Grandes descobertas e custos reduzidos geram interesse de muitas petroleiras globais, principalmente no Brasil, Guiana e Suriname
O desenvolvimento de petróleo e gás offshore da América do Sul está entrando em uma nova era como resultado de novas descobertas maciças, particularmente no exterior do Brasil, Suriname e da Guiana, incluindo a queda dos breakevens ( Quando os cálculos indicam que as empresas atingiram o ponto de equilíbrio) que tornam os empreendimentos de grande escala mais atraentes financeiramente. A combinação dos 3 tornou o desenvolvimento offshore da América do Sul uma das peças mais atraentes do mundo.
De acordo com um relatório recente da GlobalData, o preço de venda médio do petróleo para os 10 principais projetos de águas profundas e águas profundas na América do Sul é de US $ 50 / bbl e US $ 40 / bbl, respectivamente. A GlobalData informou que mais de US $ 81 bilhões em investimentos serão gastos durante a vida útil dos 10 principais projetos offshore na América do Sul, que o analista previu que eventualmente produziriam 8,4 Bboe.
Guiana
Na vanguarda do surgimento da indústria offshore da América do Sul está a Guiana, onde a Exxon Mobil e sua parceira, a Hess Corp., anunciaram 12 descobertas no maciço Bloco Stabroek. Em 7 de fevereiro, as duas empresas anunciaram suas últimas descobertas em Tilapia-1 e Haimara-1, na porção sudeste de Stabroek.
“Essas duas descobertas demonstram o potencial contínuo de exploração do prolífico bloco de Stabroek e aumentam a já anunciada estimativa de recursos recuperáveis brutos anunciados de mais de 5 bilhões de barris de óleo equivalente”, disse John Hess, CEO da Hess, em comunicado anunciando as descobertas.
De acordo com Hess, as 10 descobertas anteriores no Bloco de Stabroek estabeleceram o potencial de pelo menos FPSOs produzirem mais de 750.000 bbl / d em 2025.
Liza Fase 1 abriu a peça e foi sancionada em 2017. Espera-se que a Liza Fase 1 entre em operação no início de 2020 e produza até 120.000 bbl / d a partir do FPSO Liza Destiny. O Liza Fase 2 usará um segundo FPSO e deverá produzir até 220.000 bbl / d após sua partida em 2022, de acordo com Hess.
Liza Fase 1 vem com custos de breakeven de US $ 35 / bbl (Brent) e Liza Phase 2 tem um ponto de equilíbrio de US $ 25 / bbl, de acordo com a empresa. Em sua apresentação do investidor de 2018, Hess citou taxas baixas de equipamentos e uma abordagem de padronização aprimorada para reduzir custos e melhorar os cronogramas. Também observou que a utilização de FPSOs aceleraria o primeiro óleo para Liza Fase 1 em até 12 meses.
Wood Mackenzie informou em setembro de 2018 que o Complexo Liza da Guiana é responsável por 15% de todo o petróleo convencional encontrado globalmente desde 2015.
Enquanto isso, Payara, localizada a 19 km (12 milhas) a noroeste de Liza, poderá sofrer uma sanção ainda este ano com a produção iniciada em 2022.
Outros desenvolvimentos no Bloco Stabroek incluem Snoek, Turbot, Pluma, Ranger, Hammerhead, Longtail e Pacora.
Barbara Lowery-Yilmas, vice-presidente sênior de exploração da Hess, disse durante o dia do investidor da empresa em 2018 que a empresa planeja continuar as atividades de exploração e avaliação este ano, particularmente a sudeste da área de Turbot. De acordo com Hess, as áreas de Turbot incluem as descobertas de tilápia, tartaruga, longtail e pluma.
Hess declarou em seu anúncio de Tilapia-1 e Haimara-1 que a crescente área de Turbot deverá progredir para um importante centro de desenvolvimento com a aquisição de dados sísmicos em 4-D de base em andamento.
Localizado ao norte de Stabroek está o emergente Bloco Kaieteur, localizado a 250 km da costa da Guiana. A Hess e a Exxon Mobil adquiriram blocos lá ou iniciaram levantamentos sísmicos em algumas áreas. Em abril de 2018, a Hess anunciou que adquiriu 15% de participação no bloco. Seu programa de trabalho de 2018 incluiu o processamento e a interpretação de cerca de 5.700 km2 de dados sísmicos em 3-D e a avaliação de um futuro programa de perfuração. De acordo com Hess, o Bloco Kaieteur fica na mesma bacia geológica que o Bloco de Stabroek.
Suriname
Adjacente à prolífica Bacia da Guiana está a Bacia do Suriname, e os dois combinados possuem estimados 13,6 Bbbl de petróleo e 906,1 Bcm (32 Tcf) de gás natural, tornando-se a segunda bacia de petróleo offshore mais promissora do mundo, segundo a US Geological. Pesquisa.
