Análise Técnico Financeira da Exploração do Ativo de Polvo pela PetroRio S.A.

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CAMPOS MADUROS: JANELA DE OPORTUNIDADE E ANÁLISE TÉCNICO 
FINANCEIRA DA EXPLORAÇÃO DO ATIVO DE POLVO PELA PETRORIO S.A. 
 
 
 
 
Rodrigo Acquarone Esteves 
 
 
 
 
Projeto de Graduação apresentado ao Curso 
de Engenharia Civil da Escola Politécnica, 
Universidade Federal do Rio de Janeiro, 
como parte dos requisitos necessários à 
obtenção do título de Engenheiro. 
 
Orientadora: Thereza Cristina Nogueira de 
Aquino, DSc 
Coorientadora: Elaine Garrido Vazquez, DSc 
 
 
 
Rio de Janeiro 
Março de 2021 
CAMPOS MADUROS: JANELA DE OPORTUNIDADE E ANÁLISE TÉCNICO 
FINANCEIRA DA EXPLORAÇÃO DO ATIVO DE POLVO PELA PETRORIO S.A. 
 
Rodrigo Acquarone Esteves 
 
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE 
ENGENHARIA CIVIL DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE 
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS 
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO CIVIL 
 
Examinada por: 
 
 _________________________________________ 
Prof.ª. Thereza Cristina Nogueira de Aquino, D.Sc. 
 
 _________________________________________ 
Prof.ª. Elaine Garrido Vazquez, D.Sc. 
 
 _________________________________________ 
Prof. Bruno Martins Jacovazzo, D.Sc. 
 
________________________________________ 
Prof.ª Sandra Oda, D.Sc. 
 
 
 
 
 
 
 
 
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL 
Março de 2021
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Esteves, Rodrigo Acquarone 
Campos Maduros: Janela de Oportunidade e Análise 
Técnico Financeira da Exploração do Ativo de Polvo pela 
PetroRio S.A./ Rodrigo Acquarone Esteves. – Rio de Janeiro: 
UFRJ/ Escola Politécnica, 2021. 
viii, 77 p.: il.; 29,7 cm. 
Orientadores: Thereza Cristina Nogueira de Aquino e 
Elaine Garrido Vazquez 
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso 
de Engenharia Civil, 2021. 
Referências Bibliográficas: p. 69-78 
1. Introdução 2. Panorama Geral do Setor Petroleiro 
Brasileiro e de Campos Maduros 3. Análise da Estratégia 
Operacional e Financeira da PetroRio para Recuperação de 
Campos Maduros e Medidas para Viabilizá-los 4. 
Considerações Finais 
I. de Aquino, Thereza Cristina Nogueira et al. II. 
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, 
Curso de Engenharia Civil. III. Campos Maduros: Janela de 
Oportunidade e Análise Técnico Financeira da Exploração do 
Ativo de Polvo pela PetroRio S.A. 
 
 
iv 
 
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos 
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Civil. 
 
 
CAMPOS MADUROS: JANELA DE OPORTUNIDADE E ESTUDO DE CASO DA 
EXPLORAÇÃO DO ATIVO DE POLVO PELA PETRORIO S.A. 
 
Rodrigo Acquarone Esteves 
 
Março de 2021 
 
Orientadora: Thereza Cristina Nogueira de Aquino, D. Sc. 
Coorientadora: Elaine Garrido Vasquez, D. Sc. 
 
Campos maduros são ativos de produção de óleo que estão próximos ao fim de sua vida 
útil econômica, mas que, no Brasil, são abandonados precocemente. Este trabalho tem 
como objetivo avaliar essa oportunidade de negócio que até então não tem sido explorada. 
A produção nacional de petróleo cresceu nos últimos anos, porém, se analisada mais a 
fundo, isso se deve aos projetos do pré-sal da Petrobras, enquanto a grande parte dos 
projetos do pós-sal apresentam declínio de produção. Com os recentes incentivos 
públicos, aliados à uma evolução da engenharia e barateamento de processos, foi possível 
estender a vida útil de diversos campos em produção no país, aumentando a viabilidade 
econômica dos mesmo por um período maior. Para embasar essa teoria, será feito uma 
análise de indicadores financeiros e operacionais do campo de Polvo, na Bacia de 
Campos, que estava em declínio de produção e subexplorado em 2013, quando foi 
comprado pela Petrorio S.A., empresa focada na exploração de campos maduros. Desde 
então, após uma série de decisões e estratégias tomadas pela empresa, possibilitou-se a 
revitalização do campo e o cenário se tornou outro, muito mais lucrativo. Com sua última 
aquisição, do campo de Tubarão de Martelo, localizado ao lado de Polvo, e todas as 
sinergias aplicadas, a vida útil do ativo foi estendida por mais 17 anos, até o ano de 2034. 
Além do aspecto operacional, serão levantadas nas considerações finais aspectos sociais, 
ambientais e de governança da empresa, além de uma análise global do trabalho. 
Palavras-chave: Petróleo; Campos maduros; Campo de Polvo; Petrorio; Análise técnico-
financeira. 
 
v 
 
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the 
requirements for the degree of Civil Engineer. 
 
