As perspectivas para a produção offshore no norte e nordeste do Brasil

As regiões nordeste e norte do Brasil podem vir a se tornar relevantes produtoras de óleo e gás offshore nos médio e longo prazos, mas há uma série de desafios que precisarão ser superados a fim de que tal condição seja alcançada.

No caso dos estados nordestinos, isso não seria exatamente uma novidade, uma vez que as porções marítimas – sobretudo em águas rasas – das bacias de Alagoas, Camamu, Jequitinhonha, Potiguar, Recôncavo e Sergipe chegaram a extrair, juntas, mais de 100 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d) em 2008, ante os atuais 23 mil boe/d.

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Até abril do ano passado, parte de sua produção marítima vinha também de um campo situado em águas profundas, Piranema, que foi retirado de operação pela Petrobras quando a Covid-19 começava a se alastrar pelo país.

O ativo, que está incluído no programa de desinvestimentos da estatal, está na bacia de Sergipe-Alagoas, a qual tem tudo para liderar o renascimento da produção em águas profundas e inaugurar atividades em lâminas ultraprofundas na região.

Foto: Ira Bowman / Pexels.

Em seu novo plano estratégico (2022-26), anunciado no final de novembro, a Petrobras programou o primeiro óleo do projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP) para 2026. O empreendimento prevê a instalação, em lâmina d’água de 2,4 mil m, de um FPSO com capacidade para produzir 120 mil b/d de óleo e processar 8 milhões de m³/d de gás natural por meio de um gasoduto a ser construído.

A contratação da plataforma já está sendo licitada, pelo modelo BOT (build-operate-transfer), segundo o qual, depois de construir e operar a unidade por determinado tempo, o afretador transfere a operação à dona do campo.

A Petrobras considera ainda a possibilidade de instalar um segundo FPSO no projeto, mas isso somente aconteceria após o atual horizonte de cinco anos.

A petroleira brasileira fez, nos últimos anos, ao menos seis grandes descobertas – todas ricas em gás natural – no offshore sergipano: Cumbe, Farfan, Moita Bonita, Poço Verde, Barra e Muriú.

Segundo a ANP[1], elas poderão dobrar as reservas atuais de gás da porção marítima da bacia. A agência alerta, no entanto, que há desafios para viabilizá-las economicamente, “em especial aqueles relativos ao desenvolvimento de infraestrutura de escoamento, a presença de cânions profundos e a necessidade de desenvolvimento em cluster”.

Tais desafios podem ter motivado a Petrobras a buscar sócios para as concessões em que os prospectos estão localizados (BM-SEAL-4A, BM-SEAL-10, BM-SEAL-11 e BM-SEAL-4). Elas estão sendo parcialmente vendidas, sem transferência de operação.

Também em águas ultraprofundas sergipanas, de aproximadamente 3 mil m, a norte-americana ExxonMobil deve iniciar em breve sua primeira campanha exploratória em um dos seis blocos adquiridos nos últimos anos na região (SEAL-M-501, SEAL-M-503, SEAL-M-430, SEAL-M-573, SEAL-M-575, SEAL-M-637), em parceria com a brasileira Enauta e a estadunidense Murphy.

Ainda no nordeste, a alemã Wintershall e a britânica (antiga Premier Oil) têm planos de perfurar, nos próximos anos, poços nas bacias Potiguar e do Ceará, respectivamente[2].

Ambas compõem a chamada Margem Equatorial brasileira, junto às bacias do Pará-Maranhão, Barreirinhas e Foz do Amazonas, contemplando águas profundas e ultraprofundas na costa dos estados do Amapá, Pará, Maranhão e Piauí. Nessa região, a Petrobras planeja investir US$ 2,09 bilhões em atividades de E&P entre 2022 e 2026.

Trata-se de uma região com grande potencial petrolífero, em função de similaridades geológicas com a costa oeste africana (Golfo da Guiné) e o offshore das Guianas e Suriname, onde importantes descobertas de óleo e gás foram feitas nos últimos anos, principalmente pela ExxonMobil.

