Entenda como descoberta de petróleo na África pode indicar existência de possível “sucessor do pré-sal” no Brasil

O diretor-geral da Dependência Vernáculo do Petróleo, Gás Proveniente e Biocombustíveis (ANP), Rodolfo Saboia, explica que o Brasil espera aumentar sua produção de petróleo até 2030, quando os níveis dos campos do pré-sal tenderão a desabar. Nesse cenário, a Bacia de Pelotas se tornaria importante para a segurança energética do país.

“Grande segmento da produção vem das bacias de pré-sal, e lá essa produção tende a desabar, a declinar a partir de 2030. Logo, a partir daí, o Brasil tem que fazer a seguinte escolha: ou ele procura as chamadas novas fronteiras, ou se torna importador de petróleo novamente. E entre essas novas fronteiras que nós deslumbramos, hoje existem duas grandes possibilidades: a famosa Margem Equatorial e a Bacia de Pelotas”, diz Saboia.

1. O que a Namíbia tem a ver com isso?
2. Enfim, tem petróleo em Pelotas?
3. Onde fica a Bacia de Pelotas?
4. Qual a situação da Bacia de Pelotas agora?
5. Quais as etapas até a extração de petróleo?
6. Quais as preocupações ambientais?
7. Quais os reflexos na economia?

1. 
   

   1. O que a Namíbia tem a ver com isso?

2. O professor do Departamento de Paleontologia e Estratigrafia do Instituto de Geociências da Universidade Federalista do Rio Grande do Sul (UFRGS) Juliano Kuchle explica que a região da Namíbia tem “depósitos arenosos marinhos profundos” – formações sedimentares encontradas no fundo dos oceanos, compostas principalmente por areia.

   Até muro de uma dezena detrás, não havia indicativos da presença de petróleo na costa da Namíbia. Mas, nos últimos anos, “foram descobertos reservatórios de petróleo de grande porte em camadas de rocha que datam entre 125 e 110 milhões de anos detrás“, relata Kuchle.

   Na mesma idade em que essas camadas de rocha se formaram, o Sul do Brasil e o Uruguai estavam “colados” na Namíbia.

   “Os continentes se separaram entre 115 e 120 milhões de anos detrás. O Gondwana – que era América do Sul, África, Austrália e Índia – estava todo junto. A separação abre um oceano, o Atlântico”, conta Kuchle.

   Ou seja, o mesmo nível de camadas de rocha que existe na Namíbia também existe por cá.

   “São ótimos reservatórios, muito semelhantes aos descobertos na Namíbia”, comenta o professor.

   As reservas da Namíbia resultaram nos campos de petróleo Graff, Rona, Jonker, Venus e Saturn Superfan, de quem volume pode ultrapassar 10 bilhões de barris, segundo estimativas. A partir dessas descobertas, reacendeu o interesse sobre a Bacia de Pelotas.

   “O que aconteceu? Uma bacia que sempre foi esquecida, com inferior intensidade de interesse, virou a sensação do Brasil”, diz o professor da UFRGS.

   2. Enfim, tem petróleo em Pelotas?

   Ainda não se sabe. A eventual quantidade de petróleo na Bacia de Pelotas depende de estudos ainda em curso. A região tem 44 blocos que são atualmente explorados pela Petrobras, a britânica Shell, a chinesa CNOOC e a americana Chevron.

   “O que vai dar a vocábulo final é justamente o resultado dessa tempo exploratória, de perfurações, de campanhas de perfuração que vão revelar o potencial confirmado de petróleo existente lá”, afirma o diretor da ANP, Rodolfo Saboia.

   Com base no que se observa na Namíbia, a expectativa é de que a Bacia de Pelotas também tenha grandes volumes de petróleo.

   “Podem ser campos grandes. Podemos ter óleo de boa qualidade, dadas as indicações que vêm da Namíbia”, analisa Kuchle.

   3. Onde fica a Bacia de Pelotas?

   Uma bacia de petróleo é uma região geológica onde grandes quantidades de petróleo e gás oriundo se acumulam. Essas bacias são formadas ao longo de milhões de anos através de processos geológicos complexos, incluindo a deposição de sedimentos orgânicos.

   Por muitos anos, a Bacia de Campos, entre o Rio de Janeiro e o Espírito Santo, foi a principal natividade de produção de petróleo do Brasil. Com o pré-sal, a Bacia de Santos, entre o Rio de Janeiro e Santa Catarina, obteve destaque.

   A Bacia de Pelotas fica entre o extremo sul do Rio Grande do Sul, nos municípios de Chuí e Santa Vitória do Palmar, e o litoral sul de Santa Catarina. Ou seja, ela se estende por toda a costa gaúcha e o sul do litoral catarinense. Ao setentrião, ela se limita com a Bacia de Santos. Ao sul, faz “fronteira” com a Bacia de Punta del Leste, no Uruguai.

   Ao longo da história, foram feitas 19 perfurações de poços na Bacia de Pelotas. No entanto, nunca se encontrou petróleo na região.

