A Petrobras pretende iniciar a produção do prospecto de Franco, área cedida pela União à estatal, em 2016. A expectativa da empresa é de realizar um teste de longa duração na área com um FPSO com capacidade para 150 mil barris/dia. Este será o primeiro projeto das áreas a entrar em operação.
A fase exploratória das sete áreas cedidas pela União terá quatro anos e prevê a aquisição sísmica 3D e a perfuração de oito poços firmes, sendo dois em Franco e um nos prospectos de Florim, Entorno de Iara, Nordeste de Tupi, Sul de Guará, Entorno de Tupi e Peroba.
Também está prevista a perfuração de um poço contingente no Entorno de Iara. A área deve ser a última entrar em operação, em 2019, de acordo com o diretor Financeiro da petroleira, Almir Barbassa, que participou de teleconferência com analistas de mercado.
O cronograma da Petrobras prevê ainda a realização de quatro testes de longa duração nas áreas, sendo três contingentes e um firme nos prospectos de Franco, Entorno de Iara, Nordeste de Tupi e Peroba.
O presidente da Petrobras, Jose Sérgio Gabrielli, contou que já existem descobertas feitas em Franco e no Entorno de Tupi. As demais áreas já possuem indícios de hidrocarbonetos identificados e prospectos mapeados.
Ao contrário de todos os contratos de concessão vigentes desde a abertura do setor, o contrato da cessão onerosa, que deve ser assinado na próxima semana, tem prazo total de 40 anos, sendo quatro para exploração e 36 anos para produção. Os contratos atuais da ANP têm uma média de 20 anos para produção.
Também diferente dos contratos atuais, a Petrobras não pagará participação especial pela produção nas áreas cedidas, apenas royalties de 10%. Também não existe penalidade para o atraso do primeiro óleo dos projetos, como consta nos contratos atuais.
Questionada pelo secretário-executivo do IBP, Álvaro Teixeira, Gabrielli admitiu que o atraso na entrada em operação dos projetos pode reduzir o retorno da empresa, que é esperado em 8,83%. “Se não conseguirmos, vamos revisar. Isso será avaliado na declaração de comercialidade”, disse Gabrielli.
O volume de óleo, caso exceda os 5 bilhões de boe, será de propriedade da União e não da Petrobras, devendo a petroleira devolver a União. O volume deve aumentar em cerca de 35% as reservas provadas da empresa.
Fonte: Energia Hoje
A fase exploratória das sete áreas cedidas pela União terá quatro anos e prevê a aquisição sísmica 3D e a perfuração de oito poços firmes, sendo dois em Franco e um nos prospectos de Florim, Entorno de Iara, Nordeste de Tupi, Sul de Guará, Entorno de Tupi e Peroba.
Também está prevista a perfuração de um poço contingente no Entorno de Iara. A área deve ser a última entrar em operação, em 2019, de acordo com o diretor Financeiro da petroleira, Almir Barbassa, que participou de teleconferência com analistas de mercado.
O cronograma da Petrobras prevê ainda a realização de quatro testes de longa duração nas áreas, sendo três contingentes e um firme nos prospectos de Franco, Entorno de Iara, Nordeste de Tupi e Peroba.
O presidente da Petrobras, Jose Sérgio Gabrielli, contou que já existem descobertas feitas em Franco e no Entorno de Tupi. As demais áreas já possuem indícios de hidrocarbonetos identificados e prospectos mapeados.
Ao contrário de todos os contratos de concessão vigentes desde a abertura do setor, o contrato da cessão onerosa, que deve ser assinado na próxima semana, tem prazo total de 40 anos, sendo quatro para exploração e 36 anos para produção. Os contratos atuais da ANP têm uma média de 20 anos para produção.
Também diferente dos contratos atuais, a Petrobras não pagará participação especial pela produção nas áreas cedidas, apenas royalties de 10%. Também não existe penalidade para o atraso do primeiro óleo dos projetos, como consta nos contratos atuais.
Questionada pelo secretário-executivo do IBP, Álvaro Teixeira, Gabrielli admitiu que o atraso na entrada em operação dos projetos pode reduzir o retorno da empresa, que é esperado em 8,83%. “Se não conseguirmos, vamos revisar. Isso será avaliado na declaração de comercialidade”, disse Gabrielli.
O volume de óleo, caso exceda os 5 bilhões de boe, será de propriedade da União e não da Petrobras, devendo a petroleira devolver a União. O volume deve aumentar em cerca de 35% as reservas provadas da empresa.
Fonte: Energia Hoje
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