A descoberta de petróleo na bacia de Santos deu destaque internacional ao Brasil reforçado, principalmente, pela atual turbulência no mercado de energia, e pelo crescimento de discussões quanto à estarmos perto ou não de limites de oferta do óleo no mercado global.
Crescem especulações sobre coisas do tipo de o país integrar a OPEP ou se tornar um exportador de peso deste bem precioso.
Mas a coisa não é assim tão fácil. Muito do que se veicula na imprensa não passa de movimento especulativo, visando beneficiar um ou outro grupo.
Recentemente, um desses movimentos, que teve alcance internacional, movimentando as bolsas de valores do mundo inteiro, foi o da Petrobrás e o "vazamento" de informações com relação ao campo Carioca.
Sabe-se da existência desse campo desde setembro de 2007.
Técnicos e estudiosos já falavam em janeiro passado que a reserva na bacia de Santos poderia chegar a 46,5 bilhões de barris.
Nenhuma novidade, portanto, mas soou como tal, levando à supervalorização das ações da companhia.
O que de fato temos?
O país realmente começou a sua produção de petróleo no mar em 1977 na bacia de Campos. Neste primeiro ano produziu, naquela bacia o equivalente a 2792 barris por dia pulando para 8504 barris por dia no ano seguinte. Isto era apenas 5% do que o país produzia, o óleo de extração mais fácil, em terra, era que dominava as estatísticas, representando cerca de 72% da produção.
Toda nossa produção em 1978 se resumiu ao equivalente a 160.000 barris por dia.
No mar, começamos pelo mais fácil, como era de se esperar, em campos de até 200 metros de lâmina d’água (espaço compreendido entre a superfície e o fundo do mar) e seguimos partindo para profundidade maiores, chegando próximo aos 2500 metros.
Toda nossa produção em 1978 se resumiu ao equivalente a 160.000 barris por dia.
No mar, começamos pelo mais fácil, como era de se esperar, em campos de até 200 metros de lâmina d’água (espaço compreendido entre a superfície e o fundo do mar) e seguimos partindo para profundidade maiores, chegando próximo aos 2500 metros.
Depois de 30 anos, e muitas plataformas lançadas , a bacia de Campos passou a produzir o equivalente a 1.475 mil barris diários, representando 82% da produção total do país.
Neste contexto, nosso principal campo em operação é o de Marlim.
Neste contexto, nosso principal campo em operação é o de Marlim.
O Campo de Marlim foi descoberto em janeiro de 1985, através do poço RJS219A. Está distante aproximadamente 110 Km do litoral do Rio de Janeiro em lâmina dágua que vai até 1000 metros. Devido ao vulto e à complexidade do projeto, o desenvolvimento deste campo foi planejado em 5 módulos com sete unidades de produção (quatro do tipo plataforma SS "semi-submersível" - e 3 do tipo FPSO "Floating, Production, Storage and Offloading") e 1 unidade de tratamento e estocagem (do tipo FSO "Floating, Storage and Offloading"). O desenvolvimento definitivo do campo iniciou-se pelo Módulo um, com a instalação da plataforma P-18 em maio de 1994. O pico de produção de óleo foi de 586.315 bpd em 2002, quase a metade do total produzido em mar na época.
Hoje, porém, Marlim está em declínio, com produção por volta de 350.000 bpd, mesmo assim, é o campo que mais produz.
A Petrobrás, hoje, explora os limites da bacia de Campos com os campos de Marlim Sul e Roncador.
O Campo de Marlim Sul, descoberto em novembro de 1987 através do poço RJS-382, está situado a cerca de 120 km do litoral norte do Estado do Rio de Janeiro, em lâminas d’água de 850 a 2400 m e ocupando uma área de aproximadamente 600 km2 .
Em 30 de abril de 1994 iniciou-se a produção do campo com o poço MRL-4, interligado à plataforma PETROBRAS-20, situada no campo de Marlim.
Em 30 de abril de 1994 iniciou-se a produção do campo com o poço MRL-4, interligado à plataforma PETROBRAS-20, situada no campo de Marlim.
Atualmente esse poço produz para a plataforma PETROBRAS-26, também do campo de Marlim. Ainda em caráter piloto, em agosto de 1997 foi colocado em produção o poço MLS-3B, na área do Módulo 4, conectado a um navio do tipo Floating Production Storage and Offloading (FPSO), o FPSO-II, ancorado em profundidade d’água de 1.430 metros. Sua produção foi encerrada em outubro de 1998, após o término da campanha de coleta de dados.
