PetroRio, la mayor empresa independiente de petróleo y gas de Brasil y especialista en la recuperación de campos maduros, cerró el primer trimestre de 2022 celebrando el costo de extracción más bajo jamás registrado (21% de reducción en comparación con el 1T21), la alta eficiencia operativa en el trimestre,la producción promedio récord de 35,1 Mbepd y la cantidad de offtakes en el período, aproximadamente 2,8 millones de barriles vendidos (45% superior a la registrada en el 1T21). Combinado con el aumento de los precios del Brent, el aumento de las ventas contribuyó significativamente al crecimiento de los ingresos de la empresa en el trimestre.
La venta de 2,8 millones de barriles en tres offtakes, dos en febrero y uno en marzo (este último en régimen de cocarga, mezcla de aceites Frade y Polvo y TBMT), totalizó 1,6 millones de barriles vendidos en Frade y 1,2 millones de barriles en el clúster Polvo y TBMT, con un precio bruto de venta promedio de US$ 110,28 y un aumento del 45% en el volumen vendido con respecto al 1T21.
En el clúster Polvo y TBMT, el volumen producido en el trimestre fue 24% superior al registrado en el mismo período del año anterior, debido al inicio de producción del pozo TBMT-10H a fines del año pasado y la operación estabilidad lograda por el clúster en el trimestre, lo que también explica el incremento de 14% en la producción respecto al 4T21.
“2022 comenzó con varios eventos que afectaron el precio del petróleo Brent. Hemos visto cómo los precios del petróleo suben considerablemente, con el Brent acercándose a su máximo de 10 años. Así, junto a la estrategia de búsqueda constante de un costo de extracción reducido y el mantenimiento de un alto desempeño operativo, logramos alcanzar varios récords, entre ellos, ingreso por barril, margen de contribución y EBITDA”, dijo el presidente ejecutivo de la compañía, Roberto Monteiro.
El primer trimestre estuvo marcado por la estabilidad operativa tanto del clúster Frade/Wahoo como del clúster Polvo/Tubarão Martelo, la finalización del proyecto compresor de gas FPSO Bravo, que permitió el uso total del gas producido en el clúster Polvo/TBMT para generación de energía, reduciendo sustancialmente el consumo de diésel de la plataforma. De esta forma, se dio un paso más en la reducción de emisiones de la empresa, además de una reducción de costos que permitió a PRIO alcanzar el costo de levantamiento más bajo jamás registrado en su historia.
El 27 de abril PRIO inició la primera fase del Plan de Revitalización del Campo de Frade, utilizando el equipo NORBE VI, con el inicio de la perforación del pozo productor ODP-4. Esta etapa incluye la perforación de un pozo productor y dos pozos inyectores horizontales, con finalización prevista para 2022.
El Plan de Revitalización del Campo Frade busca aumentar el factor de recuperación del activo y cumple con las condiciones de la ANP para la prórroga de la concesión hasta 2041, según consta en la aprobación del Plan de Desarrollo del Campo. El proyecto en general considera la perforación de cuatro pozos productores y tres inyectores, los cuales fueron seleccionados con base en maximizar el factor de recuperación del campo.
En el trimestre, el clúster Polvo y TBMT tuvo una producción diaria promedio 24% superior a la registrada en el 1T21 y 14% superior a la registrada en el 4T21, impactada positivamente por el inicio de producción en el pozo TBMT-10H a fines de octubre y por la estabilidad operativa. La eficiencia operativa del grupo en el trimestre fue de aproximadamente el 97 %, lo que representa una eficiencia récord desde la vinculación, lo que ilustra la curva de aprendizaje del equipo de PRIO con el proyecto.
Albacora Leste es de PRIO
El 28 de abril, PRIO firmó un Contrato de Compra y Venta con Petrobras para la adquisición del 90% de participación y operación del Campo Albacora Leste. Así, el nuevo consorcio estará formado por PRIO, operador del Campo con una participación del 90%, y por Repsol Sinopec Brasil, RSB, con una participación del 10%. La operación está sujeta a las condiciones precedentes habituales para este tipo de operaciones, como la aprobación de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, la aprobación del CADE y la renuncia al derecho de adquisición por parte de RSB en un plazo de 30 días.
El pago se realizará en una cuota fija de US$ 1.951 millones, de los cuales US$ 293 millones se pagarán al momento de la firma del contrato, y otros US$ 1.658 millones al concretar la adquisición y transferencia de la operación a la empresa , sujeto a los ajustes debidos hasta el cierre de la transacción (contados a partir del 1 de octubre de 2022) y el cumplimiento de condiciones suspensivas. La operación también contempla la posibilidad de pagos adicionales de hasta US$ 250 millones, dependiendo del precio promedio anual del barril de petróleo Brent en los años 2023 y 2024.
“Estamos muy entusiasmados con las posibilidades que el Campo trae a PRIO, casi duplicando la producción de la empresa, más que duplicando las reservas 1P, y consolidando aún más una senda de fuerte crecimiento orgánico para los próximos años”, dice Roberto Monteiro. Albacora Leste está ubicada en una profundidad de agua de 1.200 metros, en el norte de la Cuenca de Campos, a 23 km del campo Frade.
Fuente: TN Petróleo