O campo de Tubarão Martelo, na Bacia de Campos, pode parar de produzir em maio de 2018 devido a falhas esperadas em bombas que atuam na área. Um revitalização no campo, no entanto, poderia gerar uma produção adicional de 7 milhões de barris e estender a operação até o primeiro semestre de 2021.

Desde que Tubarão Martelo voltou a operar, em julho do ano passado, após ficar quatro meses parado, já foram produzidos 2 milhões de barris. De acordo com a OGpar, operadora da área, o campo ainda tem 70 milhões de barris em reservas 2P. A projeção é que o campo gere receita de US$ 113,4 milhões em 2017 e US$ 156,1 milhões em 2018.

O novo plano de desenvolvimento da área prevê três workovers e a substituição de um poço entre 2017 e 2018. Para a revitalização, a OGpar estima a necessidade de US$ 75,5 milhões em investimentos, valor que seria financiado com o fluxo de caixa de operações e dívidas de curto prazo, como pré-financiamentos de exportações de petróleo. Para a revitalização, no entanto, a companhia propõe um valor variável de aluguel do FPSO OSX-3, vinculado ao nível de produção do campo.

Atualmente, o custo de abandono da área é de aproximadamente US$ 61 milhões, sendo que são necessários US$ 71 milhões para a retirada de equipamentos subsea. A OGpar abriu em 2016 na ANP o processo referente ao programa de desativação do campo, que atualmente está sendo analisado pela agência.

Tubarão Martelo conta hoje com quatro poços em produção, conectados ao FPSO OSX-3. O plano inicialmente apresentado pela companhia para seu desenvolvimento previa 15 poços, sendo 12 produtores e três injetores de água. A área é a única operada pela OGpar em produção atualmente.

Atlanta

A OGpar confirmou que pretende fazer um farm-out de 30% de participação no campo de Atlanta, em águas profundas na Bacia de Santos, até o primeiro óleo da área, previsto para o começo de 2018. O plano inicial da petroleira é vender 30% de sua parcela, ficando com 10%.

A companhia espera que o comprador arque com os investimentos acumulados até o início da produção e carregue a petroleira no futuro dentro do consórcio, já que no momento a OGpar está em default com os cash calls do projeto. O campo é operado pela QGEP, com 30% de participação, e tem como sócia a Barra Energia, com 30%.

Ao todo, em 2016 a OGpar registrou um prejuízo de R$ 179,1 milhões, frente às perdas de R$ 235,5 milhões em 2015. A companhia está em recuperação judicial desde 2013 e espera que o processo seja concluído no final de 2017.