Shale was a natural gas field, but it was not until the 1980s that the technology evolved to the point where the natural gas deposits were accessible. It was only in the last five to 10 years that it has been economically feasible to extract the natural gas.

The Barnett Shale consists of three major sections. The core area lies within Fort Worth's city limits including Tarrant and Denton counties. The secondary area is outside Fort Worth to the southwest and north, including Parker, Johnson, Montague and Cooke counties. The outermost region includes Clay, Jack, Palo Pinto, Hood, Somervell, Erath, Hamilton, Bosque and Hill counties.

Because the core areas of the Barnett Shale are within the city limits of Fort Worth, operators face special problems that operators either offshore or drilling far from cities never face.

In particular, operators within Barnett Shale contend with local governments and neighborhood associations that are wary of natural gas wells being drilled in their neighborhoods and close to their schools. A few citizen groups have formed in Fort Worth to combat the drilling in neighborhoods and around the city. One, Fort Worth Citizens Against Neighborhood Drilling Ordinance (FWCanDo!), believes that gas drilling and related activities are a threat to people, property and wildlife. According to the FWCanDo! website, they are concerned with issues like soil, water and air contamination. They argue that rigs in close proximity to business and schools present undo hazards.

Canadian operator EnCana Oil & Gas Inc., along with many of the operators in the Barnett Shale, have self-imposed environmental policies to limit, if not eliminate, environmental hazards. EnCana works with local governments, neighborhood associations and groups like FWCanDo! through a program called EnCana Cares to find common ground so that they can continue to drill wells in close proximity to heavily populated areas while staying safe and environmentally friendly.

These groups are also concerned with the noise and light that inevitably comes from the 24-hour-a-day drilling operations. Many areas now require sound barriers around rigs, especially those drilling near neighborhoods. The heavy curtains block much of the sound from the rig, enabling a normal life to continue in the neighborhoods.

Damage done to the infrastructure of the area is a common issue raised by governments and area groups. Heavy machinery moving through roads designed primarily for residential traffic can cause significant damage to the roads and underground water or sewage systems. Many local governments are imposing tariffs as compensation for damage caused to local roads by heavy trucks and machinery.

Because of the often tight quarters in which the rigs are operating, traditional methods of waste disposal and mud storage cannot be used. Reserve pits are still used in outlying areas of the Barnett Shale where space and terrain allow, but many areas within Fort Worth itself do not allow them. There is simply no space.

Environmental concerns also dictate the use of closed loop systems that do not dump waste into a pit but contain the drilled cuttings. Fort Worth has mandated that all wells drilled within city limits must be drilled using a closed loop system.

For operators like EnCana, using a closed loop system whenever possible makes more sense both environmentally and financially.

The costs associated with upgrading a rig to the closed loop system are comparable to the cost of digging a reserve pit. In areas with significant rock that must be removed to build the pit, costs can exceed $100,000. And that cost is just for digging the pit; it does not include costs to close the pit once the rig is removed.

"It just makes more sense to go with the closed loop system," said David Roule, group lead for North Texas drilling and completions at EnCana, "The costs are comparable and it is much more environmentally friendly."

In addition to the challenges that come from drilling in and around the seventeenth largest city in the United States, operators like EnCana face the normal costs of drilling wells. Because of the geological structure of the Barnett Shale, drilling wells and extracting the natural gas once had been prohibitively expensive and technologically challenging.

That was until horizontal drilling and hydraulic fracturing, or fracing, was introduced in the Barnett Shale in the early 1980s.

Only since 2000, when natural gas prices rose, have these techniques really allowed the Barnett Shale to be fully explored.

Horizontal drilling offers significant advantages over traditional vertical drilling, especially in a reservoir like the Barnett Shale. Instead of a small concentrated drainage area, the horizontal well spreads the useful area out along the entire length of the lateral section. This effectively increases the wellbore from a few feet to between 3,000 ft (914 m) and 4,000 ft (1,219 m). Each well is drilled vertically to just above the Barnett Shale and then the curve to horizontal is started. By the time the gradual curve, typically with doglegs of between 8 degrees per 100 ft (30 m) to 12 degrees per 100 ft (30 m), reaches the horizontal, the wellbore is in the Barnett Shale.

