Giro de notícias: exploração offshore, oleoduto, projeto de GNL, leilão de blocos e muito mais

Offshore

Um acordo de arrendamento de um bloco de hidrocarbonetos offshore no Uruguai está prestes a ser fechado, enquanto os engenheiros estimam o início dos trabalhos de exploração para o começo de 2025.

A Ancap, empresa estatal de hidrocarbonetos e reguladora do setor, aprovou a transação, na qual a grande empresa americana Chevron adquirirá, da empresa britânica Challenger Energy, uma participação de 60% na área OFF-1 e assumirá o papel de operadora.

Trabalhos de sísmica e perfuração estão planejados para a área, que cobre 14.557 km² em profundidades de água de 80 m a 1.000 m.

O arrendamento agora entra na sua fase final de aprovação, envolvendo processos nos ministérios de Energia e Economia, que deverão deve ser concluídos em oito semanas, conforme informou a Challenger em um comunicado regulatório.

“Isso permitirá que a Chevron, na função de operadora do bloco, avance rapidamente com a aquisição de sísmica 3D, com início previsto para o começo de 2025”, acrescentou a nota.

Todos os sete blocos de exploração offshore do Uruguai têm contratos ativos.

Foram relatados indícios de petróleo e gás na costa do Uruguai em fases anteriores de exploração, mas nenhuma descoberta comercial foi feita até o momento.

O Uruguai e a Argentina, juntamente com uma empresa que explora áreas na costa das Ilhas Malvinas, afirmaram que foram feitas descobertas offshore na África Ocidental em formações geológicas similares às da costa da América do Sul. 

O primeiro poço exploratório da Argentina perfurado em águas ultraprofundas, Argerich-1, foi declarado seco.

Progresso do oleoduto

Um projeto de oleoduto essencial para aumentar a capacidade de despacho de petróleo de Vaca Muerta deve entrar em operação nos primeiros meses de 2025, conforme anunciado pela concessionária Oldelval.

A iniciativa de US$ 1,2 bilhão, conhecida como Duplicar, envolve trabalhos de dutos e estações de bombeamento para elevar a capacidade de transporte entre a formação de hidrocarbonetos não convencionais e Puerto Rosales, na província de Buenos Aires, de 36 mil m³/d (541 mil b/d) para 86 mil m³/d.

Em paralelo, a empresa petrolífera estatal YPF está implementando um projeto separado, Vaca Muerta Sur, para transportar o petróleo de Vaca Muerta para um terminal de exportação planejado na província de Río Negro. Cerca de 180 mil b/d (barris por dia) de capacidade devem entrar em operação no segundo semestre de 2026, podendo aumentar para 700 mil b/d a partir de 2028, caso haja demanda suficiente.

A maior parte do investimento em exploração na Argentina está sendo direcionada para Vaca Muerta, com o mercado de exportação como foco principal dos produtores. A produção de Vaca Muerta atingiu 61.400 m³/d em julho, um aumento de 32,7% ano a ano, de acordo com os dados do Instituto de Energia General Mosconi.

Projeto de GNL

A YPF afirmou que um projeto de GNL seguirá em frente, mesmo que sua parceira Petronas decida se retirar.

As empresas estão planejando a exportação de GNL há vários anos.

Em declarações à imprensa local, o CEO da YPF, Horacio Marín, mencionou que o projeto está na fase de engenharia e que outras empresas poderiam se envolver. 

“Diante da situação atual, a Petronas tem a opção de continuar ou não com o projeto”, disse Marín. “Não há necessidade de dramatizar a situação, são decisões de negócios.”

A Petronas estaria preocupada com a situação macroeconômica da Argentina e fatores políticos que influenciam a escolha de construir o projeto na província de Río Negro, em vez de Buenos Aires.

Com base em comentários anteriores da YPF, a capacidade de produção deve variar entre 1 Mt/ano e 2 Mt/ano a partir de 2027, utilizando infraestrutura flutuante de GNL, antes de aumentar para mais de 17 Mt/ano (milhões de toneladas por ano) em 2032, após a construção de uma planta fixa em terra.

A YPF também mencionou que está buscando parcerias com produtores locais de gás para impulsionar o projeto.

Em outra frente, a empresa argentina de upstream Pan American Energy (PAE) e a empresa de logística Golar LNG anunciaram em julho que planejavam começar a exportar GNL em 2027.

Segundo o acordo, será utilizado o navio Hilli Episeyo, com capacidade de produção de gás natural liquefeito (GNL) de 2,4 Mt/a, equivalente a 11,5 MMm³/d (milhões de metros cúbicos por dia) de gás natural. A PAE fornecerá o gás.

Atualmente, a Argentina exporta gás por gasoduto, com quase toda a produção despachada para o Chile.

A produção nacional de gás subiu 9,9% em julho, alcançando 152 MMm³/d, segundo os dados do General Mosconi.

Leilão de Rio Negro

Outra iniciativa privada de upstream na província argentina de Río Negro está avançando.

A Capex apresentou um projeto para explorar hidrocarbonetos – e eventualmente extraí-los – em Cinco Saltos Norte, uma área que já havia sido colocada em leilão sem sucesso.

O investimento inicial proposto é de US$ 5,67 milhões, de acordo com um decreto que classificou o projeto de interesse público e autorizou o início de um leilão associado. O trabalho inclui o reprocessamento de 200 km² de sísmica 3D.

Como uma das menores empresas de hidrocarbonetos da Argentina, a Capex recebeu direitos preferenciais para melhorar sua oferta, se necessário, garantindo assim a área de 141 km².

O projeto se alinha a uma estratégia do governo para impulsionar a exploração de hidrocarbonetos não convencionais, uma vez que Río Negro abriga uma parte de Vaca Muerta.

Um processo de leilão separado está em andamento após a produtora Pilgrim Energy apresentar um projeto de iniciativa privada para explorar gás nas áreas Jagüel de los Milicos (21,6 km²) e Angostura (396 km²).

Gás offshore

A TotalEnergies anunciou o início da produção no campo de gás Fénix, localizado na costa da província de Tierra del Fuego, na Argentina.

Com um investimento próximo a US$ 700 milhões, Fénix faz parte da concessão Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), na qual a TotalEnergies detém uma participação operacional de 37,5%, ao lado de seus parceiros Harbour Energy (37,5%) e PAE (25%).

A capacidade de produção na plataforma não tripulada do campo é de 10 MMm³/dia.

A produção de gás na Argentina foi de 152 MMm³/dia em julho, um aumento de 9,9% em relação ao ano anterior, de acordo com dados do General Mosconi.

Mudança de nome

A Echo Energy, empresa de mineração e hidrocarbonetos listada na bolsa de Londres, passou a se chamar Nativo Resources.

No setor de petróleo e gás, a Echo possui uma participação ativa de 5% em cinco concessões de produção na bacia Austral da Argentina operadas pela Interoil Exploration and Production ASA que expiram em 2026: Chorrillos, Campo Bremen, Oceano, Moy Aike e Palermo Aike. A Interoil está solicitando uma extensão de 10 anos, segundo informações da Nativo.

No ano passado, a Nativo reduziu sua presença no setor de petróleo e gás na Argentina.

Em um comunicado aos reguladores, a Nativo informou que seu foco estratégico agora está na exploração de metais preciosos no Peru. Em julho, a Echo formou uma joint venture no Peru, chamada Boku Resources, que detém 100% da concessão Tesoro Gold, onde são realizadas extrações em pequena escala.