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O Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) aprovou em 16 de março de 2026 o plano de desenvolvimento do projeto Kaskida da BP no Golfo do México, com investimento de US$ 5 bilhões. É o primeiro novo campo de petróleo da BP no Golfo desde o desastre do Deepwater Horizon, em 2010.
Conforme a Journal of Petroleum Technology, o Kaskida foi descoberto em 2006 e ficou parado por 20 anos por falta de tecnologia capaz de operar nas condições extremas de pressão e temperatura (HPHT) da formação Paleógena.
O campo guarda cerca de 3 bilhões de barris recuperáveis, parte de um total de 10 bilhões na fronteira Paleogene da BP no Golfo. Em paralelo, a primeira fase de produção, prevista para 2029, vai entregar 80 mil barris por dia, com capex total de US$ 5 bilhões.
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Os números do projeto Kaskida da BP, conforme BOEM, BP e Offshore Technology, contam a história em cinco pontos:
- 3 bilhões de barris recuperáveis estimados no Kaskida sozinho
- 10 bilhões boe cumulativos na fronteira Paleogene da BP no Golfo
- 20.000 psi a pressão máxima de operação dos equipamentos HPHT
- 6.000 pés de água (aproximadamente 1.800 metros) na lâmina de operação
- US$ 5 bilhões de investimento total na primeira fase do projeto
O que tornou o projeto Kaskida da BP impossível por 20 anos
Conforme a Wikipedia, o campo foi descoberto em 2006 no Bloco 292 do Keathley Canyon, a cerca de 400 quilômetros a sudoeste de Nova Orleans. Em paralelo, ficou inacessível desde então por motivos puramente técnicos.
O reservatório fica abaixo de uma camada de sal espessa, com pressão estimada em 20 mil psi e temperatura acima de 200 graus Celsius. Por isso, qualquer poço perfurado precisava resistir a condições inéditas para a indústria offshore mundial.
A solução foi desenvolvida ao longo de uma década. Conforme a BP, o consórcio liderado pela companhia investiu em pesquisa de novos materiais, válvulas, blowout preventers (BOPs) e árvores submarinas capazes de operar a 20.000 psi.
O primeiro projeto a usar equipamentos 20K psi foi o Anchor da Chevron, que entrou em operação em 2024 com 75 mil bbl/dia. Em paralelo, o Kaskida da BP é o segundo projeto comercial 20K psi do mundo, validando a viabilidade industrial dessa tecnologia.
Em paralelo, a aprovação veio durante a administração Trump, conhecida pelo foco em segurança energética doméstica. Conforme analistas, esse contexto regulatório acelerou a passagem pela burocracia do BOEM.
Como funciona a fronteira Paleógena do Golfo
O Paleogene (também chamado Lower Tertiary ou Wilcox) é uma sequência geológica formada há cerca de 60 milhões de anos. Conforme a Offshore Technology, ela fica abaixo de camadas de sal e carbonato em águas ultraprofundas do Golfo do México.
Em paralelo, a BP descobriu vários campos nessa fronteira: Tiber (10 bi boe estimados), Kaskida (3 bi boe), e outros prospectos em avaliação. Por isso, a empresa fala em “10 bilhões de barris descobertos” como conjunto cumulativo.
Conforme reportes técnicos, a sequência Wilcox apresenta arenitos altamente porosos mas com baixa permeabilidade. Por isso, exige fraturamento hidráulico ou estímulos químicos para liberar petróleo em volumes comerciais.
A complexidade geológica explica o investimento alto. Em paralelo, a BP estima breakeven em US$ 40-50 por barril, conforme apresentação a investidores.
Conforme a Pulse2, a meta é desbloquear gradualmente os 10 bilhões de boe ao longo das próximas duas décadas. Após Kaskida (2029), a BP planeja desenvolver Tiber em 2030.
Por que a aprovação gera polêmica ambiental
Grupos ambientalistas processaram a BP e a BOEM. Conforme a Earthjustice, o projeto carece de informações legalmente exigidas sobre qualificações da BP para operar em condições HPHT extremas.
O argumento principal é histórico. Já a BP foi a operadora do Macondo Prospect, sítio do desastre Deepwater Horizon de 2010, que matou 11 trabalhadores e derramou 4,9 milhões de barris no Golfo.
Em paralelo, conforme estudos citados pela Earthjustice, a probabilidade de blowout em poços HPHT é cerca de 6 vezes maior que em águas profundas convencionais. Por isso, um eventual vazamento no Kaskida poderia atingir 4,5 milhões de barris e demandar 100 dias de contenção.
