Primeira rodada aberta de área plantada no pré-sal do Brasil: o que dizem os especialistas

A ANP, reguladora de petróleo e gás do Brasil, publicou as regras e diretrizes para a primeira rodada aberta de partilha de produção.

O objetivo da licitação é contratar as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em blocos no polígono do pré-sal e em áreas estratégicas.

Nesse sistema, os blocos ficam permanentemente disponíveis e as rodadas iniciam-se a pedido das empresas cadastradas, mediante apresentação à ANP de declaração de interesse, acompanhada de garantia de fornecimento, para um ou mais blocos disponíveis.

Dos 11 blocos ofertados, Ágata, Água Marinha, Esmeralda, Jade, Turmalina e Tupinambá, na bacia de Santos, deveriam ser leiloados nas rodadas de partilha de produção 7 e 8, que foram canceladas em meio à pandemia de coronavírus.

Os demais não receberam ofertas nas rodadas anteriores. São eles Itaimbezinho (4ª volta, bacia de Campos), Norte de Brava (6ª volta, Campos), Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário (6ª volta, bacia de Santos).

Consultados pela BNamericas, dois especialistas avaliaram os ativos a serem oferecidos.

Glauce Santos, Analista Sênior de Pesquisa Upstream na Wood Mackenzie

“As empresas terão que enfrentar o desafio de escolher entre oportunidades com altas recompensas, mas com baixa probabilidade de sucesso geológico, e aquelas com maior probabilidade de sucesso geológico associado a menos petróleo no local.

A oportunidade de Tupinambá tem um volume maior de óleo, mas o risco de não encontrar um intervalo de reservatório promissor também é grande.

Não é impossível que grandes descobertas sejam feitas, mas a partir de Búzios a possibilidade de encontrar descobertas comerciais está diminuindo porque há mais riscos associados a novas áreas.

A bacia de Santos é mais prolífica no pré-sal do que Campos. É fácil verificar comparando a produtividade em ambas as bacias. Não é diferente para os blocos que serão leiloados este ano, como mostra o gráfico.

Em termos de geologia, os domínios estrutural-tectônicos onde esses blocos estão localizados apresentam desafios relacionados à qualidade do reservatório e eficácia da rocha geradora.

No leste do alto externo, os grabens do pré-sal se desenvolvem na crosta hiperestendida. Este domínio é caracterizado por uma crosta continental muito fina que deixa menos espaço para o desenvolvimento de rochas geradoras efetivas.

Além disso, existe o risco de se encontrar altos teores de CO2, principalmente nos blocos localizados próximos à tendência de Peroba.

A característica de reservatório mais profundo comumente encontrada perto do campo Bacalhau pode apresentar o desafio de lidar com um reservatório sobrepressão. Rochas vulcânicas intercaladas em camadas de reservatórios também podem desafiar a qualidade do reservatório em algumas áreas, como no sudeste da Bacia de Santos.

Enquanto isso, as empresas estão mais cautelosas devido à falta de descobertas comerciais nos últimos anos.

Potencialmente, esses blocos são mais propensos a atrair Petrobras e empresas internacionais de petróleo]que acumularam conhecimento prévio em ambas as bacias. Eles conhecem exatamente as dimensões do risco relacionadas às oportunidades.

Blocos mais próximos da produção de campos do pré-sal têm mais potencial para atrair empresas. A Petrobras já manifestou interesse nos blocos Água Marinha e Norte de Brava, ambos mais próximos dos campos do pós-sal e de sua infraestrutura.”

Pedro Zalán, geólogo e fundador da consultoria ZAG Consultoria em Exploração de Petróleo

“São blocos de médio interesse. Nem Tupi nem Búzios, mas há perspectivas no pré-sal, que despertam algum interesse.

O de menor interesse é Itaimbezinho, que não possui prospecto do pré-sal, e a existência do prospecto do pós-sal indicado pela ANP é muito duvidosa, com poucas chances de sucesso geológico.

O mais interessante, na minha opinião, é o bloco Tupinambá. Este ativo tem um campo de petróleo gigante em sua crista. Eu não tenho dúvidas sobre isso. Foi fortemente marcado pelos três furos secos perfurados pela ExxonMobil no flanco norte/nordeste da estrutura, mas essa estrutura ainda se eleva no bloco Tupinambá. Se eu fosse uma petroleira, com certeza correria para pegar esse bloco, porque é um prospecto do pré-sal, que está ‘perdendo’ petróleo e já fez uma acumulação no pós-sal. Então, se eles não encontrarem nada no pré-sal, com certeza encontrarão no pós-sal. Mas estou convencido de que ainda há muito petróleo no pré-sal desse bloco.

Os demais blocos são razoavelmente atrativos, com exceção do Cruzeiro do Sul, que acho fraco. Esse ativo é a extensão da descoberta de Júpiter, rico em CO2 na composição de seus hidrocarbonetos.

Os melhores depois de Tupinambá são aqueles que são extensões de acumulações já compradas no pré-sal, como o Sudoeste de Sagitário e o Norte de Brava. São blocos que, se a empresa comprar, terá certeza de que encontrará petróleo, e será uma questão de viabilização econômica unificando as descobertas com a Brava e o futuro campo de Sagitário.

Bumerangue é o quarto melhor bloco, por estar próximo a Tupinambá, e as chances de encontrar petróleo são muito altas.

Turmalina, Jade, Esmeralda, Água Marinha e Ágata são moderadamente interessantes.

Embora improvável, é possível que ninguém lance nesta rodada porque as condições globais são muito incertas. O valor do petróleo está muito alto agora, mas quem disse que vai continuar nesse patamar e que a demanda será a mesma?

Além disso, as petroleiras desconfiam um pouco do Brasil por insegurança jurídica. Muitas vezes, o governo retira blocos dos leilões por pressão de ONGs e dificuldades com licenças ambientais para perfuração. Isso afeta a credibilidade do país.”

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