As empresas de petróleo que têm contratos de exploração e produção de óleo e gás planejam investir R$ 21 bilhões entre 2023 e 2027 apenas em atividades exploratórias – ou seja, em pesquisas para investigar a presença de hidrocarbonetos e, se houver, o potencial de comercialidade. Deste total, R$ 11 bilhões estão previstos para a Margem Equatorial, que enfrenta entraves na aquisição das licenças ambientais.
As informações são do Relatório Anual de Exploração 2022, que relata as atividades de exploração de petróleo e gás realizadas entre 2016 e 2022 e traz projeções para os anos seguintes. O documento foi divulgado nesta quarta-feira, 19 de julho, pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Durante esse período de investimentos, o ano de 2024 deve concentrar o maior montante de investimentos exploratórios, com R$ 7 bilhões previstos. Para 2023, a previsão é que R$ 5,9 bilhões sejam investidos em exploração. Entre 2025 e 2027, o valor estimado para atividades exploratórias é de R$ 7,6 bilhões.
O relatório prevê a perfuração de 28 poços exploratórios marítimos entre 2023 e 2027, sendo oito na bacia da Foz do Amazonas, na margem equatorial. A bacia de Campos deve ter sete poços exploratórios e, na bacia de Santos, seis novos poços devem ser perfurados no período. Em 2023, a previsão é que haja dez poços perfurados em bacias marítimas (sendo um na Foz do Amazonas, atualmente sem licença ambiental).
Nas bacias terrestres, planeja-se a perfuração de 63 poços exploratórios até 2027, com destaque para a bacia do Parnaíba, com previsão de 15 novos poços, seguida pela bacia do Amazonas, com 14 poços previstos, e pela bacia Potiguar, com previsão de 11 poços exploratórios. Em 2023, a previsão é que haja 22 poços perfurados em bacias terrestres.
Margem equatorial e o impasse ambiental
Atualmente, 20 dos 41 blocos licitados na Margem Equatorial estão suspensos, todos por motivação ambiental. O impasse “preocupa”, segundo a ANP, já que a Margem Equatorial é considerada a principal fronteira exploratória no Brasil.
As perspectivas sobre o potencial comercial desta área têm como base o sucesso na porção da Guiana e do Suriname, próximos à margem equatorial brasileira, e também às descobertas realizadas no oeste da África, que tem condições geológicas muito parecidas com as do Brasil.
O Relatório Anual de Exploração 2022 da ANP destaca que os últimos dados geológicos da região datam de 2016, e que a última perfuração de um poço exploratório nessa área ocorreu em 2015, na bacia Potiguar. Nas bacias de Barreirinhas, Foz do Amazonas e Pará-Maranhão, os últimos poços exploratórios foram perfurados em 2011.
Outros destaques do Relatório Anual de Exploração 2022
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– O número de notificações de descoberta aumentou aproximadamente 54% quando comparado ao ano de 2021. Foram 20 notificações em 2022, contra 13 no ano anterior.
– Ao final de 2022, 295 blocos estavam sob contrato, total que representou não só um aumento de 19% em relação a 2021, mas também o rompimento da tendência de queda iniciada em 2020.
– Os 295 blocos se dividem em 138 blocos marítimos e 157 blocos terrestres. Os blocos marítimos, apesar de serem menos numerosos, representam 55% da área contratada.
– Dos 295 blocos com contratos vigentes, 246 estavam ativos e 49 suspensos, ou seja, cerca de 17% dos contratos encontravam-se suspensos. Na maioria desses contratos, a suspensão devia-se ao atraso no processo de licenciamento ambiental.
– No ambiente marítimo, as Bacias de Campos e Santos destacaram-se em quantitativo de blocos sob contrato, com 33 e 30 blocos, respectivamente. Já no ambiente terrestres, as Bacias de Potiguar e Recôncavo destacaram-se em quantitativo de blocos sob contrato, com 48 e 32 blocos, respectivamente.
O que é a fase de exploração
A fase de exploração tem início com a assinatura dos contratos para exploração e produção de petróleo e gás natural. Nela, são realizados estudos para detectar a presença de petróleo e/ou gás natural nos blocos contratados. Quando há indícios de hidrocarbonetos, é feita a Notificação de Descoberta.
Em seguida, as empresas podem pesquisar se as reservas encontradas são viáveis comercialmente – ou seja, se há petróleo ou gás em quantidade suficiente para produção a preço competitivo. Caso queiram seguir nesta fase, devem submeter à aprovação da ANP um Plano de Avaliação de Descobertas de Petróleo ou Gás Natural (PAD).
Se o PAD mostrar que as atividades no bloco são viáveis, as empresas devem apresentar à ANP a Declaração de Comercialidade e então passar para a fase de produção e área contratada passará a ser chamada de campo.
Caso as fases iniciais não sejam bem-sucedidas, ou seja, se não forem encontrados indícios de hidrocarbonetos ou se as reservas não se mostrarem economicamente viáveis, os blocos devem ser devolvidos à ANP.
