Exploratório

óleo equivalente por dia (boe/dia), o que ultrapassa os 2,49 milhões de

Sondas de Perfuração em Atividade*	PRODUÇÃO	
Tipo da Sonda		2010	jan/11	fev/11	mar/11	abr/11	mai/11	jun/11	jul/11	ago/11	set/11	out/11	nov/11	dez/11	Em 2011	A produção de petróleo no Brasil em junho/2011 foi de 2,23 milhões de	
Sondas Terrestres		61	19	32	30	31	35	40						-	44	
Sondas Marítimas		66	22	32	38	40	46	47						-	barris/dia,  sendo  aproximadamente  3,04%  maior  do  que  a  do  mês
57	
TOTAL		127	41	64	68	71	81	87						-	101	anterior, e 4,73% superior à de junho de 2010.	
Número de Poços Perfurados (Concluídos)	A produção nacional de gás natural, também em junho/2011, foi de 67,3	
Tipo do Poço		2010	jan/11	fev/11	mar/11	abr/11	mai/11	jun/11	jul/11	ago/11	set/11	out/11	nov/11	dez/11	Total 2011		
	Terra	98	4	6	5	0	4	13						-	32	milhões de m³/dia, sendo em torno de 6,9% superior ao mesmo mês em	
	Mar	118	3	3	9	3	8	6						-	32	2010 e 0,9% maior do que a de maio de 2011. Dessa forma, a produção de	
Desenvolvimento	Terra
Mar	497
149	6
4	12
6	14
3	36
8	25
6	26
7						-	119
-	34	petróleo e gás em junho/2011 ficou em torno de 2,56 milhões de barris de	
TOTAL		862	17	27	31	47	43	52						-	217		
Notificações de Descobertas (Indícios de Hidrocarbonetos)	boe/dia registrados em maio do mesmo ano. Considerando-se apenas as	
Localização		2010	jan/11	fev/11	mar/11	abr/11	mai/11	jun/11	jul/11	ago/11	set/11	out/11	nov/11	dez/11	Total 2011	Concessões na Fase de Produção, o aproveitamento de gás natural no mês	
Terra		65	9	1	4	4	7	2						-	27	foi de 94,5%;	
Mar		84	6	6	6	11	4	8						-	41	
Total		149	15	7	10	15	11	10						-	68	Nos meses de maio e junho de 2011 dois campos iniciaram a produção no	
Declarações de Comercialidade	País. São eles: Mosquito Norte (Bacia Espírito Santo) e Mexilhão (Bacia de	
Tipo	2010	jan/11	fev/11	mar/11	abr/11	mai/11	jun/11	jul/11	ago/11	set/11	out/11	nov/11	dez/11	Total 2011	
Novos Campos	7	0	0	2	4	1	0					-	-	Santos).
7	
Campos Marginais	2	0	0	0	0	0	0					-	-	0	Até o mês de abril, dos 403 Campos existentes, 322 estavam em produção	
Novos campos provisórios	21	0	0	0	0	0	0							0	efetiva  (241  em   terra  e  85   no  mar)  e  77  estavam   na  etapa  de	
Anexações a Campos	0	0	0	0	0	0	0					-	-	0	
TOTAL	30	0	0	2	4	1	0							7	desenvolvimento da produção, dos quais 44 em terra e 33 no mar.	

