A queda de produção de alguns campos offshore está fazendo com que ativos onshore se destaquem no Brasil. Em novembro, o campo terrestre de Canto do Amaro, operado pela Petrobras, na Bacia Potiguar, foi, pela segunda vez, um dos 20 maiores produtores de petróleo. Descoberto há 30 anos, o campo produz 16 mil b/d a partir de mais de mil poços.

Canto Amaro passou a receber investimentos crescentes em injeção de água para elevar a recuperação de óleo no campo a partir de 2012, o que permitiu elevar a produção em mais de 20%, para cerca de 22 mil b/d. O óleo produzido, sem parcelas de condensado, tem API médio de 32°.

O aumento na injeção de água elevou a produção sem a necessidade de perfuração de novos poços. A malha de Canto do Amaro foi adensada, principalmente, entre 2008 e 2010, com perfuração de 100 poços por ano, em média. As perfurações caíram nos anos seguintes, para uma média de 15 poços de desenvolvimento por ano.

A porção terrestre da Bacia Potiguar foi, inclusive, um dos poucos mercados de perfuração onshore que cresceram em 2015, quando foram perfurados 332 novos poços, quase 70% de toda a demanda nacional. O crescimento em relação a 2014, quando foram feitos 221 poços, foi de 50%, e reflete a demanda da Petrobras por poços de produção em campos antigos.

Ao lado de Canto do Amaro, Carmópolis, em Sergipe, e Leste do Urucu, na Bacia do Solimões, são os principais campos terrestres do país. O campo sergipano produziu 11 mil b/d em novembro, mas tem mantido um patamar de cerca de 15 mil b/d nos últimos meses. Assim como Canto do Amaro, Carmópolis tem mais de mil poços de produção – em outubro, eram 1.065.

Na Amazônia, Leste de Urucu tem uma realidade diferente. Com menos de 30 poços produz cerca de 13 mil b/d de petróleo leve, com API médio de 46°. Faz parte do cluster de Urucu, que além de petróleo, abastece a região com gás natural por meio do gasoduto que interliga o polo de produção a Manaus.

Demandando poucos poços em comparação com Canto do Amaro e Carmópolis, Leste do Urucu precisa de investimentos em recompletação de poços para atingir novas áreas produtoras, conforme previsto nos planos aprovados pela ANP em julho do ano passado. Na região, há até a ocorrência de poços surgentes.

Apesar dos bons resultados, as três áreas estão em declínio este ano, registrando perdas de 1,5% a 2% ao mês ao longo de 2015. A região Norte do país, por sinal, contou com um dos menores orçamentos da Petrobras na área de desenvolvimento da produção, com R$ 270 milhões previsto para desenvolvimento das áreas e R$ 200 milhões para manutenção dos sistemas.

Da previsão total de R$ 470 milhões, apenas 23% (R$ 110 milhões) foram aportados até o fim do terceiro trimestre do ano passado ,de acordo com dados mais recentes publicados pela Petrobras.