While drilling a horizontal well is more expensive than drilling a vertical well, this allows more wells to be placed on a single pad. Up to 20 wells can be placed on a single pad, although EnCana typically places a maximum of five wells on a pad. EnCana has recognized the financial benefit of multi-well pads in recent years and sees it as the future of their operations within the Barnett Shale. Costs like damages and pad construction costs can be split across all of the wells.

"Multi-well pads are a big area that allows us to reduce costs," said Roule. "We calculated that with two wells on a single pad, we can recognize a significant savings and greater savings with each additional well."

The second technological advance that has opened up the Barnett Shale is hydraulic fracturing, or fracing. Fracing is a method by which water is pumped, at high pressure, into the well. The water finds its way into the natural fissures in the shale. The high pressure behind the water fractures the fissures, causing them to open up. Once open, the natural gas inside the shale can more easily seep out into the wellhead and be extracted.

Because the shale is under significant pressure, the fissures sometimes reclose after the fracing water is removed. To counter this, operators will sometimes mix sand in with the fracing water. When the water is removed, the sand stays in the fissures and prevents them from closing up again.

The availability of water, both for fracing and completion of wells, is a potential future problem for operators in the Barnett Shale. It takes as much as 75,000 bbls of water per stage to complete a well and wells may have as many as seven stages.

Historically, operators paid land owners a fee to use pond water. Now the Texas Commission on Environmental Quality (TCEQ) regulates the water from ponds. If an operator uses water for fracing or completion then returns it to the pond, it becomes the property of the TCEQ and is therefore subject to additional costs. Some companies drill water wells next to the natural gas wells to provide the required water.

Dewatering, the process of recovering excess water from the waste material removed from the mud in a closed loop system, has great potential to resolve this problem in the Barnett Shale. M-I SWACO gained permission to run dewatering systems on one EnCana rig as an experiment to show how they can save time, money and effort.

Dewatering allows operators to recover excess water from the closed loop system and store it in frac tanks for later use instead of paying for disposal at a land farm. M-I SWACO dewatering solutions use polymers to draw fine solids together to form larger clumps. The clumps are separated from the water in decanting centrifuges and are then removed for disposal. The water can then be treated and reused for fracing, well completion or reuse in the drilling fluid system. Added to a solids control system, dewatering only adds about $300 to the daily rig costs and saves operators from trucking in large amounts of water.

Today, EnCana and other operators face tighter budgets and the need to reduce the cost of drilling each well. For EnCana, the best way to achieve this is to drill faster. In fact, they set the record in early 2008 for drilling the fastest lateral section of a well in the Barnett Shale, achieving 3,500 ft (1,067 m) of drilling in 17 1⁄2 hours.

"We achieved an instantaneous ROP of 390 ft/hr (119 m/hr) with no signs of the hole trying to pack off," said Roule. "We've yet to find the limit with respect to ROP and hole cleaning."

M-I SWACO provided the mud and solids control systems for that record.

And even when not setting records, EnCana is pushing the perceived limits of ROP. High ROPs mean fewer days on the job and greater savings per well. In 2005, they averaged 26.6 days per well from spud to TD. In 2006, the average dropped to 22.1 days per well. In 2007, it dropped to 15.4 days. Through 2008, they have averaged about the same number of days per well as 2007. By removing the new EnCana wells in the Wise, Cooke and Denton counties where drilling is tougher due to the geology, their average spud to TD time in 2008 was 14.8 days.

Cost per well has stayed roughly the same through this four-year period while individual costs rose. This demonstrates how reducing the number of days on a well can balance or reduce costs of drilling as expenses rise.

For example, in 2006 EnCana spent about $300,000 more per well than in 2005, but this was due to an increase in the number of horizontal wells, which are by nature more expensive than traditional vertical wells.

Cost per well dropped half a million dollars in 2007 but increased slightly in 2008 due to the increased costs of fuel and steel used in casing. In 2008 EnCana also began drilling more wells in Denton and Wise counties where wells are typically deeper, ROPs are slower due to harder layers of rock and wells have more hole problems.

"While we're spending that $50,000 per day in the curve and the lateral, we can save $2,000 per hour for every hour we can shave off on these wells," said Roule.

"The only way we can do that is to stay on top of people to keep ROPs up and hole issues to a minimum."

At first, many field people resisted the high ROPs, insisting that it was not possible to control the solids well enough to maintain the required rates of penetration. Traditionally, EnCana and other operators had limited penetration rates in the laterals to 150 ft/hr (46 m/hr) due to concerns about hole cleaning.

