Ao perfurar a Margem Equatorial do Rio Grande do Norte, a Petrobras pode descobrir um reservatório de dimensão semelhante aos das bacias do Espírito Santo e Sergipe-Alagoas. Para testar se a projeção condiz com realidade, a empresa vai perfurar o poço Pitu Oeste, possivelmente, em novembro. Essa será a terceira perfuração realizada no campo de Pitu, na Bacia Potiguar.
O passo seguinte será partir para o poço de Anhangá, localizado num bloco vizinho. Ao todo, a empresa trabalha em quatro blocos com potencial de abrir uma nova frente de investimento na região.
“Confirmadas todas as expectativas, a gente tem a possibilidade, ou quase certeza, de instalar uma estrutura de produção nesse local (Margem Equatorial potiguar). Isso já garante uma logística que facilite a economicidade de outros projetos”, afirmou o gerente-geral de Exploração da Petrobras, Jonilton Pessoa, ao PetróleoHoje.
Na última sexta-feira, 29, a estatal recebeu a guia de recolhimento do Ibama, que precede a licença de perfuração, prevista para sair nesta segunda-feira, 2. Com o documento definitivo em mãos, a empresa poderá perfurar dois poços no bloco BM-POT-17, adquirido em 2006, onde foi descoberto Pitu.
Essa é a primeira licença concedida pelo Ibama para a Petrobras perfurar em águas profundas da Margem Equatorial desde que negou, em maio, a exploração em águas profundas da Bacia do Foz do Amazonas, no Amapá. O órgão ambiental argumentou, num primeiro momento, que faltou à estatal comprovar ser capaz de evitar ou contornar prejuízos ambientais em caso de vazamento de óleo na área de alta sensibilidade.
Por conta da distância e das diferenças geológicas, o sucesso de Pitu não interfere nos planos da Petrobras de perfurar na Bacia da Foz do Amazonas. O mesmo vale para as bacias de Barreirinhas e Pará-Maranhão. Segundo Pessoa, “um poço só não vai colocar nem fogo nem gelo na Margem Equatorial”. O esperado com a perfuração de novos poços, neste momento, é reduzir as incertezas sobre os prospectos mapeados.
“Pitu, isoladamente, não consegue ter a dimensão da Guiana. Ele e todos os projetos correlatos podem ter um potencial muito atrativo”, disse Pessoa, complementando que a Foz do Amazonas tem características mais similares às da Guiana do que a Bacia Potiguar. “Em Pitu, é possível repetir algo similar à Bacia do Espírito Santo ou Sergipe-Alagoas, considerando tudo que já foi produzido, não o que tem hoje”, acrescentou.
Para perfurar Pitu pela terceira vez, a Petrobras vai utilizar o navio-sonda ODN II (NS 42), da Foresea. A embarcação acabou de ser usada no campo de Jubarte, na Bacia de Campos, e seguirá para a Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro, para passar por inspeção e para a retirada de organismo que possam desequilibrar o ecossistema por onde passar, como o coral-sol. O trabalho de limpeza do casco deve durar cerca de um mês.
A projeção, portanto, é que a sonda chegue ao Rio Grande do Norte e inicie a operação em Pitu Oeste no meado de novembro deste ano. Concluído o trabalho, ela poderá ser encaminhada de volta à Foz do Amazonas, onde estava alocada inicialmente. Mas, se o Ibama não liberar a exploração no Amapá a tempo, a embarcação volta para a Bacia Potiguar, no fim do primeiro trimestre de 2024, para perfurar o poço Anhangá.
A perfuração em Pitu Oeste está inserida no plano de avaliação da descoberta de um reservatório localizado a 4 mil metros de profundidade, realizada em 2013 e confirmada em 2015, com a perfuração do segundo poço. Dessa vez, a estatal quer ter mais clareza sobre a dimensão do campo e da sua viabilidade econômica.
Por enquanto, o que se sabe é que a geologia de Pitu é favorável. Foram detectados todos os requisitos: a existência de uma rocha geradora, um reservatório, do caminho da migração do óleo e da existência de um selo para a acumulação. “Se em Pitu funcionou, a probabilidade de que o mesmo ocorra no Anhangá é maior. Visto que a gente já abriu uma fronteira e confirmou um sistema petrolífero”, afirmou o gerente da Petrobras.
Em Pitu Oeste, a empresa vai testar a continuidade do reservatório. Caso os volumes sejam confirmados e as características positivas, a companhia vai declarar a comercialidade do campo. Um resultado negativo, em contrapartida, pode levar à devolução da área.
Até agora, o óleo encontrado é de boa qualidade, de 25º API. “O desafio é trabalhar com uma rocha com intercalações. Há intercalações e folhelhos que fazem com que a transmissibilidade do óleo na vertical fique impedida. Há barreiras horizontais”, explicou Pessoa.
Fonte: Revista Brasil Energia