Produção de petróleo em Regime de Partilha de Produção foi de 56 mil barris por dia em abril de 2020

Parcela média diária da União nos três contratos foi de 10,1 mil bpd

A produção total de petróleo (consórcios e União) dos contratos em regime de partilha de produção alcançou 56 mil barris por dia (bpd) em abril de 2020.

Este valor é referente a três dos 17 contratos que hoje já produzem nesse regime – Área de Desenvolvimento de Mero (contrato de Libra), Entorno de Sapinhoá e Sudoeste de Tartaruga Verde. Deste total, a parcela média diária da União nos três contratos foi de 10,1 mil bpd, sendo 5,4 mil bpd na Área em Desenvolvimento de Mero; 4,7 mil bpd em Entorno de Sapinhoá; e 27 bpd em Sudoeste de Tartaruga Verde.

O resultado demonstra um crescimento de 31,1% em comparação a abril de 2019. Na ocasião, a parcela da União totalizava 7,7 mil bpd nas três áreas.

Os dados fazem parte do Boletim Mensal de Contratos de Partilha de Produção lançado pela Pré-Sal Petróleo (PPSA), gestora dos contratos, na quarta-feira, 10 de junho.

O boletim registra a produção da partilha de produção desde novembro de 2017, quando a Área de Desenvolvimento de Mero iniciou sua produção, e será divulgado mensalmente, a partir de dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP) e cálculos da produção de excedente em óleo da União realizados pela superintendência de Exploração e Produção da Pré-Sal Petróleo.

Os três contratos com produção operam com quatro FPSOs e 18 poços. Em abril, a maior contribuição foi da Área de Desenvolvimento de Mero, que produziu 36 mil bpd (consórcio e União) dos 56 mil bpd, seguido de Sudoeste de Tartaruga Verde com 12 mil bpd e do Entorno de Sapinhoá com 8 mil bpd.
Gás Natural

Dos três contratos, apenas Entorno de Sapinhoá e Sudoeste de Tartaruga Verde produzem com aproveitamento comercial do gás natural, em um total de 270 mil m³/dia em abril de 2020, sendo 182 mil m³/dia de Entorno de Sapinhoá e 88 mil m³/dia de Sudoeste de Tartaruga Verde.

O resultado apresenta redução de 0,73% em comparação a abril de 2019. Na ocasião, a produção totalizava 272 mil m³/dia.

A parcela diária da União em abril de 2020 foi de 111 mil m³/dia referente ao contrato de Entorno de Sapinhoá (110.919 m3/d) e Sudoeste de Tartaruga Verde (201 m3/d). O gás natural produzido em Mero não tem aproveitamento comercial até o momento.

Série Histórica

O Boletim Mensal de Contratos de Partilha de Produção traz também o histórico da produção brasileira em regime de partilha de produção.

Esse regime vigora no Polígono do Pré-Sal e em áreas estratégicas (Bacias de Campos e Santos) desde 2010. Em 2013, a Pré-Sal Petróleo tornou-se gestora do Contrato de Partilha de Produção (CPP) de Libra, que foi leiloado na 1ª Rodada de Partilha de Produção promovida pela ANP e começou a produzir quatro anos depois, em tempo recorde.

Em 2018, foram assinados outros 13 novos contratos, oriundos das 2ª e 3ª Rodadas de Partilha de Produção, realizadas em outubro de 2017, e das 4ª e 5ª Rodadas, ocorridas em junho e setembro de 2018.

Em 2019, foram realizadas a 6ª Rodada de Partilha de Produção e a Rodada de Excedentes da Cessão Onerosa, que resultaram em três novos contratos, assinados em março de 2020.

Desde 2017, a produção da partilha soma 37,9 milhões de barris de petróleo, sendo a Área de Desenvolvimento de Mero responsável por 70,9% dessa produção.

No mesmo período, a parcela da União acumulada foi de 6,05 milhões de barris. Em relação ao gás, a curva histórica de produção teve início em novembro de 2018, com a entrada em produção de Entorno de Sapinhoá.

Desde então, este bloco e Sudoeste de Tartaruga Verde produziram um total de 145 milhões de m³ de gás com aproveitamento comercial, sendo a parcela acumulada total de gás lucro da União de 34,5 milhões de m³ (31,1 milhões de m³ de Entorno de Sapinhoá e 3,4 milhões de m³ em Sudoeste de Tartaruga Verde).

Para calcular a participação da União e dos demais parceiros de cada projeto, descontam-se mensalmente, do total da produção de cada campo, os royalties pagos e a recuperação dos custos reconhecidos da operação, limitados ao teto de recuperação definido no contrato.

Tais custos são denominados “custos em óleo” e também são previstos no contrato. Essa produção líquida representa o “Excedente em Óleo”, também chamado de “Óleo Lucro”, que é mensalmente partilhado entre a União e as empresas contratadas

. Desse “Óleo Lucro”, a União retira a sua parte, segundo a tabela das alíquotas da União sobre o Excedente em Óleo contida no contrato, e o restante é partilhado entre as empresas contratadas nos seus respectivos percentuais de participação.
Informação sobre os Contratos em Produção

Bloco: Libra

• Data da licitação: 21/10/2013.
• Data da assinatura do contrato: 02/12/2013.
• Contratados: Petrobras (operador, 40%), Shell (20%), Total (20%),

CNODC (10%) e CNOOC (10%).

• Bônus e excedente em óleo da União: R$ 15 bilhões e 41,65%.
• Percentual máximo de recuperação como custo em óleo: 30-50%.
• Características: área de 1.547km², expectativa original de volumes recuperáveis de 8 bilhões a 12 bilhões boe; teor de CO2 no gás produzido da ordem de 44%.
• Campos do CPP:Área em desenvolvimento de Mero (MRO)
• Percentual da Produção nos campos do CPP (trackingparticipation):100% da produção na área de Mero

Bloco: Entorno de Sapinhoá.

• Data da licitação: 27/10/2017.
• Data da assinatura do contrato: 31/01/2018.
• Contratados: Petrobras (operador, 45%), Shell (30%) e Repsol (25%).
• Bônus e excedente em óleo da União: R$ 200 milhões e 80%.
• Percentual máximo de recuperação como custo em óleo: 80%.
• Características: área de 214km².
• Campos:Nordeste de Sapinhoá (NESH), Noroeste de Sapinhoá (NWSH) e Sudoeste de Sapinhoá (SWSH).
• Percentual da Produção nos campos do CPP (trackingparticipation):0,263% (NESH), 1,264% (NWSH), 2,173% (SWSH), totalizando 3,70% da produção na jazida compartilhada de Sapinhoá.

Bloco: Sudoeste de Tartaruga Verde.

• Data da licitação: 28/09/2018.
• Data da assinatura do contrato: 17/12/2018.
• Contratado: Petrobras (operador, 100%).
• Bônus e excedente em óleo da União: R$ 70 milhões e 10,01%.
• Percentual máximo de recuperação como custo em óleo: 80%.
• Características: área de 127km²; fluido sem contaminantes.
• Campos:Sudoeste de Tartaruga Verde (SOTV)
• Percentual da Produção nos campos do CPP (trackingparticipation):31,63% da produção na jazida compartilhada de Tartaruga Verde.