Em 17 de dezembro de 2001, entrou em a operação a plataforma PETROBRAS-40 (P-40), com o início da produção do poço MLS-10, na área do Módulo 1. O Módulo 1 compreende a produção de poços diretamente para a plataforma semi-submersível P-40, em profundidade d’água de 1.080 metros. O óleo produzido, após sofrer tratamento na P-40, é transferido para um navio do tipo Floating Storage and Offloading (FSO), denominado PETROBRAS-38 (P-38), ancorado em profundidade d’água de 1.009 metros. O óleo armazenado na P-38 é transferido, periodicamente, para navios aliviadores, para transporte até os terminais no continente. O gás produzido é comprimido na P-40 e escoado para a Plataforma de Namorado-1 (PNA-1), no Campo de Namorado, se incorporando, a partir deste ponto, à malha de gasodutos da Bacia de Campos.
O Módulo 2 de Marlim Sul encontra-se em fase de desenvolvimento. Este módulo compreende a instalação de uma unidade de produção designada de PETROBRAS-51 (P-51), em profundidade d’água de 1.250 metros. A previsão é que a P-51, de US$ 830 milhões, deixe o estaleiro Brasfels rumo à locação em setembro. A plataforma deverá entrar em operação até dezembro deste ano. A unidade terá capacidade para processar e tratar 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás, além de injetar aproximadamente 282 mil barris de água no reservatório diariamente.
Os Módulos 3 e 4 encontram-se em estudos. Estima-se o pico de produção em 419.000 bpd em 2010.
Hoje Marlim Sul produz cerca de 140.000 bpd
Em 17 de dezembro de 2001, entrou em a operação a plataforma PETROBRAS-40 (P-40), com o início da produção do poço MLS-10, na área do Módulo 1. O Módulo 1 compreende a produção de poços diretamente para a plataforma semi-submersível P-40, em profundidade d’água de 1.080 metros. O óleo produzido, após sofrer tratamento na P-40, é transferido para um navio do tipo Floating Storage and Offloading (FSO), denominado PETROBRAS-38 (P-38), ancorado em profundidade d’água de 1.009 metros. O óleo armazenado na P-38 é transferido, periodicamente, para navios aliviadores, para transporte até os terminais no continente. O gás produzido é comprimido na P-40 e escoado para a Plataforma de Namorado-1 (PNA-1), no Campo de Namorado, se incorporando, a partir deste ponto, à malha de gasodutos da Bacia de Campos.
O Módulo 2 de Marlim Sul encontra-se em fase de desenvolvimento. Este módulo compreende a instalação de uma unidade de produção designada de PETROBRAS-51 (P-51), em profundidade d’água de 1.250 metros. A previsão é que a P-51, de US$ 830 milhões, deixe o estaleiro Brasfels rumo à locação em setembro. A plataforma deverá entrar em operação até dezembro deste ano. A unidade terá capacidade para processar e tratar 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás, além de injetar aproximadamente 282 mil barris de água no reservatório diariamente.
Os Módulos 3 e 4 encontram-se em estudos. Estima-se o pico de produção em 419.000 bpd em 2010.
Hoje Marlim Sul produz cerca de 140.000 bpd
O Campo de Roncador, localizado na área norte da bacia, a cerca de 125 km do Cabo de São Tomé, foi descoberto em outubro de 1996, com a perfuração do poço 1-RJS-436A.
O Campo de Roncador possui uma área de 111 km² e está sob uma lâmina d'água (LDA) que varia de 1.500 a 1.900 metros.
Devido à extensão de sua área, o desenvolvimento da produção de Roncador foi planejado para ocorrer em 4 módulos.
A produção do campo teve início em 23 de janeiro de 1999, quando o navio de produção de posicionamento dinâmico (DP FPSO) SEILLEAN foi interligado ao 1-RJS-436A por um sistema pioneiro, que representou à época, recorde mundial de lâmina d'água: 1.853m.
Em maio de 2000 entrou em operação o Sistema de Produção do Módulo 1 de Roncador. Composto pela unidade de produção semi-submersível (SS) P-36 e pelo navio de estocagem (FSO) P-47.
