A maior descoberta de petróleo e gás da BP dos últimos 25 anos na Bacia de Santos pode aumentar a atratividade para os próximos leilões de pré-sal que serão realizados no Brasil, avalia o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Roberto Ardenghy, em entrevista exclusiva à EXAME.

"Uma descoberta dessa magnitude aumenta certamente a atratividade dos leilões. Podemos esperar uma maior concorrência por essas áreas, especialmente por aquelas nas quais já há uma descoberta", afirma.

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) deve realizar em outubro um leilão de 12 áreas do pré-sal.

O bloco de Bumerangue, por exemplo, foi arrematado pela BP em uma disputa sem concorrência em 2022.

Segundo Ardenghy, a descoberta é muito positiva, principalmente por ocorrer nas 'franjas' da bacia, áreas distantes de Tupi, Búzios e Sapinhoá, que são atualmente os maiores campos de produção.

"A descoberta ocorreu numa região das bordas do pré-sal, que ainda tem potencial. Isso indica que o pré-sal pode ainda ter uma boa perspectiva geológica nos próximos anos, e pode resultar em novas descobertas", diz.

O presidente da IBP salienta que, apesar da boa notícia, ainda são necessários estudos exploratórios para delimitar o reservatório e entender o volume de petróleo disponível.

”Ainda é cedo para determinar a viabilidade dessa descoberta. A BP deve seguir com os estudos necessários para verificar o tamanho do reservatório e a viabilidade de produção”, afirma.

O especialista diz que serão necessários pelo menos oito anos para que a exploração resulte em produção, após comprovação de viabilidade e aprovação da ANP.

Como mostrou a EXAME, o governo celebrou a descoberta e se reunirá com a empresa britânica para ter mais detalhes.

Veja a entrevista completa com o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Roberto Ardenghy

O que essa descoberta significa para o presente e futuro do pré-sal no Brasil? 

A notícia é muito positiva, pois marca dois aspectos importantes. O primeiro é a relevância de termos várias empresas prospectando petróleo na nossa margem Equatorial, na Bacia de Pelotas, no pré-sal. Cada empresa traz uma tecnologia, uma interpretação geológica diferente, e isso é essencial. A pluralidade de operadores é muito positiva e confirma que o Brasil acertou ao adotar esse modelo de exploração das reservas de hidrocarbonetos. A BP tem trabalhado no Brasil há muitos anos, em diversas áreas, e agora faz essa nova descoberta.

Qual o segundo ponto? 

Essa descoberta traz perspectiva para as franjas do pré-sal. Talvez você tenha visto o mapa da área, que fica relativamente distante de Tupi, Búzios e Sapinhoá, que são atualmente os maiores campos de produção. A descoberta ocorreu numa região das bordas do pré-sal, que ainda tem potencial. Isso indica que o pré-sal pode ainda ter uma boa perspectiva geológica nos próximos anos, e pode resultar em novas descobertas.

O que isso pode representar para o papel da exportação de petróleo?

Um estudo da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) aponta que, por volta de 2033 ou 2035, o Brasil pode deixar de ser exportador de petróleo e passar a ser importador. Isso é algo muito sério, pois o petróleo foi, no ano passado, o principal produto exportado pelo país. Além disso, estamos conseguindo produzir um petróleo com baixo teor de CO2 e também com baixo teor de enxofre, o que o torna altamente atrativo no mercado internacional. Essa descoberta ainda é preliminar, e por isso a BP está sendo cautelosa, como nós também. Essa é apenas uma primeira constatação, e agora precisam ser realizados os próximos estudos exploratórios para delimitar o reservatório e entender o volume de petróleo disponível, além de outras características, como a quantidade de gás natural, água, CO2, enxofre, etc. Para determinar se é um volume significativo e se é comercializável, esses detalhes são essenciais.

Teremos que aguardar informações complementares para definir se essa descoberta amplia o tempo do Brasil como exportador de petróleo? 

