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Campos maduros reduzem declínio de 19% para 7% no Brasil e mostram que petróleo de áreas antigas ainda pode render por muitos anos
Escrito por Paulo Nogueira
Publicado em 22/09/2026 às 09:02
Atualizado em 22/09/2026 às 10:15
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Brava Energia, PRIO, Karoon e Trident mostram na ROG.e 2026 como gestão, tecnologia e novos investimentos estão prolongando a vida de campos que produzem há décadas
Um campo de petróleo pode estar em operação há décadas e ainda guardar uma quantidade relevante de óleo no reservatório. O problema é que, com o passar do tempo, retirar esse petróleo se torna mais difícil, mais caro e exige decisões operacionais bem diferentes daquelas tomadas no início da produção.
Foi sobre essa etapa da indústria que executivos da Brava Energia, PRIO, Karoon Energy e Trident Energy conversaram durante a ROG.e 2026, no Rio de Janeiro.
O Click Petróleo e Gás acompanhou o painel diretamente do Riocentro, nesta segunda-feira, 21 de setembro, e um dos números apresentados chamou atenção: a taxa de declínio da produção dos campos maduros brasileiros recuou de aproximadamente 19% entre 2020 e 2022 para 7% entre 2022 e 2024.
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O dado foi apresentado por Carlos Travassos, diretor de Operações Offshore da Brava Energia, e ajuda a mostrar que o envelhecimento de um campo não significa necessariamente que sua produção esteja próxima do fim.
Segundo informações divulgadas pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, o IBP, essas operações também geraram mais de R$ 6,5 bilhões em royalties em 2023, além de manterem produção superior a 60 mil barris por dia.
Para as empresas independentes que assumiram parte desses ativos, o desafio não é descobrir petróleo do zero. O petróleo já foi encontrado. A questão é descobrir quanto ainda pode ser produzido e a que custo.
Um campo maduro exige uma operação diferente
O painel “Lições aprendidas na operação de campos maduros pelas Junior Oil Companies” reuniu Carlos Travassos, da Brava Energia; Jean Carlos Calvi, da PRIO; Marco Brummelhuis, da Karoon Energy; e Sergio Siqueira, da Trident Energy.
A moderação ficou com Maria Assunção Fontenele Soares Doria, gerente executiva de Reservatórios da Petrobras.
Os quatro executivos lidam com uma realidade conhecida de qualquer petroleira que opere campos antigos: a produção natural diminui ao longo dos anos.
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Reservatórios perdem pressão, equipamentos precisam de manutenção, poços exigem intervenções e estruturas instaladas no mar envelhecem. Em determinado momento, produzir cada barril adicional começa a exigir mais esforço.
É justamente nessa fase que pequenas diferenças na gestão podem mudar o futuro de um ativo.
Uma intervenção bem planejada em um poço, a redução do tempo de parada de uma plataforma ou uma leitura mais precisa do comportamento do reservatório podem acrescentar produção sem a necessidade de desenvolver um campo totalmente novo.
Para companhias concentradas nesse tipo de operação, essas decisões fazem parte do negócio diário.
O petróleo já estava lá. A estratégia para produzi-lo mudou
Parte dos campos atualmente operados por empresas independentes passou anos dentro do portfólio de grandes petroleiras.
Com mudanças estratégicas e programas de venda de ativos, algumas dessas áreas trocaram de operador. Empresas menores passaram a enxergar oportunidades em projetos que já não ocupavam posição central dentro dos planos das antigas proprietárias.
Isso abriu espaço para um modelo diferente.
Em vez de administrar dezenas de projetos espalhados por vários países e segmentos, algumas independentes passaram a concentrar equipes, capital e conhecimento técnico em um número menor de ativos.
Carlos Travassos relacionou parte da melhora observada nos índices de declínio justamente à entrada dessas empresas e aos mecanismos voltados para incentivar produção adicional.
A diferença aparece na maneira de olhar o campo.
Dados antigos podem ser reprocessados. Poços que antes pareciam pouco atrativos podem ser novamente avaliados. Equipamentos podem receber modificações e áreas próximas podem ser conectadas a estruturas já existentes.
A PRIO construiu boa parte de sua expansão nesse modelo. O CPG já mostrou como a companhia utiliza pesquisa e inovação para elevar a produção de campos maduros, trabalhando com informações de reservatórios, integridade, corrosão e diferentes técnicas de recuperação.