As inovações tecnológicas aplicadas pela Petrobras na implantação do Sistema Piloto de Roncador e no Sistema de Produção do Módulo 1 renderam à companhia o Distinguished Achievement Award da OTC 2001.
Após o acidente com a plataforma P-36, em 15 de março de 2001, que resultou no seu naufragio 4 dias depois, a concepção de desenvolvimento de Roncador foi revista e o Módulo 1 foi rebatizado como Módulo 1A, passando a ser dividido em 2 fases. A Fase 1, concebida como uma solução de curto prazo para a retomada da produção do campo, é composta de 8 poços produtores, além do poço produtor RO-42, do Módulo 2 , e 3 injetores interligados a uma unidade de produção do tipo FPSO, com as seguintes características:
Capacidade de processamento de óleo 100.000 bpd
O Campo de Roncador possui uma área de 111 km² e está sob uma lâmina d'água (LDA) que varia de 1.500 a 1.900 metros.
Devido à extensão de sua área, o desenvolvimento da produção de Roncador foi planejado para ocorrer em 4 módulos.
A produção do campo teve início em 23 de janeiro de 1999, quando o navio de produção de posicionamento dinâmico (DP FPSO) SEILLEAN foi interligado ao 1-RJS-436A por um sistema pioneiro, que representou à época, recorde mundial de lâmina d'água: 1.853m.
Em maio de 2000 entrou em operação o Sistema de Produção do Módulo 1 de Roncador. Composto pela unidade de produção semi-submersível (SS) P-36 e pelo navio de estocagem (FSO) P-47.
As inovações tecnológicas aplicadas pela Petrobras na implantação do Sistema Piloto de Roncador e no Sistema de Produção do Módulo 1 renderam à companhia o Distinguished Achievement Award da OTC 2001.
Após o acidente com a plataforma P-36, em 15 de março de 2001, que resultou no seu naufragio 4 dias depois, a concepção de desenvolvimento de Roncador foi revista e o Módulo 1 foi rebatizado como Módulo 1A, passando a ser dividido em 2 fases. A Fase 1, concebida como uma solução de curto prazo para a retomada da produção do campo, é composta de 8 poços produtores, além do poço produtor RO-42, do Módulo 2 , e 3 injetores interligados a uma unidade de produção do tipo FPSO, com as seguintes características:
Capacidade de processamento de óleo 100.000 bpd
Lâmina D’água 1.290m
Esse FPSO, denominado FPSO BRASIL, foi afretado à empresa SBM - Single Buoy Moorings Inc. e convertido em tempo recorde, tendo retomado a produção dos poços que estavam interligados à P-36 em 8 de dezembro de 2002, cerca de 20 meses após o acidente ocorrido com a plataforma.
Dos 8 poços produtores que integram a Fase 1 do Módulo 1A de Roncador, todos tem suas linhas de produção de óleo conectadas diretamente ao FPSO BRASIL.
A Fase 2, etapa de conclusão do Módulo 1A, foi concluída com a entrada em operação em novembro de 2007, de uma plataforma do tipo semi-submersível (SS), denominada P-52. Essa unidade, ancorada em LDA de 1.800 metros, tem capacidade para processar e tratar 180.000 bpd de óleo, com pico de produção previsto para o segundo semestre de 2008.
O Módulo 2, também concluído, consiste na utilização de uma embarcação do tipo FPSO, denominada P-54, que iniciou produção em dezembro de 2007. Esta ancorada em LDA de 1.400 m, sendo dotada de facilidades de produção para processar e tratar 180.000 bpd de óleo.
Os Módulos 3 e 4 de Roncador encontram-se atualmente na fase de concepção de alternativas de seus sistemas de produção. A Petrobras estima que até 2015, Roncador ultrapasse a marca dos 470.000 barris/dia de produção.
Esse FPSO, denominado FPSO BRASIL, foi afretado à empresa SBM - Single Buoy Moorings Inc. e convertido em tempo recorde, tendo retomado a produção dos poços que estavam interligados à P-36 em 8 de dezembro de 2002, cerca de 20 meses após o acidente ocorrido com a plataforma.
Dos 8 poços produtores que integram a Fase 1 do Módulo 1A de Roncador, todos tem suas linhas de produção de óleo conectadas diretamente ao FPSO BRASIL.
