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Localizado no pré-sal da bacia de Santos, o projeto inicialmente denominado Gato do Mato é uma descoberta de gás-condensado que abrange dois blocos contíguos: BM-S-54, um contrato de concessão assinado em 2005, e Sul de Gato do Mato, um contrato de partilha de produção obtido em 2017. Ao vencer o leilão da PPSA em 2017, arrematando Sul do Gato do Mato, um bloco contíguo ao primeiro, a Shell integrou os dois blocos num único projeto de desenvolvimento, viabilizando a exploração. O plano de desenvolvimento prevê a instalação de uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO), projetada para produzir até 120.000 barris de petróleo por dia, que foi encomendada junto à Modec. A decisão de investimento e de ampliação da participação no ativo se deve ao volume estimado para o projeto, de aproximadamente 370 milhões de barris, o que sinaliza um potencial de produção acima dos 90mil barris diários previstos inicialmente.
Em dezembro, a petroleira assinou um contrato de longo prazo, no valor de US$ 300 milhões, com a empresa de perfuração offshore Valaris para uso de sonda no projeto Orca. A sonda Valaris DS-8 será usada principalmente em Orca para campanha de perfuração e completação prevista para começar em 2027. O consórcio prevê que o ativo entre em operação em 2029, com reinjeção de gás natural nas operações iniciais, para suporte à pressão do reservatório, e possibilidade futura de exportação de gás para instalações onshore. No penúltimo dia de 2025, o Ministério de Minas e Energia (MME) autorizou a cessão de 20% da participação da TotalEnergies no campo de Gato do Mato, para a Shell, que já era operadora e passa agora a ter 70% de participação ao lado da Ecopetrol, com 30%, e a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) como gestora do contrato de partilha de produção (PSC). No início de dezembro, a Shell, em conjunto com a Petrobras, ampliou sua participação nas unidades Atapu e Mero, adquirindo 26,76% da Área Aberta de Atapu (0,95% da unidade) e 20% da Área Aberta de Mero (3,5% da unidade), dois projetos na bacia de Santos. Com isso, a Shell vai se reposicionar no cenário brasileiro, onde já desponta como a segunda maior produtora de óleo e gás do país, com mais de 550 mil barris de óleo equivalentes por dia (boed). A maior parte desse volume se deve à participação como consorciada em ativos emblemáticos no pré-sal, registrando apenas 35 mil boed como operadora, em sexta posição. Orca e Orca Sul é um passo adiante da Shell no país, onde foi a primeira operadora internacional a produzir petróleo em escala comercial no Brasil, nos campos de Bijupirá e Salema, no litoral do Rio de Janeiro, após a abertura do mercado nacional.
Equinor e prio em novo patamar A norueguesa Equinor, iniciou o ano vendendo sua participação no campo de Peregrino, na bacia de Campos. Com esse desinvestimento, depois de mais de 16 anos de operação do campo, a Equinor alocou todos os recursos técnicos e financeiros em dois projetos de peso. Nessa mesma bacia, vem avançando com o grande projeto de gás natural, Raia, com início de operação previsto para 2028. Com investimento total estimado de US$ 9 bilhões, Raia terá capacidade para produzir 16 milhões de m³ de gás por dia, suficiente para atender cerca de 15% da demanda de gás do Brasil. No pré-sal da bacia de Santos, deu a partida em outubro no campo de Bacalhau, que em um reservatório de alta pressão em águas ultraprofundas de mais de 2 mil metros de profundidade. Maior ativo internacional da petroleira norueguesa, Bacalhau tem mais potencial de produção de mais de um bilhão de barris de óleo equivalente (boe). Em junho, a Equinor arrematou o bloco S M 1617 no 5º Ciclo da Oferta Permanente da ANP, pagando R$ 30,5 milhões de bônus de assinatura. O bloco fica próximo ao S M 1378, já operado pela empresa, reforçando sua posição na bacia de Santos. O final do ano foi de conquistas para a PRIO, que teve aprovada a venda de Peregrino pela Equinor, com a companhia independente brasileira assumindo 100% da operação desse ativo que já produziu mais de 300 milhões de barris. A produção da Equinor em Peregrino era de cerca de 55 mil barris/dia no 1º tri de 2025. A aquisição representa um salto relevante em escala e portfólio para a PRIO.
Foto: Divulgação
Revista digital Oil & Gas Brasil
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