São Paulo – O evento Rio Oil & Gas, que acontece até o próximo o dia 29, no Boulevard Olímpico, do Rio de Janeiro (RJ), discutiu na manhã de hoje o futuro dos campos maduros offshore. O painel foi moderado por por Carlos Mastrangelo, diretor de Produção da Enauta, com participação de Cesar Cunha de Souza, gerente executivo de Águas Profundas da Petrobras, Braulio Bastos , gerente de operações da Trident Energy, e Francilmar Fernandes, diretor de operações da PetroRio (Prio).
A política de desinvestimento da Petrobras, que tem focado principalmente em atividades de extração de petróleo em água profundas e no pré-sal, abriu um mercado importante para os chamados campos maduros terrestres e em águas rasas, que são aqueles cujo ápice da produção já passou, e que hoje são explorados por petroleiras de pequeno e médio porte.
Para o executivo da Petrobras, a política de desinvestimento da estatal entende que há no mercado empresas com perfil mais adequado para gerir os campos maduros e que a decisão é baseada em estudos para saber qual é o momento ideal para fazer a transferência do ativo.
“O desinvestimento na Bacia de Campo, por exemplo, não quer dizer que não continuamos investindo na região, que é um celeiro de oportunidade. Cerca de 75% do óleo produzido no país vem da Bacia de Campos”, comentou o gerente executivo de Águas Profundas da Petrobras.
Ele salientou ainda que a companhia tem investimentos previstos na casa de US$ 16 bilhões para os próximos quatro anos e que isso inclui sinergias com outras empresas. “O desinvestimento tem se mostrado importante, não apenas para a Petrobras, mas para a produção do país. Em campos como Pargo e Enchova, por exemplo, a produção aumentou após serem administrados por outras empresas”, detalhou.
Francilmar Fernandes, da Prio, lembrou que a migração das grandes operadoras que foram atrás de negócios maiores abriu espaço para empresas menores e independentes, com o objetivo de tornar o ativo economicamente viável e com maior durabilidade.
“Campos maduros têm uma urgência diária, pois o declínio da produção significa elevação do custo. É um abacaxi que pegamos para descascar, mas que depois desta fase, o retorno compensa”, comentou o executivo da Prio, que recentemente adquiriu da Petrobras o campo de Albacora Leste, e pretende investir nos próximos anos R$ 2 bilhões na Bacia de Campos.
Fernandes enfatizou que décadas de monopólio acabou sucateando a cadeia de suprimentos, o que cria um desafio a mais para as empresas que investiram em campos maduros. Braulios Bastos, da Tridenty Energy, fez coro sobre a dificuldade que empresas pequenas têm para conseguir a atenção dos fornecedores.
Bastos também disse que é importante para a otimização dos custos o compartilhamento, entre as empresas, no setor de infraestrutura, como barcos, guindastes e sondas.
“Dificuldades técnicas crescem quando se administra ativos mais antigos. Então, é preciso ter um sistema de gestão para superar a complexidade do negócio e uma estratégia bem definida para resolver os problemas”, relatou Bastos,
Para o executivo da Tridenty Energy, os desafios com infraestrutura, logística, sistema tributário regulatório complexo e redução dos royalties são outros entraves que as empresas têm que enfrentar, além das dificuldades naturais que a própria atividade em campos maduros já oferece.
“É preciso estar atento na eficiência das instalações e saber lidar com agilidade com os problemas, fazendo as substituições necessárias de peças nas plataformas para não atrapalhar a produção e, com isso, conseguimos diminuir os custos e aumentar a produção, concluiu.
Segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP), os 124 campos maduros de petróleo e gás vendidos pela Petrobras a outras petroleiras desde 2019 têm previsão de crescimento de 122% na produção até 2025. Entre 2012 e 2020, antes dos desinvestimentos, a produção desses campos caiu aproximadamente 60%, chegando a 57,7 mil barris de petróleo por dia (barris/dia). Agora, a previsão é que a produção chegue a 125,6 mil barris/dia até 2025.
