A 3R Petroleum vê com bastante otimismo o futuro de Papa Terra, ativo offshore na Bacia de Campos em que a companhia tem 62,5% de participação, adquirida da Petrobras. Atualmente, o ativo passa por campanhas de revitalização e por uma cessão compulsória diante do não cumprimento das obrigações financeiras do sócio Nova Técnica Energy (NTE) por mais de 60 dias.
“Foi o ativo que mais teve incremento de reserva comparado às outras bacias. Precisa aqui de uma etapa de revitalização bem forte, por ter sido bastante negligenciado por vários anos. Então, o primeiro ano foi bastante doloroso, com bastante intercorrência, manutenção, problemas no sistema principal e secundário. Porém, a gente enxerga ali um excelente resultado após essa campanha”, disse o diretor financeiro da 3R Petroleum, Rodrigo Pizarro.
“A gente tinha poucos dados de reservatório da Petrobras, e o que a gente comprovou ao longo desse ano é que efetivamente lá embaixo tem uma quantidade de óleo muito grande”, complementou o diretor de Exploração e Produção da 3R Petroleum, Mauricio Diniz. A companhia realizou nesta quinta-feira, 9 de maio, sua teleconferência com acionistas a respeito dos resultados do primeiro trimestre.
No ativo, a 3R Petroleum realizou a troca de bombas, algo que já era esperado para este ano e que foi apenas adiantado do segundo para o primeiro trimestre. Quatro poços que passaram por intervenção para melhorias devem se recolocados em operação nas próximas semanas. Além disso, a companhia aguarda o licenciamento ambiental para a perfuração de um novo poço no ativo, que pode adicionar cinco mil barris de óleo equivalente por dia à produção.
Em relação à cessão compulsória de Papa Terra, os diretores informaram que, a partir da entrada do protocolo junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), os novos contratos de carga já saem 100% nomeados à 3R Petroleum. A companhia espera que haja alguma arbitragem solicitada pela NTE, mas avalia que as condições para a cessão compulsória foram observadas.
“A partir do default continuado, mesmo que voltem a pagar, a gente pode seguir no processo de cessão obrigatória, como já iniciamos”, disse Pizarro. A situação teve impacto de R$ 160 milhões no fluxo de caixa da companhia, informou o executivo.
A 3R Petroleum também espera intervenções de melhoria no Polo Potiguar. No Rio Grande do Norte, também há planos de ligações elétricas mais confiáveis e de maior potência, com previsão de conclusão para o próximo trimestre. No campo Macau, que faz parte de Potiguar, a operação já foi concluída. “Essa ligação era uma das principais, era um campo que tinha muita intercorrência. Foi finalizada em meados de março e já melhorou bastante o dia a dia”, disse o presidente da 3R Petroleum, Matheus Dias. Segundo a diretoria da empresa, as intermitências no abastecimento elétrico dos ativos onshore teve impacto considerado “pouco relevante” no contexto geral da companhia.
Como prioridades para o restante de 2024, os executivos apontam a conclusão da fase de diligência sobre a possibilidade de combinação de negócios com a Enauta, além da finalização da cessão compulsória de Papa Terra e a conclusão dos programas de recuperação de ativos em andamento.
Parceria com PetroReconcavo
A 3R Petroleum avalia que há “sinergia completa” com a PetroReconcavo em relação a uma parceria na unidade de processamento de gás natural (UPGN) Guamaré.
“É algo que devemos endereçar nos próximos meses, independente aqui de qualquer M&A maior que possa ser feito da 3R com qualquer terceiro, a gente entende sim que há sinergia completa aqui em uma operação de tratamento de gás em conjunto com a PetroReconcavo”, declarou Pizarro.
Resultados
No primeiro trimestre de 2024, a 3R Petroleum registrou prejuízo líquido de R$ 229,9 milhões, revertendo lucro de R$ 16,1 milhões no mesmo período do ano anterior.
Entre os problemas de caixa da companhia, foram mencionados o default da NTE em Papa Terra e R$ 80 milhões relativos ao descomissionamento de poços a serem recebidos da Petrobras.
O custo de extração (lifting cost) foi de R$ 18,6 por barril de óleo equivalente, com redução de 16,7% na comparação anual. O custo nos ativos offshore foi de US$ 25,3 por barril e nos ativos onshore foi de US$ 16,6 por barril de óleo equivalente.
Com o aumento planejado na produção, a diretoria da empresa espera que o custo de extração caia mais 10% nos ativos onshore entre o último trimestre deste ano e o ano que vem.
A produção total no trimestre foi de 44,3 mil barris de óleo equivalente por dia, mais de duas vezes a média do mesmo período de 2023.
