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Según ANP, se mantiene la programación de las 60 nuevas plataformas

Por Escrito Renato Oliveira
Publicado em 08/11/2019 às 19:27

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ANP
ANP y el optimismo de las plataformas 60

ANP declara que los seis campos que quedaron sin ofertar en las dos subastas petroleras realizadas esta semana no impactaron en la planificación inicial

El 29 de octubre, el director general de la ANP, Décio Oddone, informó que en promedio 60 plataformas petroleras deberán instalarse en el offshore brasileño con las nuevas subastas de petróleo que realizaría la Agencia hasta 2030, la mayoría de los cuales se encuentran en la capa presal.
Luego de las 3 subastas previstas para este fin de año, el ejecutivo de la ANP hizo público que a pesar de los campos Sépia y Atapu, no recibieron ofertas en la ronda de cesión de derechos excedentes realizada el pasado miércoles (06/11), la hecho no impacta negativamente la programación realizada, pues Petrobras ya actúa en esas áreas.

planificación avanzada

El director general de la ANP también explicó que el área de cesión de derechos ya está muy avanzada en la planificación, incluidas las plataformas que producirán el petróleo, que ya fueron contratadas.
Es el caso de la P-70 que operará en el campo Atapu en 2020 y está en construcción en China y la FPSO Sepia cuyo primer crudo está previsto para 2021.

Ni hablar del campo Búzios, el mayor campo ofrecido en las subastas, que ya tiene cuatro plataformas en operación.
“En los próximos años en Brasil veremos la perforación de cientos de pozos marinos y la instalación de decenas de plataformas”, proyectó el director de la ANP.

Con respecto a los campos que no recibieron oferta en la subasta de la 6ª ronda de producción compartida, realizada este jueves (07/11), Oddone tiene la misma opinión, “No haber contratado cuatro de las áreas tampoco tiene un impacto relevante porque el La ANP hace simulaciones y análisis de riesgos geológicos asumiendo que parte de los bloques no tendrán petróleo descubierto y otros sí”, garantizó.

El riesgo de exploración es bastante significativo para las petroleras durante un proceso de licitación, basta ver que el área de Uram, adquirida por Petrobras (80%) en consorcio con la china CNODC (20%) es la segunda mayor reserva del país.
Se pagó un bono de firma de R$ 5,05 mil millones por el activo y se esperan inversiones de alrededor de R$ 278 millones en su exploración.

¡Lee también! Si Brasil es autosuficiente en petróleo, ¿por qué sigue comprando el producto?

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Renato Oliveira

Ingeniero de Producción con posgrado en Fabricación y montaje de oleoductos con 30 años de experiencia en inspección/fabricación/montaje de oleoductos/ensayos/Planificación y PCP y puesta en marcha en construcción naval/offshore (conversión de módulos cascos y topsides de FPSO) en las mayores astilleros y 2 años en un astillero japonés (Kawasaki) inspeccionando y siguiendo técnicas de fabricación y montaje de estructuras/tuberías/equipamientos (acabado avanzado) para cascos de Drillships.

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