Com apenas 18 meses de ´vida` o grupo empresarial EnP Energy, comandado por Marcio Félix, consolidou um portfólio de ativos no Espírito Santo e Bahia além de ´projetos transformadores` que buscam potenciais sinergias para construção de hubs energéticos. “Existe um celeiro de oportunidades energéticas em cada região do Brasil, de norte a sul e de leste a oeste. Hoje a EnP possui ativos nas regiões Nordeste e Sudeste e estamos estudando e mapeando potenciais parceiros em projetos de integração energética”, pontua o executivo. A prospecção permanente de oportunidades da EnP, com empreendimentos e projetos nas áreas de upstream, midstream e downstream, está respaldada na experiência de seu CEO, que tem expertise consolidada em sua trajetória no setor. Afinal, são cerca de 30 anos na Petrobras, em operações em campo e em distintas funções executivas, mais seis anos de atividades no setor público, divididos entre secretaria de Desenvolvimento Econômico do Espírito Santo e a de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, e forte atuação em entidades setoriais como a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), da qual é vice-presidente executivo.
Oil & Gas Brasil: A EnP começou a consolidar seu portfólio com aquisições no Espírito Santo, onde hoje 12 blocos exploratórios, três campos onshore em produção e unidades de processamento de gás (UPGNs), além de projeto de refinaria e fábrica de lubrificantes. Sua vivência na região, na qual foi gerente geral da Unidade de Operação da Petrobras (UO-ES) e secretário de Estado facilitou a tomada de decisões para implementar esse cluster?
Márcio Félix: A decisão de investir em determinado bloco ou campo é baseada em análises técnicas e econômicas,
utilizando os dados disponíveis, que qualquer empresa de exploração e produção (E&P) tem condições de realizar. Mas a EnP tem suas raízes capixabas. Não somente pelo fato de eu ter tido a oportunidade de trabalhar no estado, mas também por possuir empresas capixabas como acionistas, como é o caso dos Grupos Águia Branca e Imetame. Parcerias que nos possibilitam ter ativos como os três campos produtores e a UPGN do Polo Lagoa Parda. Quando trabalhei no Espírito Santo pude perceber o quão privilegiado é o estado. A diversidade de recursos minerais, sua localização estratégica e a infraestrutura existente, aliados a uma forte indústria, transformam-no em um mar e uma terra de oportunidades. É por isso que decidimos investir em projetos que contribuíssem para que o estado pudesse alavancar ainda mais o seu potencial. Na EnP desenvolvemos projetos que tenham sinergias entre si, para que cada peça se junte em um grande ecossistema energético. Agora estamos expandindo para outros estados, como é o caso dos blocos de Tucano Sul na Bahia e o próprio Hub Sergipe.
Oil & Gas Brasil: Vocês projetam inicialmente três novas unidades de refino, uma delas de lubrificantes. Quais as características desses projetos? Todas deverão ser mini refinarias, como capacidade de processar 20 a 30 mil barris de óleo médio (22 a 30° API)? A Refinaria do Sergipe deve seguir o mesmo modelo?
Márcio Félix: A RelubES destina-se a produzir óleos básicos para lubrificantes naftênicos, bunker de baixo teor de enxofre e
asfalto no Norte Capixaba. A RefinES (Refinaria do Espírito Santo) está sendo desenvolvida em parceria com a Oil Group, que
possui projeto similar no norte do estado do Rio de Janeiro. O projeto dessa unidade capixaba está em estudos para ser
implementado no Porto Central (complexo industrial portuário multipropósito em desenvolvimento no município de Presidente Kennedy), atenderá parte da demanda do ES. Já a RefineSE (Refinaria de Sergipe) está em fase de definição das premissas para implantação.
Oil & Gas Brasil: Como está o projeto do Hub GasinES (Gasoduto de Integração do Sudeste), interligando as malhas de gasodutos marítimos dos estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo, vai permitir o acesso a unidades de tratamento de gás (existentes e em projeto) no Norte Fluminense e sul capixaba…
Márcio Félix: A capacidade de processamento de gás hoje disponível nas plantas de Cacimbas, Lagoa Parda e Sul Capixaba já totaliza mais de 18 milhões m³ diários. O Hub Gasines, além de possibilitar o escoamento de gás para essas plantas, também terá flexibilidade para escoar gás para unidades de tratamento atualmente em fase de projeto nos dois estados.