Entre as empresas que lideram o trabalho de exploração na Bacia do Suriname estão a Exxon Mobil, a Kosmos Energy, a Chevron, a Tullow Oil e as empresas nacionais de petróleo Repsol e Equinor.
Falando durante a reunião do investidor da empresa no terceiro trimestre de 2018, o CEO da Apache, John Christmann, disse que a empresa identificou vários prospectos de alta qualidade na região e planeja perfurar pelo menos um poço lá este ano.
“Vamos iniciar um programa de perfuração [em 2019] no Bloco 58, onde o Apache atualmente possui 100%”, disse ele. “Este bloco não foi testado e é adjacente ao Bloco Stabroek da Exxon Mobil, na vizinha Guiana.”
Alguns resultados iniciais na bacia, no entanto, não foram favoráveis. A Kosmos Energy iniciou dois poços no ano passado, o Pontoenoe-1 no Bloco 42 e o Anapai-1A no Bloco 45. No entanto, a Kosmos viu o suficiente para continuar seus esforços de exploração no futuro.
“Estamos nos estágios iniciais de exploração da emergente Bacia do Suriname-Guiana, e dadas as indicações de uma fonte madura, reservatório cretáceo de qualidade e
Da perspectiva, acreditamos que há um potencial remanescente significativo no Bloco 42 ”, disse Andrew Inglis, presidente e CEO da Kosmos, em outubro. “Nosso plano atual é testar a próxima perspectiva em 2020.”
Brasil
Grande parte da famosa Bacia de Campos, no Brasil, se aproxima do fim de sua vida econômica – Wood Mackenzie estimou em setembro de 2018 que 32 plataformas atingiriam seu corte econômico até 2025 – a Bacia de Santos emergiu como seu próximo grande produtor. A ascensão da Bacia de Santos pode ser parcialmente atribuída à legislação de aprovação do governo do Brasil em 2016, que permite maior investimento privado e estrangeiro nas áreas de alto mar do país. A nova legislação resultou em atividade de licenciamento offshore no Brasil para o pico em 2017 e 2018, de acordo com um relatório da Wood Mackenzie.
Em um leilão de setembro de 2018, o governo do Brasil premiou blocos na camada de pré-sal com a Royal Dutch Shell, a Exxon Mobil, a Chevron e a Petrobras.
Segundo a Petrobras, a produção de pré-sal aumentou constantemente na Bacia de Santos desde 2010, atingindo mais de 1 milhão de barris / dia em 2016 e respondendo por mais de 50% da produção brasileira de petróleo e gás. A formação de pré-sal contém cerca de 16,4 bilhões de reservas brutas nas águas ultraprofundas brasileiras.
“Os principais desafios que o desenvolvimento dos campos de pré-sal enfrentam incluem condições oceanográficas adversas nas bacias de Santos e Campos – um ambiente aquático ultradeep sem infraestrutura de produção pré-instalada, que fica a 300 km da costa com profundidades de água mais profundas do que 2 km [1 milha] e um reservatório de óleo aninhado 5 km [3 milhas] abaixo do leito do mar com uma camada de sal de 2 km de espessura, ”relatou a Stratas Advisors em um relatório de 2018 sobre a produção offshore no Brasil.
Entre as soluções para os desafios que a Stratas apontou estavam o desenvolvimento de infraestrutura de dutos para levar petróleo e gás do fundo do mar para a plataforma, novas soluções para construção de poços e projeto de sistemas de separação e reinjeção de CO2 que permitam a produção de petróleo nos reservatórios de pré-sal mais extremos. .
Também apoiando o aumento do desenvolvimento, os preços de breakeven estão caindo, caindo para cerca de US $ 35 / bbl e US $ 40 / bbl para novos projetos de pré-sal, segundo a BP.
Os projetos mais recentes do Brasil incluem Búzios 1, no qual a Petrobras iniciou a produção em abril de 2018. Búzios 2 iniciou a produção em novembro a partir da plataforma P-75. Segundo a Petrobras, a P-75 foi a quarta plataforma a iniciar a produção em 2018, após o FPSO Cidade Campos dos Goytacazes no Campo da Tartaruga Verde, a P-69 no Campo de Lula e a P-74 no Campo de Búzios.
Embora a Bacia de Campos possa precisar de até US $ 8 bilhões para descomissionamento e infraestrutura relacionada para as 32 plataformas envelhecidas, Wood Mackenzie sugeriu que a mesma quantia poderia ser investida no redesenvolvimento desses campos maduros, estendendo ainda mais a vida e a produção do campo.
“Estimamos que o redesenvolvimento poderia adicionar 230.000 barris / dia até 2025 e adiar 60% dos custos de desativação para pós-2030”, informou a empresa.
