Suspensão do plano de avaliação dá mais tempo à Petrobras para estudar Júpiter, na Bacia de Santos. A descoberta tem potencial petrolífero, mas o elevado teor de CO₂ exige uma solução tecnológica antes da produção comercial.
A Petrobras ganhou mais tempo para avaliar a descoberta de Júpiter, localizada no pré-sal da Bacia de Santos, onde a presença de grandes quantidades de dióxido de carbono (CO₂) no gás representa um dos principais obstáculos ao aproveitamento comercial do petróleo.
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) analisou a suspensão do Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) da área em reunião realizada na segunda-feira, 9 de novembro de 2026.
Segundo a revista especializada Brasil Energia, a decisão suspende o plano até 2030, permitindo que a estatal avance na maturação de uma tecnologia desenvolvida para separar o gás rico em CO₂ do petróleo ainda no fundo do mar.
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Conhecido como HISEP, o sistema pode reduzir a quantidade de gás que precisa subir até as plataformas, mas sua aplicação comercial depende da conclusão de etapas de qualificação e testes.
ANP suspende avaliação de Júpiter enquanto Petrobras busca solução para o CO₂
O processo envolvendo Júpiter foi analisado na 1.194ª reunião da Diretoria Colegiada da ANP, sob relatoria de Symone Araújo. A discussão tratou especificamente da suspensão do plano de avaliação vinculado à concessão BM-S-24.
Até então, os registros públicos da agência indicavam 28 de novembro de 2026 como prazo previsto para a declaração de comercialidade da descoberta.
A suspensão dá mais tempo para que a Petrobras e sua parceira aprofundem as avaliações necessárias antes de uma decisão sobre o desenvolvimento da área.
Isso não significa que Júpiter começará a produzir em 2030. O prazo mencionado se refere à avaliação do projeto, que ainda precisa superar obstáculos técnicos e econômicos antes de avançar para a exploração comercial.
O Plano de Avaliação de Descoberta reúne atividades destinadas a determinar as características dos reservatórios, a produtividade dos poços e as condições necessárias para aproveitar o petróleo ou o gás encontrado.
Ao concluir essa etapa, as empresas precisam avaliar se a descoberta pode ser desenvolvida comercialmente. Mesmo quando os testes mostram resultados promissores, a existência de hidrocarbonetos não garante que a produção será economicamente viável.
No caso de Júpiter, a dificuldade está relacionada principalmente à composição dos fluidos presentes no reservatório, que exige soluções de processamento diferentes das utilizadas em projetos convencionais.
Descoberta de 2008 apresentou petróleo valioso, mas gás com elevado teor de CO₂
Júpiter foi descoberto em 2008 no bloco BM-S-24, localizado em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, próximo a outras grandes acumulações do pré-sal brasileiro.
A Petrobras opera a concessão com 80% de participação, enquanto os 20% restantes pertencem à Petrogal Brasil, empresa ligada ao grupo português Galp.
Apesar do potencial identificado, a descoberta permanece em avaliação há quase duas décadas.
Em 2020, a Petrobras concluiu testes de formação no poço Apollonia, integrante da área de avaliação de Júpiter. Os resultados confirmaram elevada produtividade e a presença de condensado, um hidrocarboneto de alto valor comercial.
O poço testado está localizado a aproximadamente 295 quilômetros da cidade do Rio de Janeiro, em uma região com lâmina d’água de 2.183 metros.
Entretanto, o elevado teor de CO₂ e a grande quantidade de gás associada aos hidrocarbonetos dificultam o desenvolvimento comercial da descoberta.
Quando o petróleo é extraído do reservatório, outros fluidos também podem acompanhar a produção. Nas instalações convencionais, parte importante desse processamento ocorre nas plataformas, onde o gás precisa ser separado, tratado ou encaminhado para reinjeção.
Em reservatórios com proporções muito elevadas de CO₂, essa operação pode exigir equipamentos maiores, mais energia e capacidade adicional de processamento.
