Executivos discutiram na Rio Oil & Gas sobre a Margem Equatorial, Guiana, África e tecnologias para prolongar a produção de petróleo
Até quando as reservas atuais conseguirão sustentar a produção mundial de petróleo? Essa pergunta atravessou um dos principais debates da ROG.e 2026, realizada no Riocentro, no Rio de Janeiro. E não é uma questão pequena.
No painel “Desafio da Reposição de Reservas Offshore — Novas Fronteiras e Aumento do Fator de Recuperação”, executivos da Petrobras, ExxonMobil, Chevron e TotalEnergies colocaram sobre a mesa um problema que parece distante, mas começa agora: de onde virá o petróleo das próximas décadas?
José Formigli, Senior Operating Partner do Fifth Ocean Group e ex-diretor da Petrobras, moderou a conversa. Participaram Sylvia Anjos, da Petrobras; John Ardill, da ExxonMobil; Kevin McLachlan, da Chevron; e Olivier Bahabanian, da TotalEnergies. Ao longo de aproximadamente uma hora, ficou claro que não existe uma solução só. Encontrar novos campos é parte do caminho. Tirar mais petróleo daqueles que já existem, também.
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A conversa passou pela Margem Equatorial, Guiana, Suriname, África, pré-sal, Bacia de Campos e Bacia de Santos. No meio disso tudo, sísmica avançada, sistemas submarinos, eficiência operacional e emissões entraram na discussão.
O preço muda. A necessidade de novas reservas continua
Quando o painel começou a ser planejado, em 2025, parte do mercado cogitava o barril abaixo de US$ 60. A realidade mudou rápido. Eventos geopolíticos voltaram a pressionar os preços e a segurança energética ganhou espaço outra vez.
Só que projetos offshore não nascem de uma hora para outra. Eles atravessam anos de estudos, licenças, perfurações e investimentos. É uma corrida longa e, por isso, segundo Formigli, decisões estratégicas não podem depender apenas do preço do barril naquele mês.
A transição energética apareceu naturalmente na conversa. As projeções citadas durante o painel indicam que petróleo e gás ainda deverão ocupar uma parcela relevante da oferta mundial em 2050. Mas produzir como antigamente já não cabe mais.
Agora a indústria precisa equilibrar energia disponível, custos competitivos e redução de emissões. Fácil falar. Bem mais difícil fazer. John Ardill, da ExxonMobil, trouxe a dimensão desse desafio. Segundo ele, crescimento populacional e desenvolvimento econômico continuam elevando o consumo de energia.
A estimativa apresentada no evento aponta crescimento de aproximadamente 15% na demanda energética nos próximos anos. Então a conta aperta. Novas descobertas serão necessárias, mas melhorar aquilo que já existe pode ser tão importante quanto.
Guiana saiu de descoberta para quase 1 milhão de barris por dia
Quando a conversa chegou à Guiana, os números chamaram atenção. A descoberta de Liza aconteceu em 2015 no Bloco Stabroek, operado pela ExxonMobil. Pouco mais de uma década depois, a produção do país já ultrapassa 900 mil barris por dia.
Os recursos estimados do bloco superam 11 bilhões de barris de óleo equivalente. Foi rápido, muito rápido para o padrão offshore. Ardill explicou que parte dessa velocidade veio do uso crescente de dados, modelos digitais e simulações. Conforme o reservatório produz, novas informações chegam. As equipes analisam, recalculam e ajustam o projeto.
Não é mais aquela fotografia estática do subsolo. Imagens sísmicas também se tornaram muito mais precisas. Isso ajuda a entender onde perfurar, como desenvolver uma descoberta e até como recuperar mais petróleo de um campo.
Mas existe outro lado. Tecnologia nenhuma resolve contrato ruim, demora excessiva ou incerteza regulatória. Ardill destacou a importância da estabilidade das regras e da cooperação entre governos e empresas para acelerar projetos.
Morpho colocou a Foz do Amazonas ainda mais no radar
No Brasil, a atenção se voltou para o poço Morpho, no bloco FZA-M-59, na Bacia da Foz do Amazonas. Sylvia Anjos explicou que a Petrobras perfurou em aproximadamente três mil metros de lâmina d’água. A profundidade total chegou a cerca de sete mil metros, e a companhia encontrou hidrocarbonetos.
A descoberta colocou ainda mais holofotes sobre a Margem Equatorial, mas Sylvia tratou de colocar um freio na empolgação. Ainda falta saber muita coisa. Encontrar petróleo não significa automaticamente encontrar um campo comercial. A Petrobras terá de perfurar novos poços para delimitar a acumulação, entender o reservatório e saber se o volume justifica bilhões em investimentos.
A empresa pretende perfurar mais três poços na região e estudar outras áreas da Margem Equatorial. Tudo isso continua condicionado às etapas de licenciamento ambiental.
