Oito projetos colombianos de petróleo e gás para ficar de olho em 2022

A BNamericas identifica oito desenvolvimentos importantes de petróleo e gás na Colômbia que devem progredir em 2022.

8. Refinaria de Sebastopol

A Refinería Colombiana Sebastopol pretende celebrar um contrato de engenharia, aquisição e construção (EPC) para seu projeto de refinaria de mesmo nome no início de 2022.

A iniciativa faz parte da proposta de um hub de energia de US$ 6 bilhões que também deve incluir uma usina de cogeração de 135 MW, uma usina solar fotovoltaica e uma unidade de produção de hidrogênio.

O hub será construído em um terreno de 658 ha em Puerto Berrío, às margens do rio Magdalena, no noroeste do departamento de Antioquia.

A refinaria irá processar até 100 mil b/d de petróleo bruto, com 40% da produção sendo diesel, 35% gasolina e 20% combustíveis para aviação e nafta, de acordo com o plano da desenvolvedora.

A construção está programada para começar em novembro de 2024 e a instalação está planejada para começar a operar em novembro de 2026, disse à BNamericas Yamile Wilches, gerente técnica e de projeto da empresa.

7. Interconexão de petróleo bruto de Cartagena

A petrolífera estatal colombiana Ecopetrol planeja investir US$ 180 milhões para aumentar a capacidade de sua refinaria de Cartagena, na costa do Caribe.

A expansão integrará a unidade de petróleo bruto original, de 80 mil b/d, da refinaria com o complexo de vanguarda da Reficar, de 165 mil b/d, concluído em 2015 a um custo de US$ 8 bilhões, de acordo com um estudo de impacto ambiental. Entende-se que a capacidade efetiva aumentará para cerca de 200 mil b/d ante os atuais 150 mil b/d.

As obras devem durar 41 meses, mas a data de conclusão ainda não foi definida.

Em seu último relatório trimestral, publicado em 9 de novembro, a Ecopetrol disse que o projeto estava 74% concluído.

Em 9 de dezembro, a Ecopetrol informou que investirá 8% de seu capex para 2022 (entre US$ 4,8 e 5,8 bilhões) em projetos de refino, sem especificar quais.

6. Expansão de GNL de Cartagena

A transportadora de gás Promigas diz que poderia aumentar a capacidade de regaseificação em seu terminal de importação de gás natural liquefeito (GNL) de Cartagena em 200 Mf³/d (milhões de pés cúbicos por dia) dentro de quatro anos, enquanto busca atender à crescente demanda doméstica por gás natural.

A empresa, sediada em Barranquilla, tem 51% do capital do consórcio SPEC, que opera o terminal de Cartagena, sendo o restante detido pela empresa holandesa de armazenamento de tanques Royal Vopak.

Estão em curso estudos técnicos para determinar a viabilidade das obras de expansão, cuja primeira fase poderá ter início em 2022, informou a Promigas em novembro.

Concluída em 2016 a um custo de US$ 427 milhões, a planta de Cartagena LNG inclui uma unidade de regaseificação flutuante de armazenamento de 170 mil m³ (FSRU), com capacidade de regaseificação diária de 400 Mf³/d. Está ligada à rede nacional de gás por meio de um gasoduto de 9,2 km. O SPEC também mantém contratos de longo prazo para abastecer três usinas elétricas locais a gás.

Os planos expandiriam a capacidade da instalação para 450 Mf³/d até o final de 2022, e para 600 Mf³/d até o final de 2025.

5. Expansão da refinaria de Barrancabermeja

Em fevereiro, a Ecopetrol disse que investiria US$ 777 milhões nos próximos dois anos para atualizar e modernizar sua refinaria de Barrancabermeja.

As obras terão como objetivo melhorar a conservação da água, reduzir as emissões e elevar a qualidade dos combustíveis, segundo a empresa sediada em Bogotá.

As iniciativas incluem a atualização tecnológica da estação de tratamento de águas residuais da refinaria, a reforma dos coletores de segregação de água e um projeto de controle de emissão de enxofre.

