A BW Offshore pode vir a arrematar mais um ativo no programa de desinvestimento da Petrobras. Fontes do setor confirmaram ao PetróleoHoje que a petroleira norueguesa foi recém-selecionada como preferencial bider do teaser de Golfinho, pacote de águas profundas da Bacia do Espírito Santo.
Embora a BW Offshore não comente o assunto, a proposta da empresa teria girado em torno de dezenas de milhões de dólares. O pacote inclui os campos de Golfinho e Canapu e mais a área exploratória do BM-ES-23, onde a Petrobras mantém participação de 65%, operando o ativo em parceria com a PTTEP (20%) e a Inpex (15%).
O valor exato da transação depende ainda de acertos em relação aos termos das exigências de abandono. A escolha da BW Offshore como preferencial bider já foi aprovada pela Diretoria da Petrobras.
A proposta da BW Offshore desbancou a oferta da 3R Petroleum. As duas petroleiras teriam sido as únicas a participar da disputa do ativo, que teve o teaser lançado em janeiro de 2020.
Com a recente decisão, Petrobras e BW Offshore já iniciaram as primeiras tratativas direcionadas às negociações diretas dos contratos de compra e venda do Polo Golfinho. A projeção é de que a etapa final do processo consuma cerca de seis meses, avançando por 2022.
O Polo da Bacia do Espírito está localizado em lâmina d’água entre 1.300 m e 2.200 m. O campo de Golfinho é produtor de óleo, enquanto Canapu produz gás não associado.
Golfinho produziu 12,8 mil boe/dia em julho, sendo 12,1 mil barris/dia de óleo e 104 m³/dia de gás. Já Canapu teve a produção interrompida pela Petrobras em março de 2019.
Considerado um sistema de margem pequena, o Polo Golfinho é como um projeto desafiador. Executivos do setor avaliam que será fundamental que o futuro operador invista na descoberta de novos upsides para ampliar não só o volume de produção como o tempo de vida útil do ativo.
O potencial de maior sucesso do ativo está focado à área do Parque dos Doces, localizada no BM-ES-23.
O projeto é explotado pelo FPSO Cidade de Vitória, que pertence à Saipem e tem capacidade para produzir 100 mil barris/dia de óleo. O contrato de afretamento da unidade de produção vence em 2022.
Como o grupo BW possui frota de FPSOs sem contratos, não será surpresa caso a compra do ativo seja efetivamente fechada com a Petrobras que a petroleira norueguesa avalie a possibilidade de utilizar uma unidade da sua frota. A aposta do mercado é de que o desfecho irá depender essencialmente do preço final ofertado pela Saipem para a renovação do contrato de afretamento.
O campo de Golfinho iniciou operação em 2007; sendo visto na ocasião como a grande promessa de águas profundas da Bacia do Espírito Santo. Apostando no potencial do projeto, a Petrobras chegou a afretar duas unidades de produção alocando também o FPSO Capixaba, da SBM, sendo que diante da baixa resposta do reservatório o navio-plataforma foi remanejado dois anos depois para operar no Parque das Baleias.
O sistema conta atualmente com seis poços para produção de óleo, dois para produção de gás e dois para injeção de água conectados ao FPSO Cidade de Vitória. O gás produzido é exportado através de um gasoduto de 12’’ de diâmetro à Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas (UTGC) para processamento.
Caso a operação entre as duas empresas seja efetivamente formalizada, a BW Offshore passará a operar dois projetos offshore no Brasil. Em 2019, a petroleira norueguesa adquiriu o campo de Maromba, na Bacia de Campos, também negociado no programa de desinvestimento da Petrobras.
Os prazos das concessões de Golfinho e Canapu expiram em 2031 e 2032, respectivamente. A Petrobras mantinha planos internos de adensar a malha submarina local, programando a interligação novos poços produtores para aumentar a produção do ativo.
O Crédit Agricole Corporate and Investment Bank está fazendo o assessoramento financeiro da operação de venda do Polo Golfinho. Essa não é a primeira vez que a Petrobras tenta se desfazer do campo de águas profundas do Espírito Santo.
Antes dessa iniciativa, a petroleira brasileira executou duas outras investidas. A primeira tentativa de venda do ativo foi realizada em 2015, junto com outros campos, sendo que o processo foi suspenso dois anos depois, em 2017.
Fonte: Revista Brasil Energia