Transformações e perspectivas da Bacia de Campos

Após oito anos em queda, a produção da Bacia de Campos (BC) apresentou aumento em 2023. E isso ocorreu no contexto de uma reestruturação da bacia, marcada pela entrada de novas petroleiras devido aos desinvestimentos da Petrobras.

Plataforma P-61 na Bacia de Campos/RJ. Foto: Agência Petrobras.

Contudo, para garantir sua produtividade em longo prazo, são necessários investimentos no curto prazo em projetos de revitalização e em atividades exploratórias pelas diversas petroleiras que atuam na bacia.

É importante lembrar que em 1974, há cinquenta anos, ocorreu a primeira grande descoberta na BC, que resultou no campo de produção de Garoupa. A continuidade das atividades exploratórias e o desenvolvimento de novos projetos e tecnologias lideradas pela Petrobras^[1] permitiram que, nas décadas seguintes, fossem realizadas descobertas de grandes campos, que fizeram da bacia a maior produtora de petróleo do país até 2017.

Em 2011, por exemplo, a BC alcançou seu pico de produção com 1.947 mboe/d. Nos anos subsequentes, a bacia começou a apresentar uma tendência de redução, principalmente entre 2014 e 2022, com uma queda de mais de um milhão de barris equivalentes por dia.

Essa redução se justifica pelo amadurecimento da bacia, mas sobretudo pelas mudanças estratégicas adotadas pela Petrobras, principal operadora da região, a partir de 2016, quando a estatal passou a priorizar os ativos do pré-sal, reduziu seus investimentos em exploração e produção (E&P) e iniciou um grande programa de desinvestimento.

Nesse contexto, a Petrobras reduziu seus investimentos em projetos de recuperação dos campos maduros e ainda vendeu sua participação em 20 campos na BC. Esses aspectos, além de promoverem sua reestruturação, contribuíram de forma decisiva para a brusca redução da produção da bacia.

Mas, já em 2023, houve uma mudança significativa: a produção da BC aumentou 15,3% em relação a 2022, atingindo a média de 878 mboe/d. Contudo, essa marca é inferior à de 2020, quando a produção foi afetada pela pandemia. A Petrobras produziu 621 mboe/d, o que representa uma redução de 1,6% em comparação a 2022, enquanto os demais operadores produziram 257 mboe/d, um aumento de 20,2% em relação ao ano anterior.

Vale ressaltar que, em janeiro de 2023, a Petrobras concluiu a venda do campo de Albacora Leste, que produziu 30,1 mboe/d, para a Prio. A venda desse ativo contribuiu para aumentar a produção da Prio e das petroleiras privadas, além de condicionar a manutenção da tendência de queda na produção da Petrobras em 2023 na BC. Esses números podem ser visualizados no gráfico abaixo.

A tendência é que a produção da BC aumente nos próximos anos, puxada não somente pela Petrobras, mas por um conjunto de agentes que estão atuando na bacia. Atualmente, oito campos na bacia estão em fase de desenvolvimento. Além disso, vários projetos de recuperação de campos maduros foram realizados, estão em andamento ou projetados.

Em 2022, a Equinor concluiu o projeto de revitalização do campo Peregrino, aumentando sua produção e provendo a extensão de sua vida produtiva. Em 2023, a Petrobras colocou em operação as plataformas Anita Garibaldi e Anna Nery no projeto de revitalização de Marlim, no pós e pré-sal. Além disso, a estatal prevê, em seu atual plano estratégico, instalar mais três plataformas em outros projetos de revitalização e descomissionar 15 plataformas na bacia até 2028.

Apesar de madura, a BC ainda possui áreas exploratórias. Ao todo, há na bacia 19 blocos exploratórios contratados por diferentes petroleiras e outros 6 inseridos no sistema de Oferta Permanente sob Partilha que poderão ser licitados. Contudo, nos últimos anos, o que se viu foi uma brusca redução das atividades exploratórias na bacia.

Na década de 2000, foram perfurados 157 poços pioneiros na bacia, com 77 deles sendo descobridores, portadores e/ou produtores, resultando em uma taxa de sucesso exploratório de 49%.

Na década de 2010, houve uma redução no número de poços perfurados para 73, com 40 deles sendo descobridores, portadores e/ou produtores, o que representa uma taxa de sucesso exploratório em torno de 55%.

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Entre 2014 e 2023, apenas 23 poços pioneiros foram perfurados, sendo que entre 2015 e 2018 não houve nenhuma perfuração. A taxa de sucesso exploratório despencou. Isso poderia indicar a maturidade da bacia, mas também está relacionado à redução das perfurações devido aos baixos investimentos em exploração, principalmente por parte da Petrobras, a principal operadora na região. O gráfico a seguir mostra a evolução dos poços pioneiros e os investimentos da Petrobras em E&P.

Em resumo, os avanços na recuperação dos campos maduros e a retomada das atividades exploratórias são essenciais para a bacia, que seguirá sendo fundamental para o país. Além disso, ela, que foi pioneira para exploração offshore de petróleo e gás, ainda pode fornecer know-how para projetos eólicos offshore.

Apesar da ausência regulatória para esse segmento até o momento, vários projetos foram aventados em áreas da bacia, o que a insere no contexto da transição energética, diversifica suas operações e reforça sua posição estratégica

Nota

^[1] Destaca-se, neste contexto, o Programa de Capacitação Tecnológica para Águas Profundas (PROCAP), criado e desenvolvido entre as décadas de 1980 e 2000. Este programa articulou a Petrobras, fornecedores e instituições de pesquisa visando desenvolver equipamentos e sistemas de produção para viabilizar a extração de petróleo e gás em águas profundas e ultraprofundas. Para mais informações, consultar MORAIS, J.M. Petróleo em águas profundas: uma história da evolução tecnológica da Petrobras na exploração e produção no mar. Rio de Janeiro: Ipea, 2023. Disponível em: https://repositorio.ipea.gov.br/bitstream/11058/12300/1/Petroleo_em_aguas_profundas_2ed.pdf

Artigo publicado originalmente na Brasil Energia.