Brava Energia planeja perfurações e cobra estímulo a maduros

A viabilização econômica do óleo remanescente em campos maduros terrestres exige a adequação de políticas públicas e incentivos regulatórios proporcionais aos custos de extração. A avaliação é de Jorge Boeri, diretor de Operações Onshore da Brava Energia. Em debate sobre a maturidade dos ativos na América Latina, o executivo destacou que o fator de recuperação médio no Brasil ainda está em torno de 20%, o que mantém cerca de 80% do volume original de óleo retido no subsolo.

Em entrevista à Brasil Energia durante a ROG.e, Boeri defendeu uma diferenciação de alíquotas de royalties conforme os métodos de extração — apontando que técnicas secundárias e terciárias (EOR/IOR) demandam custos operacionais e químicos substancialmente maiores. O diretor adiantou que a companhia estrutura seu orçamento para o ciclo 2026–2028 com foco em campanhas intensas de perfuração e workover na Bahia e no Rio Grande do Norte, além de pilotos de injeção de polímeros e recuperação orgânica para compensar o declínio natural dos reservatórios.

Veja os principais destaques da entrevista:

Fator de recuperação e regulação de royalties

O fator de recuperação médio no onshore nacional gira em torno de 20%. Dobrar esse índice para 40% representaria produzir um volume equivalente a tudo o que foi extraído desde a década de 1940. Para viabilizar reservatórios com alto corte de água (BSW) e custos elevados, Boeri defende que a regulação adote alíquotas decrescentes de royalties para projetos de recuperação secundária (injeção de água, gás ou vapor) e terciária (injeção de químicos e polímeros).

Potencial dos reservatórios não convencionais

O executivo comparou o cenário brasileiro com os avanços observados em Vaca Muerta (Argentina) e nos Estados Unidos. O setor aguarda definições judiciais e regulatórias no país para destravar investimentos em estudos geológicos e dimensionar o real potencial das reservas não convencionais.

Campanhas de perfuração e workover (2026–2028)

A Brava Energia está em fase de aprovação orçamentária para executar um ciclo intensivo de intervenções e perfurações de poços entre 2026 e 2028, direcionado aos seus principais polos terrestres na Bahia e no Rio Grande do Norte.

Pilotos de recuperação avançada (EOR/IOR)

A operadora concluiu recentemente a implantação de um teste-piloto de organic recovery e prepara para novembro o início de um piloto de injeção de polímeros em parceria com a empresa francesa SNF, visando testar o aumento de eficiência de varreio e mitigar o declínio natural dos campos.

Curva de produção e recomposição de reservas

Embora a companhia não divulgue guidance numérico de produção futura, a estratégia para os ativos onshore — que respondem por um patamar em torno de 30 mil barris de óleo equivalente diários — foca em investimentos contínuos em subsuperfície para conter curvas de declínio e retomar o crescimento sustentável da curva de produção.

Veja a entrevista na íntegra aqui.