A diretoria da ANP aprovou a prorrogação contratual dos campos de Rio Itariri e Monte Alegre, localizados nas Bacias do Recôncavo e Potiguar, respectivamente, em reunião realizada na quinta-feira (2/12). Ambos são operados pela Petrobras e fazem parte dos desinvestimentos Polo Bahia e Polo Potiguar, nesta ordem.
A estatal havia pedido a prorrogação da fase de produção de Rio Itariri por 27 anos, ou seja, até 2052. “Contudo, tendo em vista o grau dos investimentos propostos, entendemos que esta pode ser concedida até o ano de 2046, considerando o corte econômico e um período adicional de quatro anos, de forma a compensar possíveis ganhos de produção”, concluiu a Superintendência de Desenvolvimento e Produção (SDP) da ANP.
Os investimentos previstos para Rio Itariri são da ordem de US$ 14,57 milhões. Além da prorrogação contratual, a diretoria da ANP também determinou a perfuração de um poço produtor no campo até o dia 31 de dezembro de 2023 que, junto com a recompletação de 61 poços já existentes, deve resultar numa produção adicional de 2,65 milhões de barris de óleo.
No caso do campo de Monte Alegre, a fase de produção foi prorrogada até 31 de dezembro de 2034, uma vez que a SDP entendeu que o pedido da Petrobras para prorrogação por 27 anos “não se encontra, nesse momento, suportado até o ano de 2052”.
“Entretanto, tendo em vista o grau de investimentos propostos [US$ 39,52 milhões], recomendamos que esta seja concedida até o ano de 2034, de forma a contemplar a finalização do projeto firme, além de um período adicional de dez anos, como compensação por um eventual ganho de produção obtido pela sua implementação”, concluiu a SDP.
A diretoria da ANP também acatou a solicitação da operadora para redução da alíquota de royalties sobre a produção incremental de Monte Alegre e aprovou a devolução de 3,250 km² da área de desenvolvimento original do campo (27,930 km²), resultando numa área remanescente de 24,680 km².
Rio Itariri e Monte Alegre foram descobertos em 1985 e 1981, respectivamente. Em outubro deste ano, as concessões produziram 32,84 m³/dia de óleo e 0,68 milhões de m³/dia de gás natural associado e 64,46 m³/dia de óleo e 0,70 milhões de m³/dia de gás natural associado, nesta ordem.
Fonte: PetroleoHoje
