'Papa-terra será um dos principais focos da minha diretoria', diz novo diretor de operações da Brava
Carlos Travassos terá missão de aumentar o fator de recuperação de óleo da área na Bacia de Campos, acelerar a produção no campo de Atlanta, na bacia de Santos, e decidir sobre Malombe, no Espírito Santo
O novo diretor de Operações Offshore da petroleira Brava, Carlos Travassos, assumiu a função nesta sextga-feira, 25, com missões claras. Além de conduzir o ramp-up (aceleração) da produção do campo de Atlanta, na Bacia de Santos, outra tarefa de momento é aumentar o fator de recuperação de óleo do campo de Papa-Terra, na Bacia de Campos. Em entrevista ao Estadão/Broadcast, Travassos definiu o ativo como "muito importante" e um dos principais focos de sua diretoria.
O fator de recuperação de óleo em Papa-Terra gira em torno dos 2% e 3%, aquém do potencial do ativo comprado da Petrobras pela antiga 3R Petroleum no fim de 2022. A produção diária no campo está na faixa dos 19 mil barris por dia (bpd), a segunda maior da empresa atrás de Atlanta. Segundo o executivo, Atlanta alcançou 44 mil bpd ontem e, tão logo, deve alcançar a capacidade máxima do sistema - 50 mil bpd - por algum tempo até o início da queda natural (depleção) da produção.
Segundo pessoas a par do assunto, a produção diária total da Brava tem "batido pontualmente" os 90 mil barris de óleo equivalente por dia (boed), quando considerada a produção de óleo e gás também em terra. No primeiro trimestre, esse número foi de 71 mil boed.
Mais poços, mais braços
Travassos diz que, além de perfurar pelo menos dois novos poços, a Brava planeja aumentar a mão de obra embarcada em Papa-Terra para reformar os topsides "muito maduros" das duas plataformas lá instaladas. Os dois poços previstos tiveram investimento aprovado e serão feitos de forma integrada à campanha em Atlanta, começando sua preparação em dezembro para serem conectados no início de 2026.
Para além desses dois poços, revela, há um planejamento de longo prazo para Papa-Terra, com técnicos avaliando se mais perfurações são "exequíveis" em termos de retorno sobre investimento. Uma das benfeitorias em vista é investir na recuperação do sistema de injeção de água, a fim de aumentar a pressão nos reservatórios e melhorar o fator de recuperação.
Esse sistema, disse, está parado "há muito tempo" em função da degradação do topside. "Papa-Terra é um ativo atípico porque tem um topside (parte de cima da plataforma), um greyfield, muito maduro, que já está ali há muito tempo e acabou se degradando. Ao mesmo tempo é um reservatório muito pouco explorado, que pouco produziu, com pouco óleo retirado", diz, indicando volume relevante a ser produzido.
"Essas plataformas (3R2 e 3R3) vieram de desinvestimento, passaram para a 3R e agora para a Brava. Isso sempre castiga a unidade. Alguns procedimentos são adiados, o processo de venda não acontece de um dia para o outro e as unidades acabam se degradando", continua.
Aumentar o fator de recuperação passa principalmente pelos novos poços, mas também por "compatibilizar" o topside das duas plataformas com os sistemas de elevação e escoamento de óleo a serem incrementados. Significa fazer reparos, recuperação da integridade, pintura e outras intervenções de custo baixo quando comparadas à campanha de perfuração.
Para tanto, haverá incremento no número de embarcados nas unidades, que deve saltar de 126 para 160 pessoas já em maio. Em termos de parada de produção, Travassos diz que haverá uma no prazo de dez dias ainda este ano para atender a regulação. A outra acontecerá no primeiro trimestre do ano que vem para a instalação de um hotel flutuante (flotel) anexo.
Um FPSO (navio-plataforma) mais moderno em Papa Terra está descartado, diz o executivo. "Não é um ativo perdido, tem recuperação e há um planejamento para isso", afirma sobre as unidades 3R2, que produz com os poços conectados e a 3R3, que tem a função de armazenar a produção.
Se exitosa, a revitalização de Papa-Terra será a primeira grande marca de Travassos na Brava, assim como a implementação do novo sistema de Atlanta foi para seu antecessor, Carlos Mastrangelo.
De fato, Travassos conhece o ativo de outros carnavais: fez carreira na antiga dona da concessão, a Petrobras, onde comandou a cobiçada diretoria de engenharia da estatal durante a gestão Jean Paul Prates. Antes de chegar à Brava, ele ainda passou pela Braskem.
Atlanta
O aumento na produção do FPSO Atlanta em campo homônimo, que já beira sua capacidade máxima, tem a ver com a conexão do terceiro e quarto poços do sistema, realizado durante o feriado da Páscoa. O navio-plataforma começou a produzir no fim de 2024. O quinto e sexto poços são planejados para os meses de junho e julho e os dois últimos aprovados no início de 2026. Atlanta tem licenças para até 12 poços.
Malombe
Segundo Travassos, a decisão final de investimento sobre o campo de Malombe, na Bacia do Espírito Santo, deve sair ainda neste segundo trimestre.
Se aprovado, o projeto voltado à produção de gás natural poderá aproveitar a estrutura da campanha integrada de perfurações nos campos de Atlanta e Papa-Terra, que serão feitas com a sonda Lone Star, afretada à Constellation Oil Services, antiga Queiroz Galvão Óleo e Gás.
Nesse caso, Malombe seria ligado por um "tieback" (tubulação submarina) de 18 quilômetros à unidade de produção de gás instalada nos campos de Peroá e Cangoá, no litoral do Espírito Santo.
Oliva
Sobre Oliva, ativo que a Brava herdou da antiga Enauta, ainda não há uma análise mirando decisão e investimento. O campo, a cerca de 18 quilômetros de Atlanta, seria ligado ao sistema deste campo por meio de outro tieback.
Sobre os tiebacks, Travassos diz tratar-se das opções mais vantajosas economicamente em comparação à instalação de novos FPSOs. Ainda assim, lembra que tiebacks exigem capex elevado, o que torna a decisão e investimento complexa.
Segundo apurou o Estadão/Broadcast, a Brava tem intenção clara de reduzir sua alavancagem após a fusão, o que seria limitador natural para projetos que requerem investimentos mais altos.
Manati
Questionado sobre o campo de Manati, na Bahia, em que a Brava tem participação e 45%, Travassos afirma que o ativo não está à venda entre outros campos em terra da empresa na Bahia.
O executivo também indicou que ainda não há decisão sobre projeto de armazenagem de gás natural em Manati, um plano da GBS Storage para 2027, conforme noticiado pelo Estadão/Broadcast. A GBS Storage tem 20% do ativo e os 35% restantes pertencem à Petrobras. A armazenagem de gás natural ainda não existe no Brasil, mas é prática comum em vários países, conferindo maior flexibilidade ao mercado.