Oil & Gas Brasil: A meta com esse hub é propiciar condições para a instalação de plantas de GNC (gás natural comprimido), GNL (liquefeito), estocagem subterrânea de gás e hidrogênio azul? São sempre projetos sempre em parcerias?
Márcio Félix: O projeto Hub Gasines propicia um grande aumento da disponibilidade de gás, principalmente no norte do Espírito Santo. A EnP busca parceria para implementação desse Hub, principalmente, com produtores offshore, investidores,
transportadores de gás, mas também com outros players que tenham interesse no projeto e acreditem no seu potencial de otimizar a dinâmica de escoamento e produção de gás offshore desta região.
Adicionalmente a este Hub, a EnP também está analisando projetos de estocagem de gás e captura de CO2, em parceria com empresas atuantes no mercado de gás. Com a chegada dessa grande oferta de gás na região, serão geradas grandes oportunidades para investir em plantas de GNC, GNL, Hidrogênio Azul, dentre outras. No primeiro momento, o foco da EnP é de viabilizar essa chegada do gás em terras capixabas, com o Hub GasinES e analisar oportunidades de novas parcerias para o desenvolvimento do demais projetos.
Oil & Gas Brasil: O outro hub, em Sergipe, visa interligar as descobertas de gás em águas ultra profundas da bacia Sergipe-Alagoas com uma UPGN multicliente de 20 milhões de metros cúbicos diários através de uma rede de gasodutos. Quando e como vocês pretendem implantar essa UPGN multicliente?
Márcio Félix: Sergipe tem um imenso tesouro de gás natural a ser explorado nas águas ultraprofundas. É vital para o
desenvolvimento dessas descobertas que haja parcerias para a implementação de projetos visando monetizar o gás. A
construção de um hub de gasodutos submarinos e uma UPGN multicliente serão catalisadores para o desenvolvimento do grande potencial da produção offshore sergipana.
Oil & Gas Brasil: Com a chegada de grande volume de gás em Sergipe, vocês falam que será possível a implantação da RefineSE (Refinaria de Sergipe), além de criar alternativas para o desenvolvimento de uma planta de Hidrogênio Azul com estocagem de CO2 em cavernas salinas. Como esse projeto está evoluindo?
Márcio Félix: O Governo de Sergipe está trabalhando ativamente para o desenvolvimento da produção offshore do estado. A EnP assinou um protocolo de intenções para alinhamento de ações e desenvolvimento dos projetos. Na fase atual, estamos trabalhando no projeto conceitual destes empreendimentos, coletando informações de mercado para estruturar os modelos econômicos e, após a tomada final de decisão de investimento, iniciar a captação de recursos.
Oil & Gas Brasil: A EnP pretende formar um cluster de gás natural no sul da Bahia e no Espírito Santo, o que foi reforçado pela aquisição de dois blocos na bacia de Tucano Sul. A estratégia é sempre buscar ativos, no upstream, downstream e midstream, onde haja maior possibilidade de sinergia? Qual seriam as regiões onde isso é factível no atual contexto?
Márcio Félix: Entendemos que em todas as regiões do país existem oportunidades de sinergia entre o upstream, midstream e downstream. O desafio que existe é mapear adequadamente onde estão as oportunidades de integração desta cadeia com ganhos de escala e atendimento a mercados regionais sem agregar custos significativos de logística. Portanto, aproveitar a sinergia associada à posição geográfica destes ativos trará resultados econômicos significativos para quem entender e vencer os desafios.
Oil & Gas Brasil: A EnP possui 50% de participação na SPE Imetame Energia Lagoa Parda, que opera os campos de Lagoa Parda, Lagoa Parda Norte e Lagoa Piabanha. Qual a estratégia de revitalização desses campos, para aumentar a vida útil e a produtividade dos mesmos? O que já foi feito até agora?
