A Petrobras (PETR3; PETR4) instalará mais 11 plataformas no pré-sal até 2027. A ideia é aproveitar ao máximo a maturidade da nova fronteira petrolífera, que responderá nos próximos anos a aproximadamente 78% da produção de petróleo nacional.
O pré-sal completa 15 anos de produção em setembro e tem uma perspectiva de crescimento considerado expressivo nos próximos anos. Desde dezembro de 2022, a empresa já colocou em produção dois novos sistemas no pré-sal – P-71 no campo de Itapu e FPSO Almirante Barroso, no campo de Búzios – e prevê iniciar a operação da terceira unidade (FPSO Sepetiba, no campo de Mero) até o fim deste ano.
O Plano Estratégico da Petrobras para o período de 2023 a 2027 destinou US$ 64 bilhões para investimentos em atividades de exploração e produção. Uma parcela de 67% desses recursos será destinada a investimentos no pré-sal.
Com os novos projetos somados às unidades já em operação, a estimativa é que a companhia irá produzir um total de 3 milhões e 100 mil barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2027, sendo 2,4 milhões boed no pré-sal (parcela própria da Petrobras), o que representará 78% do total da produção. No caso da produção operada (Petrobras e parceiros), a projeção é que o volume produzido no pré-sal alcance 3,6 milhões de boe em 2027.
Petrobras (PETR3; PETR4): campo de Búzios terá seis plataformas
Maior campo em águas ultraprofundas da indústria mundial, o campo de Búzios terá seis das 11 plataformas: FPSOs Almirante Tamandaré (previsto para 2024); P-78 e P-79 (ambas para 2025); P-80 e P-82 (as duas para 2026), além da P-83 (2027).
Em junho, o campo alcançou produção acumulada de 1 bilhão de barris de óleo equivalente (boe), passados apenas cinco anos desde que iniciou sua operação. Para efeito de comparação, o campo de Marlim, na Bacia de Campos, levou 11 anos para atingir o patamar de 1 bilhão de boe e o campo de Tupi, no pré-sal, nove anos.
Atualmente o campo de Búzios opera com cinco plataformas, todas do tipo FPSO: P-74, P-75, P-76, P-77 e Almirante Barroso.
Já o campo de Mero, localizado no bloco de Libra, na Bacia de Santos, deverá ter no segundo semestre do ano a segunda plataforma definitiva, o FPSO Sepetiba, com capacidade de produzir até 180 mil barris por dia (bpd). Até 2025, a empresa colocará em operação outras duas unidades naquele campo, totalizando quatro sistemas. Mero é o terceiro maior campo do Brasil, atrás apenas de Tupi e Búzios, também localizados no pré-sal da Bacia de Santos.
Atualmente, o campo de Mero abriga o FPSO Pioneiro de Libra, com capacidade para produzir até 50 mil bpd, que opera o Sistema de Produção Antecipada (SPA 2), e o FPSO Guanabara, com capacidade para produzir até 180 mil bpd – e que já alcançou seu pico de produção cerca de oito meses após o primeiro óleo. A unidade atingiu recorde de média de produção mensal, de 179 mil barris de petróleo por dia (bpd), em fevereiro de 2023.
Pré-sal da Bacia de Campos
Além da Bacia de Santos, o pré-sal segue em ritmo de expansão na Bacia de Campos. Foi no campo de Jubarte, nessa bacia, onde a produção do pré-sal iniciou há 15 anos. E será esse mesmo campo que irá receber o FPSO Maria Quitéria em 2025, com capacidade para produzir até 100 mil bdp.
Em paralelo, a Petrobras informou que pretenderá ainda revitalizar seus ativos maduros da Bacia de Campos, ampliando a capacidade de produção com a implantação de novos sistemas. O campo de Albacora, por exemplo, que completou 35 anos de operação no ano passado, receberá em 2027 o novo FPSO do projeto de Revitalização de Albacora, com capacidade de produzir até 120 mil bpd – operando tanto no pós-sal quanto no pré-sal.
Campanha sísmica recebeu R$ 600 milhões
Em maio, a Petrobras informou a realização de uma campanha sísmica – que é o mapeamento do leito marinho com uma sonda em busca de novas acumulações de petróleo. A ideia foi coletar dados para investir em novas perfurações. Essa campanha recebeu R$ 600 milhões em investimentos e foi considerada a maior campanha do tipo no mundo.
De acordo com a petroleira, foi feita em águas ultraprofundas no campo de Tupi e na área de Iracema, no pré-sal da Bacia de Santos, litoral Sudeste brasileiro. Com duração de um ano, as operações cobriram uma área de 3.164 km², equivalente a mais de duas vezes a cidade de São Paulo. A empresa que adquiriu os dados foi a Shearwater.
Com os dados sísmicos coletados, a Petrobras pretende mapear novas oportunidades para impulsionar projetos complementares de desenvolvimento de Tupi e Iracema. Essa aquisição sísmica vai gerar em torno de 400 terabytes de dados, que serão utilizados para gerar a imagem das camadas de rocha. Para a campanha, a Petrobras mobilizou quatro navios de sísmica, duas embarcações de apoio e três robôs offshore para operações remotas (ROV). Ao todo, aproximadamente 140 pessoas se envolveram nas operações.
Governo deve utilizar pré-sal no cumprimento do déficit zero
Com a arrecadação da exploração de petróleo no pré-sal, o governo pretende utilizar os recursos obtidos para cumprir o plano de déficit zero no ano que vem. A ideia é antecipar recebíveis para a estatal PPSA, voltada para administração de contratos no pré-sal, que são regidos pelo regime de partilha de produção – diferente da exploração mais antiga, a chamada pós-sal, que é regida pelo regime de concessão.
Essa arrecadação daria ao governo aproximadamente R$ 150 bilhões e daria à União uma arrecadação a curto prazo. Porém, receitas futuras não entrariam nas contas do governo.
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