*Sondas atuando em perfurações de novos poços.
O primeiro estudo sobre a viabilidade econômica do gás natural da Bacia do São Francisco, em Minas Gerais, revelou uma reserva significativa que abre perspectivas para uma nova fronteira exploratória terrestre no País, conforme anunciado pelo consórcio Cobasf (Codemig, Orteng (op.), Delp e Imetame) responsável pela exploração na área. Os estudos apontaram para um volume estimado entre 17,5 bilhões e 194,6 bilhões de metros cúbicos de gás natural, com estimativa para uma produção diária entre 7 a 8 milhões de m³/dia. A expectativa do Cobasf é que a produção comece em dois ou três anos.
A OGX, em 17 de maio, declarou comercialidade dos campos Gavião Azul e Gavião Real, ambos de gás natural, na Bacia do Parnaíba, com estimativa de produção de 5,7 milhões de m³/dia a ser iniciada até 2013. Estas são as primeiras áreas declaradas comerciais pela Empresa.
A Petrobras iniciou, em 28 de junho, o TLD na área de Aruanã, no pós-sal da porção sul da Bacia de Campos. Os testes de formação apontaram a ocorrência de óleo de 27 °API e volumes recuperáveis em torno de 280 milhões de barris de óleo.
A OGX anunciou, em 20 de junho, ter concluído a perfuração do poço horizontal 9-OGX-44HP-RJS, no bloco BM-C-39, na Bacia de Campos e observou condições excelentes de produtividade com potencial produtivo de 40 mil barris por dia de óleo 23° API.
O grupo de energia britânico BG Group dobrou sua estimativa média de reservas no Brasil: são seis bilhões de barris de óleo. A projeção foi feita após novas avaliações quanto aos interesses minoritários detidos pelo grupo em cinco blocos na Bacia de Santos.
As empresas privadas projetam investir US$ 36 bilhões no período 2011- 2015 para explorar e produzir petróleo no País. Os números, informados pelo IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis), mostram que os recursos terão um acréscimo de 20%, quando  comparados ao período 2010-2014 (US$ 30 milhões).

EXPLORAÇÃO
Dos 217 poços exploratórios concluídos até junho de 2011, 68 resultaram em notificações de indícios de hidrocarbonetos e 21 atingiram o horizonte do Pré-Sal. Destas notificações (27 em terra e 41 em mar), 48 foram de petróleo, 14 de petróleo e gás associado e 6 de gás natural. Este número é inferior ao total do mesmo período de 2010, quando ocorreram 79 notificações.
As 27 notificações de descobertas em terra localizaram-se nas seguintes bacias: Recôncavo (9), Sergipe/Alagoas (9), Espirito Santo (5), Parnaíba (2) e São Francisco (1). As demais 41 notificações no mar situaram-se nas bacias de Campos (27), Santos (6), Espirito Santo (4), Pará/Maranhão (2) e
Sergipe/Alagoas (1).
As empresas privadas informaram 40% das notificações (50% em terra e 50% em mar) e a Petrobras 60% (40% em terra e 60% no mar).
A ANP recebeu até junho de 2011 as Declarações de Comercialidade dos Campos de Tiziu e Patativa (Bacia de Potiguar) e de Tapiranga Norte (Bacia do Recôncavo), pertencentes à Petrobras; de Gavião Azul e Gavião Real (Bacia do Parnaíba), pertencentes à OGX; e, de Uirapuru do Sudoeste e Trovoada (Bacia do Recôncavo), pertencentes à Petrosynergy.

EXTENSÃO DAS ATIVIDADES DE E&P	

Blocos em Exploração (jun/11)	Campos em Período de Produção * (mai/11)	Área de Contrato (km2)
(abr/11**)	Área Efetiva das Bacias Sedimentares
(km2)	% Área Concedida/Área Efetiva	
334	433	341.790,00	2.810.484	12,16%	
Agentes  Econômicos	
Grupos  Empresariais
atuando em E&P no Brasil (jan/11)	
Nacionais	
Estrangeiros	
74	38	36	
* Campos na Fase de Produção nas etapas de desenvolvimento ou produção
** Apenas área concedida com contrato (Concessão e Cessão Onerosa)

