Com break-even competitivo, província offshore seguirá no foco da Petrobras; confira os principais projetos em tela
Em meio à maior crise dos últimos 100 anos no setor de óleo e gás, a Petrobras reiterou, na última sexta-feira (8/5), a importância das descobertas feitas no pré-sal, assegurando a manutenção do foco de seus investimentos nos projetos de exploração e produção na província offshore.
“É nessa área que temos reconhecimento internacional por nossa presença, capacidade técnica e tecnologia desenvolvida. Esta realidade nos coloca em uma posição privilegiada frente à demanda de energia mundial. Precisamos aproveitar. Vamos concentrar esforços nesses ativos de E&P que somos donos naturais”, afirmou a estatal.
A resiliência do pré-sal à volatilidade dos preços do barril é um de seus pontos fortes, com break-even entre os mais competitivos do mundo. “A produção do pré-sal no Brasil continua a ser a mais eficiente forma de produção da Petrobras”, afirmou a Fitch Ratings em nota publicada na terça-feira (12/5).
O atual plano de negócio da petroleira (2020-24) prevê a destinação de 85% dos investimentos totais no período – da ordem de US$ 75,7 bilhões – na área de E&P. Desses US$ 64 bilhões, 60% (US$ 38 bilhões) são voltados a empreendimentos no pré-sal.
Boa parte dos recursos irá para a construção e instalação dos nove FPSOs destinados a projetos com primeiro óleo previsto para o período: Atapu, em 2020; Mero 1 e Sépia (2021); Búzios 5 e Lula FR (2022); Mero 2 (2023); e Búzios 6, Mero 3 e Itapu (2024).
Em nota divulgada em maio de 2019, a Petrobras previa investimento de US$ 27 bilhões na construção e instalação de 11 plataformas. Operando-se uma “regra de três” básica, os projetos em questão demandariam em torno de US$ 22 bilhões.
Ainda no segmento de desenvolvimento da produção – que, segundo o PN da companhia, absorverá cerca de US$ 50 bilhões –, destaque para o campo de Búzios, no pré-sal de Santos, que deve receber US$ 18 bilhões (quase 30% dos aportes em E&P) até 2024.
A carteira de investimentos prevê aporte de US$ 12,9 bilhões nos projetos Lula, Sépia, Atapu, Mero,Sapinhoá, Itapu e Berbigão/Sururu, em Santos, e Jubarte – ativo da Bacia de Campos que tema maior parte de sua produção proveniente do pré-sal.
De acordo com a ANP, a produção do pré-sal em março – oriunda de 117 poços – foi de 1,986 milhão de bopd e 80,590 milhões de m³/d de gás natural, totalizando 2,493 milhões de boed ou 66% do total extraído no país.
Exploração
O pré-sal absorverá aproximadamente 50% dos US$ 11,57 bilhões previstos para o segmento de exploração no PN da Petrobras. Considerando-se programas exploratórios mínimos (PEMs) e planos de avaliação da descoberta vigentes, os principais projetos em tela são os seguintes:
– Na Bacia de Santos:
Alto de Cabo Frio Central: Com vencimento em dezembro de 2025, o PEM da área arrematada na 3ª Rodada de Partilha da Produção com a BP Energy contempla a perfuração de um poço firme até a formação Barra Velha. O projeto submetido ao Ibama prevê a possibilidade de execução de um teste de formação contingente ao resultado do poço . Caso ele seja positivo, poderão ser perfurados até mais cinco poços semelhantes ao primeiro. Ao PetróleoHoje a Petrobras informou que os trabalhos técnicos no ativo estão sendo executados pelos consórcios conforme planejado e que a campanha de perfuração da fase exploratória será cumprida dentro do prazo contratual.
Libra: em abril, a ANP aprovou a extensão da fase exploratória do bloco para 28 de fevereiro de 2025. Com isso, o Consórcio de Libra (Petrobras, Shell, Total, CNOOC e CNPC) terá mais tempo para realizar as atividades do plano de avaliação da descoberta (PAD) do poço de extensão 3-BRSA-1267-RJS.
