Mesmo com os holofotes voltados para os mega-reservatórios descobertos no pré-sal da Bacia de Santos nos últimos anos, a madura Bacia de Campos tem um passado e um presente que ainda impõe muito respeito. Afinal, não se pode desprezar uma região de 100 mil quilômetros quadrados que já acumulou uma produção de 12,8 bilhões de barris de óleo equivalente (óleo e gás) – volume correspondente às reservas de petróleo e gás provadas do país no final de 2017, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Desde a descoberta de Garoupa, em 1974, e o início da produção em Enchova, em 1977, Campos cresceu, apareceu e se tornou o principal polo produtor de petróleo do Brasil, elevando o país ao patamar de dono de uma das maiores reservas de petróleo do mundo. Da mesma forma, a bacia foi durante décadas a plataforma de desenvolvimento tecnológico que fez com que a Petrobras superasse sucessivos recordes de exploração e produção (E&P) em águas profundas e se tornasse uma das petroleiras mais respeitadas do mundo.
Passados 40 anos desde que o primeiro óleo jorrou no litoral fluminense, chegou o momento de pensar como serão as próximas décadas da bacia. Se a exploração do petróleo e do gás natural do pré-sal na região é uma frente cujo retorno é garantido – embora, até o momento, as descobertas em Campos feitas nessa camada não tenham sido tão expressivas quanto em Santos –, investir no aumento do fator de recuperação de petróleo em reservatórios maduros, otimizar instalações de produção e testar novos modelos produtivos são alternativas que podem reverter a queda de produção no pós-sal e fazer com que a região continue se destacando no mapa brasileiro do petróleo.
“A Bacia de Campos foi um laboratório tecnológico real. Os desafios para produzir na região não foram simples. Por isso, depois de atingir tantos números positivos, acredito ser possível que a bacia continue se destacando nos próximos 40 anos”, aposta João Carlos de Luca, com a experiência de décadas na Petrobras, inclusive em Campos, e autoridade de ex-presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). Ele hoje preside a De Luca Energy Consulting.
Se em 2009 Campos registrou seu pico de produção, com cerca de 1,64 milhão de barris diários de petróleo, atualmente a quantidade de óleo extraída tem ficado abaixo de 1,2 milhão de barris por dia, em média. Em compensação, a quantidade de água produzida junto com o petróleo é crescente, registrando pico de 2,5 milhões de barris por dia em 2017.
O excesso de água é, a princípio, um problema, já que plataformas foram feitas para extrair petróleo. A injeção desse líquido já é realidade para viabilizar a produção de óleo. Contudo, novas técnicas podem aumentar a quantidade de água injetada para aumentar a pressão nos reservatórios e, com ela, a extração do petróleo. E isso já está sendo testado em Campos, com resultados positivos.
Associada ao aumento da injeção, a sísmica 4D, que acompanha o comportamento dos reservatórios ao longo do tempo, também confirma sua importância para ampliar o volume ainda a ser produzido. A tecnologia permite um acompanhamento mais preciso da produção de óleo e gás natural no Brasil, obtendo, assim, melhores resultados e otimizando os investimentos financeiros e de pessoal.
* Essa matéria foi produzida durante a Rio Oil & Gas 2018