 
 
MATURE FIELDS: BUSINESS OPPORTUNITY AND STUDY OF THE 
EXPLORATION OF POLVO FIELD BY PETRORIO S.A. 
 
 
Rodrigo Acquarone Esteves 
 
March/2021 
 
Advisor: Thereza Cristina Nogueira de Aquino, PhD 
Co-Advisor: Elaine Garrido Vasquez, PhD 
 
Mature fields are oil assets which are close to the end of their economic life but in 
Brazil are abandoned early. This study focuses on evaluating this business opportunity 
that has not been explored until then. National oil production has grown in recent years, 
however, this is due to Petrobras' pre-salt projects, while most of the post-salt projects 
have declined in production. With the recent public incentives, coupled with an 
evolution of engineering and cheaper processes, it was possible to extend the useful life 
of several fields in production in the country, increasing their economic viability for a 
longer period. To support this theory, an analysis will be made on financial and 
operational indicators for the Polvo field, in Campos Basin, which was in decline of 
production and under-explored in 2013, when it was purchased by Petrorio S.A., a 
company focused on the exploration of mature fields. Since then, after several decisions 
and strategies taken by the company, the field has been revitalized and the scenario has 
become different, much more profitable. With its last acquisition of Tubarão de Martelo 
field, located next to Polvo, and all the synergies applied, the asset’s economic life was 
extended for another 17 years, until the year 2034. In addition to the operational aspect, 
will be raised in the final considerations environmental, social and governance aspects 
of the company, in addition to a global analysis of the work. 
Keywords: Oil; Mature Fields; Polvo Field; Petrorio; technical-financial analysis. 
 
vi 
 
SUMÁRIO 
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................... 8 
1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO ................................................................................. 8 
1.2 MOTIVAÇÃO .................................................................................................. 9 
1.3 OBJETIVO ..................................................................................................... 10 
1.4 METODOLOGIA ........................................................................................... 10 
1.5 DESCRIÇÃO DOS CAPÍTULOS ................................................................... 11 
2 PANORAMA GERAL DO SETOR PETROLEIRO BRASILEIRO E DE 
CAMPOS MADUROS .............................................................................................. 12 
2.1 VISÃO GERAL .............................................................................................. 12 
2.1.1 Produção e Reservas .................................................................................. 12 
2.1.2 Criação da Petrobras e evolução da regulamentação .............................. 16 
2.1.3 Tipos de contratos ...................................................................................... 18 
2.1.4 Principais Empresas .................................................................................. 22 
2.1.5 Principais Bacias ........................................................................................24 
2.2 CAMPOS MADUROS .................................................................................... 28 
2.2.1 Ciclo de vida de um campo de petróleo .................................................... 28 
2.2.2 Definição do termo campos maduros ........................................................ 31 
2.2.3 Royalties em campos maduros ................................................................... 32 
2.2.4 Plano de desinvestimento da Petrobras e novos players ........................... 36 
2.3 FATOR DE RECUPERAÇÃO ........................................................................ 38 
2.3.1 Situação do cenário nacional ..................................................................... 38 
2.3.2 Estratégia do Negócio ................................................................................ 41 
2.3.3 Técnicas de Recuperação .......................................................................... 43 
3 ANÁLISE DA ESTRATÉGIA OPERACIONAL E FINANCEIRA DA 
PETRORIO PARA RECUPERAÇÃO DE CAMPOS MADUROS E MEDIDAS 
PARA VIABILIZÁ-LOS .......................................................................................... 47 
3.1 CARACTERIZAÇÃO DA EMPRESA............................................................ 47 
 
vii 
 
3.1.1 Histórico ..................................................................................................... 47 
3.1.2 Cultura empresarial .................................................................................. 48 
3.1.3 Portfólio ..................................................................................................... 49 
3.1.4 Mercado de Capitais e Composição Acionária ......................................... 52 
3.2 ANÁLISE TÉCNICO FINANCEIRA DO CAMPO DE POLVO .................... 54 
3.2.1 Histórico e caracterização ......................................................................... 54 
3.2.2 Plano de redesenvolvimento ...................................................................... 55 
3.2.3 Índices operacionais e financeiros ............................................................. 58 
3.2.4 Aquisição de Tubarão Martelo, do FPSO OSX-3 e a interligação entre os 
campos ................................................................................................................... 64 
4 CONSIDERAÇÕES FINAIS ............................................................................ 67 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 69 
 