Em um campo que já possui plataforma, dutos, sistemas submarinos e estrutura logística instalada, alguns milhares de barris adicionais por dia podem fazer uma diferença considerável na conta final.
Uma conexão submarina pode evitar a construção de outra plataforma
Outro tema que ganhou espaço no debate foi o uso de tie-backs.
Na prática, a solução permite conectar poços ou campos próximos a uma unidade de produção que já está operando.
Imagine uma descoberta de petróleo que, sozinha, não tenha volume suficiente para justificar a instalação de uma nova plataforma. Se houver um FPSO ou outra infraestrutura disponível nas proximidades, conectar essa descoberta ao sistema existente pode reduzir bastante o investimento necessário.
Essa possibilidade é particularmente importante em bacias maduras, onde existe uma extensa rede de infraestrutura construída ao longo de décadas.
Representantes de PRIO, Karoon e Trident citaram o compartilhamento dessa infraestrutura, os leilões de áreas próximas aos campos existentes e modelos de royalties entre os fatores que podem estimular novos investimentos.
O próprio histórico do Campo de Polvo e das operações com tie-back na Bacia de Campos ajuda a entender como uma estrutura instalada pode ser reorganizada para atender outros projetos.
Isso se torna cada vez mais relevante conforme as grandes bacias produtoras brasileiras envelhecem.
Uma plataforma que no passado atendia apenas um campo pode acabar servindo como ponto de conexão para outras acumulações menores no entorno.
Atlanta virou vitrine para a Brava Energia
Entre os casos apresentados no debate, o Campo de Atlanta ocupa uma posição particular.
Localizado na Bacia de Santos, Atlanta possui petróleo pesado e um reservatório com características que tornam sua produção tecnicamente desafiadora.
A produção começou por meio de um sistema piloto em 2018. Anos depois, a então Enauta avançou para o Sistema Definitivo. Com a combinação dos negócios de Enauta e 3R Petroleum, o ativo passou a integrar a atual Brava Energia.
Carlos Travassos acompanha diretamente esse processo como diretor de Operações Offshore da companhia. O executivo acumula 39 anos de experiência no setor e passou grande parte da carreira na Petrobras, onde trabalhou com águas profundas, engenharia, sistemas de produção, tecnologia e inovação.
No Sistema Definitivo de Atlanta, a primeira fase recebeu mais de R$ 6 bilhões em investimentos.
O FPSO Atlanta começou a operar no projeto definitivo em dezembro de 2024, com capacidade para produzir até 50 mil barris de petróleo por dia e armazenar aproximadamente 1,6 milhão de barris.
O projeto também colocou a Brava em evidência fora do Brasil.
Quase 45 milhões de barris já passaram pelos sistemas de Atlanta
Até fevereiro de 2026, o Sistema Definitivo de Atlanta havia ultrapassado 11 milhões de barris produzidos.
Quando a produção do antigo sistema piloto entra na conta, o acumulado do campo se aproxima de 45 milhões de barris.
Atlanta também chegou a registrar produção diária de aproximadamente 45,5 mil barris, próxima da capacidade nominal do FPSO.
A solução desenvolvida para o campo rendeu à Brava Energia o OTC Distinguished Achievement Award for Companies 2026, concedido durante a Offshore Technology Conference. A empresa se tornou a primeira independente brasileira a receber o reconhecimento.
Mas o desenvolvimento do ativo ainda não terminou.
A companhia prepara novas etapas de perfuração e o CPG vem acompanhando a campanha de novos poços em Atlanta e Papa-Terra.
Esses ativos ajudaram a Brava a encerrar 2025 com produção média de 81,3 mil barris de óleo equivalente por dia, alta de 46% na comparação anual. O crescimento da produção da Brava em Atlanta e Papa-Terra colocou os dois campos entre os principais ativos offshore da companhia.
O número de barris que permanece no reservatório importa muito
Existe um conceito fundamental para entender por que as empresas continuam investindo em campos antigos: o fator de recuperação.
Nem todo o petróleo existente em um reservatório consegue ser levado até a superfície.
Dependendo da geologia, da pressão, das características do óleo e da tecnologia utilizada, apenas uma parcela do volume originalmente existente será recuperada ao longo da vida do campo.
É aí que avanços aparentemente pequenos podem valer muito dinheiro.
Em um reservatório de grandes dimensões, elevar o fator de recuperação em poucos pontos percentuais pode significar milhões de barris adicionais.