Estimativas dão conta de que, somente no Pará-Maranhão, os recursos prospectivos recuperáveis riscados calculados para dez prospectos são da ordem de 20 a 30 bilhões de barris de óleo[3][4].

No entanto, além do maior risco geológico, as novas fronteiras exploratórias implicam riscos ambientais mais elevados, seja pelo menor conhecimento das áreas ou pelas características de sua fauna, flora, condições meteo-oceanográficas etc.

O Ibama negou, por exemplo, pedido da francesa TotalEnergies para perfurar na Foz do Amazonas, que, de acordo com estudos do Greenpeace, abrigaria um extenso recife de corais que serviria de corredor biológico entre o Mar do Caribe e o Atlântico Sul[5].

Além disso, as fortes correntezas na região, em função do encontro do Rio Amazonas com o mar, geram dificuldades adicionais para a atividade exploratória.

Tanto a TotalEnergies como a BP Energy transferiram, entre 2020 e este ano, a operação de ativos exploratórios na Foz do Amazonas para a Petrobras, que, agora, tenta obter licença junto ao Ibama.

Cumpre notar que, enquanto a britânica manteve participação em blocos na bacia, a francesa deixou a região, possivelmente por temer um eventual incidente transfronteiriço com a Guiana Francesa, tendo em vista que o governo francês decidiu banir atividades de E&P em seus territórios até 2040.

Já as bacias do Pará-Maranhão e de Barreirinhas abrigam grandes manguezais, ecossistemas particularmente sensíveis a derramamentos de óleo. E, no caso do Ceará e Rio Grande do Norte, blocos ofertados pela ANP em leilões recentes despertaram preocupação entre ambientalistas devido à proximidade a áreas protegidas, como Fernando de Noronha e Atol das Rocas, e acabaram não recebendo ofertas.

Além da Petrobras, operam blocos na Margem Equatorial petroleiras como a Shell, Enauta, PetroRio e 3R Petroleum, mas nenhuma delas divulgou previsão de atividades na região até o momento.

Extrações marítimas residuais no nordeste poderão ainda vir de campos de águas rasas vendidos pela estatal brasileira, como Pescada, Arabaiana e Dentão, no Rio Grande do Norte, comprados pela 3R Petroleum, e que seguem em processo de desinvestimento, nas bacias de Alagoas, Ceará, Potiguar e Sergipe.

Mas as principais expectativas sobre as atividades de E&P nas costas nordeste e setentrional do país recaem sobre os projetos de águas profundas e ultraprofundas, a princípio aqueles operados pela Petrobras e ExxonMobil.

Resta saber se, além de eventuais percalços ambientais, o foco da brasileira no pré-sal das bacias do sudeste – que já a levou a abandonar projetos no nordeste – será um impeditivo para avançar nos mares de Sergipe e na Margem Equatorial.

Fontes:

1 Disponível em:<https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/apresentacoes-e-palestras/2020/o-potencial-de-e-p-no-estado-de-sergipe.pdf>. Acesso em: 8 de dez. 2021.

2 Os blocos operados por essas empresas estão situados em lâminas d’água variando entre 200m e 2 mil m.

3 Disponível em:<https://app.bnamericas.com/cms/content/project/downloadFile?fileType=reference_document&contentType=application/pdf&path=ZHjHiUElyFuradFmQiVYsHHhXKwljNBECNePNgsahfKVdnRViwrNQWdrgLyUNtyr.pdf&originalFileName=NOTA%20T%C3%89CNICA%20SOBRE%20A%20MARGEM%20EQUATORIAL%20BRASILEIRA_Final.pdf>. Acesso em: 9 de dez. 2021.

4 A Petrobras vende parcialmente duas concessões na bacia (BM-PAMA-3 e BM-PAMA-8.

5 Disponível em:<https://www.bbc.com/portuguese/geral-43970980>. Acesso: em 9 de dez. 2021.