Como a PRIO praticamente duplicará sua produção de petróleo

A PRIO assinou um contrato de compra e venda com a SPEP Energy Hong Kong Limited e a Sinochem International Oil Company Limited para a aquisição da Sinochem Petroleum Netherlands Coöperatief U.A., que detém indiretamente participação de 40% nos campos de Peregrino e Pitangola, localizados na Bacia de Campos.

No valor de US$ 1,9 bilhão, a transação está sujeita à aprovação do Cade. O novo consórcio será formado pela Equinor, operadora do campo com 60% de participação, e pela PRIO, com 40%. 

Após a conclusão da aquisição, a produção da PRIO irá aumentar em aproximadamente 35 mil b/d (barris por dia).

A operação foi anunciada dois dias depois que a BNamericas conversou com o CEO da PRIO, Roberto Monteiro, durante a ROG.e, feira e conferência que ocorreu entre 23 e 26 de setembro, no Rio de Janeiro. Na entrevista, o executivo revelou que o início de produção do campo de Wahoo deve ocorrer no primeiro semestre de 2025, adicionando outros 40 mil b/d (barris por dia), além de comentar as operações da empresa e a situação nos campos de Albacora Leste, Polvo e Tubarão Martelo. 

BNamericas: Qual a previsão de início de produção de Wahoo? Está mais para 2025 ou há chance de acontecer este ano ainda?

Monteiro: Com certeza 2025, ao longo da primeira metade do ano. Teremos o primeiro óleo, começando com uma produção próxima de 20.000 b/d até chegarmos a cerca de 40.000 b/d, o que deve acontecer na segunda metade do ano.

É um investimento de mais de US$ 800 milhões, e grande parte já foi feito.

Estamos, hoje, esperando as licenças do Ibama. São duas: uma de perfuração e outra de lançamento de linhas, para podermos perfurar os poços e fazer a conexão ao FPSO de Frade.

BNamericas: Isso irá representar um incremento de que ordem na produção da PRIO?

Monteiro: Estamos produzindo, atualmente, pouco mais de 80.000 b/d. Então, seria um aumento de 50%, praticamente.

BNamericas: Vocês chegaram a produzir 100.000 b/d no ano passado, certo?

Monteiro: Sim, essa foi a média aproximada do último trimestre de 2023. Mas há o declínio [natural da produção] e, além disso, tivemos quatro poços que pararam de produzir. Para que eles voltem a produzir, precisamos de uma autorização do Ibama. 

BNamericas: Como estão as condições do FPSO Frade para receber a produção de Wahoo? 

Monteiro: Estamos fazendo investimentos no FPSO com foco mais no tipo de óleo do que capacidade de produção em si. O óleo que virá de Wahoo é mais leve e tem muito gás. Então, estamos trabalhando no FPSO para ter capacidade de tratamento e exportação deste gás. 

BNamericas: Qual a situação do campo de Albacora Leste, que vocês adquiriram da Petrobras?

Monteiro: Temos um roteiro bem determinado para todo ativo que compramos. Sempre passamos algum tempo operando o ativo para ganhar confiança, melhorando a eficiência operacional, trabalhando em sua integridade e assim por diante. Depois, começamos uma campanha de revitalização que aumenta a produção. Em Albacora, eu diria que estamos, talvez, próximos de 70% da fase de melhoria de eficiência, com muita manutenção. Em algum momento do ano que vem, possivelmente no final, começaremos a campanha de revitalização do campo, e é aí que vem o aumento de produção.

BNamericas: E quais as perspectivas para os campos de Polvo e Tubarão Martelo?

Monteiro: Em relação a Polvo, ainda temos algumas oportunidades por lá, embora sejam marginais. São oportunidades para tentar segurar o declínio do campo – não haverá grandes aumentos de produção. Poderemos colocar poços com uma vazão inicial de 1.000 a 1.500 b/d. São poços relativamente pequenos, mas bem condizentes com o campo.

Sobre Tubarão Martelo, nós temos pelo menos dois poços a serem perfurados, dois prospectos interessantes. Temos outros reservatórios que poderão ser colocados para funcionar. Provavelmente não conseguiremos fazê-lo no ano que vem, mas está na nossa agenda.

BNamericas: Vocês trabalham com a perspectiva de descomissionar instalações nos curto e médio prazos?

Monteiro: Não. Se nós olharmos para Tubarão Martelo, que é nosso ativo que menos produz, nós estaríamos falando de um abandono em 2033, 2035, algo por aí. E, se formos bem sucedidos em algumas das oportunidades que temos, este prazo pode aumentar. 

BNamericas: A PRIO é muito focada em ativos de produção, mas tem ativos exploratórios em seu portfólio, inclusive na Margem Equatorial. Quais as perspectivas nesta área?

Monteiro: Estes são blocos que estamos, aos poucos, devolvendo para a ANP. São, em geral, ativos que vieram com outras transações. À medida que o prazo das concessões vai vencendo, nós vamos devolvendo à ANP. Exploração em nova fronteira não está dentro da nossa agenda, mas exploração perto dos campos está.

BNamericas: Isto pode envolver, eventualmente, a aquisição de blocos via oferta permanente da ANP, ou fusões e aquisições? 

Monteiro: Sim, porque, nestes casos, já tenho minha infraestrutura pronta e desenvolvo projetos ao redor. É o que os americanos chamam de infrastructure led exploration [“exploração guiada pela infraestrutura”, em tradução livre]. Esta é a nossa pegada, a nossa cabeça, e é o que pretendemos fazer.

BNamericas: A assinatura do Potencializa E&P pelo governo federal pode trazer mais atratividade à oferta permanente?

Monteiro: Creio que sim. O simples fato de o governo ter um olho para o E&P já ajuda.