E existe um detalhe importante: tempo! Segundo Sylvia, um projeto exploratório pode levar aproximadamente dez anos entre os estudos iniciais e o primeiro barril. Ou seja, o petróleo da próxima década começa a ser decidido agora.
A Petrobras também voltou seus olhos para fora do país, especialmente para a África, onde vê oportunidades de aplicar conhecimentos acumulados nas duas margens do Atlântico. Sylvia afirmou ainda que a empresa elevou sua produção enquanto reduziu em mais de 40% as emissões de dióxido de carbono e metano.
Produzir mais, nesse raciocínio, não significa necessariamente emitir mais na mesma proporção.
Bacia de Campos mostra que campo antigo não significa campo acabado
Enquanto novas fronteiras atraem atenção, existe petróleo bem mais perto. Às vezes, literalmente ao lado de uma plataforma que já está operando. Foi nesse ponto que a Bacia de Campos ganhou espaço no painel. Depois de mais de uma década de declínio, a região voltou a registrar crescimento da produção.
Não apareceu uma nova Bacia de Campos. Mudou a forma de trabalhar com a antiga. A Petrobras modernizou sistemas, aumentou a eficiência e passou a enxergar campos maduros de outra maneira. Sylvia chegou a chamar esses ativos de “menina dos olhos” da empresa.
Segundo ela, a Bacia de Santos opera acima de 90% de eficiência, com determinadas instalações chegando perto de 96%. Na Bacia de Campos, o índice ultrapassa 80%, mesmo com equipamentos mais antigos. E ainda dá para melhorar.
Uma das alternativas está nos tiebacks. Em vez de construir uma plataforma inteira para uma descoberta pequena, a empresa pode conectar esse reservatório, por sistemas submarinos, a uma unidade que já existe. É neste ponto que a matemática muda completamente. Um campo que sozinho não pagaria uma nova plataforma pode fazer sentido quando aproveita uma estrutura instalada.
Sylvia disse que existem volumes relevantes em descobertas menores, mas algumas não suportariam um sistema de produção estimado em cerca de US$ 4 bilhões. Então entra engenharia. Custos menores. Poços melhores. Sistemas submarinos mais competitivos. E um pouco de criatividade também.
TotalEnergies monitora os poços enquanto Chevron tenta enxergar melhor o subsolo
A TotalEnergies levou para o painel outra frente: monitoramento permanente. Olivier Bahabanian explicou que sensores podem acompanhar pressão, fluxo de líquidos e gases e o comportamento dos poços praticamente de forma contínua. Parece detalhe técnico, mas não é!
Esses dados permitem antecipar problemas, ajustar a produção e identificar anormalidades antes que elas fiquem maiores. Também ajudam na detecção de vazamentos e no controle das emissões.
A Chevron, por outro lado, falou bastante sobre o que ainda não foi descoberto. Kevin McLachlan afirmou que Brasil, Guiana, outras áreas da América do Sul e África estão no radar da companhia.
Na Margem Equatorial brasileira, a Chevron prepara uma campanha sísmica prevista para durar aproximadamente 16 meses. Parte dos dados poderá ser processada enquanto os navios ainda estiverem fazendo a aquisição. Assim, os geocientistas começam a interpretar o subsolo antes mesmo do levantamento terminar.
Entre as tecnologias citadas está a Full Waveform Inversion, capaz de gerar imagens mais detalhadas das formações geológicas.
McLachlan brincou que o “nirvana da exploração” seria nunca mais perfurar um poço seco. Seria ótimo, mas ainda não chegamos nisso. Mesmo com computadores mais potentes, dados melhores e imagens cada vez mais detalhadas, o subsolo continua guardando surpresa. E talvez essa seja justamente a essência da exploração.
No fim, Petrobras, ExxonMobil, Chevron e TotalEnergies chegaram praticamente ao mesmo lugar: não existe futuro para a produção baseado apenas em novas descobertas, nem somente em campos antigos. Contudo, as duas coisas precisam andar juntas.
A Margem Equatorial, a Guiana e outras novas fronteiras podem revelar grandes volumes. Ao mesmo tempo, campos maduros ainda possuem petróleo que pode voltar para a conta conforme tecnologia, eficiência e custos evoluem. É uma corrida que já começou, mas cujo resultado talvez só apareça daqui muitos anos.
No petróleo, o barril produzido em 2036 pode depender de uma decisão tomada em 2026. E essa foi uma das mensagens mais fortes deixadas pela ROG.e: a segurança energética do futuro começa muito antes de o petróleo chegar à superfície.
Você acredita que a Margem Equatorial e a recuperação dos campos maduros conseguirão sustentar o crescimento da produção brasileira nas próximas décadas?
