Óleo e Gás

Campos maduros de petróleo e gás no Brasil têm potencial, mas ainda são necessárias reformas

O Brasil pode aumentar drasticamente a produção de petróleo e gás natural de campos maduros na próxima década, mas medidas regulatórias adicionais são necessárias para tornar as áreas atraentes para novos participantes, à medida que as principais empresas de petróleo mudam seu foco para o desenvolvimento do jogo massivo de sub-sal no país. , disseram funcionários do setor na semana passada na Brasil Offshore Technology Conference 2019.

“O potencial é enorme, igual ao potencial do subsalco”, disse Francilmar Fernandes, diretor de operações da produtora independente brasileira PetroRio na conferência. A PetroRio acredita que os esforços mínimos de revitalização na Bacia de Campos poderiam adicionar 200.000 b / d até 2025, disse Fernandes. “Então, por que os campos maduros não estão sendo reconstruídos? Porque é difícil.”

O ritmo lento do programa de desinvestimento da empresa petrolífera brasileira Petrobras, bem como os altos custos e incertezas em relação ao descomissionamento de plataformas antigas e ao abandono de poços, são fatores-chave, disseram autoridades do setor. A Agência Nacional do Petróleo do Brasil está em processo de implementação de novas regras e regulamentos que visam aumentar a produção de áreas maduras, em um esforço para atrair novos investimentos, incluindo a implementação de um programa Open Acreage para disponibilizar áreas e reduzir as taxas de royalties sobre a produção incremental obtida a partir da reconstrução.

“O governo tem um desafio de revitalizar esses campos”, disse Marcelo Castilho, superintendente de desenvolvimento da produção da ANP.

Cerca de 241 campos maduros são elegíveis para o programa de royalties reduzidos, com 40 pedidos já feitos, disse Castilho. Mas apenas um pedido, da Petro Rio, de reduzir os royalties sobre a produção mais alta no Campo de Polvo após uma campanha de perfuração de 2018, está perto de ser aprovado, disse Castilho. A medida reduziria os royalties para 5%, ante 10% anteriormente.

DIVISÕES DA PETROBRAS

Atualmente, a Petrobras tem mais de 100 campos onshore e offshore à venda sob seu plano de desinvestimento de US $ 26,9 bilhões para 2019-2023, mas um processo prolongado para eliminar grande parte de sua produção envelhecida desestabilizou muitos investidores. Muitos dos contratos de concessão são do Round Zero do Brasil, realizado em 1998, e permitiram à Petrobras reservar áreas e instalações de produção que mantinha sob o monopólio anterior.

Os contratos expiram em 2025, então a ANP pressionou a Petrobras a determinar em quais áreas ela deseja manter e investir com o restante vendido ou devolvido à ANP até o final de 2019. A Petrobras, no entanto, está pressionando por mais tempo e pediu à ANP que semana para adiar o prazo até o início de 2020.

A ANP também já aprovou 12 extensões aos contratos da Rodada 0, incluindo oito no exterior que totalizam cerca de US $ 28,9 bilhões em novos investimentos da Petrobras, disse Castilho. Outras 53 solicitações de extensão, que exigem novos planos de desenvolvimento para cada campo, estão atualmente em avaliação, disse Castilho.

A Petrobras declarou interesse em continuar investindo em 71 campos, com as 183 concessões restantes a serem vendidas ou devolvidas ao regulador, disse Castilho.

Mas lidar com o maior produtor de petróleo do Brasil não é tarefa fácil, especialmente depois que a Petrobras implementou um árduo processo de vendas para evitar qualquer possibilidade de corrupção depois que um escândalo foi descoberto em 2014, disseram autoridades do setor.

“Adquirir qualquer coisa da Petrobras não é fácil”, disse Reynal Timothee, gerente geral da Perenco Brasil.

Timothee também disse que os potenciais investidores enfrentam questões relacionadas à integridade estrutural das instalações offshore que podem ter entre 30 e 40 anos de idade. É necessário fazer reparos para passar nas inspeções envolvidas na venda, o que pode aumentar os custos e corroer rapidamente as margens mínimas que os pequenos players precisam para tornar esses investimentos economicamente viáveis.

A Perenco fechou recentemente um acordo para comprar 100% dos campos de Carapeba, Pargo e Vermelho da Petrobras por US $ 370 milhões. O acordo incluía sete plataformas de jaqueta fixa, várias das quais estavam em mau estado e precisavam de reparos, observou Timothee. Os campos, que produzem cerca de 8.000 b / d, representam a primeira incursão da Perenco na produção do maior país produtor de petróleo e gás da América Latina.

As taxas de recuperação nos campos foram de cerca de 25%, o que está alinhado com a Bacia de Campos, mas fica atrás da média da indústria de 30% a 35%. Cada aumento de 1% na taxa de recuperação acrescentaria 1 milhão de barris de nova produção, segundo a ANP. A Perenco, por exemplo, conseguiu reduzir as taxas de recuperação de 45% a 55% de campos similares na África, disse Timothee.

“Sem mudanças, esses campos teriam sido abandonados”, disse Timothee sobre Carapeba, Pargo e Vermelho.

QUESTÕES DE DESCOMISSIONAMENTO

A ANP também está trabalhando para resolver problemas relacionados ao descomissionamento e abandono de campos antigos, o que geralmente exige garantias financeiras onerosas que impedem jogadores de pequeno e médio porte, disse Castilho, acrescentando: “precisamos tratar jogadores pequenos diferentes dos grandes jogadores” . “

Os contratos de concessão obrigam as empresas de petróleo a realizar atividades de descomissionamento e abandono de poços, mas os regulamentos ainda estão sendo formulados, observou Castilho.

“É isso que a indústria precisa saber: quais modalidades serão aceitas”, disse Castilho.

As empresas de petróleo também enfrentam um mercado cada vez mais restrito de equipamentos e serviços, com grande parte do setor focada no jogo massivo de subsal. Isso pode levar a custos mais altos para pessoas e fornecedores que podem corroer ainda mais as margens e reduzir os investimentos, disseram autoridades. Novos incentivos fiscais também podem ajudar a estimular a atividade na reconstrução, com o regime tributário da Repetro voltado principalmente para aliviar a carga tributária de novas unidades de produção flutuantes offshore.

“Cada dólar é relevante para um jogador pequeno”, disse Alexandre Calmon, advogado de petróleo e gás da empresa local Tauil and Chequer Advogados.

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