Por isso, operar um campo maduro envolve muito mais do que manter uma plataforma funcionando.
As equipes estudam novamente o comportamento dos reservatórios, analisam pressão, fluxo e localização dos volumes remanescentes, avaliam intervenções nos poços e procuram gargalos nos sistemas de produção.
Novos equipamentos submarinos, bombas multifásicas, sísmica, modelagem de reservatórios e ferramentas digitais também entram nessa equação.
Não existe uma única tecnologia capaz de rejuvenescer todos os campos. Cada ativo apresenta seus próprios problemas.
Na prática, o resultado costuma aparecer na soma de muitas melhorias.
Produzir por mais tempo também mantém fornecedores trabalhando
Quando uma empresa consegue prolongar a produção de um campo por vários anos, o efeito não fica restrito ao volume de petróleo retirado do reservatório.
Uma operação offshore movimenta uma extensa cadeia.
Há contratos de manutenção, inspeção, serviços submarinos, embarcações, helicópteros, engenharia, logística, equipamentos, sondas e apoio às plataformas.
Isso significa que estender a vida econômica de um campo também pode prolongar a demanda por serviços e mão de obra ligados à operação.
Há ainda o impacto sobre a arrecadação pública.
Segundo os números apresentados no contexto do debate da ROG.e, os campos maduros analisados movimentaram mais de R$ 6,5 bilhões em royalties em 2023.
Para municípios e estados produtores, o momento em que um campo deixa de produzir altera diretamente essa receita.
Por isso, a discussão sobre campos maduros não interessa apenas às operadoras. Ela também afeta fornecedores, trabalhadores e regiões dependentes da atividade petrolífera.
A indústria começa a olhar para campos antigos de outra forma
Durante muitos anos, o crescimento da indústria brasileira esteve associado principalmente a novas descobertas.
A lógica continua válida. O país ainda procura novas fronteiras, novas reservas e projetos de grande escala.
Mas existe outra quantidade de petróleo que não depende de uma nova descoberta: o óleo que permanece nos campos já conhecidos.
É essa produção que Brava Energia, PRIO, Karoon e Trident tentam ampliar.
Os dados apresentados na ROG.e indicam que essa estratégia já produziu efeitos mensuráveis. A taxa de declínio, que havia chegado a aproximadamente 19% no período entre 2020 e 2022, caiu para 7% entre 2022 e 2024.
Não significa que o envelhecimento dos reservatórios tenha desaparecido.
Significa que o ritmo da queda conseguiu ser reduzido.
Para uma indústria na qual uma nova descoberta pode levar anos até chegar ao primeiro óleo, ganhar produção em ativos que já possuem poços, plataformas e infraestrutura instalada pode ser particularmente valioso.
CPG acompanha a ROG.e 2026 diretamente do Riocentro
A discussão sobre campos maduros foi apenas uma das pautas do primeiro dia da ROG.e 2026, realizada entre 21 e 24 de setembro, no Riocentro, no Rio de Janeiro.
Durante os quatro dias, empresas, executivos, autoridades e fornecedores discutem desde exploração de novas fronteiras e produção offshore até gás natural, inteligência artificial, cadeia de suprimentos, novas tecnologias e transição energética.
O Click Petróleo e Gás está no Riocentro acompanhando a ROG.e 2026, conversando com representantes das empresas e buscando informações sobre os projetos, investimentos e tecnologias que estão movimentando o setor.
No debate sobre campos maduros, uma mensagem ficou clara entre os participantes: idade, sozinha, não determina quando um campo de petróleo chegou ao fim.
O que pesa nessa decisão é outra combinação: quanto petróleo ainda existe, quanto dele pode ser recuperado e quanto custa colocá-lo na superfície.
Enquanto essa conta continuar fechando, ativos que começaram a produzir há décadas ainda podem ter bastante história pela frente.
Também retirei vários padrões recorrentes que deixavam a versão anterior mais mecânica, especialmente expressões como “é justamente nesse ponto”, “esse cenário mostra”, “a discussão vai além”, “portanto” e conclusões que repetiam o parágrafo anterior com outras palavras. Mantive os dados, o caráter jornalístico e as âncoras internas naturais do CPG.
Tags
Rio Oil & GasROG.e 2026
Fonte
drive
Conteúdo reproduzido originalmente em: clickpetroleoegas por Paulo Nogueira.