巴西行业官员上周在2019年巴西近海技术大会上表示，未来10年，巴西可能会大幅提高成熟油田的石油和天然气产量。但需要采取更多监管措施，使这些领域对新的石油公司具有吸引力，因为大型石油公司将重点转向开发该国大规模的含盐油区。

巴西独立生产商PetroRio的首席运营官Francilmar Fernandes在会议上说:“潜力是巨大的，”Francilmar说，Petrorio认为，到2025年，坎波斯盆地最起码可能会使日产量增加20万桶。“那么，为什么成熟的油田没有被重新开发呢?”因为很难。”

行业官员表示，巴西国家石油公司(Petrobras)撤资计划进展缓慢、成本高、旧平台退役和弃井的不确定性是关键因素。巴西国家石油管理局(National Petroleum Agency)正在实施旨在提高成熟地区产量的新法规，以吸引新的投资，包括实施一项开放面积计划(Open Areage Program)，以提供土地，并降低从重建中获得的增量产出的特许权使用费。

“政府面临着振兴这些油田的挑战，”ANP的生产开发总监Marcelo Castilho说。

Castilho说，约有241个成熟油田有资格享受降低后的特许权使用费计划，目前已有40个申请。但Castilho表示，只有一项请求接近获批，那就是中石油力拓(Petro Rio)在2018年钻探活动之后降低波尔沃油田(Polvo Field)产量提高的特许权使用费。这项措施将把版税从之前的10%削减到5%。

巴西国家石油公司的撤资

根据其2019年至2023年269亿美元的撤资计划，Petrobras目前有100多个陆上和海上油田待售，但剥离大部分老化生产的漫长过程让许多投资者望而却步。许多特许经营合同来自巴西的Round Zero，该公司于1998年获得了Round Zero特许经营合同，该合同允许巴西国家石油公司保留以前垄断下持有的地区和生产设施。

这些合约将于2025年到期，因此ANP要求巴西国家石油公司在2019年底之前决定保留和投资哪些地区，剩余部分将出售或归还给ANP。然而，巴西国家石油公司正争取更多时间，并于本周要求ANP将最后期限推迟至2020年初。

Castilho称，ANP还已批准12项第0轮合约的延期，其中包括8项海外合约，Petrobras总计新投资约289亿美元。Castilho说，另外53个延期申请需要为每个油田制定新的开发计划，目前正在评估中。

Castilho称，巴西国家石油公司表示有兴趣继续投资71个油田，其余183个特许权将出售或归还给监管机构。

但业内官员表示，与巴西最大的石油生产商打交道并不是轻松愉快的任务，特别是在巴西国家石油公司(Petrobras)在2014年丑闻曝光后实施了艰难的销售过程，以避免任何腐败的可能性。

Perenco Brazil总经理雷纳尔•蒂莫西(Reynal Timothee)表示:“从巴西国家石油公司收购任何东西都不容易。”

Timothee还表示，潜在投资者面临的问题是离岸设施的结构完整性，这些设施可能有30-40年的历史。需要进行维修，这可能会增加成本，并迅速侵蚀较小的参与者使这种投资在经济上可行所需的最低利润。

油田的采收率约为25%，与更广阔的坎波斯盆地一致，但落后于行业平均水平30%-35%。ANP表示，采收率每提高1%，就会增加100万桶的新产量。提莫西说，以Perenco为例，它已经能够从非洲类似的油田中挤出45%-55%的采收率。

“如果没有变化，这些田地就会被遗弃，”蒂莫西在谈到Carapeba、Pargo和Vermelho时说。

废弃问题

Castilho说，ANP还在努力解决与退役和废弃旧油田有关的问题，这通常需要繁重的财务担保，这对中小型企业来说是障碍。他补充说，“我们需要区别对待小企业和大企业。”

Castilho指出，特许权合同使石油公司有义务进行退役和弃井活动，但这些条例仍在制定之中。

Castilho说：“这是业界需要知道的：我们将接受什么样的模式。”

石油公司还面临着设备和服务市场紧缩的问题，该行业的大部分人都关注于大规模的含盐油区业务。官员们表示，这可能会导致员工和供应商的成本上升，从而进一步侵蚀利润率，减少投资。新的税收优惠也可以帮助推动重建活动，Repetro税制主要是为了减轻新的离岸浮动生产单位的税收负担。

当地Tauil公司和ChequerAdvogados公司的石油和天然气律师AlexandreCalmon说：“每一美元都与一个玩家相关。