Margem Equatorial distante da produção em águas profundas

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Margem Equatorial distante da produção em águas profundas

Localização das bacias sedimentares da Margem Equatorial Brasileira. Ilustração: Maíra Cordeiro do Carmo e Fernando Freire / ResearchGate.

A francesa Total notificou, em agosto, as parceiras Petrobras e BP Energy sobre sua decisão de renunciar à posição de operadora de cinco blocos exploratórios (FZA-M-57, FZA-M-86, FZA-M-88, FZA-M-125 e FZA-M-127) na Bacia da Foz do Amazonas, a 120 km da costa brasileira.

 

 

“A Total informou a decisão à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que abre um período de seis meses durante o qual será nomeado um novo operador, para o qual serão transferidas as atividades de operação”

declarou a petroleira no último dia 7 de setembro.

 

 

O anúncio foi feito dias depois de a Total submeter ao Ibama novo pedido de licença para perfurar nos ativos, após ter solicitações anteriores negadas pelo órgão ambiental devido a “deficiências técnicas” nos estudos e relatórios de impacto ambiental apresentados pela companhia.

 

 

A Foz é uma das cinco bacias de nova fronteira que compõem a chamada Margem Equatorial Brasileira, ao lado de Barreirinhas, Ceará, Pará-Maranhão e da Bacia Potiguar. Com área sedimentar de aproximadamente 1 milhão de km², a região apresenta, segundo a ANP, evolução geológica similar à Margem Oeste Africana, com expectativa de descobertas de óleo leve em reservatórios turbidíticos do Cretáceo Superior

 

 

A agência reguladora também enxerga possível analogia com sistemas petrolíferos das Guianas e de Suriname, onde a ExxonMobil e a Total fizeram importantes descobertas nos últimos anos – a mais recente delas anunciada pela norte-americana no último dia 8.

 

 

Atualmente, apenas as bacias do Ceará e Potiguar são produtoras de petróleo, sendo que a extração do hidrocarboneto se restringe a campos de águas rasas, como os de Atum, Curimã, Espada, Xaréu (Polo Ceará) e Cioba, Oeste de Ubarana e Ubarana (Polo Ubarana), colocados à venda pela Petrobras.

 

 

Ao todo, 52 blocos exploratórios na Margem estão sob concessão, mais da metade (33) arrematada na 11ª Rodada de Concessões da ANP. No entanto, quase 20 deles têm contratos suspensos, principalmente por dificuldade de obtenção de licença exploratória, conforme alegado pelas operadoras à agência reguladora.

 

 

 

 

Embora a região seja, de fato, ambientalmente sensível – abrigando, segundo cientistas, importante barreira de coral –, fontes do Ibama sugerem que algumas operadoras estariam sendo “displicentes” na condução dos processos de licenciamento, preferindo voltar suas atenções a áreas de menor risco exploratório, como o pré-sal da Bacia de Santos.

 

 

Além disso, campanhas sísmicas realizadas na Foz do Amazonas, especificamente, não teriam identificado o potencial esperado de recuperação econômica de recursos petrolíferos. Ponto de encontro do rio com o oceano, a bacia ainda apresenta hidrologia complexa, caracterizada por correntes intensas que já teriam feito uma sonda da BP Energy ficar à deriva no passado. Com isso, os investimentos para exploração são encarecidos, devido à exigência de equipamentos de perfuração de última geração.

 

 

Os melhores resultados de sísmica na Margem, segundo fontes ouvidas pelo Ineep, foram obtidos nas bacias do Pará-Maranhão e do Ceará. No mercado, especula-se que petroleiras estrangeiras responsáveis por ativos nas demais bacias da região tendem a seguir o caminho da Total, repassando sua operação a outra companhia, possivelmente à Petrobras, que estaria menos exposta à pressão de ONGs internacionais ligadas ao meio-ambiente.

 

 

A estatal brasileira é a principal operadora da Margem Equatorial, com 15 blocos exploratórios na região. Cinco deles estão com contratos suspensos junto à ANP: BM-BAR-1, BM-BAR-3 e BAR-M-175, em Barreirinhas, e PAMA-M-192 e PAMA-M-194, no Pará-Maranhão.

 

 

Os dois últimos fazem parte da concessão BM-PAMA-3, colocada à venda pela estatal em fevereiro deste ano. O contrato está em fase de avaliação de descoberta, em função da descoberta realizada no poço 1- BRSA-903-PAS (Harpia).

 

 

Além desse, o compromisso mais próximo da Petrobras na Margem é a conclusão do primeiro período exploratório do bloco POT-M-764, na Bacia Potiguar. No entanto, não há registro no Ibama de pedido de licenciamento para campanha de perfuração no ativo.