   “O último [poço] a ter sido perfurado foi em 2001. Os geólogos de petróleo buscavam um protótipo que fosse semelhante ao que se encontrava em Campos, em Santos, em Espírito Santo. E cá não tem a mesma coisa. Por isso, furava e não achava”, comenta Juliano Kuchle.

   Novas pesquisas começaram a ser feitas em 2008, acentuadas nos últimos anos em seguida a invenção na África.

   Os blocos da bacia ficam de 100 a 300 km da costa. A profundidade pode chegar a seis ou sete milénio metros – de mar e rocha –, afirma Kuchle.

   Planta da Bacia de Pelotas — Foto: Reprodução/TV Orbe

    

   4. Qual a situação da Bacia de Pelotas agora?

   Mesmo sem a confirmação de que exista petróleo na região, a Bacia de Pelotas já atraiu gigantes do setor. Petrobras, Shell, CNOOC e Chevron estão na tempo de exploração da superfície. Isso significa que elas estão analisando o terreno a término de deslindar se pode subsistir petróleo no lugar – o que só será desvelado em uma eventual perfuração do poço.

   Porquê é feita a exploração de cada conjunto? De harmonia com o pesquisador Juliano Kuchle, as empresas realizam o que se labareda de “sísmica” do lugar.

   “É quando a gente coloca um aparelho que emite ondas, essas ondas entram no subsolo e, quando elas voltam, elas fazem uma imagem do que seria o fundo oceânico e as rochas que estão quilômetros aquém do fundo oceânico. É uma vez que se fosse um ultrassom”, explica.

   O técnico diz que a sísmica indica as camadas de rocha, o tamanho e o que pode ter dentro de cada uma.

   “Mas a gente só vai ter certeza perfurando”, afirma Kuchle.

   As empresas contrataram estudos nos últimos meses, mas as condições climáticas afetaram as análises, de harmonia com o pesquisador da UFRGS.

   “A Namíbia já está produzindo em três, quatro campos e tem mais cinco, seis campos em avaliação para botar para produzir. O Uruguai já está pronto para perfurar. Se não agora, na viradela do ano, estará perfurando. Porquê é que está o Brasil? Nós estamos ainda adquirindo sísmica novidade. Isso vai levar um processo de três a seis meses de estudo”, comenta.

   O diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, afirma que a tempo exploratória da bacia “vai até 2031”. A ANP projeta um novo leilão, de 75 blocos, ainda no primeiro semestre de 2025.

   “Nós já temos 26 blocos operados pela Petrobras em consórcio com a Shell, três blocos operados pela Petrobras em consórcio com o Shell e com a CNOOC, que é uma petroleira chinesa, e 15 operados pela Chevron”, detalha.

   “Nós já temos 26 blocos operados pela Petrobras em consórcio com a Shell, três blocos operados pela Petrobras em consórcio com o Shell e com a CNOOC, que é uma petroleira chinesa, e 15 operados pela Chevron”, detalha.

   5. Quais as etapas até a extração de petróleo?

   Segundo Rodolfo Saboia, da ANP, “quando for constatada a presença de petróleo, primeiro é feita uma estudo para deslindar se aquela suplente é economicamente viável para ser declarada a comercialidade”. Concluídos os estudos, as empresas podem apostar na perfuração dos blocos ou desistir do projeto.

   “As companhias podem perfazer perfurando, e estar referto d’chuva. Pode sobrevir. A única certeza que a gente tem é perfurando”, diz o professor Juliano Kuchle.

   O técnico ressalta que custos de perfuração são altos, envolvendo milhões de dólares, mas que o retorno financeiro pode ser ainda maior. Equipes de geólogos, geofísicos, economistas, advogados e analistas calculam o intensidade de risco, o intensidade de investimento e o eventual retorno financeiro das jazidas. A partir de portanto, começa o cronograma até a efetiva produção de petróleo.

   Considerando que a tempo exploratória já está em curso e que os estudos de sísmica devem levar ao menos seis meses, Juliano Kuchle projeta que as perfurações demorem até dois anos para iniciar, ocorrendo entre 2026 e 2028.

   “Com a autorização, eu imagino alguma tramitação por questão ambiental em torno de um a dois anos”, diz Kuchle.

   Em um cenário positivo, com a confirmação das jazidas, a produção de petróleo poderia iniciar por volta de 2030, estima o professor do Departamento de Paleontologia e Estratigrafia do Instituto de Geociências da UFRGS.

   “Isso indica que lá em 2030 um campo de petróleo, se subsistir, poderia entrar em produção cá no Rio Grande do Sul”, diz o técnico.

   As formas de produção podem variar. As companhias podem usar plataformas, uma vez que as conhecidas no imaginário popular, ou navios. Também é necessário definir uma vez que será feito o transporte do óleo até a terreno, se por tubulações ou por navios-tanque.

   Juliano Kuchle afirma que a principal escolha seria a produção em navios, em vez de plataformas. A técnica é conhecida pela {sigla} FPSO (floating production, storage and offloading, que significa, em português, uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência).