Além disso, a empresa pretende atualizar e expandir a unidade de hidrocraqueamento moderado da instalação, permitindo reduzir o teor de enxofre na gasolina para 30 ppm em 2025 e 10 ppm em 2030.

Localizado no departamento norte de Santander, o complexo de Barrancabermeja é a maior refinaria de petróleo da Colômbia, processando uma média de 225 mil b/d de petróleo bruto a partir de 54 unidades de destilação.

4. Pacific LNG

A unidade de planejamento do ministério de energia UMPE está avançando com os planos para o projeto Pacific LNG, de US$ 700 milhões, apesar de um processo de licitação inicial ter sido declarado nulo em outubro.

A planta proposta em Buenaventura vaporizaria até 400 Mf³/d, enquanto armazenaria até 170 mil m³. Um oleoduto de 120 km conectaria a instalação a um terminal em Yumbo, na periferia ao norte de Cali. De acordo com os planos existentes, o projeto deve ser concluído no final de 2026.

"Todos os projetos têm riscos, custos e benefícios e, neste caso, os benefícios são 'e se não os tivermos?'", disse o diretor da UPME, Christian Jaramillo, à BNamericas. "Vemos claramente que as alternativas a este projeto (...) são mais caras e não ter solução alguma seria realmente catastrófico."

3. Terminal da Andes Energy

A desenvolvedora Andes Energy pretende acrescentar 270 MW de capacidade termelétrica a gás na costa do Pacífico da Colômbia até 2025, disse o presidente da empresa à BNamericas.

A usina utilizaria gás natural proveniente de um terminal associado de recebimento de GNL no porto de Buenaventura, de acordo com a Andes Energy, que também está considerando a possibilidade de usar hidrogênio.

Em junho, a empresa de engenharia norte-americana Black & Veatch assinou um contrato para realizar os estudos de viabilidade do projeto. A Andes Energy, de Cali, está em negociações com potenciais parceiros e prevê que o investimento total ultrapassará os US$ 700 milhões.

2. Projetos-piloto de fracking da Exxon-Ecopetrol

A ExxonMobil e a Ecopetrol estão aguardando licenças ambientais para co-desenvolver projetos-piloto de fraturamento hidráulico (fracking) na bacia do Médio Magdalena.

A gigante dos EUA prometeu investimentos mínimos de US$ 53 milhões para realizar a perfuração investigativa no campo de Platero, localizado na área de Puerto Wilches, no departamento de Santander, na bacia do Vale do Médio Magdalena.

Enquanto isso, a Ecopetrol desembolsará US$ 84 milhões por seu projeto Kalé, nos arredores. As empresas poderão perfurar no máximo dois poços horizontais cada. O início dos projetos-piloto está previsto para o segundo semestre de 2022, enquanto se aguarda a aprovação das licenças ambientais da autoridade ANLA.

1. Planos offshore da Shell-Ecopetrol (e outros)

Espera-se que a Shell e a Ecopetrol perfurem em conjunto seu poço offshore Gorgon-2 nas próximas semanas, enquanto buscam avaliar o potencial dos blocos Fuerte Sur, Purple Angel e Col-5.

Outras áreas offshore destinadas a campanhas exploratórias em 2022 são Uchuva-1, em GuaOff-10 — uma joint venture entre Ecopetrol e Petrobras — e Cumbia-1, compartilhada pela subsidiária Chevron Noble Energy e pela Shell.

Em setembro, uma subsidiária da empresa americana de petróleo e gás Occidental Petroleum garantiu contratos de exploração e produção para quatro blocos na costa caribenha da Colômbia.

A Anadarko Colômbia, como a unidade é conhecida, solicitou com sucesso que os acordos de avaliação técnica para os blocos COL-1, COL-2, COL-6 e COL-7 fossem convertidos em licenças de E&P. As áreas cobrem 1,6 milhão ha e devem exigir investimentos de US$ 1,4 bilhão.