Devolução de Peroba marca primeiro insucesso da partilha da produção

O consórcio Petrobras (40%), CNODC (20%) e bp (40%) devolveu à ANP o contrato de partilha do bloco exploratório Peroba, arrematado no 3º leilão do pré-sal, realizado em 2017.

A área é o primeiro insucesso dos leilões de partilha da produção, que foram retomados no governo Michel Temer após o fim da operação única da Petrobras.

Apenas um poço exploratório foi perfurado em Peroba, em lâmina d’água de cerca de 2,1 mil metros e aproximadamente 300 km ao sul da cidade do Rio de Janeiro.

O resultado da perfuração, concluída em fevereiro de 2019, identificou uma acumulação de gás, com CO2 como fluido principal, de acordo com informações da ANP.

A devolução de toda a área foi realizada pelo consórcio em janeiro. A informação foi confirmada pela ANP à agência epbr.

O consórcio havia oferecido 76,96% de excedente em óleo para a União para ficar com a área de Peroba, que foi disputada também por outros dois consórcios: Equinor e ExxonMobil; e Shell e CNOOC.

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É a segunda devolução de Peroba

Não é a primeira vez que Peroba é devolvido para a União sem a confirmação de descobertas viáveis.

O bloco fez parte das áreas iniciais da cessão onerosa da Bacia de Santos, integrando o contrato assinado entre a União e a Petrobras em 2010 como uma área contingente.

Uma nota técnica feita pela Câmara dos Deputados, com base em relatórios da ANP e que ajudou a basear a aprovação do projeto da cessão onerosa na Câmara, previa que o volume de óleo original in situ para Peroba variaria entre 0,81 bilhão de barris (estimativa baixa) e 3,37 bilhões de barris (estimativa alta), sendo a melhor estimativa de 1,85 bilhão de barris.

Segundo o relatório da consultoria GCA, com base na extensão da sua área, um eventual desenvolvimento de Peroba necessitaria de dois FPSOs com capacidade de 50 mil barris por dia e ligados a nove poços de produção e nove poços de injeção.

A melhor estimativa de recursos recuperáveis era de 364 milhões de barris, a uma vazão inicial de 14,5 mil barris de óleo por dia por poço.

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16 contratos de partilha da produção

Com a oficialização da devolução do bloco de Peroba, o país fica com 16 contratos de partilha da produção, todos gerenciados pela PPSA, que representa a União nos negócios.

Cinco empresas operam blocos exploratórios no regime de partilha da produção, sendo a Petrobras a principal operadora em volume de áreas com nove blocos.

A Petrobras iniciou no final de 2019 a primeira campanha de perfuração de Uirapuru, onde tem como sócios Petrogal, Equinor e ExxonMobil.

Depois de ter que repetir o poço duas vezes, a empresa concluiu a perfuração do poço 1-BRSA-1373B-SPS, em março do ano passado. Nenhum anúncio de descoberta foi feito pela empresa desde então no projeto de Peroba.

A Shell opera três dos ativos e já perfurou o bloco de Sul de Gato do Mato, que é vizinho ao bloco BM-S-54, onde está a descoberta de Gato do Mato, projeto que receberá um FPSO com capacidade para 90 mil barris por dia de petróleo e 8,5 milhões de m³ por dia de gás natural.

A licitação para a contratação da empresa que será responsável pelo projeto está atualmente em andamento.

A Shell também perfurou em Alto de Cabo Frio Oeste, onde tem como sócias a CNOOC e a QPI. A campanha foi concluída em dezembro de 2012 e não foi feito nenhum anúncio de descoberta.

A mais recente campanha da Shell em projetos de partilha da produção foi feita na área de Saturno, parceria da empresa com a Chevron.

Foi perfurado o poço pioneiro 1-SHEL-33-RJS, concluído, também de acordo com dados da ANP, em junho de 2020 sem nenhum anúncio de descoberta. De acordo com a ANP, o poço é seco. Até foram identificados indícios de óleo, mas o fluído principal é água.

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ExxonMobil deve perfurar ainda em 2021 a sua única operação em regime de partilha da produção no país, o bloco de Titã. A empresa contratou a sonda West Saturn, da Seadrill, que já está no Brasil.

Em janeiro, recebeu do Ibama a licença ambiental para iniciar a campanha de perfuração em blocos com potencial para descobertas no pré-sal nas bacias de Campos e Santos. A área total dos blocos é de aproximadamente 3,2 mil km², com lâmina d’água entre 2,6 mil e 3,1 mil metros. O ponto mais próximo fica a cerca de 200 km da costa.

A bp também trabalha no licenciamento de até três poços exploratórios para a perfuração de um poço exploratório na área do bloco Pau Brasil, parceria com a CNOOC e Ecopetrol. A empresa está prevendo para o projeto um poço firme e outros dependendo do resultado do primeiro.

A meta da bp era começar a perfurar o primeiro poço em agosto do ano passado, mas a empresa conseguiu mais prazo com a ANP.

US$ 122,7 bilhões em investimentos

O desenvolvimento dos contratos de partilha de produção em vigor representa uma demanda por investimentos de US$ 122,7 bilhões, entre 2021 e 2030, com pico em 2028, quando entram em operação seis novos FPSOs. As estimativas foram apresentadas pela PPSA no 3° Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo, realizado em novembro do ano passado e transmitido pela agência epbr.

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A projeção de investimentos considera a entrada em operação de 24 FPSOs e a construção de 387 poços. Não considera novos leilões, como a contratação dos excedentes de Atapu e Sépia, na cessão onerosa, que serão ofertados em 2021.

O estudo considera FPSOs com capacidade de produção de óleo entre 50 mil e 220 mil barris/dia, a depender do porte de cada campo.