A Petrobras anunciou nesta quinta-feira (5) a descoberta da maior reserva de gás da história da Colômbia. O poço gigante Sirius-2, explorado em consórcio com a Ecopetrol, estatal de petróleo do país vizinho, fica na margem equatorial colombiana e tem capacidade equivalente à quase metade da produção diária de gás da Petrobras no Brasil.

Os cálculos do consórcio apontam que foram confirmados volumes de gás no local superiores a 6 trilhões de pés cúbicos (Tcf) in place (VGIP). A descoberta pode aumentar em 200% as reservas atuais da Colômbia.

Esse volume equivale à produção de 13 milhões de metros cúbicos de gás por dia (m³/dia) por dez anos. Para efeito de comparação, a Petrobras injeta no mercado brasileiro de 30 milhões a 35 milhões m³/dia. O volume é três vezes a capacidade do campo de Mexilhão, na Bacia de Santos, um dos principais produtores de gás no Brasil.

Petrobras descobre reservatório de gás natural na Colômbia. Imagem /divulgação/Petrobras

Outra comparação é que a Bolívia, onde a Petrobras também atua na prospecção de gás, a produção é de 30 milhões m³/dia, sendo que 12 milhões de m³/dia são importados para o Brasil.

No entanto, a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, explicou que, em um primeiro momento, a produção será destinada a abastecer a demanda do mercado interno colombiano.

“Não pretendemos exportar. Ficará aqui, há demanda muito grande na Colômbia”, disse a diretora, em videoconferência com jornalistas, direto da capital colombiana, Bogotá.

Buena Sorte e Papayuela

A diretora acrescentou que dois outros poços na região – Buena Sorte e Papayuela – estão na linha de exploração do consórcio, o que abre expectativa para que haja excedente de produção, e o Brasil possa importar gás da Colômbia.

“A gente é bastante otimista de que esse volume vai aumentar. Aumentando significativamente o volume, viabiliza a exportação”, afirmou a diretora. “Dedos cruzados, querendo mais gás para sobrar um pouquinho para o Brasil”, brincou.

O reservatório fica no Mar do Caribe, a 77 quilômetros de Santa Marta, capital do departamento de Magdalena, no norte do país. O poço começou a ser perfurado em 19 de junho de 2024, em um bloco marítimo identificado como GUA-OFF-0, em lâmina d’água – distância entre a superfície da água e o fundo do mar – de 830 metros.

Por meio da sucursal Petrobras International Braspetro B.V., a estatal brasileira detém 44,44% de participação no consórcio, cabendo à Ecopetrol 55,56%.

O consórcio estima investir US$ 1,2 bilhões (R$ 7,2 bilhões) para a fase exploratório e US$ 2,9 bilhões (R$ 17,4 bilhões) na fase de desenvolvimento da produção. O valor a ser dispensado pela Petrobras corresponde à participação da estatal no consórcio e já está previsto no plano de negócios 2025-2029 da companhia.

“A expectativa é começar a produção de gás natural em três anos após recebimento de todas as licenças ambientais e em caso de confirmação da viabilidade comercial da descoberta”, diz comunicado da petroleira brasileira.

Licença ambiental

Perguntada sobre o maior desafio para a conclusão da operação, a diretora Sylvia Anjos afirmou que é a obtenção da licença ambiental. “A licença ambiental é um problema”.

O diretor-presidente da sucursal colombiana da Petrobras, Rodrigo Costa, explicou que o arcabouço regulatório no país prevê as chamadas consultas prévias às comunidades envolvidas de alguma forma com a área de exploração.

Essas consultas precedem a avaliação por parte da Autoridade Nacional de Licenças Ambientais (Anla) – equivalente ao nosso Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) – do estudo de impacto ambiental, que culmina na emissão da licença.

“Essa etapa de consulta prévia vai envolver, aqui na nossa realidade, 116 comunidades. Este processo já está em curso”, disse. “É aqui que temos a incerteza de tempo. Pode demorar mais ou pode demorar menos, porque existe a necessidade de fazer o fechamento de acordos com todas essas comunidades em relação à realidade que o projeto traz para elas”.

Após essa etapa, o estudo de impacto ambiental é disponibilizado para avaliação da Anla. “Aí nós já temos uma melhor clareza. O prazo vai entre seis e sete meses. Então a gente espera concluir esse processo entre 2025 e 2026”, estimou Rodrigo Costa.

Margem equatorial

A região onde está o poço Sirius-2 pode ser entendida como parte da margem equatorial. “A gente pode considerar, sim, como sendo margem equatorial”, afirmou Sylvia Anjos.

A margem equatorial ganhou manchetes nos últimos anos por ser tratada como nova e promissora fronteira de exploração de petróleo e gás. Descobertas recentes de petróleo nas costas da Guiana, Guiana Francesa e Suriname mostraram o potencial exploratório da região, localizada próxima à linha do Equador.

No Brasil, se estende a partir do Rio Grande do Norte, e segue até o Amapá. A Petrobras tem 16 poços na nova fronteira exploratória, no entanto, só tem autorização do Ibama para perfurar dois deles, na costa do Rio Grande do Norte.

A exploração é criticada por ambientalistas, preocupados com possíveis danos ambientais. O Ibama negou a licença para outras áreas, como a da Bacia da Foz do Amazonas. A Petrobras pediu ao instituto, ligado ao Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA), uma reconsideração e espera uma decisão.

A Petrobras insiste que a produção de óleo a partir da margem equatorial é uma decisão estratégica para que o país não tenha que importar petróleo.

Petrobras no mundo

A Colômbia é um dos cinco países – além do Brasil – em que a Petrobras desenvolve exploração e produção de petróleo ou gás natural. As demais operações são na América do Sul, América do Norte e na África.

Na Argentina, por meio da subsidiária Petrobras Operaciones S.A., a companhia detém uma participação de 33,6% no ativo de produção Rio Neuquén.

Na Bolívia, produz gás principalmente nos campos de San Alberto e San Antonio, com 35% de participação em cada um desses contratos de operação de serviços, que são operados principalmente para fornecer gás ao Brasil e à Bolívia.

Nos Estados Unidos, a atuação se dá em campos em águas profundas no Golfo do México, com participação de 20% da Petrobras America Inc., formando com a Murphy Exploration & Production Company a joint venture MPGoM.

Em 8 de fevereiro de 2024, a Petrobras concluiu a aquisição de participações em três blocos exploratórios em São Tomé e Príncipe, país da costa ocidental da África. A operação marcou a retomada das operações exploratórias no continente africano, com o objetivo de diversificar o portfólio, e está alinhada à estratégia de longo prazo da estatal.