A BP responde que os equipamentos 20K psi incorporam aprendizados pós-Macondo. Conforme a empresa, redundância de BOPs, monitoramento contínuo e protocolos atualizados reduzem drasticamente o risco operacional.
Em paralelo, a Earthjustice e a Maritime Executive seguem com processos no tribunal federal questionando a aprovação. Conforme analistas legais, decisões finais podem demorar anos, mas dificilmente bloqueiam a obra já iniciada.
BP volta ao Golfo do México em força total
O Kaskida marca uma mudança estratégica clara. Conforme analistas do setor, a BP “desprioriza” compromissos anteriores de transição energética e foca em ativos deepwater de alta margem.
Em paralelo, a empresa anunciou planos para 8 a 10 grandes desenvolvimentos no Golfo entre 2028 e 2030, com US$ 10 bilhões alocados para expansão regional. Por isso, Kaskida é a primeira peça desse pipeline.
Conforme apresentações da empresa, o break-even de US$ 40-50 por barril faz dos projetos rentáveis mesmo em cenários de queda do preço internacional. Já isso atrai investidores que pediam retorno sustentado em vez de aposta em renováveis de longo prazo.
O gerente de desenvolvimento da BP no Golfo enfatizou em entrevistas que a empresa pretende ser “o operador deepwater de referência mundial” pós-2030. Em paralelo, isso requer integração contínua com inovação em HPHT, IA preditiva e automação subsea.
O CPG cobriu o tema da concentração estratégica em paralelo na cobertura sobre o bloco Qurnain do Iraque, em que a China consolidou dois terços da produção iraquiana enquanto BP focou esforços de fronteira em outros mercados.
Como o Brasil se compara: pré-sal foi pioneiro em deepwater
O Brasil tem expertise direta no tema. Conforme a Petrobras, o pré-sal brasileiro foi pioneiro mundial em produção deepwater abaixo de camada salina, em águas com mais de 2.000 metros de profundidade.
Em paralelo, o campo de Mero (3,3 bilhões boe recuperáveis) e o complexo Búzios (até 7,5 bilhões boe) operam em condições similares ao Kaskida em complexidade, mas com tecnologia já madura.
A diferença está na pressão. Conforme dados técnicos, o pré-sal brasileiro opera em torno de 8.000 a 12.000 psi, abaixo dos 20.000 psi do Paleogene americano. Por isso, é menos extremo, embora ainda desafiador.
Em paralelo, há transferência de know-how. Conforme acordos públicos, a BP tem cooperação técnica com a Petrobras em deepwater, e ex-engenheiros brasileiros participam de equipes da BP no Golfo.
O Brasil também avança em fronteira. Conforme a ANP, a Bacia de Sergipe-Alagoas (SEAP) e a Margem Equatorial (Foz do Amazonas) são as próximas fronteiras nacionais, com potencial estimado em vários bilhões de barris.
O que vem depois de Kaskida
A primeira oil de Kaskida está prevista para 2029, conforme cronograma da BP. Em paralelo, o desenvolvimento envolve uma plataforma de produção flutuante com capacidade inicial de 80 mil bbl/dia.
O segundo grande projeto da fronteira Paleogene é Tiber, com primeira oil prevista para 2030. Conforme a BP, Tiber tem reservas estimadas de 10 bilhões boe descobertos, embora apenas parte seja recuperável com tecnologia atual.
Outros operadores também avançam. Conforme dados públicos, a Chevron desenvolve Anchor (já operacional desde 2024 com 75 mil bbl/dia) e Whale (primeira oil 2024). A Shell e a TotalEnergies têm prospectos similares em estudo.
Em paralelo, o futuro da indústria deepwater americana depende de regulação favorável e de evolução tecnológica contínua. Conforme analistas, o nicho HPHT 20K psi pode adicionar 30 bilhões de barris ao reserve base americano até 2040.
O componente competitivo é claro. Conforme a EIA, EUA já são o maior produtor mundial de petróleo bruto, com 13 milhões bbl/dia em 2025. O Kaskida e seus sucessores ajudam a manter essa liderança contra Arábia Saudita (12 mi) e Rússia (10 mi).
Vale ressaltar, contudo, que processos judiciais movidos pela Earthjustice e pela Maritime Executive ainda estão em curso e podem afetar o cronograma da BP. A primeira oil em 2029 também depende da entrega de equipamentos HPHT 20K psi pelos fornecedores. A matéria será atualizada conforme novos comunicados da BP e da BOEM.
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