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BP prevê enviar navio-sonda para avaliar descoberta no pré-sal brasileiro ainda em 2026 e estuda produção antecipada
Escrito por Ana Alice
Publicado em 31/10/2026 às 22:42
Atualizado em 31/10/2026 às 22:43
Setor Offshore
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A BP detalhou um novo cronograma para avaliar a descoberta de Bumerangue no pré-sal brasileiro, com a transferência de um navio-sonda, testes no reservatório e estudos sobre uma possível antecipação da produção.
A petroleira britânica BP pretende deslocar o navio-sonda Transocean Deepwater Mykonos para o bloco de Bumerangue, no pré-sal da Bacia de Santos, até o fim de 2026, para iniciar uma nova etapa de avaliação da descoberta de petróleo e gás anunciada no ano passado.
A previsão foi apresentada pela presidente-executiva da companhia, Meg O’Neill, durante a teleconferência de resultados realizada na sexta-feira (30 de outubro de 2026).
A movimentação dependerá da conclusão das atividades de perfuração no bloco vizinho de Tupinambá, onde o equipamento está operando.
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Além de preparar os testes no reservatório, a BP analisa a possibilidade de desenvolver um sistema de produção antecipada em Bumerangue, alternativa que poderia permitir a comercialização de petróleo e gás antes da implantação completa do empreendimento.
Segundo O’Neill, os engenheiros trabalham simultaneamente na avaliação dessa possibilidade e no planejamento do desenvolvimento integral do campo. A executiva, entretanto, ressaltou que ainda faltam informações técnicas para estabelecer um cronograma de produção.
As declarações foram registradas na teleconferência de resultados da BP, realizada em 30 de outubro, e detalham os próximos passos da companhia na exploração offshore brasileira.
Navio-sonda Deepwater Mykonos deve deixar Tupinambá até dezembro
O cronograma de Bumerangue está diretamente ligado aos trabalhos realizados pela BP no bloco de Tupinambá, também localizado na Bacia de Santos.
Em 28 de outubro, a companhia informou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) que havia identificado hidrocarbonetos durante a perfuração do poço exploratório 1-BP-14-SPS.
A descoberta ocorreu na seção pós-sal, enquanto a perfuração prossegue em direção aos reservatórios do pré-sal. O poço está localizado a aproximadamente 275 quilômetros da costa brasileira, em uma região com lâmina d’água de 2.343 metros.
Conforme o comunicado da BP divulgado em 28 de outubro, o navio-sonda Deepwater Mykonos será direcionado a Bumerangue depois da conclusão das operações em Tupinambá.
Durante a apresentação dos resultados trimestrais, Meg O’Neill esclareceu que o poço possui dois alvos geológicos. O primeiro, localizado no pós-sal, apresentou indícios de petróleo. O segundo está abaixo da camada de sal e ainda precisa ser alcançado.
A executiva afirmou que a transferência para Bumerangue poderá acontecer até dezembro de 2026, desde que a perfuração em Tupinambá avance conforme o planejamento.
Isso significa que a data não representa uma confirmação definitiva do início dos trabalhos no novo bloco. A conclusão da campanha atual continua sendo uma condição para a movimentação da sonda.
O equipamento pertence à Transocean, empresa especializada em serviços de perfuração offshore.
Em janeiro de 2026, a companhia anunciou um contrato com a BP para uma campanha estimada em 302 dias no Brasil, com valor aproximado de US$ 120 milhões.
BP prepara testes para avaliar o petróleo de Bumerangue
A chegada do navio-sonda permitirá à BP avançar na avaliação de Bumerangue, descoberta localizada a aproximadamente 404 quilômetros do Rio de Janeiro, em águas com 2.372 metros de profundidade.
O objetivo será obter informações sobre o comportamento dos fluidos no reservatório, uma etapa necessária para avaliar as possibilidades de produção comercial.
Na teleconferência de 30 de outubro, O’Neill explicou que a companhia já dispõe de dados geológicos e análises das características dos hidrocarbonetos encontrados. Entretanto, ainda precisa compreender como esses fluidos se movimentam através das rochas.
Para isso, a BP pretende realizar testes de fluxo no primeiro poço de avaliação, permitindo observar o comportamento dos fluidos e reunir dados sobre a capacidade produtiva do reservatório.
A companhia também considera perfurar um segundo poço de avaliação, mas a decisão dependerá dos resultados obtidos na primeira etapa.
Essas informações serão encaminhadas às equipes de engenharia responsáveis por estudar as alternativas de desenvolvimento de Bumerangue.
A campanha marca uma nova fase do empreendimento. A descoberta de hidrocarbonetos foi confirmada em agosto de 2025, mas a definição de um projeto de produção exige informações adicionais sobre o volume recuperável, as características dos fluidos e o desempenho do reservatório.
Produção antecipada está entre as alternativas estudadas
Um dos pontos apresentados pela BP em outubro foi a possibilidade de utilizar um sistema de produção antecipada para iniciar a exploração comercial de Bumerangue antes da conclusão de todo o desenvolvimento planejado.
Esse modelo permite, dependendo das características do reservatório e da infraestrutura escolhida, colocar parte da produção em operação enquanto outras etapas do projeto são executadas.
No entanto, a BP ainda não anunciou uma decisão de investimento, uma plataforma definida ou uma data para o início da produção antecipada.
Segundo Meg O’Neill, a empresa analisa dois caminhos: uma alternativa que possa antecipar receitas e o desenvolvimento completo da descoberta.
A escolha dependerá principalmente dos resultados dos testes programados para a campanha de avaliação.
A executiva também evitou confirmar se a seleção do conceito de desenvolvimento poderá ser concluída até o fim de 2027, prazo que havia sido discutido anteriormente com analistas.
O’Neill afirmou que seria prematuro estabelecer essa data antes de obter os novos dados sobre o reservatório.
Descoberta de Bumerangue tem estimativa de 8 bilhões de barris
O interesse da BP em acelerar a avaliação está relacionado à dimensão dos recursos identificados na descoberta de 2025.
A companhia estima aproximadamente 8 bilhões de barris de líquidos originalmente presentes no reservatório, entre petróleo e condensado de gás natural.
Esse número não representa reservas comprovadas nem significa que todo o volume poderá ser extraído comercialmente. A quantidade efetivamente recuperável ainda dependerá dos resultados técnicos e das futuras decisões de desenvolvimento.
O poço exploratório original de Bumerangue, identificado como 1-BP-13-SPS, alcançou 5.855 metros de profundidade total e atravessou reservatórios carbonáticos do pré-sal.
As análises iniciais também identificaram concentrações elevadas de dióxido de carbono nos fluidos, uma característica que deverá ser considerada nos estudos de processamento e desenvolvimento do projeto.
A BP detém 100% de participação no bloco de Bumerangue, adquirido em dezembro de 2022, enquanto a estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) atua como gestora do contrato de partilha de produção.
A Oil & Gas Journal registrou, em outubro de 2025, os resultados iniciais da descoberta e o planejamento da campanha de avaliação.
Com a previsão de deslocamento do Deepwater Mykonos após os trabalhos em Tupinambá, a próxima etapa será a obtenção dos dados de fluxo que a BP considera necessários para definir as alternativas de produção no bloco brasileiro.
Conteúdo reproduzido originalmente em: clickpetroleoegas por Ana Alice.