À frente da diretoria de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia dos Anjos disse só ter uma ansiedade hoje em dia: dimensionar a descoberta na Margem Equatorial da Bacia da Foz do Amazonas. Sem concluir a perfuração de mais três poços, prevista para acontecer a partir de janeiro do ano que vem, não é possível definir a economicidade do projeto. 

“Nós comprovamos a existência de um sistema petrolífero funcionando. Mas ele pode funcionar e não ser grande suficiente. Antes de ter esse óleo, a gente tinha dúvida de todas essas variáveis. Agora tiramos as dúvidas. A única que falta é o volume. Se for pequenininho, não vai pagar”, disse Anjos em entrevista à Brasil Energia. 

Ela contou ainda que pretende avançar na exploração na Bolívia e que duas etapas já foram vencidas na aquisição sísmica da Bacia de Pelotas. A seguir, os principais trechos da entrevista. 

Houve uma expectativa sobre a descoberta na Bacia da Foz do Amazonas. Dá para ter uma ideia da dimensão, da qualidade dessa descoberta, tendo em vista que não é uma área localizada na costa do Sudeste, onde existe infraestrutura?

Esse é o problema. Esse é um dos riscos. A gente tem que fazer uma otimização. A gente vai ter que trabalhar no limite da economicidade. Porque é mais profundo. Um poço mais profundo leva mais dias, mais dias de sonda, mais custo. Então, nós temos que realmente otimizar tudo o que for possível.

O poço lá é mais profundo, na média, do que os outros? 

Esse é o quinto poço mais profundo da Petrobras. Os outros quatro estão na Bacia de Santos. 

Para ser economicamente viável, o volume de óleo na Bacia da Foz do Amazonas tem que ser equiparável a Tupi e Búzios?

A gente nunca pensou que fosse igual a Tupi e Búzios. Espero encontrar o equivalente a campos da Bacia de Campos, por exemplo. 

Para valer a pena tem que ser uma Bacia de Campos? Um campo como Garoupa? 

Garoupa é água rasa. Seria mais um Marlim, Marlim Sul, Barracuda-Caratinga. A vantagem é que, na Margem Equatorial, a qualidade do óleo é muito melhor do que na Bacia de Campos. Por ser mais leve, já facilita o escoamento. Quando o óleo é pesado, para subir com ele, precisa de mais investimento. Tudo o que a gente quer da vida é um óleo leve. Tudo é cálculo. Precisa ter um volume que justifique. Num campo gigante, é possível recuperar 500 milhões de barris. Dependendo dos custos de uma FPSO, nem na Bacia de Santos conseguimos produzir 500 milhões de barris. A gente estava com dificuldade de aprovar esse volume por conta dos altos custos. A economicidade da Margem Equatorial vai depender do volume e do custo de extração. O grande feito foi que a gente verificou, num primeiro poço, a existência de um sistema petrolífero atuante. Tem rocha reservatório, rocha geradora, o óleo migrou para o reservatório, que teve um selo que segurou o óleo. 

Existe uma dificuldade logística na Bacia da Foz do Amazonas. Como a Petrobras vai resolver isso? 

Eu sou da área de Exploração e Produção. A única coisa que eu tenho que dizer, nesse momento, é o tamanho do campo e perfurar os três poços (contingentes). Essa questão, para mim, só é relevante a partir da descoberta. 

Hoje, o que existe de infraestrutura é suficiente para seguir com a campanha exploratória?

Sim. A gente já pediu (licenciamento de) um poço e mais três contingentes. Então, a gente vai continuar usando tudo que planejou. Tendo descoberta e feita a declaração de comercialidade, a gente vai pensar. 

A senhora disse há pouco que encontrou em Morpho todas as características de um reservatório. Quais características são essas?

Nós comprovamos a existência de um sistema petrolífero funcionando. Mas ele pode funcionar e não ser grande suficiente. Antes de ter esse óleo, a gente tinha dúvida de todas essas variáveis. Agora tiramos as dúvidas. A única que falta é o volume. Se for pequenininho, não vai pagar. Tudo depende do volume. 

Chevron e Exxon falaram durante a ROG.e 2026 do grande interesse na Margem Equatorial. Há a possibilidade de a Petrobras firmar parceria no bloco FZA-M-59, onde já perfurou o poço de Morpho? 

No FZA-M-59 não. Mas nós somos parceiros da Exxon em dez blocos. A Exxon é operadora em cinco deles. Ela também vai ter que passar pelo processo de licenciamento. Serão duas frentes, de Petrobras e Exxon perfurando. 

Mas no FZA-M-59 não tem qualquer perspectiva de abrir para parceria? Pode ser que no futuro a empresa queira dividir riscos? 

No momento não. Primeiro a gente tem que achar. O maior risco nós já enfrentamos. O risco que já passamos sozinhos foi tão grande, acho que não vai ter outro risco que valha a pena dividir. 

Está prevista perfuração em Barreirinhas?

A gente tem previsto 15 poços lá. Mas o foco, agora, é o Amapá e furar Mãe de Ouro (na Bacia Potiguar). Vamos descer com a sonda para a Bacia Potiguar. 

Como está o trabalho na Bacia de Pelotas? 

Na segunda etapa de aquisição sísmica, a TGS está trazendo um equipamento de baixa frequência, de baixo impacto ambiental. O Ibama parece que gostou muito. Lá é gigante. São seis partes. Já fizemos duas delas. 

Essas duas partes de sísmica já feitas trazem bons resultados? 

Está com uma cara boa, mas a gente tem que dar uma olhada no todo. Tem uma resolução boa.  

Na área internacional, além de Colômbia, a Petrobras tem plano exploratório em outros países da América Latina?

Está no planejamento perfurar um poço na Bolívia. É um compromisso antigo. Esse poço é pioneiro. 

É interesse da Petrobras explorar Vaca Muerta, na Argentina, e Venezuela?

Por enquanto não está no nosso foco.