Diretora de Exploração e Produção da estatal, Sylvia Anjos, aponta que o sucesso econômico da nova fronteira exploratória na Margem Equatorial depende de um volume original de óleo in place entre 6 bilhões e 8 bilhões de barris, superando os desafios operacionais e regulatórios da região.
A viabilização econômica de uma nova fronteira produtiva na Bacia da Foz do Amazonas, na costa do amapaense, exige da Petrobras a confirmação de reservas expressivas de petróleo, com patamares comparáveis aos de grandes campos maduros da Bacia de Campos. A diretora de Exploração e Produção da companhia, Sylvia Anjos, destacou que a estatal descarta a expectativa de encontrar um reservatório nos moldes dos supergigantes do pré-sal da Bacia de Santos, mas mira volumes de óleo in place (VOIP) na faixa entre 6 bilhões e 8 bilhões de barris.
O parâmetro de economicidade é considerado essencial para fazer frente ao complexo conjunto de desafios logísticos, ambientais e de engenharia observados na região. Entre os fatores de custo elencados pela executiva estão a demora histórica nos processos de licenciamento ambiental, a ausência de infraestrutura prévia de escoamento e suporte na localidade, além da complexidade técnica de perfuração em seções de terreno marcadas por pressões anormais e altíssimas.
O esforço exploratório é evidenciado pelas dimensões do poço pionteiro Morpho, integrante da campanha no bloco FZA-M-59. Com extensão projetada de até 7,25 mil metros, o poço figura como o quinto maior da história da companhia, ficando atrás apenas de quatro iniciativas executadas na Bacia de Santos.
A superação de todas as variáveis de custo, prazos e complexidade técnica precisará ser ponderada pelo volume efetivamente certificado de hidrocarbonetos, conforme ressaltado pela diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, ao explicar a jornalistas no evento setorial que a estimativa exata de economicidade do projeto só poderá ser dimensionada após a apuração definitiva do montante acumulado nos reservatórios.
Superação de riscos geológicos e sistema petrolífero confirmado
Apesar dos obstáculos operacionais, a campanha exploratória já superou o principal obstáculo científico da atividade. A executiva pontuou que os riscos associados à existência de um sistema petrolífero viável na região foram inteiramente eliminados com os dados coletados no primeiro poço, cuja conclusão está prevista para a próxima semana.
A confirmação da presença de rocha geradora, rocha reservatório, migração do óleo e selo estrutural foi detalhada pela diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, ao relatar que a verificação de um sistema petrolífero plenamente atuante logo no primeiro poço perfurado representou um marco técnico fundamental para o prosseguimento das operações na Margem Equatorial.
Com a comprovação geológica, a incerteza remanescente restringe-se exclusivamente ao dimensionamento volumétrico do óleo acumulado. O otimismo técnico da companhia é alimentado tanto pelas características dos levantamentos sísmicos 3D adquiridos em parceria com petroleiras internacionais quanto pela possibilidade de encontrar novas acumulações em intervalos mais profundos da coluna estratigráfica em perfurações futuras.
Vantagem na qualidade do óleo e parâmetros de comparação
Um diferencial competitivo apontado pela companhia na Foz do Amazonas refere-se à densidade do petróleo encontrado. Embora a estatal mantenha em sigilo o grau API exato apurado nas perfurações, a diretoria adiantou que o óleo apresenta características de leveza consideravelmente superiores às registradas na Bacia de Campos.
A facilidade de escoamento decorrente da menor densidade do fluido reduz de forma expressiva a necessidade de investimentos robustos em equipamentos de bombeio e infraestrutura de elevação, conforme avaliado pela diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, ao ponderar que a extração de um óleo mais leve flui naturalmente e minimiza o esforço técnico de escoamento em comparação aos óleos pesados, agregando valor à equação de Valor Presente Líquido (VPL) do projeto.
Para balizar as expectativas de mercado, o volume projetado de 6 bilhões a 8 bilhões de barris de VOIP, que contabiliza todo o óleo existente antes do início da produção, equipara-se aos patamares de campos históricos como Marlim (6,76 bilhões de barris), Marlim Sul (7,58 bilhões de barris) e o complexo de Barracuda-Caratinga (6,12 bilhões de barris), distanciando-se dos gigantes do pré-sal como Tupi e Búzios, cujos volumes superam a marca de dezenas de bilhões de barris. A consolidação definitiva da viabilidade comercial do bloco dependerá agora da conclusão dos quatro poços previstos no plano exploratório e da respectiva liberação de licenças remanescentes pelo Ibama.
