Sem licença para Foz do Amazonas, Petrobras volta a investir na Bacia de Campos para elevar reservas
A Bacia de Campos, que já foi a principal região produtora de petróleo do país, completa neste mês 50 anos de sua descoberta prestes a recuperar um lugar de destaque na estratégia de crescimento da Petrobras.
Apesar do avanço do pré-sal na Bacia de Santos, a região entre o litoral do Rio e o do Espírito Santo voltou a figurar como aposta prioritária da estatal para elevar suas reservas em meio às incertezas sobre a licença ambiental para explorar a área chamada de Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, no litoral norte do país, que já foi negada uma vez.
Na semana passada, um parecer de técnicos do Ibama recomendou a rejeição do recurso da Petrobras, mas o órgão encaminhou novos questionamentos à estatal antes de decidir.
Enquanto responde, a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, quer acelerar os investimentos na revitalização da Bacia de Campos, que levou a Petrobras a desenvolver alta tecnologia de produção em águas profundas e colocou a estatal no mapa global do petróleo.
Com essa fronteira petrolífera, em dez anos a companhia triplicou sua produção, até então majoritariamente terrestre, passando de 200 mil barris por dia para 600 mil entre 1974 e 1984.
Agora, segundo a própria Magda, especializada em engenharia de reservatórios, há um potencial de tirar dali a mesma quantidade de óleo e gás produzidos desde os anos 1970, com novos poços, técnicas de revitalização de poços maduros e o reaproveitamento de plataformas, cujas aposentadorias foram suspensas.
Na indústria do petróleo, obstáculos geológicos impedem a retirada de todo o conteúdo dos reservatórios. A Petrobras avalia que é possível tirar mais.
— A produção de Campos tem hoje um fator de recuperação de 17% no seu total. Entendemos que pode produzir nos próximos 40 a 50 anos quem sabe a mesma quantidade de petróleo que produziu até hoje. Estamos voltados para o aproveitamento da Bacia de Campos — disse Magda, recentemente em evento.
A executiva quer acelerar um plano de revitalização da bacia, que ganha corpo desde a década passada, quando a companhia era liderada por Graça Foster. O antecessor de Magda, Jean Paul Prates também iniciou esforços na região, que hoje responde por 20% da produção própria da estatal, cerca de 450 mil barris por dia.
Levando em conta as áreas já em produção, a intenção é alcançar 600 mil até 2028. Para isso, a expectativa é que a Bacia de Campos receba investimentos superiores aos US$ 22 bilhões do último plano de negócios da Petrobras, que está finalizando o novo, para o período 2025-2029, e deve apresentá-lo em dezembro.
Uma das iniciativas é a instalação de cinco novas plataformas nos campos Marlim Leste/Sul, Jubarte, Albacora, Barracuda-Caratinga e Raias Manta e Pintada. A Petrobras já tem hoje em Campos 37 plataformas e 327 poços em 14 campos. Prevê 100 novos poços, que serão interligados às novas unidades de produção e às já instaladas.
Nove áreas devem passar a receber aportes, e a empresa vai buscar novas oportunidades nos campos de produção. “O programa de revitalização da Bacia de Campos é o maior de recuperação de ativos maduros em águas profundas no mundo”, limitou-se a Petrobras em nota.
Enquanto aguarda o sinal verde do Ibama na Margem Equatorial e avança nos estudos do potencial da Bacia de Pelotas, no litoral sul do país, Magda tem dado o tom da nova estratégia que envolve tirar mais de Campos: “Toda gota de petróleo importa”.
Custo é desafio
Recentemente, a executiva revelou que a estatal iniciou estudos para reaproveitar em Campos plataformas que seriam descartadas, como P35, P37, P47 e P19.
Segundo o gerente-geral da Unidade de Negócios de Exploração e Produção da Bacia de Campos da Petrobras, Alex Murteira Celen, a P-51, uma plataforma do tipo submersível, também terá sua vida útil estendida em Marlim Sul.
Ela produz 30 mil barris diários a 175 quilômetros de Macaé em uma profundidade de 1.250 metros. Terminaria a vida útil em 2034, mas, com reforma e manutenção, ficará no mar até 2052. Já estão aprovados investimentos de US$ 600 milhões até 2048.
— Vemos dificuldades para contratar novas plataformas. Esses projetos (de revitalização) têm margens (de lucro) menores, pois não são tão rentáveis quanto os do pré-sal, e há pouco espaço para absorver custo maior. Soma-se a isso a falta de licença para Foz, o início do estágio exploratório na Bacia de Pelotas e o menor volume de descobertas no pré-sal nos últimos anos. Estamos vendo um problema de renovação de portfólio. Assim, a Petrobras vê novas oportunidades nos campos maduros.
Outros especialistas veem na Bacia de Campos espaço para recuperação adicional, também em curso nas áreas de outras petroleiras, como Shell, Brava, Prio e Equinor. Estima-se que, até hoje, só cerca de 15% de todo o petróleo depositado na região foram extraídos, metade da média de outras regiões produtoras no mundo, como o Golfo do México e o Mar do Norte, que superam 30%, segundo avaliação de Hayum.
Especialistas lembram que, com as novas tecnologias para vencer obstáculos geológicos, a produtividade das áreas em Campos pode elevar o volume recuperável para 40%.
A Petrobras cita o caso do campo de Marlim, onde está a P-51. Com a revitalização, estima ali 860 milhões barris adicionais: “O número considera o total a ser produzido até 2048, previsto para o final do prazo de concessão. Antes da revitalização, a expectativa era de que a produção de Marlim se encerrasse em 2025 com a devolução”, diz a empresa.
Como tirar mais de poços maduros:
- Sísmica 3D/4D: A geologia não permite retirada de todo o petróleo em um reservatório. Sensores acompanham continuamente o comportamento dos reservatórios, permitindo perfurar novos poços com maior precisão.
- Reinjeção: Separa-se água e CO₂ no fundo do mar. A reinjeção eleva a pressão nos reservatórios e facilita extração.
- Digitalização e IA: O uso de supercomputadores e inteligência artificial em cálculos traz maior confiabilidade às estratégias de engenharia para aumentar a eficiência dos poços. Com o gêmeo digital, a Petrobras consegue, em terra, reproduzir as condições do reservatório e encontrar o melhor gerenciamento com modelos matemáticos.