Márcio Félix: Quando a SPE Imetame Energia Lagoa Parda assumiu a operação do Polo Lagoa Parda, a produção era de 141 bbl/d com apenas três poços em produção. Hoje, depois de 11 meses que nosso grupo assumiu as operações, a produção do Polo subiu quase três vezes, através de 10 poços em produção.
Neste período foram realizadas intervenções com sonda para retorno a operação de sete poços, com objetivo de mudança de
método de elevação nos poços de mais potencial e assim maximizar a recuperação de óleo do reservatório. Além disto foram recompletados poços com objetivo de aumentar a capacidade de injeção de água do Polo, por tratar-se de um campo maduro com mais de 40 anos de produção e um elevado BSW (Basic Sediments and Water – teor de água e sedimentos).
Portanto, o maior desafio do Polo é buscar o aumento da produção e assim da recuperação de óleo, e manter o sistema de produção operando com alta eficiência e com o menor custo possível para otimização do resultado. Neste sentido, estudos estão sendo realizados com o objetivo de identificar oportunidades de restauração de poços para drenagem de volumes de óleo que tenham sido bypassados ao longo da vida produtiva dos campos.
(Foto: Divulgação)
Oil & Gas Brasil: Através da subsidiária EnP Ecossistemas Energéticos Holding S.A., vocês operam 12 blocos exploratórios terrestres no ES, já com uma descoberta (bloco ES-T-487). O que está previsto na campanha de perfuração para 2021 e 2022?
Márcio Félix: Sete, dos doze, blocos exploratórios dessa bacia foram adquiridos no 2º Ciclo da Oferta Permanente e cinco blocos são oriundos da 14ª Rodada. Tendo em vista que o prazo para cumprimento do PEM (programa exploratório mínimo) dos 5 blocos da 14ª Rodada se encerra em janeiro de 2023, o planejamento das atividades para estes blocos está bem mais adiantado. A descoberta denominada Vida, do Bloco ES-T-487 está com o início do Teste de Longa Duração (TLD) previsto para o quarto trimestre de 2021. No bloco ES-T-441 será realizada a avaliação do poço 1-IMET-28-ES até o final de setembro.
Para os outros três blocos, está prevista a perfuração/reentrada de dois poços no quarto trimestre de 2022 e a reentrada em um poço no terceiro trimestre de 2022. Além das atividades nos três poços, também serão realizados testes de formação, estudos geológicos e aquisição e processamento de dados até 2023.
O planejamento para os blocos adquiridos no 2ª. Ciclo Oferta Permanente, cujo período exploratório se encerra em junho de 2026, foi iniciado com a avaliação dos poços que já foram perfurados nos respectivos blocos tendo como objetivo viabilizar a identificação de oportunidades de reentrar nestes poços para a antecipação da produção.
Oil & Gas Brasil: E nos blocos exploratórios na bacia do Tucano Sul (Nova Soure/BA) – TUC-T-139 e 147?
Márcio Félix: Quanto ao esses blocos, ainda esse ano será realizado levantamento sísmico para atendimento ao PEM e em 2022 será realizado Teste de Longa Duração no poço Fazenda Cajuba 1.
Oil & Gas Brasil: Nordeste e Sudeste…é lá que estão as melhores oportunidades?
Márcio Félix: Existe um celeiro de oportunidades energéticas em cada região do Brasil, de norte a sul e de leste a oeste. Hoje a EnP possui ativos nas regiões Nordeste e Sudeste e estamos estudando e mapeando potenciais parceiros em projetos de integração energética.
Oil & Gas Brasil: Vocês vão continuar a disputar áreas do programa de desinvestimento da Petrobras?
Márcio Félix: O Programa de Desinvestimento da Petrobras cria oportunidades de acesso a volumes de óleo e gás significativos, já descobertos, quantificados, e com infraestrutura. Esta situação é única na história do setor no país e, portanto, a EnP continuará a avaliar oportunidades de empresas abertas a parcerias ou venda de ativos.
Oil & Gas Brasil: A meta é ser uma companhia integrada de energia?
Márcio Félix: Nossa missão é conceber, desenvolver e operar projetos integrados de energia. Estamos desenvolvendo e trabalhando na integração pela sinergia de diferentes fontes energéticas na promoção de uma economia circular sustentável.
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