Muito se tem comentado sobre o enorme potencial petrolífero na margem equatorial do Brasil, região onde a partir do Norte, encontram-se as bacias Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar.
Ao que tudo indica, essa nova fronteira de exploração pode ser o novo pré-sal brasileiro, com possibilidade de produzir de 5 a 7,5 bilhões de barris de petróleo recuperáveis se considerado um fator de recuperação de 25%, ou seja, um volume inicial in situ de 20 a 30 bilhões de barris de petróleo.
Segundo os estudiosos na área, a margem equatorial brasileira possui uma geologia semelhante a costa atlântica do norte da África, a qual se inicia na costa nigeriana e se estende até Gana e Costa do Marfim, onde ocorreram algumas descobertas importantes de petróleo no final dos anos 2000.
A formação geológica da era cretácea (“Upper Cretaceous Age”), há cerca de 100 a 165 milhões de anos, deu origem ao sistema petrolífero existente em várias regiões da costa atlântica africana e em regiões da costa brasileira como Sergipe, Espírito Santo, assim como as bacias de Santos e Campos, uma vez que nesta época, essas regiões estavam conexas.
O potencial petrolífero da margem equatorial começou a ser materializado com a descoberta do campo em águas profundas de Jubilee na costa de Gana em 2007, seguido de outras em regiões adjacentes e na Costa do Marfim.
Estas descobertas motivaram a ideia de que áreas geologicamente semelhantes deste lado do Atlântico, tais como as bacias de Para-Maranhão e Barreirinhas, também poderiam ter um potencial petrolífero equivalente.
De fato, este incrível potencial começou a ser relevado em 2011 com uma descoberta em águas profundas (2048 m de lâmina d’agua) na Guiana Francesa, somente a 50 Km da fronteira com o Amapá.
A descoberta foi resultado da perfuração do poço Zaedyus (profundidade de 5711 metros) pela empresa Tullow – de origem Irlandesa e com sede atualmente em Londres.
Adicionalmente, em 2015 a empresa americana ExxonMobil iniciou suas atividades no bloco Stabroek na Gayana, onde encontrou 18 acumulações de petróleo de boa qualidade durante uma campanha de cinco anos – e hoje, acredita-se que consiga alcançar de sete a nove bilhões de barris equivalentes recuperáveis.
Em julho deste ano, a empresa anunciou mais duas descobertas (Seabob e Kiru-Kiru) ao Sudeste dos campos de Liza e Payara.
As unidades de produção Liza Destiny e Unity, combinadas, podem chegar até 340 mil barris de petróleo ao dia (bpd).
Um terceiro projeto denominado Payara – a unidade produção Prosperity, com capacidade de produção de 220 mil bpd, deve entrar em operação em 2023.
Assim sendo, somente em 2022, a empresa completa sete descobertas de um total de 25, desde que iniciou as atividades na Gyana.
E como fica o Brasil nesta história? Boas notícias recentemente indicam que o país se mobiliza para acelerar o processo de exploração na região da Margem Equatorial.
A Petrobras anunciou que pretende perfurar um primeiro poço com lâmina d’agua de cerca 2800 metros a 160 KM do litoral Norte do Amapá até o final de 2022.
Os investimentos previstos para exploração na região serão da ordem de US$ 2 bilhões, sendo que este valor representa 38% do total de US$ 5,5 bilhões reservados para atividades de exploração no plano de investimento da empresa até 2026.
A margem equatorial brasileira atraiu grande interesse das operadoras na 11ª Rodada de Licitações de áreas de petróleo e gás natural realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 2013, quando o consórcio formado pela Total (40%), Petrobras (30%) e BP (30%), adquiriu o direito de exploração da área pagando um bônus de assinatura no valor de R$ 345,9 milhões.
Após quase uma década perdida em função da dificuldade de obtenção de licença ambiental para continuar a campanha exploratória, a Total foi obrigada a desistir do projeto em 2020, junto com a BP logo na sequência, em 2021.
Seguindo com boas notícias, no mês passado a ANP aprovou a inclusão de 218 áreas na Margem Equatorial no regime de Oferta Permanente, ampliando o número de áreas disponíveis de 71 para 289.
Estas áreas estão localizadas em cinco bacias sedimentares, que se estendem do litoral do Amapá ao Rio Grande do Norte: Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar.
É importante destacar que especialistas na área estimam um potencial de 30 bilhões de barris de petróleo na região – com um volume estimado recuperável de 7,5 bilhões de barris de petróleo – o qual poderá ser ainda maior dependendo dos resultados da campanha exploratória e utilização de novas tecnologias no aumento do fator de recuperação.
Os investimentos da Petrobras na região buscam viabilizar a infraestrutura operacional, socioambiental e de comunicação para dar início a campanha exploratória.
Como consequência imediata, estes investimentos devem movimentar toda a economia da região em diversos setores, desde áreas de apoio marítimo e ambiental até setores como hotelaria e serviços em geral.
A decisão da Petrobras em investir em exploração na Margem Equatorial terá uma transformação muito relevante para toda região norte do país, transformação esta que deverá ser ainda mais significante se a empresa tiver êxito com descobertas de petróleo e gás natural.
O resultado pode transformar a região em um “novo pré-sal brasileiro”, com benefícios incalculáveis para a sociedade, o setor de petróleo e gás natural e para o Brasil.
Com mais de 30 anos de experiência em gerência geral, desenvolvimento de negócios e investimentos corporativos, Felipe Kury é ex-diretor executivo e membro do conselho de administração da ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) onde se especializou no setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis. Anteriormente, atuou como executivo de empresas globais, como Managing Director na Tetrad Capital Partners (UK), Presidente na Thomson Reuters Financial & Risk, Diretor Executivo na Microsoft Corp.(USA), além de Softbank Intl.(USA) e IBM Corp (USA).