   “Em vez de ter uma plataforma para um único poço, é um grande navio-tanque, que opera 20, 30 poços ao mesmo tempo, produzindo. Esse navio vai enchendo. Ou ele escoa por oleoduto, ou um outro navio menor pega o óleo dele, esvazia ele e vai levando. É um sistema incrível. Esse navio pode inclusive ser operado remotamente. É provável, sim, dada a hipótese de um novo campo de petróleo, que nós tenhamos um FPSO produzindo na costa do Rio Grande do Sul, com certeza”, diz.

   Plataforma FPSO Pioneiro de Libra, da Petrobras, no conjunto de Libra — Foto: Divulgação

   6. Quais as preocupações ambientais

    

   Uma das principais preocupações ambientais está no trajo de se buscar matrizes renováveis de vigor ao mesmo tempo em que, neste caso, o Brasil siga investindo na exploração de petróleo, combustível fóssil não renovável.

   O diretor da ANP reconhece essa questão, mas considera não ser viável a substituição da matriz energética de forma imediata.

   “Hoje nós vivemos, uma vez que todos sabem, um mundo que transita em direção à economia de inferior carbono. Logo, há uma tendência de nós acharmos que temos que meramente e sumariamente deixar o petróleo de uma hora para outra. Isso absolutamente não é viável e eu vou explicar por quê. Primeiro, porque o petróleo só é nocivo para as questões climáticas na medida em que é queimado. E o petróleo não é utilizado única e exclusivamente uma vez que natividade de vigor que resulta na sua queima”, diz Saboia.

   Já o pesquisador da UFRGS Juliano Kuchle observa que o Brasil “tem energias renováveis muito muito estabelecidas”, citando a produção por hidrelétricas e usinas solares e eólicas.

   “Mas não é o suficiente. A transação energética custa dispendioso e, por isso, a gente não pode simplesmente deixar o petróleo e olvidar. É importante, dentro disso, encontrar novas reservas de petróleo”, afirma.

   O técnico também ressalta o controle ambiental no Brasil, com legislação e órgãos de fiscalização.

   “Nós temos uma legislação de petróleo no Brasil e nós temos legislações ambientais que são aplicáveis à exploração e produção de petróleo. A questão é: existem riscos que devem ser sempre minimizados e com políticas de ação das companhias caso qualquer acidente ocorra. Outrossim, os órgãos controladores precisam necessariamente exercitar os seus papéis de fiscalização, de estudo e de aprovação”, avalia Kuchle.

   Para o professor, tanto um descontrole das empresas quanto uma restrição das operações causariam prejuízos para o país.

   “A gente passa para um nível ideológico, em que vai ter um prejuízo para a país, produzido por empresas que não querem seguir legislações ambientais e querem atropelar tudo ou, por outro lado, ambientalistas que querem, de forma cega, proibir toda e qualquer exploração no Brasil. Toda a extremização de ambos os lados é prejudicial. Logo, o que nós queremos? Companhias de petróleo sustentáveis, responsáveis e cuidadosas, e agentes de controle ambiental técnicos e que entendam o nível de legislação que nós temos e o nível de retorno que a gente tem dentro da masmorra produtiva”, afirma o pesquisador.

   O interesse sobre a Bacia de Pelotas também foi “estimulado pela dificuldade da obtenção de licenciamento ambiental para a Margem Equatorial”, observa Rodolfo Saboia. O Instituto Brasiliano do Meio Envolvente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) indeferiu pedido da Petrobras para explorar petróleo na região da Foz da Bacia do Amazonas e requereu mais informações à empresa sobre os planos para o lugar.

   Uma das principais críticas do Ibama ao projecto apresentado pela empresa era o tempo de reação em seguida eventual acidente – embarcações chegariam ao lugar muro de 48 horas depois, unicamente, aumentando assim o risco de que óleo atingisse a costa brasileira.

   7. Quais os reflexos na economia

   Para as fontes ouvidas pelo g1, os principais efeitos econômicos da eventual produção de petróleo na Bacia de Pelotas estão no lucro gerado pela venda, no pagamento de royalties aos municípios produtores, no retorno indireto (movimentação do negócio, geração de serviço, entre outros indicadores) e na manutenção da segurança energética do país.

   O professor Juliano Kuchle pontua que, sem novas alternativas uma vez que a Bacia de Pelotas, o dispêndio da vigor no Brasil vai permanecer mais dispendioso.

   “É importante encontrar novas reservas de petróleo. O pré-sal foi desvelado em 2006. O pré-sal agora está num nível de vértice da produção. Mas ele vai iniciar a decair. Se nós não fizermos zero, vai acabando, vai acabando, vai acabando e nós vamos gastar muito verba com vigor”, afirma Kuchle.

   O professor Juliano Kuchle considera que as “grandes cidades da costa do Rio Grande do Sul e também de Santa Catarina, poderiam, sim, ser meta de recebimento de royalties“, que são compensações pagas pelas empresas produtoras de petróleo e gás oriundo pela exploração desses recursos. Um estudo da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) aponta que o país pode perder R$ 3,7 trilhões entre 2032 e 2055 em arrecadação de impostos e royalties se deixar de investir em exploração de petróleo.