A exploração e produção de OG no Nordeste e suas possibilidades

No primeiro semestre de 2024 (1S24), observou-se uma queda de 5,7% na produção média de petróleo e gás no Nordeste, quando comparada à média do mesmo período de 2023. Trata-se de uma região que possui bacias maduras e que passou por recentes transformações, mas ainda conta com importantes fronteiras exploratórias, o que a torna estratégica para o desenvolvimento econômico regional e para a segurança energética do país.

 

 

Entretanto, é importante que haja a realização de maiores investimentos no setor de exploração e produção (E&P) para viabilizar todo o potencial da região.

 

A produção média das bacias do Nordeste^[1] alcançou, no 1S24, 110,5 mil barris de óleo equivalente por dia (mboe/d), o que corresponde a aproximadamente 2,6% do total nacional, segundo a ANP. Desse volume, 90,9% teve origem em campos terrestres, que por sua vez, apresentaram um aumento de 10,3% na produção em comparação ao mesmo período do ano anterior.

 

 

Em contrapartida, a produção marítima foi de 10 mboe/d no 1S24, mantendo a contínua tendência de queda que se iniciou em 2014, conforme ilustra o gráfico a seguir. A Bacia Potiguar se destacou na região, com uma produção média de 41,31 mboe/d, seguida pela Bacia do Recôncavo, que produziu 35,75 mboe/d, além das bacias de Alagoas e Sergipe, com produções de 9,97 e 9,29 mboe/d, respectivamente.

 

 

A produção de petróleo e gás na região Nordeste vem apresentando, em geral, tendência de queda na última década.  Em 2014, a produção na região foi de 278 mboe/d marcando o seu auge produtivo. Comparando-a com a produção registrada no 1S24, nota-se uma redução de cerca de 60% neste indicador. Essa queda pode ser justificada por dois fatores:

 

• O primeiro é o amadurecimento dos campos, processo natural do ciclo produtivo das bacias.

 

• O segundo se refere à mudança da estratégia da principal operadora da região, a Petrobras, que, a partir de 2016, passou a priorizar os ativos do pré-sal, reduziu seus investimentos em exploração e produção (E&P) e implementou um intenso programa de desinvestimentos.

 

Nesse contexto, a Petrobras reduziu seus investimentos em E&P nas bacias do nordeste e ainda vendeu sua participação em 143 campos na região por cerca de R$ 20 bilhões entre os anos de 2019 e 2023. Esse movimento resultou em dois desdobramentos:  

 

• O primeiro foi o encerramento das operações de produção da Petrobras em algumas áreas e bacias, como na porção onshore das bacias Potiguar e Sergipe, as bacias Tucano do Sul e Alagoas.

 

• E o segundo efeito foi o surgimento de petroleiras independentes com significativo nível de integração, como a 3R/Enauta que adquiriu ativos produtivos, infraestruturas de produção e escoamento e unidades de processamento de petróleo e gás.

 

Atualmente, a região nordeste concentra o maior número de operadores independentes do país, com destaque para a 3R/Enauta, que possui uma produção média de 34 mboe/d, e para Petroreconcavo, com uma produção de 27,4 mboe/d. Juntas, responderam por pouco mais de 50% da produção da região no 1S24. A Petrobras, no mesmo período, produziu 17,71 mboe/d, mantendo sua tendência de queda produtiva na região, situação que vem sendo registrada há mais de uma década. Esse declínio decorre da redução dos investimentos e dos desinvestimentos.

 

Contudo, existe a expectativa de que a produção da Petrobras e da região volte a aumentar com a implementação do Projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), que teve declaração comercial realizada em 2021 e cuja produção está prevista para iniciar em 2028. Trata-se de um importante projeto fora das bacias do sudeste que possibilitará o aumento da produção da região e da Petrobras no futuro.

 

Na última década, houve uma significativa redução na perfuração de poços pioneiros nas bacias da região. Segundo a ANP, em 2014, foram perfurados 17 poços dessa categoria; em 2023, apenas 7, uma redução de quase 59%.

 

Chama atenção o fato de que, no recorte temporal indicado, houve a perfuração de somente dois poços pioneiros no mar das bacias nordestinas. O reduzido número de poços pioneiros não indica o esgotamento exploratório da região, mas sim um nível relativamente baixo de investimentos no segmento nos últimos anos.

 

Apesar de possuir bacias maduras, a região ainda guarda potentes fronteiras exploratórias. Dado o indispensável papel do petróleo para o abastecimento futuro e sua importância para a transição energética, avanços exploratórios nas bacias do nordeste são essenciais.

 

Nesse sentido, destacam-se, além de bacias terrestres, as bacias da margem leste (Jacuípe, Mucuri, Cumuruxatiba, Jequitinhonha, Jacuípe, Camamu-Almada, Sergipe-Alagoas) e da margem equatorial (Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e as águas ultraprofundas da Bacia Potiguar).

 

Esses aspectos sinalizam um potencial energético significativo na região, fundamental para a segurança energética nacional e para o desenvolvimento regional no médio e longo prazos.

 

 

 

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Em resumo, além de integrar a indústria de óleo e gás do Brasil, a região nordeste se mantém como área de importância estratégica.

 

Novos investimentos em E&P, no mar e em terra, articulados com a indústria regional e nacional, serão fundamentais para retomar a produção e realizar novas descobertas.

 

Essas iniciativas têm o potencial de fomentar o desenvolvimento econômico e energético do Nordeste, contribuindo também para a redução das desigualdades regionais.

 

 

Nota

 

^[1] As bacias localizadas na região nordeste com atividades de produção no primeiro semestre de 2024 são: Potiguar, Recôncavo, Alagoas, Sergipe, Parnaíba, Camanu, Tucano do Sul e Barreirinhas.

 

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Artigo publicado originalmente na Brasil Energia.