Noruega tenta recuperar 2,8 bilhões de barris equivalentes de petróleo e gás presos em rochas que quase não deixam os combustíveis passar

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Noruega tenta recuperar 2,8 bilhões de barris equivalentes de petróleo e gás presos em rochas que quase não deixam os combustíveis passar

Escrito por Flavia Marinho

Publicado em 02/11/2026 às 16:01

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A Noruega quer recuperar petróleo e gás de rochas onde os fluidos mal circulam. Parceria entre Equinor e Aker BP mira reservatórios com potencial de 2,8 bilhões de barris equivalentes e novas técnicas de perfuração no mar.

Embaixo do mar da Noruega, uma quantidade imensa de petróleo e gás continua presa em rochas pelas quais os fluidos quase não conseguem circular. A autoridade petrolífera do país calcula que reservatórios desse tipo, já mapeados, tenham potencial de recuperação de 2,8 bilhões de barris de óleo equivalente. Para tentar tornar parte desse volume comercialmente viável, as petroleiras Equinor e Aker BP anunciaram, em 26 de outubro de 2026, uma colaboração voltada a novas tecnologias de extração.

A comparação apresentada pelas empresas dá a dimensão do desafio: o potencial estimado para essas rochas é semelhante ao volume recuperável esperado do campo de Johan Sverdrup, um dos grandes projetos do Mar do Norte. O petróleo e o gás já foram identificados em diferentes áreas da plataforma continental norueguesa. O obstáculo está no caminho que os fluidos precisam percorrer até alcançar um poço — e no custo de fazê-los chegar à superfície.

Há bilhões de barris nas rochas, mas o petróleo circula tão devagar que muitos poços não compensam

Os chamados tight reservoirs, ou reservatórios de baixa permeabilidade, são formações subterrâneas onde os espaços porosos têm conexões muito restritas. Mesmo quando há hidrocarbonetos, o fluxo natural através da rocha pode ser insuficiente para sustentar uma operação rentável. No estudo de referência publicado em 2019, a então Diretoria Norueguesa de Petróleo incluiu formações com permeabilidade de até 10 milidarcy na avaliação desses reservatórios.

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O levantamento reuniu informações de 42 descobertas e campos. O volume total de petróleo e gás contido nessas formações foi calculado em cerca de 2 bilhões de metros cúbicos de óleo equivalente, aproximadamente 12,6 bilhões de barris equivalentes. É dessa quantidade presente no subsolo que surge a estimativa de uma fração tecnicamente recuperável, divulgada agora pelas empresas em torno de 2,8 bilhões de barris equivalentes.

A dificuldade aparece nos percentuais de extração. Para reservatórios de rochas carbonáticas, a autoridade norueguesa estima recuperação média de 20% para petróleo e 30% para gás. Nos reservatórios de arenito compacto, as médias caem para 12% do petróleo e 25% do gás. São valores de referência, sujeitos às características de cada estrutura, e ajudam a explicar por que uma descoberta pode ser grande no mapa geológico e modesta no volume que consegue entregar.

Quase 90 descobertas aguardam desenvolvimento, e parte do problema está na própria geologia

A Equinor informa que muitas das aproximadamente 90 descobertas ainda sem decisão de desenvolvimento na plataforma continental norueguesa estão associadas a reservatórios pouco permeáveis. Esses projetos exigem estudos adicionais porque um poço convencional pode produzir muito devagar diante do investimento necessário para instalar equipamentos e manter as operações no mar.

Em regiões onde já existem plataformas e dutos, os custos podem cair quando uma nova descoberta é ligada a instalações que estão operando. Essa conexão submarina, conhecida no setor como tie-back, permite aproveitar parte da infraestrutura existente. Mas há uma corrida contra o tempo: se a instalação principal for desativada antes da nova área começar a produzir, a alternativa pode desaparecer ou se tornar muito mais cara.

O relatório de recursos de 2024 do órgão regulador norueguês aponta exatamente esse risco. As formações difíceis costumam oferecer vazões menores ao longo de períodos extensos, e muitos projetos dependem da vida útil das estruturas vizinhas para encontrar uma solução econômica. Por isso, os estudos não se limitam à quantidade de óleo e gás. Também precisam considerar distância, conexão com dutos, produtividade dos poços e tempo disponível para operar.