A Fase 2, etapa de conclusão do Módulo 1A, foi concluída com a entrada em operação em novembro de 2007, de uma plataforma do tipo semi-submersível (SS), denominada P-52. Essa unidade, ancorada em LDA de 1.800 metros, tem capacidade para processar e tratar 180.000 bpd de óleo, com pico de produção previsto para o segundo semestre de 2008.
O Módulo 2, também concluído, consiste na utilização de uma embarcação do tipo FPSO, denominada P-54, que iniciou produção em dezembro de 2007. Esta ancorada em LDA de 1.400 m, sendo dotada de facilidades de produção para processar e tratar 180.000 bpd de óleo.
Os Módulos 3 e 4 de Roncador encontram-se atualmente na fase de concepção de alternativas de seus sistemas de produção. A Petrobras estima que até 2015, Roncador ultrapasse a marca dos 470.000 barris/dia de produção.
Em resumo:
4 módulos sendo 2 em desenvolvimento e 2 em estudo Pico de produção: 473 mil bpd em 2015
4 módulos sendo 2 em desenvolvimento e 2 em estudo Pico de produção: 473 mil bpd em 2015
Produção média em março de 2008 : 146.000 bpd
Depreende-se disto que, o que vale realmente não é exatamente a extensão do campo e sim qual a vazão máxima de extração, a dificuldade e a qualidade do óleo.
Somando a lâmina d'água mais a profundidade de soterramento, há poços na Bacia de Santos onde a Petrobras terá de ir a até 7.300 metros de profundidade total.
''É muita rocha'', como já disse o gerente-geral da Unidade de Negócios da Bacia de Santos (UNBS), José Luiz Marcusso.
Na Bacia de Campos, a maior lâmina d'água é de 2.500 metros e o soterramento é, em média, de 1.500 metros. Um ou outro campo ultrapassa três mil metros, mas os grandes campos estão entre 800 e 1.500 metros.
Na Bacia de Santos, no entanto, a média fica na faixa de 4.500 metros, podendo chegar a 5.300 metros de perfuração na rocha.
A profundidade total na bacia de Santos é quase o dobro da de Campos.
Maior profundidade, em regra, representa menor produção.
Numa aproximação bem simples. Se a Petrobrás colocar duas vezes mais dinheiro do que colocou em Campos e na metade do tempo, e também levando em conta os novos desafios que aparecerão na exploração da bacia de Santos, podemos esperar uma produção de algo próximo de 1.000 mil barris diários em 2025 na região, dos quais, 500 mil apenas compensarão o declínio de produção dos campos mais antigos em terra e em Campos.
Assim, tudo correndo bem, o Brasil estará produzindo 2.500 - 2.700 mil bpd em 2025, numa projeção bem otimista.
Assim, tudo correndo bem, o Brasil estará produzindo 2.500 - 2.700 mil bpd em 2025, numa projeção bem otimista.
Considerando que o crescimento do PIB demanda um crescimento de consumo de energia mais ou menos no mesmo passo, estaríamos, naquele ano, apenas mantendo a nossa auto-suficiência.
Mesmo que num esforço supremo nos transformássemos em exportador de petróleo, o que de bom nos traria isto?
Mesmo que num esforço supremo nos transformássemos em exportador de petróleo, o que de bom nos traria isto?
Países exportadores, no geral, utilizam dessa receita para enriquecimento de minorias e investimento bélico.
Mesmo que o Brasil se portasse totalmente diferente, seria ainda equiparado a um piloto insensato que, numa prova de distância, vende seu combustível para comprar algum conforto, como um ar condicionado, colocando em risco sua própria permanência na prova.
Ao contrário, se fôssemos sensatos, estaríamos investindo mais na redução do consumo através da melhoria da eficiência de nossos veículos, estímulos à produção de veículos mais econômicos e inibição à produção e importação de veículos gastadores.
Vencedor é o que chegar mais longe.
3 comentários:
FOLHA ON LINE 07/05/2008
O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, disse ontem que a empresa pretende captar no mercado externo US$ 5 bilhões até o final deste ano. Os recursos serão destinados à exploração das novas descobertas na área da camada do pré-sal, na bacia de Santos.
O executivo disse que a estatal ainda negocia a captação, mas que possivelmente poderá ser feita por meio da emissão de bônus no exterior.