"We told the guys out in the field, 'if you drill yourself stuck due to high penetration rates, we will personally come out, shake your hand and congratulate you on finding the limits of ROP,'" Roule said. "We never saw one sign of the hole trying to pack off."

The key is keeping the hole clean. Since mud is recycled through the well in the closed loop system, removing the cuttings from the mud is vital to maintaining the high ROP. And it is not just the large cuttings that have to be removed. Small particles, down to the ultra fines, must also be removed or the mud properties will deteriorate to the point that the drill string can easily become stuck, significantly adding to the cost of drilling the well.

M-I SWACO solids control equipment directly affects the time to drill a hole by keeping the solids down, reducing hole cleaning problems and allowing for faster penetration. In November, EnCana began using M-I SWACO solids control equipment on their rigs. They are renting centrifuges and tanks from M-I SWACO, who also provides the personnel to manage and maintain the solids control equipment.

"What we do is add solids control equipment," said Lincoln Tolleson, senior account representative. "We keep the drilling fluid clean by mechanically separating the solids from the liquids to reduce the volume of dilution required to maintain the desired fluid properties. For example, if you have a 100 bbl mud system and you add 25 bbl of dirt, you've got to add more fluid to maintain the original properties. Suddenly you have more volume than your 100 bbl mud system can accommodate and that extra volume has to go somewhere. It costs the operator money to build the additional volume and to get the extra volume to the land farm for disposal. This is where we save the operators money. Now, with our help, they can comply with internal, governmental or environmental regulations and do it economically."

In M-I SWACO mud schools, instructors use a can of whole kernel corn as an illustration. With the kernels whole, it is easy to pour the contents of the can into a bowl. It is easy to stir the corn with its water because the particles are large and do not absorb the water. When the particles are reduced in size, as when the corn is put into a blender, it becomes much harder to pour.

"Poor solids control leads to unwanted dilution, and for closed loop jobs that can mean many truckloads of drilling fluid being hauled in and out of the lease roads that can wind through neighborhoods and schools," said Gary Fout, senior project engineering advisor. "If proper control of low gravity solids is not achieved, the drilling fluid can become very thick and PV (plastic viscosities) can go off the chart. Drilling with high LGS (low gravity solids) can lead to stuck pipe, slow rates of penetration, premature bit failure, worn drill string, damaged pump parts and other issues."

With M-I SWACO solids control systems now in place on EnCana rigs, the company is confident in its ability to continue to keep their holes clean even when drilling at high ROPs. And as budgets tighten, forcing closer controls on everything from solids control to water supplies, M-I SWACO is well positioned to provide the environmental solutions to operators in the Barnett Shale for years to come.

ANP estende prazo para exploração de 27 blocos

 

A Agência Nacional do Petróleo (ANP) decidiu estender o prazo para o programa exploratório de 27 blocos da Petrobras localizados nas bacias de Santos, Espírito Santo e Sergipe-Alagoas. A estatal havia solicitado a prorrogação do prazo para 70 áreas, alegando dificuldades na obtenção de licença ambiental em algumas e falta de equipamentos para perfurar em outras devido ao aquecimento da demanda no setor de petróleo no período.

Das 27 áreas beneficiadas com a medida, 22 terão prazo estendido por 18 meses a partir da liberação do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e cinco por 24 meses, a contar deste mês. As demais áreas em que a Petrobras pleiteava um adiamento terão uma nova reavaliação por parte da área técnica da ANP dentro dos próximos 90 dias.

CONCESSÃO. Todos os contratos de concessão incluídos no pedido da Petrobras tiveram seu prazo suspensos desde o dia 23 de novembro quando foi feita a requisição. Entre os blocos com problemas estão ainda concessões localizadas nas bacias de Santos, Campos, Sergipe-Alagoas, Pará-Maranhão, Amazonas, Jequitinhonha, Pelotas, Camamu-Almada, Ceará-Potiguar e Barreirinhas.

Segundo os contratos assinados com a ANP, a Petrobras teve quatro anos para avaliar as áreas e perfurar pelo menos um poço. Após a perfuração, ganharia mais um ano e, confirmada a descoberta, poderia propor um plano de avaliação da jazida, que tem prazo entre dois e três anos. A estatal, porém, solicitou à ANP mais quatro anos para as áreas, mesmo que não tenha perfurado qualquer poço.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Kelly Lima/Da Agência Estado)