Poços com vários caminhos e técnicas de estimulação estão entre as opções para alcançar o petróleo

Uma das alternativas examinadas pelo setor é aumentar a superfície de contato entre o poço e a rocha que contém os hidrocarbonetos. Em vez de depender de um único trecho, os engenheiros podem perfurar ramificações que alcançam diferentes pontos da formação. Outra possibilidade, conforme a geologia, é estimular a região próxima ao poço para facilitar a passagem dos fluidos.

Segundo a autoridade norueguesa, as soluções disponíveis incluem poços multilaterais, perfurações de pequenos diâmetros, fraturamento da formação e técnicas de estimulação. O uso de cada método precisa ser avaliado conforme a rocha e o campo. A nova parceria ainda está na fase de desenvolvimento e padronização das soluções, sem anunciar a adoção de uma técnica específica em todos os projetos.

O país já reúne experiências concretas. No campo de Edvard Grieg, um poço perfurado em 2023 empregou ramificações menores conhecidas como Fishbones para ampliar o contato com uma zona de difícil produção. No campo de Gullfaks, a injeção de água e os poços horizontais também foram utilizados para melhorar a recuperação em formações compactas. Esses casos mostram caminhos de engenharia que poderão orientar estudos futuros, respeitando as diferenças geológicas de cada reservatório.

Equinor e Aker BP vão reunir projetos e fornecedores para tentar reduzir o custo da extração

O acordo anunciado em outubro prevê que as duas operadoras analisem conjuntamente oportunidades de seus portfólios, compartilhem conhecimento e procurem desenvolver soluções aplicáveis a mais de um empreendimento. A iniciativa será coordenada por uma estrutura de gestão conjunta e grupos de trabalho multidisciplinares, com especialistas das duas empresas.

O objetivo é dar escala a serviços que, contratados isoladamente para pequenas descobertas, podem ficar caros demais. Se equipamentos, métodos e procedimentos puderem ser padronizados, diferentes campos terão condições de compartilhar parte do desenvolvimento tecnológico. As empresas também pretendem ampliar a previsibilidade de atividades para que fornecedores mantenham equipes e capacidade industrial para atender esses projetos.

Kjetil Hove, responsável pelas operações de exploração e produção da Equinor na Noruega, afirmou no comunicado que soluções comuns podem acelerar a qualificação de tecnologias e reduzir os custos. Karl Johnny Hersvik, presidente da Aker BP, destacou a importância de reunir oportunidades de ambas as carteiras para ampliar a escala do trabalho. A colaboração começou a ser organizada, mas o anúncio não fixou uma data de produção, uma plataforma específica nem um investimento total para recuperar os volumes estimados.

O desafio atravessa diferentes mares e pode prolongar a vida das operações offshore

O mapeamento histórico do regulador aponta volumes de petróleo e gás em rochas compactas no Mar do Norte, no Mar da Noruega e no Mar de Barents. No sul do Mar do Norte, áreas associadas a campos como Ekofisk, Eldfisk e Valhall concentram formações carbonáticas. Mais ao norte, formações de arenito aparecem em regiões com instalações já conhecidas, enquanto o Mar da Noruega reúne importantes volumes de gás em reservatórios difíceis.

Para cada área, os engenheiros precisam combinar o comportamento da rocha com a distância até a infraestrutura de produção. Uma descoberta relativamente pequena pode avançar ao aproveitar um sistema próximo; outra, com volumes maiores, pode continuar parada se exigir instalações próprias e gerar uma produção diária insuficiente para pagar a conta.

O desafio interessa a outras regiões produtoras, inclusive ao Brasil, onde a vida útil de campos maduros, a conexão de poços submarinos e os custos da engenharia offshore também influenciam decisões de desenvolvimento. A experiência norueguesa será acompanhada pelo resultado de tecnologias que conseguirem transformar recursos já conhecidos em produção economicamente viável.

O próximo passo da parceria será selecionar as oportunidades de maior potencial, organizar o desenvolvimento tecnológico e avaliar quais soluções podem ser repetidas em diferentes projetos. A dimensão dos 2,8 bilhões de barris equivalentes explica o interesse: mesmo ganhos limitados na recuperação podem representar volumes importantes para a indústria. Qual dessas tecnologias você acredita que terá maior impacto na exploração em águas profundas? Compartilhe sua opinião nos comentários.