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A Petrobras confirmou a perfuração de um poço na Foz do Amazonas com profundidade total superior a 7.000 metros, classificado entre os mais desafiadores da companhia, após licença do Ibama e com foco na Margem Equatorial, em um contexto de aceleração de projetos, ganhos operacionais no trimestre e manutenção da política de dividendos
A companhia anunciou que o poço na Foz do Amazonas integra a estratégia de expansão na Margem Equatorial e figura entre os mais profundos da sua história. A autorização ambiental para iniciar a atividade foi emitida em 20 de outubro, abrindo caminho para uma campanha que combina complexidade técnica elevada, padrões de segurança e monitoramento ambiental contínuo.
Em teleconferência de resultados, a direção destacou que a profundidade acima de 7.000 metros exige soluções de engenharia de alto desempenho. O esforço ocorre em um trimestre marcado por lucro líquido de R$ 32,7 bilhões, aumento de 8,1 por cento na produção, avanço nas vendas de derivados e exportações e redução de 11 por cento das despesas operacionais, mesmo com a queda de 13,9 por cento no Brent.
Por que o poço na Foz do Amazonas é tecnicamente desafiador
A classificação entre os mais profundos decorre da soma de variáveis geológicas, batimétricas e operacionais.
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Sistemas de completação, perfuração e controle de pressão precisam operar com margens de segurança estreitas, levando em conta gradientes de poro e fratura, estabilidade de poço e janelas de lama adequadas.
Em águas profundas, janelas operacionais são estreitas e a logística de insumos, equipamentos e pessoal demanda sincronização precisa.
A profundidade prevista impõe gestão de riscos em tempo real com dados de poço, perfis e eventos de gás, além de protocolos de contingência para contenção e resposta.
O pacote instrumental inclui BOPs de alta confiabilidade, monitoramento de kick e cimentação crítica para integridade zonal, preservando a viabilidade das etapas exploratórias seguintes.
Licenciamento, segurança e monitoramento ambiental
A permissão obtida junto ao Ibama condiciona a operação à robustez dos planos de emergência e proteção ambiental.
Em projetos na Margem Equatorial, modelagem de dispersão, vigilância marítima e rastreabilidade de embarcações são usados para reduzir risco residual.
A Petrobras afirma que opera com padrões elevados de segurança e com monitoramento ambiental dedicado.
A gestão ambiental se articula à curva de aprendizagem regional, que inclui levantamentos geofísicos, estudos oceanográficos e rotinas de observação de fauna.
Boas práticas em descarte, emissões e ruído subaquático integram os condicionantes usuais.
O objetivo é manter conformidade regulatória e resposta rápida a qualquer ocorrência.
Margem Equatorial e portfólio exploratório
A Margem Equatorial reúne bacias com sistemas petrolíferos análogos a províncias produtivas internacionais.
Na Foz do Amazonas, a diretoria de Exploração e Produção projeta campanha com oito poços, reconhecendo que a confirmação de volumes comerciais pode exigir vários ciclos de perfuração.
A experiência histórica mostra que descobertas relevantes podem surgir após múltiplas tentativas.
Além da Foz do Amazonas, a empresa mantém frentes no litoral do Rio Grande do Norte, onde já houve duas descobertas ainda sem escala para produção imediata.
Um novo poço está em perfuração para avaliar acumulações e, dependendo do resultado, formar um núcleo de produção no estado.
Aceleração operacional e desempenho de plataformas
A gestão reforçou a diretriz de acelerar projetos. Exemplo citado é a P 79, cuja saída de estaleiro na Coreia foi antecipada para 10 de novembro, e a P 58, com entrada em produção no próximo mês.
P 70 já opera acima da capacidade nominal de 150 mil barris por dia, registrando 159 mil barris por dia, enquanto estudos de elevação de capacidade também alcançam a P 71.
Há diálogo com o Ibama para ampliar a produção em cinco FPSOs, com potencial adicional de 115 mil barris por dia.
Segundo a administração, cada 100 mil barris por dia adicionados representam cerca de US$ 2 bilhões por ano em receita, o que reforça a busca por eficiência de opex e capex em cenário de maior incerteza para o Brent no próximo ano.
Resultados, riscos de preço e dividendos
No terceiro trimestre, o lucro líquido de R$ 32,7 bilhões ficou 0,6 por cento acima do mesmo período do ano anterior, sustentado por maior produção, vendas de derivados e exportações.
A companhia avalia risco mais amplo para o Brent em 2026 e, por isso, mantém revisões de portfólio e disciplina de investimentos, priorizando fazer mais por menos.
A política de dividendos foi reafirmada. Estão previstos R$ 12,16 bilhões em dividendos ordinários referentes ao trimestre, dos quais 28,67 por cento cabem ao governo federal.
A diretriz continua prevendo distribuição de 45 por cento do fluxo de caixa livre quando a dívida bruta estiver até US$ 75 bilhões, mantendo previsibilidade para acionistas.
Próximos passos e expectativa para o poço
A campanha na Foz do Amazonas buscará informações-chave do sistema petrolífero, como maturidade da carga, caminho de migração e integridade de armadilhas.
O primeiro poço é etapa de aprendizado e não define sozinho a comercialidade.
Dados de perfuração, perfis e testes calibrarão modelos, reduzindo incertezas antes de decisões sobre poços adicionais.
Com a profundidade superior a 7.000 metros e janela operacional desafiadora, o cronograma dependerá de condições meteoceanográficas, disponibilidade de navios-sonda e cadeia de suprimentos.
O sucesso exploratório exigirá execução disciplinada e governança técnico-ambiental em toda a campanha.
O poço na Foz do Amazonas inaugura uma fase de alta complexidade técnica na Margem Equatorial, combinando licenciamento robusto, aceleração de plataformas e disciplina financeira.
Para você, qual é o maior ponto de atenção nesta frente exploratória: profundidade e integridade do poço, condicionantes ambientais ou volatilidade do Brent para viabilizar investimentos?
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