A 3R Petroleum do Brasil ‘no lugar certo na hora certa’

A 3R Petroleum do Brasil adquiriu nove conjuntos de campos de petróleo e gás nos últimos anos, todos da Petrobras.

Esses ativos incluem campos onshore e offshore, incluindo projetos em águas profundas.

Com a aquisição, a petroleira espera um aumento significativo na produção de 18.000 boe/d para 90.000 boe/d nos próximos quatro anos.

O CEO da 3R Petroleum, Riccardo Savini, diz que as primeiras campanhas de perfuração ocorrerão neste trimestre, começando na Bacia Potiguar.

Nesta entrevista, o executivo deu detalhes sobre os planos da empresa e explicou por que mantém a calma na situação política brasileira à medida que o processo eleitoral chega ao auge.

BNamericas: Como a 3R Petroleum está se saindo na recuperação da produção dos ativos adquiridos da Petrobras?

Savini: Assinamos nove acordos para aquisição de múltiplos clusters, oito diretamente com a Petrobras e um indiretamente por meio da aquisição de um projeto anteriormente de propriedade da Tuna Energia, a Central Resources do Brasil, que adquiriu campos da Petrobras.

Esses nove clusters têm entre 50 e 60 setores. À medida que combinamos ofertas, o número dessas ofertas deve diminuir. Por exemplo, no cluster de Macau foram oito concessões, hoje são cinco.

BNamericas: Imagino que esse resultado esteja ligado à otimização dos projetos.

Savini: Sim, eles devem ser simplificados. Cada oferta requer centenas de páginas de plano de desenvolvimento. Portanto, do ponto de vista técnico, vários campos pequenos podem ser justificados em uma mesma oferta. [oil and gas regulator] A ANP aceitou isso.

Já estamos operando seis dos nove contratos. O mais antigo é o cluster Macau, que começamos a operar em maio de 2020. Faltam mais três, que estão em transição operacional: Pescada e Arabiana, que assumiremos em breve, e as duas grandes, Papa-Terra e Bodique.

Em média, aumentamos a produção em 70% em nossas quatro propriedades offshore: Macau, Fazenda Belém, Rio Ventura e Reconção.

De acordo com nosso planejamento, ainda não iniciamos a perfuração. Queremos que as equipes geológicas e geofísicas estudem a montagem de modelos de subsuperfície e engenharia de reservatórios e projetem adequadamente novos planos de desenvolvimento para cada uma dessas concessões. Por fim, apresente um novo plano de desenvolvimento e comunique-se com a ANP. Já atingimos a primeira prorrogação de contrato de 2025 para 2052 para setores-chave do cluster de Macau.

O cluster Aria Branca adquirido à Tuna já apresentava um bom nível de desempenho. Então, basicamente mantivemos seu nível de produção. Estamos prestes a começar a perfurar lá, e a tendência é aumentar a produção.

No Pero Cluster, precisamos de mais tempo para acelerar sua produção porque o projeto exige muito planejamento e logística. Basicamente cobre a ligação da descoberta de Malombe à plataforma Pero, que acontecerá em 2024. A realização desta atividade envolve meses de planejamento e aquisição de equipamentos.

BNamericas: Papa-Terra é o segundo ativo em águas profundas operado pela 3R, mas o primeiro ativo com plataformas flutuantes, incluindo TLWP [Tension Leg Well Platform]. Como a empresa está se preparando para isso? Quais são os planos para melhorar o programa?

Savini: Na verdade, o aglomerado Pero está em águas rasas, mas o Malombe está em águas profundas. No Papa-Terra, prevemos fechar [of the acquisition from Petrobras] Vai acontecer até o final do ano. Do ponto de vista operacional, estamos prontos, preparamos toda a nossa equipe. Foi assinado um acordo com a Altera/Ocyan para operação e manutenção das plataformas.

Petrobras e Chevron ficam com menos de 3% dos 2 bilhões de barris de petróleo em Papa-Terra. O que vamos fazer é completar esse desenvolvimento. Ainda não apresentamos o plano de desenvolvimento à ANP, pois ainda não somos oficialmente operadoras, mas essa é a visão.

Não faremos o mesmo tipo de poços com o mesmo diâmetro, mas levaremos em conta as lições aprendidas. Os reservatórios apresentaram um comportamento de produção diferente do que a Petrobras havia imaginado originalmente, e então redesenhou seu desenvolvimento e implementou uma campanha de perfuração diferente da original. Os dois últimos poços perfurados são hoje os dois maiores produtores do campo.

Portanto, o 3R se beneficia desse aprendizado. Nosso modelo geológico Papa-Terra está muito bem desenvolvido e esperamos que a produção atinja cerca de 30.000-35.000 b/d nos próximos anos, onde acreditamos que obteremos resultados muito bons. A perfuração está programada para começar em 2025. Estamos trabalhando ativamente para concluir o desenvolvimento da oferta.

BNamericas: O hub Potiguar adquirido pela 3R inclui unidades de processamento de gás [UPGN] e uma refinaria. A empresa planeja fazer investimentos para ampliar o desempenho e/ou capacidade dessa infraestrutura?

Savini: Alcançar ganhos de eficiência passando de 40.000b/d para 45.000b/d de capacidade exigirá pequenos investimentos na refinaria Clara Camarão, mas ainda estamos avaliando esses investimentos. Não vamos remover nada no complexo de pacotes. Operaremos o midstream e downstream, incluindo a refinaria e o terminal de Guamare, ativos que trazem maior flexibilidade à 3R como operadora independente. O terminal nos permite importar e exportar petróleo bruto e derivados.

