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Petrobras conclui 1ª perfuração de poço na Margem Equatorial

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A Petrobras informou nesta sexta-feira (26) que concluiu a primeira perfuração do poço exploratório de Pitu Oeste, na Bacia Potiguar na Margem Equatorial, conforme comunicado ao mercado.


O poço integra a concessão BMPOT-17 e está localizado em águas profundas a 52 km da costa do Rio Grande do Norte.


A companhia informou que comunicou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) que identificou presença de hidrocarboneto, porém ainda inconclusivo quanto à viabilidade econômica.


A empresa disse que, a partir de estudos complementares, pretende obter mais informações geológicas da área para avaliar o potencial dos reservatórios e direcionar as próximas atividades exploratórias na área.


Segundo a Petrobras, a perfuração do poço exploratório em Pitu Oeste foi concluída com “total segurança, dentro dos mais rigorosos protocolos de operação em águas profundas, o que reafirma que a Petrobras está preparada para realizar com total responsabilidade atividades na Margem Equatorial”.


A companhia também informou que suas estimativas de reservas provadas de óleo, condensado e gás natural resultaram em 10,9 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) em 31 dezembro de 2023, conforme comunicado ao mercado.


Segundo a petrolífera, 84% do total de reservas provadas são de óleo e condensado, enquanto 16% são de gás natural.


Em 2023, a Petrobras manteve sua trajetória de adição significativa de reservas (1,5 bilhão de boe), após realizar em 2022 a maior adição de reservas de sua história (2,0 bilhões de boe) pelo segundo ano consecutivo, com reservas provadas em 10,5 bilhões de boe.


De acordo com a estatal, a adição de reservas em 2023 ocorreu, principalmente, em função do bom desempenho dos ativos, com destaque para os campos de Búzios, Tupi e Atapu, na Bacia de Santos, e da declaração de comercialidade dos campos não operados de Raia Manta e Raia Pintada, na Bacia de Campos.


“Não tivemos alterações relevantes nas reservas decorrentes de variação do preço do petróleo”, ressaltou a petrolífera.


A empresa acrescentou que o índice de reposição orgânica de reservas, desconsiderando efeitos dos desinvestimentos, alcançou 168% da produção do ano em questão, tornando os anos de 2021 a 2023 os de maior índice de reposição orgânica de reservas da história da companhia, atingindo o valor de 207%.


A relação entre as reservas provadas e a produção (indicador R/P) se manteve em 12,2 anos, repetindo 2022.


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