A própria Galp reconhece que o projeto continua em avaliação devido à composição do reservatório. Os parceiros buscam alternativas capazes de transformar o potencial geológico já identificado em uma operação comercialmente viável.
HISEP promete separar petróleo e gás rico em CO₂ diretamente no fundo do mar
A principal aposta tecnológica associada ao futuro de Júpiter é o HISEP, sigla de High Pressure Separation, ou separação em alta pressão.
Desenvolvido e patenteado pela Petrobras, o sistema permite transferir parte do processamento realizado nas plataformas para equipamentos instalados no leito marinho.
Na prática, a mistura de petróleo e gás que sai do poço passa por uma estação submarina de separação. O petróleo segue para a plataforma, enquanto a corrente de gás rica em CO₂ pode ser direcionada a equipamentos de bombeamento e reinjetada no reservatório.
Segundo a TechnipFMC, empresa contratada para desenvolver a aplicação piloto da tecnologia, o sistema combina estruturas de separação, bombeamento, distribuição de energia e controle submarino.
Essa configuração pode liberar capacidade nas instalações de superfície e reduzir a quantidade de gás que precisa ser transportada até a plataforma para processamento.
Outro benefício potencial está na redução da intensidade das emissões de gases de efeito estufa associadas à produção, já que o gás rico em CO₂ pode ser reinjetado no próprio reservatório.
A solução, porém, não equivale à separação de CO₂ puro para comercialização do restante do gás natural. Na configuração original do HISEP, a corrente reinjetada continua sendo uma mistura gasosa rica em dióxido de carbono.
O desafio tecnológico é significativo porque os equipamentos precisam funcionar em grandes profundidades, submetidos a pressões elevadas e à composição agressiva dos fluidos, mantendo confiabilidade durante a operação.
Testes em Mero e centro tecnológico de R$ 300 milhões podem ajudar a destravar Júpiter
Embora seja considerada uma alternativa para o desenvolvimento de Júpiter, a primeira aplicação do HISEP foi planejada para o campo de Mero, também localizado no pré-sal da Bacia de Santos.
Em janeiro de 2024, a Petrobras assinou contrato com a FMC Technologies do Brasil, subsidiária da TechnipFMC, para desenvolver, fabricar e instalar o sistema piloto associado ao projeto Mero 3.
A instalação será conectada ao FPSO Marechal Duque de Caxias e servirá para avaliar o desempenho da separação submarina em condições reais de produção.
O avanço dessa tecnologia também recebeu reforço em julho de 2026, quando a Petrobras anunciou o início das operações do Centro Tecnológico para o Pré-sal Brasileiro (CTPB), instalado na Universidade Federal de Itajubá, em Minas Gerais.
A estrutura recebeu R$ 300 milhões em investimentos de pesquisa e desenvolvimento, realizados pela Petrobras e seus parceiros do Consórcio de Libra.
De acordo com a Agência Petrobras, o centro consegue reproduzir condições de altas pressões, temperaturas elevadas e grandes concentrações de CO₂ semelhantes às encontradas nos reservatórios do pré-sal.
A companhia informou que já havia realizado testes bem-sucedidos de uma bomba de fase densa em 2023 e programou novas etapas de qualificação dos equipamentos para o segundo semestre de 2026.
Esses testes são importantes para avaliar a resistência, a eficiência e a confiabilidade dos componentes antes de sua aplicação submarina em escala operacional.
Para Júpiter, a maturação do HISEP poderá ampliar as alternativas técnicas disponíveis, mas não garante a escolha definitiva de um sistema de produção ou a aprovação econômica do empreendimento.
A descoberta continua sem declaração de comercialidade e sem data anunciada para iniciar a produção. A decisão sobre seu desenvolvimento dependerá dos resultados tecnológicos, das avaliações dos reservatórios e dos próximos procedimentos regulatórios perante a ANP.
