Raio-x: o impulso offshore em E&P de petróleo e gás da Argentina

A Argentina está preparada para entrar em uma nova fase de exploração offshore de hidrocarbonetos.

As empresas se preparam para realizar perfurações de poços exploratórios e trabalhos sísmicos 3D na província de Buenos Aires, na bacia Argentina Norte.

O trabalho deve começar na virada do ano, segundo um seminário organizado pela plataforma local de negociação do mercado de gás natural, denominada Megsa.

Atualmente, todos os hidrocarbonetos offshore provêm da bacia Austral, área em operação há 40 anos e que produziu 20,2 MMm³/d (milhões de metros cúbicos por dia) de gás em 2022, cerca de 15% da produção nacional, além de 7.246 b/d de petróleo, cerca de 7,5%. O principal player é o consórcio CMA-1, que constrói a plataforma de gás Fénix, de 10 MMm³/d. Um consórcio entre Enap e YPF também produz no offshore da bacia.

Os projetos correspondem aos blocos CAN-102 (operadora YPF, sísmica 3D) e aos blocos CAN-100, CAN-108 e CAN-114 (operadora Equinor, sísmica 3D e poço exploratório no CAN-100).

Os trabalhos da fase de perfuração – o projeto Argerich-1 – deverão começar em janeiro em CAN-100, e estima-se que a área em águas ultraprofundas tenha recursos recuperáveis de 1 Bboe (bilião de barris de petróleo equivalente).

A exploração foi realizada em águas mais rasas na costa de Buenos Aires, na bacia do Colorado, entre 1969 e 1997, com 18 poços exploratórios perfurados. O óleo foi extraído de um durante testes de formação repetidos.

Outros titulares de contratos, incluindo Shell Argentina e Tullow Oil, estão buscando liberação ambiental para filmar sísmicas 3D.

Os contratos offshore foram outorgados em uma rodada de licenciamento de 2018-19, a qual resultou na atribuição pela Argentina de 18 áreas a nove grupos de empresas, com investimento associado de US$ 724 milhões e área de superfície de 94.834 km². A Argentina ofereceu 38, nas bacias das Malvinas, Argentina Norte e Austral.

Os projetos offshore estão sujeitos a um regime regulatório personalizado, com características como pagamentos iniciais de royalties mais baixos, os quais aumentariam com base na lucratividade, explicou Verónica Tito, consultora jurídica da Secretaria de Energia. “Para mim, este é um dos aspectos mais importantes”, afirmou.

Segundo a lei, os royalties podem ir de 5% a 18%.

As autoridades prorrogaram em até dois anos os períodos iniciais de exploração estipulados nos contratos, citando o impacto logístico da pandemia da Covid-19.

Os contratos de 30 anos, com prorrogação opcional de 10 anos, estabelecem dois períodos iniciais de exploração de quatro anos cada e permitem uma prorrogação de cinco anos do segundo.

De acordo com uma apresentação da YPF, a Argentina tem recursos potenciais de hidrocarbonetos offshore de 31 Bboe, em comparação com os 29 Bboe estimados na formação não convencional onshore de Vaca Muerta.

Qualquer grande despesa ao largo de Buenos Aires dependeria provavelmente de uma estabilização da situação macroeconômica e de um levantamento dos controlos de capitais. A Argentina já produz excedentes de petróleo bruto e está aumentando a produção de gás na bacia de Neuquén, além de investir em infraestruturas intermediárias, visando substituir totalmente as importações de gás.

Autoridades da indústria petrolífera argentina, bem como os seus pares no vizinho Uruguai, apontaram que as recentes descobertas de hidrocarbonetos no mar da África do Sul eram notícias encorajadoras, uma vez que a América do Sul e a África partilham alguma história geológica e podem ter rochas semelhantes.

O relógio da transição energética está correndo para a Argentina, onde qualquer novo desenvolvimento offshore em grande escala poderá levar até 10 anos para a primeira produção.

Ao contrário de vários outros assuntos, o desenvolvimento de hidrocarbonetos tende a ter de apoio bipartidário na Argentina. Todos os três candidatos à presidência apoiaram o desenvolvimento do setor.

Fornecedores locais estão de olho nas oportunidades que um aumento na atividade de E&P pode apresentar.