Peroba: o primeiro período exploratório do ativo arrematado no terceiro Leilão do Pré-sal vence em janeiro de 2025. A primeira perfuração no bloco foi iniciada em outubro de 2018, resultando na descoberta de indícios de hidrocarbonetos em janeiro de 2019. O consórcio responsável pelo projeto ( com a BP Energy e a CNODC) estuda soluções para lidar com o grande volume de CO2 detectado.
S-M-619: o primeiro período exploratório do bloco adquirido em parceria com a Repsol Sinopec na 7ª Rodada de Concessões vence este mês, e o segundo, em maio de 2022. A Petrobras informou que cumprirá os compromissos exploratórios conforme estabelecido pela ANP.
S-M-623: o PAD de Sagitário – descoberta feita na área da 7ª Rodada explorada em consórcio com a Repsol Sinopec e Shell – vence em outubro de 2020. De acordo com a Petrobras, seu programa de trabalho foi cumprido, e o consórcio, no momento, avalia os resultados das atividades e os próximos movimentos técnicos.
Três Marias: o primeiro período exploratório do bloco arrematado no 4º Leilão de Partilha, em parceria com a Chevron e a Shell, vence em dezembro de 2025. Segundo a Petrobras, os trabalhos técnicos estão sendo executados pelo consórcio, e a campanha de perfuração da fase exploratória será cumprida dentro do prazo contratual.
Uirapuru: O primeiro período exploratório da área adquirida na 4ª Rodada de Partilha da Produção em aliança com a Petrogal, Equinor e ExxonMobil vence em dezembro de 2025. No início de abril, foram encontrados indícios de petróleo no bloco.
– Em Campos:
Dois Irmãos: o primeiro período exploratório do bloco arrematado em sociedade com a BP e a Equinor no 4º Leilão do Pré-sal vence em dezembro de 2025. O consórcio deve iniciar no segundo semestre a campanha exploratória na área.
Sudoeste de Tartaruga Verde: o primeiro período exploratório do ativo operado integralmente pela Petrobras vence em dezembro de 2025. Em abril, a petroleira encontrou petróleo no poço 1-BRSA-1375-RJS, informalmente denominado de Natator.
Offshore além do pré-sal
Conforme o PN da Petrobras, ativos de águas ultra-profundas do pós-sal receberão, juntos, US$ 18,6 bilhões até 2024. O montante contemplará nove projetos: Marlim, Marlim Sul, Marlim Leste, Roncador, Albacora, Albacora Leste, Tartaruga Verde, Barracuda-Caratinga, localizados na Bacia de Campos, e Sergipe-Alagoas.
No período, está prevista entrada em operação de quatro FPSOs fora do pré-sal: Revitalização de Marlim 1, em 2022, Parque das Baleias e Rev. de Marlim 2, em 2023, e Sergipe Águas Profundas em 2024.
Em termos de projetos exploratórios, destaque para os blocos de Campos adquiridos na 14ª, na 15ª e na 16ª rodadas de concessões (C-M-210, C-M-277, C-M-344, C-M-346, C-M-411, C-M-413, C-M-477, C-M-657, C-M-709) e do offshore capixaba oriundos da 11ª Rodada (ES-M-596 e ES-M-669), onde a Petrobras acredita haver potencial de pré-sal.
Em Sergipe-Alagoas, a Petrobras precisa finalizar os PADs dos blocos BM-SEAL-4, SEAL-M-347, SEAL-M-349, SEAL-M-424, SEAL-M-426, SEAL-M-499 até o final de dezembro deste ano. Cabe lembrar que o primeiro deles está incluído no plano de desinvestimentos da petroleira. Já os blocos SEAL-T-345, SEAL-T-346, SEAL-T-359, SEAL-T-360, SEAL-T-372, SEAL-T-383, SEAL-T-384 têm seu primeiro período do PEM expirando em julho.
No Pará-Maranhão, está previsto para vencer em 31 de dezembro deste ano o PAD do bloco BM-PAMA-3, que está em fase vinculante de desinvestimento.
Na Bacia de Pernambuco-Paraíba, o POT-M-764 tem seu primeiro período exploratório vencendo em agosto, enquanto o dos blocos POT-M-762, POT-M-859 e POT-M-952 expira em setembro de 2025.