BNamericas: E os UPGNs?

Savini: Um dos UPGNs, o antigo, está inativo. UPGN 3 e UPGN 2 ajudam o processo de UPGN 3. Hoje, o UPGN 3 é capaz de absorver a produção da 3R e de outros fabricantes, então não precisamos investir. Caso haja aumento na produção de gás, avaliaremos investir na UPGN 2, que está parcialmente inativa.

BNamericas: Quais são os planos de Beroa e Congo?

Savini: Como em todos os campos de gás, os reservatórios dessas propriedades vêm perdendo pressão nos últimos anos. Então a melhor opção é fundir a Malombe e parar a produção em Beroa e Congo. Além disso, no futuro, quando a pressão de Malombe estiver equilibrada, os três campos poderão ser desenvolvidos juntos, mantendo um platô entre 600.000m3/de 1Mm3/d entre 2024 e 2032. A quantidade extraída hoje é de cerca de 600.000m3/d.

Entretanto, estamos a analisar potenciais desenvolvimentos em Beroa, que não constam do nosso balanço. Ainda é tarde demais para falar sobre isso.

BNamericas: Qual será a estratégia para comercializar o gás de Beroa e Congo?

Savini: No Rio Grande do Norte, somos grandes produtores de gás por causa de Macau e Pescata e Arabiana. Mas também somos grandes consumidores de gás no estado, para impulsionar a recuperação de petróleo em campos como Estreito e Alto do Rodrigues, por exemplo. A fonte de calor para isso é o vapor e precisamos de gás para fazê-lo. Então, não estamos preocupados em vender esse gás.

Na Bahia temos produção de gás que não precisamos usar. Por isso, assinamos um contrato de fornecimento com a Bahiagás, utilizando o Catu UPGN da Petrobras para executá-lo.

No Espírito Santo, o gasoduto do Peru [the] corpos de água [UPGN] Nosso. Assinamos um contrato direto com a Petrobras e vamos vender gás para eles antes da UPGN, o que significa que a UPGN não precisa pagar a Petrobras pelo uso e, portanto, não assumimos o risco de fornecimento de gás. Se tivermos um problema com a plataforma Beroa, nada acontece com a 3R porque o risco é da Petrobras.

Isso não significa que usaremos essa estratégia para sempre. Quando conectamos Malombe e obtemos mais produção, podemos vender uma parte do gás para a Petrobras e outros clientes e pagar taxas de uso de UPGN à Petrobras para compor o mix.

BNamericas: Quais são as metas de crescimento da produção da 3R nos próximos anos?

Savini: Hoje estamos produzindo cerca de 16.000 boe/d, sem contar os campos que já estão nos proporcionando benefícios comerciais, mas ainda não assumimos oficialmente como operadores. A rigor, já estamos produzindo algo entre 40.000boe/d e 45.000boe/d e a projeção é dobrar esse volume até 2025, 2026.

BNamericas: Quais são as próximas campanhas planejadas?

Savini: A primeira sonda está chegando ao Brasil. Trata-se de uma sonda automatizada, bastante moderna, com previsão de início de perfuração no cluster de Aria Branca e Macau ainda neste trimestre.

Atualmente, temos cinco sondas de workover e podemos ter mais uma em 2022.

Em 2023, teremos outras sondas em funcionamento na Bacia Potiguar e novas sondas de perfuração para Bahia e Rio Grande do Norte.

Offshore, os instrumentos de trabalho estarão em vigor até 2023.

BNamericas: A 3R fechou seu primeiro contrato de fornecimento de gás com a Bahiagás em maio passado. A empresa planeja participar de novas chamadas públicas de aquisição de gás realizadas pelas distribuidoras?

Não no momento. Como também somos consumidores de gás, temos que ser mais cautelosos.

BNamericas: A 3R ainda está considerando novas aquisições de ativos de E&P, incluindo licitações da ANP? Os ativos do pré-sal estão no seu radar ou focados em campos terrestres e pós-sal?

No momento estamos em fase de consolidação do nosso portfólio. As duas últimas operações, Papa-Terra e Potiguar, são muito complexas, por isso estamos muito focados em concluí-las e iniciar sistematicamente redesenvolvimentos em nossos nove clusters. Fizemos a aquisição em um momento em que o Brent estava muito baixo. Jogamos muito pelo livro. Hoje, com petróleo acima de US$ 100, é um momento muito favorável para os vendedores.

BNamericas: Dadas as eleições de outubro, como a empresa vê os riscos de uma eventual mudança de governo no Brasil?

Savini: Não nos importa quem seja o próximo presidente. Com o tempo fomos integrados [Jair] Governo de Bolsonaro, então não vemos perigo se ele for reeleito. Lula não quebrou nenhum acordo em seus oito anos de mandato, então não temos medo, especialmente a montante. Sem medo em qualquer situação, temos muita paz.

Por outro lado, as confusões geopolíticas são muito artificiais, e gostaria de dizer que estamos em paz em um continente com os dois países que mais lutaram pela independência energética: Estados Unidos e Brasil. Eles lutaram para acessar fontes de energia domésticas, incluindo petróleo, energias renováveis ​​e biocombustíveis. Então estamos no lugar certo na hora certa.