 

 

Entre os pedidos em análise pelo órgão ambiental estão os para perfurar nos blocos POT-M-762 e POT-M-952 e POT-M-859, na Bacia Potiguar; no BM-BAR-3 e BM-BAR-4, em Barreirinhas; e nos blocos BM-PAMA-10, 11 e 12, no Pará-Maranhão.

 

 

A atividade exploratória da Petrobras se concentrará, porém, nas bacias de Campos e Santos nos próximos anos, conforme previsto em seu plano de negócios.

 

 

A Shell opera 11 blocos na Margem, dez dos quais com contratos atualmente suspensos. O único vigente é o do POT-M-948, cujo primeiro período exploratório termina em 2025. Não há registro de pedido de licença de perfuração na área no banco de dados do Ibama.

 

 

A exemplo da Petrobras, a anglo-holandesa está focando na exploração e desenvolvimento da produção no pré-sal da Bacia de Santos, em projetos como os de Saturno e Gato do Mato.

 

 

Além dos cinco blocos em que deixará de ser operadora, a Total opera o CE-M-661, cujo pedido de licença está em análise pelo Ibama. Seu primeiro período exploratório termina em novembro de 2021.

 

 

A alemã Wintershall opera quatro blocos na Margem. Dois deles têm pedido de licença em análise pelo Ibama: o POT-M-857 e o CE-M-601, cujo pedido de licenciamento foi submetido ao órgão em julho deste ano. Todos têm primeiro período exploratório a vencer em novembro de 2025.

 

 

A britânica Chariot também opera quatro blocos na região: BAR-M-292, BAR-M-293, BAR-M-313 e BAR-M-314, cujo primeiro período exploratório vence em fevereiro de 2021. Nenhum deles tem registro de licenciamento no Ibama.

 

 

A Enauta é operadora de três ativos (FZA-M-90, PAMA-M-265 e PAMA-M-337) – todos com contratos suspensos. O foco da brasileira, no momento, é o desenvolvimento do campo de Atlanta, na Bacia de Santos.

 

 

Já a ExxonMobil opera os blocos CE-M-603 e POT-M-475, com primeiro período exploratório a vencer em julho e agosto de 2021, respectivamente. Ambos carecem de registro de licenciamento no Ibama. A expectativa é que a retomada das campanhas exploratórias da norte-americana no offshore brasileiro comece pelas bacias de Campos, Santos e Sergipe-Alagoas, em blocos já em licenciamento junto ao Ibama.

 

 

Por meio da Brasoil Manati, a PetroRio é operadora dos blocos FZA-M-254 e FZA-M-539, cujos pedidos de licença foram submetidos ao Ibama em 2019. Seus primeiros períodos exploratórios vencem em agosto e outubro de 2021, respectivamente.

 

 

Pela subsidiária PetroRio Jaguar, a brasileira opera o CE-M-715, cujo primeiro período exploratório vence em setembro de 2021. Seu processo de licenciamento está em custo no Ibama.

 

 

Com atenções voltadas ao desenvolvimento de campos maduros, como Polvo e Frade, na Bacia de Campos, a PetroRio não deve, contudo, investir em atividades exploratórias a menos que consiga um parceiro com recursos financeiros e tecnológicos para tanto.

 

 

A BP Energy opera os blocos BAR-M-346 (suspenso) e FZA-M-59, com primeiro período exploratório a vencer em maio de 2022. Ambos têm processo de licenciamento em análise pelo Ibama.

 

 

Premier Oil: a expectativa é que a britânica seja a primeira a perfurar um poço em um bloco (CE-M-717, no Ceará) arrematado na 11ª Rodada de Concessões, em 2021. O objetivo é atingir os prospectos de Berimbau e Maraca.

 

 

Por sua vez, a brasileira Ouro Preto opera o BAR-M-387, na Bacia de Barreirinhas, cujo primeiro período exploratório vence em novembro de 2021. Não há registro de pedido de licença para perfurar na área no Ibama.

 

 

Outras companhias poderão se aventurar pela Margem Equatorial Brasileira adquirindo blocos nas bacias do Ceará, Potiguar e Pará-Maranhão pelo Regime de Oferta Permanente – cujo segundo ciclo está programado para este ano – ou pelas próximas duas rodadas de concessões (17ª e 18ª) da ANP, que devem ser realizadas em 2021 e 2022, respectivamente.

 

 

Mas, seja qual for o resultados dos leilões e das campanhas exploratórias previstas, a região dificilmente deslanchará na produção em águas profundas em menos de uma década – se é que isso chegará a acontecer.

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