Dos 7 poços produzindo a partir de reservatórios do Pré-Sal, 6 estão entre os 30 mais produtivos do País, dos quais 3 localizam-se na Bacia de Santos e respondem pela metade da produção na nova área exploratória, e 4 estão na Bacia de Campos.
O campo de Roncador foi o maior produtor de petróleo e o de Rio Urucu o maior produtor de gás natural, no mês de maio/2011. Em torno de 92,2% da produção de petróleo e gás natural são provenientes de campos operados pela Petrobras. Do total produzido no País, provém de campos marítimos aproximadamente 91,4% da produção de petróleo e 74,1% da produção de gás natural.
A produção das bacias maduras terrestres (campos e TLDs nas Bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) foi de 179,4 mil boe/dia. Deste total, 3,1 mil boe/dia foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras.
A produção do Pré-Sal em junho de 2011 foi de 129,6 mil barris/dia de petróleo e 3,9 milhões de m³/dia de gás natural, totalizando 154,2 milhões de boe/dia, um aumento de 1,3% em relação ao mês de maio.
O grau API médio do petróleo produzido no mês de junho foi de 23,8°.
A produção oriunda das bacias maduras terrestres (campos/TLDs das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) foi de 179,4 mil boe/dia, sendo 146,1 mil barris/dia de petróleo e 5,3 milhões de m³/dia de gás natural. Do total em terra, 3,1 mil boe/dia foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, localizadas nos estados de Alagoas (442,4 boe/dia), Bahia (1.304,0 boe/dia), Espírito Santo (33,9 boe/dia), Rio Grande do Norte (1.269,8 boe/dia) e Sergipe (96,7 boe/dia).
O Campo de Peregrino, operado pela Statoil, após três meses do início da produção, já figura entre os 20 maiores campos produtores de petróleo no País. Dos 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural, em barris de óleo equivalente, três são operados por empresas estrangeiras (Frade/Chevron, Ostra/Shell e Peregrino/Statoil).
Em maio houve aumento de 39,6% na queima de gás em relação a abril de 2011. Os principais motivos para esse aumento foram a retomada da produção do teste de longa duração (TLD) de Guará (BM-S-9), o início da

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produção de Lula Nordeste no final de abril e problemas no sistema de compressão da FPSO do Campo Marlim Leste. Quando comparado ao mesmo mês de 2010, houve redução de 43,8%.

Houve redução de 22,8% na queima de gás natural em junho de 2011, em comparação ao mesmo mês em 2010. Em relação a maio de 2011, houve aumento de 11,7%. Os principais motivos para o aumento foram a retomada da produção do teste de longa duração (TLD) do bloco SOL-T- 171, na Bacia do Solimões e problemas no sistema de compressão da plataforma P-50, no campo de Albacora Leste.

PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS
Nos primeiros cinco meses de 2011, o acumulado da arrecadação a título de Royalties e Participação Especial (PE) por parte da União, Estados e Municípios teve um decréscimo de 0,67% em relação ao mesmo período de 2010. Os Royalties tiveram um acréscimo de 20,8% nos valores pagos aos entes federativos e a União, e a PE um decréscimo de 13%. Esses decréscimos se devem à variação cambial e ao preço dos hidrocarbonetos no período.
Participações Governamentais (R$) em 2011
Royalties

MME/SPG/DEPG
BOLETIM DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
depg@mme.gov.br	Número 06 – maio-jun/2011

As informações de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural presentes neste boletim são relativas ao período de maio e  junho de 2011, e têm como fonte a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP.

Quadro Resumo	Petróleo	Gás Natural	
	Unid.	2009	2010	Δ%	Unid.	2009	2010	Δ%	

1. Reservas Provadas	Bilhões de barris	
12,85	
14,25	
10,9	Bilhões de m3	
366,5	
423,0	
15,4	
Produção (inclui LGN)
Consumo*
Importação
Exportação
Oferta de Gás Nat. Nacional
Oferta de Gás Nat. Importado	Milhões de bbl/dia	2,029	2,137	5,3	Milhôes de m3/dia	57,9	62,8	8,5	
		1,896	1,844	-	2,7		68,9	85,4	24,0	
		0,393	0,338	-	13,9		22,9	34,5	48,0	
		0,526	0,631	19,9					
						22,1	28,0	26,7	
						22,3	33,6	50,6	
7. Relação Reserva/Produção	
Anos	17,4	18,3	5,2	
Anos	21,8	22,7	4,1	
*gás: Inclui consumo direto do produtor, nas unidades de E&P, UPGNs e transporte petróleo: óleo cru+LGN

FATOS RELEVANTES
As duas primeiras empresas privadas brasileiras a entrarem na exploração de petróleo no Pré-Sal, a estreante Barra Energia do Brasil e a Queiroz Galvão, pagaram US$350 milhões à Shell Brasil, subsidiária da Royal Dutch Shell, pela compra dos 20% de participação que a petrolífera detinha no bloco BM-S-8, em águas ultraprofundas no Pré-Sal da Bacia de Santos.
Com a execução de Testes de Longa Duração no Pré-Sal, a Bacia de Santos teve um salto de produção e passou a ser a segunda principal produtora do País (atrás apenas da Bacia de Campos). Em fevereiro, Santos era a quinta. De lá para cá, a produção deu um salto de 106%.
No mês de junho de 2011, a produção de petróleo dos campos não operados pela Petrobras atingiu a marca de 200 mil barris por dia (bpd).

IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO
A balança comercial brasileira de petróleo bruto apresentou um superávit de  32,9%  no  primeiro  semestre  de  2011,  mantendo,  praticamente,  o

Beneficiários
União Estados Municípios TOTAL

2010	Jan	Fev	Mar	Abr	Mai	Jun               Jul	Ago               Set               Out              Nov              Dez	Total
2.807.075,82  248.027,66    279.932,97    284.906,39    265.294,78     318.561,12	1.396.722,92
2.942.143,42  259.165,72    291.643,39    296.505,22    278.233,26     334.605,95	1.460.153,54
3.356.950,11  295.554,93    333.523,08    338.782,09    316.233,62     379.886,86	1.663.980,58
9.106.169,35  802.748,31    905.099,44    920.193,70   859.761,66   1.033.053,93	4.520.857,04

Deste total, Shell, Chevron, Statoil e BP Energy produziram, juntas, em
torno de 197 mil bpd, tendo a Shell contribuído com 84 mil bpd, a partir
dos campos de Ostra, Argonauta, Bijupirá e Salema.

mesmo crescimento se comparado ao semestre de 2010. Já o dispêndio
com  as  importações  de  gás  natural  teve  um  acréscimo  de  21,8  %  no

Participação Especial Beneficiários
2010	Jan	Fev	Mar	Abr	Mai	Jun               Jul	Ago               Set               Out              Nov              Dez	Total

O consórcio Repsol Sinopec (35% - operadora), Statoil (35%) e Petrobras
(30%) anunciou a descoberta de Gávea como sendo a principal realizada

volume importado, motivado pelo aumento do consumo termelétrico.

União
Estados Municípios TOTAL

Variáveis
Preço Petróleo (R$/m3) Preço Petróleo (US$/bbl) Brent Dated (US$/bbl)
Preço Gás Natural (R$/103 m3)
Taxa Câmbio (RS/US$)

5 .835.005,5     4.112,74    1.292.118,84    1.506,14        1.418,50      1.602.377,77	2.901.533,99
4 .668.004,4     3.290,19    1.033.695,07    1.204,91        1.134,80      1.141.983,83	2.181.308,80
1 .167.001,1       822,55        255.285,92        301,23           283,70         281.050,70	537.744,10
1 1.670.010,9    8.225,49    2.584.237,67    3.012,28        2.836,99      3.025.412,30	5.623.724,73
Variáveis Mensais
Média 2010           Jan	Fev	Mar	Abr	Mai	Jun               Jul	Ago               Set              Out             Nov              Dez         Média 2011
792,85          895,51             963,03       1.042,34         1.090,94          1.078,67	1.014,10
71,72       8 5,05	91,84            99,99             109,39             106,35	101,89
78,97       9 6,54	103,76          114,50             123,49             114,56	114,08
497,26          484,94             466,16          454,64             460,57             474,15	468,09
1,76         1 ,67	1,67               1,66	1,59	1,61	1,63

no horizonte do Pré-Sal na Bacia de Campos. O poço, localizado a 190 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, foi perfurado em águas de 2.708 metros e atingiu a profundidade final de 6.851 metros, encontrando dois níveis de petróleo de boa qualidade.

A ANP lançou licitação no mês de maio para adquirir estudos sísmicos 3D para uma nova área localizada cerca de  100 quilômetros ao  norte do Campo de Lula. Levantamento sísmico 2D, realizado recentemente na área denominada Alto de Cabo Frio, apontou elevado potencial de reservas de petróleo e gás no horizonte do Pré-Sal.

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA – MME
Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis – SPG
Departamento de Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural – DEPG