Em 2023, a produção da 3R Petroleum foi de 34,4 mil boed, totalizando um aumento de 175,2% ante o ano de 2022 (12,5 mil boed), de acordo com os dados de produção preliminares e não auditados divulgados pela companhia na segunda-feira (8).

No quarto trimestre, a produção foi de 45,8 mil boed, sendo este o trimestre com a maior produção registrada no ano de 2023. Em comparação com o 4T22 (15,3 mil boed), os volumes tiveram um crescimento de 199%.

A companhia registrou, no mês de dezembro de 2023, a produção de 46,9 mil boed, representando um aumento de 4,6% ante o mês de novembro. O Polo Papa-Terra registrou o maior aumento no mês passado (+26,2%), indo de 7,6 mil bpd para 9,7 mil bpd, e a 3R justifica o desempenho pela melhor eficiência operacional no ativo e pela bem-sucedida conexão do poço PPT-22, que ocorreu na primeira semana de dezembro.

Além disso, no início de janeiro, houve a conclusão da segunda intervenção em poços neste polo (no poço PPT-12), sendo feita em 27 dias, um prazo inferior ao planejado. O início da produção deste poço está programado para o final de janeiro, quando serão concluídas as adaptações necessárias aos sistemas de processamento do FPSO.

“Estas atividades podem acarretar a interrupção temporária da produção do Polo Papa-Terra por até 5 dias corridos. Além de permitir a conexão do novo poço, os ajustes aumentarão a eficiência do processamento dos fluidos produzidos por todos os demais poços”, afirmou a 3R no relatório.

Já o cluster Potiguar registrou um pequeno aumento (de 1,6%), indo de 24,8 mil boed a 25,2 mil boed em dezembro. O desempenho neste cluster, segundo a companhia, foi devido ao crescimento do volume no Polo Macau (+6,2%), após conexão de novos poços e resultados positivos de intervenções (workovers), além da retomada da produção de gás natural após a conclusão da manutenção programada na UPGN de Guamaré.

No entanto, o cluster Recôncavo e o Polo Peroá apresentaram queda de 3% e uma pequena redução de 1,6% na produção, respectivamente. No primeiro, a 3R explica a performance pela menor atividade de intervenções (workover e pulling) por manutenção em sondas, e instabilidade no abastecimento elétrico da região causado por fortes chuvas no mês de dezembro.

No segundo, o desempenho refletiu a venda do volume de gás natural previsto no contrato de take or pay, que foi menor do que a capacidade atual de produção do ativo, segundo a 3R, alinhado com a demanda do mercado registrada no mês de dezembro.

Fonte: Revista Brasil Energia