A BW Energy tomou uma decisão final de investimento (FID, na sigla em inglês) para o projeto do campo Golfinho, situado em águas profundas no pós-sal, na Bacia do Espírito Santo. O campo foi comprado da Petrobras em 2022, com conclusão da operação em 2023.
Segundo a companhia, o orçamento total do investimento é de US$ 107 milhões, sendo que o FID deve aumentar o tempo de atividade, reduzir as despesas operacionais e adicionar aproximadamente 3.000 barris por dia de produção incremental de petróleo a partir de 2027 no campo.
“A BW Energy continua a fortalecer sua posição no Brasil por meio de medidas direcionadas no campo de Golfinho para aumentar a produção, o tempo de atividade e a independência operacional. Os aprimoramentos planejados de baixo risco para os ativos e operações do campo oferecem retornos muito atrativos e devem ajudar a desbloquear a criação de valor substancial de longo prazo para a empresa e seus stakeholders”, disse Carl K. Arnet, CEO da BW Energy.
No início de abril, a BW Energy anunciou a extensão da licença de Golfinho pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Gás (ANP). A fase de produção do contrato de concessão de Golfinho foi prorrogada de 2031 para 2042, após a aprovação do plano de desenvolvimento do campo da empresa pela ANP em novembro de 2024.
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“A extensão apoia nossos planos de longo prazo para o desenvolvimento do campo de Golfinho, inicialmente por meio da melhoria do desempenho operacional da infraestrutura existente e, posteriormente, visando diversas oportunidades comprovadas de desenvolvimento em campo de baixo risco”, afirmou Arnet.
Golfinho da BW
O polo Golfinho está localizado em lâmina d’água entre 1.300 m e 2.200 m, compreendendo os campos de Golfinho, produtor de óleo, e Canapu, produtor de gás não associado, e o bloco exploratório BM-ES-23.
O Polo Camarupim está situado em lâmina d’água entre 100 m e 1.050 m, compreendendo os campos unitizados de Camarupim e Camarupim Norte, ambos de gás não associado.
A produção total média do campo de Golfinho em julho de 2023 foi de 10,2 mil bpd de óleo e 114,6 mil m3/dia de gás. As demais áreas não se encontram em produção.
