‘Ainda há muito a ser descoberto no pré-sal’

A Petrobras está apostando em novas fronteiras exploratórias como a Margem Equatorial para garantir a reposição das suas reservas, mas a estatal segue acreditando no potencial do pré-sal brasileiro.

Atualmente, a empresa produz cerca de 4 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia).

A BNamericas conversou com Joelson Mendes, diretor de E&P da companhia, sobre as novas fronteiras e o pré-sal, além da capacidade dos FPSOs.

BNamericas: A Petrobras está confortável com sua relação reservas/produção de 12,2 anos ao final de 2022? Que medidas estão sendo tomadas para evitar que essa relação caia?

Mendes: Nós atuamos nas frentes de exploração e nos estudos de reservatórios e desenvolvimento de projetos em áreas que temos.

Nos últimos dois anos, conseguimos repor 2 Bb em reservas provadas, com a aprovação de projetos e estudos técnicos. Ainda não fechamos o número de 2023.

Adquirimos muitas áreas, como as da cessão onerosa de ativos [no pré-sal da bacia de Santos], cujas reservas temos conseguido provar. E nós só consideramos como reserva provada quando tomamos a decisão final de investimento, que é a fase 3 do projeto.

Por exemplo, temos agora alguns projetos com licitações de FPSOs em andamento, como Sépia 2 e Atapu 2, SEAP [Sergipe águas profundas 1 e 2] e Albacora. Nós aprovaremos as reservas desses projetos somente quando aprovarmos sua fase 3, isto é, quando recebermos as cotações das plataformas e concluirmos que o projeto é viável.

BNamericas: Então são projetos cujas reservas ainda não foram contabilizadas?

Mendes: Exato. Então, temos sido muito felizes. Criamos, há alguns anos, o RES20, um programa que visa atingir 20 Bboe em reservas até 2030 [em comparação com 10,4 Bboe em 2022]. Estamos perseguindo esse alvo.

Portanto, respondendo à sua pergunta: sim, estamos confortáveis, mas, para ficarmos nesse conforto, temos que trabalhar muito em nossos projetos.

BNamericas: A Petrobras foi autorizada a perfurar na bacia Potiguar. Qual é o potencial dessa bacia?

Mendes: O fato de estar havendo um sucesso muito grande na Guiana e no Suriname faz com que todos comecem a achar que esta bacia mais próxima poderia ter um sucesso maior.

Temos blocos exploratórios em quatro das cinco bacias da Margem Equatorial e um orçamento de US$ 3,5 bilhões para perfurar 16 poços em cinco anos nessas quatro bacias.

A Foz do Amazonas foi a primeira para a qual estávamos buscando autorização e estava mais avançada porque a BP iniciou esse licenciamento em 2014, mas acabou desistindo em 2021, e a Petrobras ficou como operadora do ativo, dando continuidade ao processo.

Mas, em momento algum, dissemos que temos mais expectativas sobre a Foz do Amazonas em relação às bacias Potiguar, Pará-Maranhão ou Barreirinhas. Cada uma dessas bacias tem características geológicas próprias.

Vemos a Margem Equatorial como uma nova fronteira onde alguns sucessos e insucessos devem ocorrer, como é natural da atividade de exploração.

Esperamos levar a sonda para a bacia Potiguar dentro de duas ou três semanas.

BNamericas: É a mesma sonda da Ocyan que ia perfurar na Foz do Amazonas?

Mendes: Sim, ela está na Baía de Guanabara, fazendo a limpeza do casco.

BNamericas: A Petrobras ainda acredita no potencial do pré-sal no Sudeste, tendo em vista a queda das taxas de sucesso geológico?

Mendes: É normal que os geólogos tentem buscar, primeiro, as áreas com maior chance de sucesso. Porém, não necessariamente se obtém maior sucesso onde se vai primeiro. Nós descobrimos Tupi e, anos depois, Búzios [que está a caminho de se tornar o maior campo produtor do Brasil], por exemplo.

Temos sob nossa gestão atualmente nove blocos exploratórios do pré-sal, na área de partilha de produção, cuja sequência exploratória está sendo planejada.

Metade do nosso orçamento de exploração para os próximos cinco anos está voltado para a Margem Equatorial. O restante será direcionado para as bacias de Campos e Santos. Então, acreditamos na possibilidade de sucesso nessas áreas e temos participado continuamente dos leilões [da ANP], conversado com parceiros. Entendemos que ainda há muito a ser descoberto no pré-sal.

BNamericas: Por que a Petrobras não participará da rodada de partilha de produção em dezembro?

Mendes: Temos nove blocos de partilha e a Margem Equatorial na mão, além de vários ativos de concessão [no Sudeste].

Se tem uma coisa que a Petrobras está cuidando muito é a financiabilidade de seus negócios. Nosso orçamento de exploração está muito em linha com o das majors, das companhias do nosso porte. E eu não posso extrapolar e querer abraçar o mundo, pois haverá um prazo para explorar e compromissos mínimos de investimento.

BNamericas: A Petrobras adquiriu dois grandes clusters onshore: Urucu e Bahia Terra. São áreas onde a Petrobras tentará recuperar e manter a produção ou pode haver atividade exploratória?

Mendes: Muito pouco em termos de exploração. Na bacia do Solimões, onde fica Urucu, é possível que ainda tenhamos alguma exploração, alguma área com potencial.

BNamericas: Urucu tem óleo de muita qualidade e é rico em gás.

Mendes: A bacia do Solimões tem uma característica razoavelmente diferente das demais bacias brasileiras, por ser uma bacia com vocação para gás. Então, temos ali uma bela produção de gás, boa parte da qual é reinjetada, até por falta de consumo. Temos infraestrutura pronta lá, ligando Urucu a Manaus, mas o consumo da cidade é baixo. Ao mesmo tempo, a produção de Urucu não é grande o suficiente para construirmos um gasoduto para trazê-la para cá [para o Sudeste].

Sobre Bahia Terra, eu diria que temos um grande trabalho de manutenção da produção.

BNamericas: A ANP disse que alguns FPSOs no campo de Búzios têm produzido mais do que sua capacidade nominal de produção de petróleo, de 150 mil b/d, chegando a 165 mil b/d. Como isso é possível?

Mendes: Esta é uma questão muito importante. Quando fazemos o projeto, precisamos definir a melhor capacidade para desenvolver a reserva. No campo de Itapu, por exemplo, usamos um FPSO. Em Marlim, foram nove sistemas de produção. Em Búzios, estamos vislumbrando 11.

No início da produção, em geral, há uma certa ociosidade de alguns equipamentos, como os vasos do FPSO, porque não estamos produzindo. Depois, quando percebemos que os poços estão trazendo uma produção maior de óleo, fazemos um estudo de “desengargalamento”, incluindo análises de risco de toda a planta de processamento, e o submetemos à ANP. Com o aval da agência, passamos a produzir mais petróleo.

BNamericas: E nunca tiveram um incidente por conta disso?

Mendes: Não. Fazemos isso há muitos anos. Em Marlim, por exemplo, há 25 anos – e falo com autoridade, pois trabalhei lá –, produzimos muito acima da capacidade em vários momentos, porque aquele reservatório foi muito benevolente, trazendo mais óleo do que o previsto.

A questão é que, quando preparamos o projeto, temos de ser conservadores nas análises de produção. Não posso prometer ao meu investidor mais óleo do que tenho lá. Depois, se houver mais óleo, desenvolvo projetos complementares.