Segundo Gabrielli, o nível de endividamento da companhia subirá para fazer frente às novas demandas de investimentos, mas ficará ainda num patamar confortável.
Somente na perfuração de poços na área do pré-sal, a estatal já investiu US$ 1 bilhão. A cifra necessária para desenvolver a produção, porém, será muito mais alta. A estatal evita fazer projeções sobre os valores.
Em entrevista coletiva em Houston (EUA) durante a OTC (Offshore Technology Conference), cujo áudio estava disponível no site da empresa, Gabrielli disse que a estatal divulgará em julho o novo orçamento da companhia que já irá prever os investimentos para desenvolver a produção no pré-sal da bacia de Santos. O atual plano de negócios projeta investimentos de US$ 112,7 bilhões até 2012.
Segundo o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella, a estatal já encomendou duas sondas de perfuração, que devem chegar ao país em 2009 e em 2010, e são parte dos investimentos previstos para o pré-sal. Os equipamentos são destinados à exploração na camada, especialmente no campo de Tupi.
Gabrielli evitou novamente falar sobre o volume das reservas do campo de Carioca. Mas disse se tratar de "um enorme" reservatório. No mês passado, o diretor-geral da ANP (Agência Nacional do Petróleo), Haroldo Lima, disse que as reservas eram de 33 bilhões de barris, citando relatórios de bancos e revistas estrangeiras como fonte.
Segundo Estrella, até o final deste mês a empresa poderá divulgar mais detalhes, quando saírem os resultados da perfuração de um poço no campo.
Estrella disse que ainda em maio serão iniciados os testes no bloco BM-S 8, localizado no pré-sal da bacia de Santos e batizado como Bem-te-vi.
Opep
Indagado se após as descobertas do pré-sal o país estuda ingressar na Opep (o cartel dos países exportadores de petróleo), o presidente da Petrobras disse que essa é uma decisão de governo, e não da companhia. "Nós não somos um país, somos uma empresa", disse.
Gabrielli afirmou que atualmente o Brasil é ainda apenas um "exportador marginal de petróleo" -o que, em tese, não o credencia a entrar na Opep.
Neste ano, a estatal prevê registrar exportações maiores do que importações, em volume. O saldo será positivo em 28 mil barris/dia de óleo e derivados --contra 34 mil em 2007.
Mas a alta do petróleo e o crescimento do consumo de combustíveis no país fizeram a Petrobras fechar o primeiro trimestre do ano com um déficit financeiro de US$ 775 milhões.
13/05/2008 - 18h14
CIRILO JUNIOR
da Folha Online, no Rio
A definição dos novos investimentos na camada pré-sal vai adiar a revisão do planejamento estratégico da Petrobras, informou nesta terça-feira o diretor financeiro e de relações com investidores da companhia, Almir Barbassa. Segundo ele, a nova previsão é para setembro. Antes, a estatal planejava divulgar o novo plano de negócios na metade deste ano.
"Estamos incorporando o pré-sal ao nosso plano de negócios, e isso vai demandar um tempo extra", afirmou, em teleconferência com analistas do mercado.
Barbassa evitou fazer projeções a respeito do volume de recursos que a exploração e produção na área pré-sal demandará. Ele comentou apenas que, até hoje, os investimentos na exploração desses blocos ultrapassou US$ 1 bilhão. O executivo destacou que a Petrobras está focando a redução dos custos na região mais promissora do país.
"No primeiro poço na área do pré-sal gastamos US$ 240 milhões, e hoje em dia já reduzimos esse gasto para algo entre US$ 60 milhões e US$ 70 milhões. Em cada poço que perfuramos, adquirimos conhecimento e aplicamos nos demais poços. Com isso, ganhamos também muito tempo na utilização de sondas, já que há uma demanda muito forte no mundo, e há dificuldades na contratação de sondas", explicou.
O diretor acrescentou que a Petrobras já acertou a contratação, por seis anos, de três novas sondas para a camada-pré-sal, que estão sendo construídas no exterior. Duas delas, que serão entregues em 2009, irão para a área de Tupi, para novas perfurações. A terceira será detinada à área de Carioca, e só chegará em 2010.
