A ABPIP (Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás Natural) e a Onip (Organização Nacional da Indústria de Petróleo) estão atuando para que o governo e a ANP dispensem um tratamento diferenciado às atividades onshore – segmento que já opera com margens reduzidas – em meio à forte queda dos preços do barril.

Entre as ações defendidas estão a suspensão da cobrança da parcela de royalties da União e a promoção de uma articulação com a Petrobras para garantir que os descontos impostos pela petroleira nas operações de compra e venda de óleo não ultrapasse 10%. As organizações pleiteiam ainda a manutenção, de forma remota, das reuniões do Reate 2020, que foca na revitalização das atividades, e da revisão de prazos de licenciamentos e multas.

“Uma série de empresas realizaram investimentos ou estão se preparando para fazê-lo. É possível que haja revisões, como está ocorrendo em todos os níveis da economia, mas é fundamental que as instituições sinalizem que estão atentas à condição do onshore brasileiro. Esse setor precisa de uma regulação mais simplificada e desburocratizada, além da automatização de processos e revisão de prazos”, afirma Karine Fragoso, diretora-geral da Onip.

Apesar das dificuldades para atrair investimentos diante do foco da Petrobras no pré-sal, a produção terrestre no Brasil cresceu nos últimos anos. Após registrar médias anuais entre 232 mil boed e 240 mil boed de 2014 a 2018, o volume extraído em terra em 2019 foi de 252,7 mil boe/d, subindo para 291,5 mil boed até fevereiro deste ano.

Projetos

Passada a pandemia do novo coronavírus (Covid-19), a expectativa é que as atividades terrestres se concentrem em áreas adquiridas pelo programa de desinvestimentos da Petrobras, assim como pela primeira rodada da Oferta Permanente da ANP e antigas rodadas de campos marginais. São projetos localizados nas bacias Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas, Espírito Santo, Amazonas, Solimões e Parnaíba.

A Petromais, que arrematou os campos de Mosquito, Saíra, Tiziu e Fazenda Gameleira nas bacias do Espírito Santo e Potiguar no ano passado, aguarda licença do Ibama para iniciar operações. Há planos de intervenções em dez poços, com investimento estimado entre R$ 5 e R$ 8 milhões.

“Após essas intervenções, teremos melhor ideia acerca do real potencial de cada campo, o que irá nortear os investimentos futuros da companhia, inclusive migrando para outros braços, como a geração de energia elétrica”, conta Luiz Felipe Coutinho, diretor da companhia.

A americana Petro-Victory, que arrematou 16 blocos e o campo de Trapiá, na Bacia Potiguar, no primeiro ciclo da Oferta Permanente, reavaliará os 28 poços perfurados nas áreas, além de reprocessar e mapear dados sísmicos. Na sequência, serão classificados possíveis alvos para definir um programa de perfuração.

Já a Potiguar E&P, braço da PetroRecôncavo, começou a deslocar sondas para realizar atividades nos 34 campos que faziam parte do Polo Riacho da Forquilha, no Rio Grande do Norte, comprado da Petrobras em 2019.

No Recôncavo, a Maha pretende perfurar dois poços para ampliar a produção no campo de Tiê. Além disso, a empresa sueca tem planos de perfurar no campo de Tartaruga, na Bacia de Sergipe-Alagoas.

A Imetame aguarda a emissão de licença ambiental para iniciar as atividades de reabilitação no campo Bela Vista, no Recôncavo – área arrematada em 2015.

A Rosneft e a Eneva seguem conduzindo sete planos de avaliação de descoberta, cada uma, nas bacias do Solimões e do Parnaíba, respectivamente. Em outra frente, a brasileira está mobilizando uma sonda para perfurar no campo de Azulão, na Bacia do Amazonas, comprado da Petrobras.

Além dos impactos da crise global, as empresas do segmento estão preocupadas com o futuro de sua interlocução com a ANP – que, nos últimos anos, teve papel importante para estimular as atividades terrestres, reduzindo, por exemplo, a cobrança de royalties sobre produção incremental de campos maduros. Há apreensão quanto à possibilidade de transferência da Coordenadoria de Áreas Terrestres (CAT) da agência para a Superintendência de Desenvolvimento da Produção.

“Tínhamos uma relação muito clara e transparente para argumentar sobre o que precisava ser discutido. Esta extinção seria um retrocesso”, afirma o secretário-executivo da ABPIP, Anabal dos Santos Júnior. Segundo o executivo, a abertura de uma coordenação exclusiva para atividades terrestres foi um pleito de mais de 15 anos que ajudou a priorizar o tema dentro do órgão regulador.

Portfólios integrados

Com a crescente oferta de áreas onshore, uma tendência que deve se intensificar entre as pequenas e médias petroleiras é a integração de seu portfólio de ativos maduros e marginais e blocos exploratórios. A estratégia contribui para a resiliência e financiabilidade das operações, na medida em que se consegue entrada na produção em um curto espaço de tempo e sinergia entre os projetos de uma mesma bacia.

Esse é o caso da Imetame, que, hoje, opera 11 campos, além de 10 blocos. “Os campos marginais são fundamentais para oxigenar empresas como a Imetame Energia,” explicou a companhia via assessoria de imprensa.

A Petro-Victory enxerga oportunidades em campos mais antigos devido ao menor risco geológico, infraestrutura existente e possibilidade de aplicação de técnicas para aumentar a produção. A companhia tem 50% de participação nos campos de Lagoa Parda, Lagoa Parda Norte e Lagoa Piabanha, operados pela Imetame no Espírito Santo – mesmo percentual adquirido em Carapitanga, em Sergipe-Alagoas, e São João, em Barreirinhas, operados pela Engepet. Como operadora, a petroleira atua em Andorinha, Trapiá e Alto Alegre, na Bacia Potiguar, onde também possui 16 blocos exploratórios.

Já a Great Energy prevê investir cerca de R$ 10 milhões na intervenção de poços área de Lagoa Verde, no Recôncavo, onde ainda opera três blocos exploratórios. A empresa ingressou no E&P em 2016 – antes disso, sua atuação se limitava à operação de sondas, desenvolvimento de fluidos de perfuração e prestação de serviços relacionados.

Desafios

Os perfis das áreas escolhidas pelas estreantes no onshore guardam diferenças entre si. Enquanto campos maduros são definidos por um critério técnico, que diz respeito às áreas que se encontram em queda natural de produção, campos marginais são definidos por critérios econômicos, referindo-se principalmente à perda de rentabilidade para o operador, não somente pela diminuição da produção.

“A operação em campos maduros ou marginais demanda muita responsabilidade e compromisso, pois podem envolver instalações antigas, poços completados, dutos e outras situações que necessitam de atenção, especialmente ambiental. Portanto, a empresa deve contar com equipe técnica capacitada para lidar com esse tipo de ativo”, explicou a Imetame via assessoria de imprensa.

Outra dificuldade é o acesso à cadeia de fornecedores, cujo foco sempre foi o atendimento à Petrobras, além da necessidade de desenvolvimento de soluções para o transporte e a comercialização da produção.