Exatamente. Não se sabe o volume exato da reserva ainda. Temos dois parâmetros a considerar: o petróleo in situ, ou seja, o petróleo presente no reservatório, e o petróleo recuperável, que é o que se consegue extrair de lá. O petróleo recuperável depende de diversos fatores, como o preço do barril. Por exemplo, um reservatório pode ser interessante a um preço de petróleo de US$ 100 o barril, mas não será viável se o preço cair para US$ 50. O conceito de recuperável depende também do custo de extração e da tecnologia disponível. Portanto, ainda é cedo para determinar a viabilidade dessa descoberta. A BP deve seguir com os estudos necessários para verificar o tamanho do reservatório e a viabilidade de produção.

Como você mencionou que a jazida foi encontrada mais nas franjas do pré-sal, existe algum desafio técnico em relação a outras áreas? 

Pela informação que a BP divulgou, a profundidade e as características do reservatório são bem típicas do pré-sal. É um reservatório de carbonato, como os outros, e fica abaixo de uma camada de sal. A profundidade do reservatório é de cerca de 500 metros abaixo do topo da estrutura. O que foi acumulado ali, petróleo e gás natural, é uma realidade geológica comum no pré-sal, o que facilita a exploração. As empresas que já operam no pré-sal estão acostumadas com esse tipo de reservatório, o que pode tornar a produção mais barata e eficiente. Contudo, é importante que a BP finalize o estudo geológico para confirmar todos os detalhes.

Esses estudos para detalhados que a BP realizará, poderão levar quanto tempo para ficar pronto?

Esse tipo de estudo envolve perfuração de novos poços, análise do reservatório, verificação do tipo de petróleo, porosidade, condições de produção e testes de longa duração. Esses testes são essenciais para avaliar como o reservatório vai se comportar ao longo do tempo. A BP deve perfurar mais poços e fazer simulações para definir a melhor estrutura de produção. Isso leva em torno de dois anos. A ANP, que regula a produção no Brasil, precisa aprovar os planos de produção da empresa. Todo esse processo pode levar de seis a oito anos, desde a descoberta até o início da produção.

Essa descoberta pode influenciar, de alguma forma, outras empresas que possuem jazidas próximas a buscarem mais recursos na área?

Com certeza. As empresas localizadas na região vão ficar de olho na descoberta, e algumas podem até iniciar suas próprias explorações. O petróleo, muitas vezes, migra de um reservatório para outro, e é comum que a ANP faça a unitização de campos, ou seja, reúna dois campos de diferentes empresas, caso perceba que o petróleo de um campo está se estendendo até o outro. Então, sim, essa descoberta pode incentivar outras empresas a buscar novas áreas próximas. Além disso, a ANP está organizando um leilão para outubro, com 12 áreas do pré-sal, e uma descoberta dessa magnitude aumenta certamente a atratividade do leilão. Podemos esperar uma maior concorrência por essas áreas, especialmente por aquelas nas quais já há uma descoberta.

Como essa descoberta e outras potenciais descobertas, como as da margem equatorial, podem afetar a transição energética no país?

Essa descoberta é fundamental para garantir a segurança energética do Brasil, pois o país possui uma riqueza no subsolo que pode ser muito relevante. O Brasil tem todas as condições de se consolidar como um produtor ainda mais importante de petróleo, especialmente de um petróleo de baixa emissão de CO2, o que é um diferencial competitivo. O petróleo brasileiro é de excelente qualidade e produzido em um ambiente regulatório favorável, o que torna o produto ainda mais atraente. Além disso, é possível adotar tecnologias que reduzam a emissão de CO2, o que pode ser feito não apenas no pré-sal, mas também em outras reservas, como na Bacia de Pelotas e na região do Parecis, que são bacias terrestres. O Brasil pode se destacar como uma potência energética em várias fontes de energia.