Atualmente, três sondas fazem trabalhos exploratórios na bacia de Santos, na área do pré-sal. Uma delas está na área de Júpiter, onde há perspectivas de grandes reservas de gás natural. As outras duas estão nas áreas de Guará e Bem-te-vi, vizinhas a Carioca.
Barbassa afirmou também que a estatal decidiu adotar um novo parâmetro para sua meta de produção. Foi decidida a criação de uma banda, que vai variar entre 1,950 milhão de barris/dia a 2 milhões de barris/dia. Anteriormente, a projeção estava fixada em 2 milhões de barris/dia.
"Em função dos atrasos na entrada de plataformas, decidimos revisar nossa meta de produção para 2008, e decidimos trabalhar com uma faixa. O centro médio é de 1,950 milhão de barris/dia, indo até os 2 milhões de barris/dia", observou.
O reajuste do preço da gasolina e do diesel foi necessário em função da menor apreciação do real sobre o dólar no primeiro trimestre, justificou Barbassa. Ele explicou que até o final do ano passado, a valorização do real compensava a alta do preço do petróleo, mas que esse cenário mudou nos primeiros três meses do ano, originando defasagem no preço dos derivados praticados no mercado interno.
"Esse reajuste vai nos proporcionar uma geração de caixa maior. Além disso, vamos estar mais presentes em captações no mercado", explicou.
CIRILO JUNIOR
da Folha Online, no Rio
30/05/2008
A Petrobras anunciou nesta quinta-feira que encontrou óleo leve em águas rasas na bacia de Santos. A descoberta fica no bloco BM-S-40, e está acima da camada pré-sal.
O teste no poço 1-BRSA-607-SPS comprovou altas vazões esperadas para o tipo de reservatório encontrado. Estima-se que possam ser extraídos da região pouco mais de 12 mil barris/dia. A companhia não informou o total estimado de reservas no bloco.
O poço está situado a cerca de 275 quilômetros a sul da cidade de Santos, na costa de São Paulo. Os reservatórios avaliados estão a 2.080 metros de profundidade. A Petrobras detém 100% do bloco.
Para o especialista do CBIE (Centro Brasileiro de Infra-Estrutura), Adriano Pires, a vazão de 12 mil barris estimada pela Petrobras é interessante, à medida em que um poço na bacia de Campos produz, em média, 10 mil barris/dia.
"Falta ver quantos poços a Petrobras vai perfurar ali, e se terá petróleo mesmo. Em campos no espírito Santo, a Petrobras fez estimativas mas só encontrou água quando foi perfurar mais poços", afirmou.
O óleo é de 36º API e considerado de boa qualidade. Quanto maior o grau API, mais elevado é o valor do petróleo no mercado. A escala API vai até 50º. O óleo extraído na bacia de Campos, por exemplo, tem de 17º API a 22º API.
"Esse bloco fica mais distante da costa do que Tupi, mas ao mesmo tempo, terá um custo menor, pelo fato de o petróleo encontrado ficar em menor profundidade. A produção no pré-sal será muito cara", observou Pires.
A descoberta foi comemorada pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva, durante visita a El Salvador. Ele declarou que a nova descoberta ficava entre o litoral de São Paulo e Paraná.
"Deus resolveu passar no Brasil e ficar. Não foi embora", afirmou.
A Petrobras informou que dará continuidade à exploração no bloco BM-S-40, com a perfuração de mais um poço prevista para o mês que vem.
"Esta descoberta tem grande importância devido ao potencial de produção de petróleo leve e a localização da jazida em águas rasas no extremo sul da bacia de Santos", informou a estatal, em nota.
Bem-Te-Vi
Na semana passada, a Petrobras havia confirmado ter encontrado petróleo na área conhecida como Bem-Te-Vi, também na bacia de Santos. A região fica no pré-sal, a mais de 5.000 metros de profundidade. A empresa não fez estimativas a respeito do tamanho dessas reservas.
É no pré-sal que estão localizados os blocos de Tupi, Júpiter e Carioca. O primeiro acumula reservas estimadas de 5 bilhões de boe (barris de óleo equivalente) a 8 bilhões de boe.
Júpíter tem, segundo a companhia, potencial para tornar o país auto-suficiente na produção de gás natural. Já Carioca foi alvo de polêmica, após o diretor-geral da ANP (Agência Nacional do Petróleo), Haroldo Lima, afirmar que as reservas poderiam totalizar 33 bilhões de boe.
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