O Brasil poderia ter novos campos ‘supergigantes’ de petróleo?

O Brasil tem diversas descobertas de petróleo e gás em avaliação, e algumas delas podem resultar em campos “supergigantes”, ou seja, com mais de 5 Bb (bilhões de barris) de óleo recuperável, segundo um especialista local.

Para Pedro Zalán, geólogo e fundador da ZAG Consultoria em Exploração de Petróleo, o bloco Aram, operado pela estatal Petrobras, pode resultar em um campo semelhante a Tupi ou mesmo Búzios, que possuem 8 Bb e 13 Bb de óleo recuperável, respectivamente.

“A descoberta de Aram já tem dois poços com resultados muito bons. Acredito que ele pode se tornar um campo supergigante”, disse ele à BNamericas.

Outros destaques citados por Zalán são Alto de Cabo Frio Central, da Petrobras; Gávea, Seat e Pão de Açúcar, da Equinor, no bloco B-M-C-33; Gato do Mato, da Shell; e as descobertas Marolo (bloco C-M-541) e Karoon, da TotalEnergies, no pós-sal da bacia de Santos.

Zalán também está otimista com a margem equatorial, por suas semelhanças geológicas com as bacias da Guiana e do Suriname e com a costa oeste da África, além da bacia Sergipe-Alagoas, onde a Petrobras já declarou a comercialidade de vários campos.

“A ExxonMobil cercou os ativos da Petrobras na esperança de aproveitar as extensões dessas descobertas. O primeiro poço foi uma decepção, mas um poço não pode condenar toda uma região”, comentou Zalán.

O geólogo não acompanha de perto os projetos onshore, mas está impressionado com a Eneva.

“É uma empresa fantástica, desenvolvendo áreas que foram subestimadas e se tornaram produtoras nas bacias do Parnaíba e do Amazonas, e ainda vai desenvolver a província de gás de Juruá [na bacia do Solimões]”, acrescentou Zalán.

Marcelo de Assis, diretor de pesquisa de upstream da Wood Mackenzie, tem uma visão menos otimista em relação às perspectivas de exploração do Brasil.

As estimativas preliminares do especialista para Aram e Alto de Cabo Frio Central consistem em 2 Bb e 600 MMb de óleo recuperável, possivelmente demandando três e um FPSO, respectivamente.

“São projetos que provavelmente não terão comercialização de gás no início, já que só deve haver espaço em gasodutos offshore no final da década”, disse ele à BNamericas.

Assis também citou os projetos BM-C-33 e Gato do Mato, que aguardam a decisão final de investimento (FID).

A Shell informou recentemente à BW Offshore – que havia recebido um aviso limitado para prosseguir (LNTP) para o FPSO Gato do Mato – que a decisão final de investimento do projeto não será anunciada nos próximos 24 meses.

“A decisão pode ter se originado do impacto dos custos inflacionários. Algumas sondas tiveram seu preço reajustado em 35% em dólares de um ano para o outro, o que afeta a aprovação final dos projetos”, lembrou Assis.

Em relação à margem equatorial, o especialista da Wood Mackenzie acredita que a área envolve alto custo de exploração e desenvolvimento da produção.

“As formações não são tão grandes quanto as do pré-sal e pode ser preciso desenvolvê-las em grupos”, acrescentou.

Outros pontos delicados são as longas distâncias da costa e as fortes correntes, além das dificuldades de licenciamento ambiental.

“É um local com certo potencial, mas não vemos como outro pré-sal”, disse.

Assis prevê que a produção de petróleo e gás do Brasil pode diminuir na próxima década, considerando os resultados exploratórios abaixo do esperado nos últimos anos

“Libra resultou em um terço dos volumes recuperáveis em relação ao que era esperado inicialmente. Para Mero, eram esperados 12 FPSOs, mas hoje estão programados quatro”, destacou.

Enquanto isso, a ExxonMobil obteve resultados negativos nas bacias de Sergipe-Alagoas e Santos, enquanto Shell e Petrobras não tiveram sucesso em Alto de Cabo Frio Oeste, Saturno e Peroba.

PLANOS DE AVALIAÇÃO DE DESCOBERTAS

O Brasil tem 16 planos de avaliação de descobertas ativas de petróleo e gás (PADs), segundo a ANP.

Metade é para projetos nas bacias do Espírito Santo (4) e Recôncavo (4), e o restante envolve ativos nas bacias de Santos (3), Parnaíba (2), Potiguar (1), Amazonas (1) e Tucano Sul (1).

Na bacia do Espírito Santo, a Capixaba Energia (Imetame Lagoa Parda) avalia descobertas nos blocos ES-T-441 e ES-T-487, enquanto a BGM e a Petrobras avaliam prospectos nos blocos ES-T-496 e ES-M-669, respectivamente.

No Recôncavo, a Alvopetro está realizando PADs nos blocos REC-T-182 e REC-T-183, enquanto a Recôncavo Energia e a Great Energy estão trabalhando nos blocos REC-T-180 e REC-T-107.

Na bacia de Santos, há PADs ativos para os blocos Libra e SM-623, da Petrobras, e Sul de Gato do Mato/SM-518, da Shell.

Em Parnaíba, a Eneva avalia descobertas nos blocos PN-T-102A e PN-T-48.

Nas bacias Potiguar, Amazonas e Tucano Sul, prospectos de hidrocarbonetos estão sendo avaliados pela Petrobras (POT-M-853/POT-M-855), Eneva (AM-T-84/AM-T-85) e Imetame (TUC-T-139/TUC-T-147).

Nove PADs foram adiados, inclusive o da Rosneft para os projetos da bacia do Solimões SOL-T-169, SOL-T-170 e SOL-T-192, o da Petrobras para o BM-S-24, em Santos, o da Equinor para o CM -539 e o da PRIO para os blocos CM-101 e CM-61, na bacia de Campos.

Outros sete estão suspensos, como os PADs da Imetame para os blocos SF-T-114 e SF-T-104 na bacia do São Francisco, e os PADs da Petrobras para BM-BAR-1 e BM-BAR-3, em Barreirinhas, e BM- PAMA-3, na bacia do Pará-Maranhão.