 
8 
 
 
 
1 INTRODUÇÃO 
1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO 
A importância do setor de óleo e gás para o planeta é inegável. Desde matriz energética 
até matéria prima de inúmeros objetos e materiais, o petróleo se faz presente no cotidiano. No 
Brasil, o cenário não é diferente. Segundo dados divulgados pelo presidente da Associação 
Brasileira das Empresas de Serviços do Petróleo (ABESPetro) na feira Brasil Offshore realizada 
em Macaé, RJ, em 2019, o setor representa 13% do PIB do país e 30% do PIB do estado do RJ, 
fato que comprova a importância dessa atividade para o país em todos os âmbitos públicos 
(ABESPETRO, 2019). 
Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), “são 
considerados campos maduros aqueles que possuem 25 anos ou mais de produção e/ou que 
possuem produção igual ou superior a 70% das reservas provadas” (ANP, 2020). Quando o 
campo maduro chega na data máxima de viabilidade, a empresa responsável deve arcar com 
altos custos de abandono do campo (ABEX) que, segundo o glossário da Schlumberger (2019), 
são os custos de abandono de um poço ou instalações de produção, que normalmente são 
relacionados à cimentação e remoção de material dos poços, dos tanques de produção, das 
instalações e de um projeto de despoluição da área. 
A Bacia de Campos é uma bacia sedimentar que se estende das imediações de Vitória 
(ES) até Arraial do Cabo (RJ), em uma área de aproximadamente 100 mil quilômetros 
quadrados. Desde a sua descoberta em 1977 até o ano de 2017, quando a Bacia de Santos se 
tornou a principal produtora, a bacia era a principal do país e responsável pela maior porção da 
produção nacional. Sua produção de óleo nos projetos do pós-sal, no entanto, vem diminuindo 
bastante nos últimos anos (CHAMBRIARD, 2009) 
Como consequência da redução da produção, temos também a redução dos royalties 
arrecadados pelo União e repassados aos municípios do território explorado, que “são uma 
compensação financeira devida pelas empresas que produzem petróleo e gás natural no 
território brasileiro: uma remuneração à sociedade pela exploração desses recursos não 
renováveis.” (ANP, 2019). Tal repasse é um estímulo financeiro pro desenvolvimento geral de 
quem o recebe, e sua redução pode significar um corte de políticas públicas essenciais para a 
população e na distribuição de renda. As alíquotas variam de 5 a 10%, dependendo do risco 
geológico, expectativa de produção, dificuldade de operação, proximidade do mercado, tipo de 
9 
 
 
 
produto e infraestrutura existente e é cobrada em cima da receita bruta da empresa (DELGADO 
et al., 2018). 
Essa queda de produção de projetos do pós-sal está atrelada ao conceito de fator de 
recuperação do campo (FR), que é a “razão entre o volume recuperável e o volume original, ou 
seja, o percentual do volume original que se espera produzir de um reservatório.” (ANP, 2020). 
Mundialmente, o FR médio é de cerca de 35%, podendo chegar até 46% no offshore do Reino 
Unido. Na Bacia de Campos, esse fator é de 24% e a média nacional é cerca de 21% (ANP, 
2018). Esse baixo fator de recuperação evidencia a necessidade da União de criar incentivos 
financeiros para viabilizar campos maduros - alguns já criados, com o intuito de reduzir o 
declínio da produção e estender a vida útil do campo. Com mais retorno financeiro previsto, as 
empresas realizariam maiores investimentos nessa área, levando à uma redução do desperdício 
de óleo abandonado nos reservatórios, manutenção de milhares de empregos e dos royalties à 
União e aos municípios. 
1.2 MOTIVAÇÃO 
Segundo Loureiro (2017), especialista em regulação da ANP, 142 campos produzem há 
mais de 30 anos no Brasil e são responsáveis por 7% da produção nacional. Na faixa etária de 
20 a 30 anos, existem 51 campos responsáveis por 17% da produção. Das bacias sedimentares 
atualmente em exploração no território nacional, a maioria delas é considerada madura e tem 
sua produção em declínio. Conforme exposto, a disparidade do FR nacional e mundial levou a 
ANP a tomar, recentemente, medidas de incentivo à revitalização desses campos, como, por 
exemplo, prorrogação da Fase de Produção (Resolução CNPE nº 02/2016), fomento a novas 
tecnologias de recuperação (Resolução CNPE nº 17/2017), estímulo às cessões de direitos 
(Resolução CNPE nº 17/2017) e redução da alíquota de royalties sobre produção incremental 
(Resolução CNPE nº 17/2017) (ANP, 2018). 
 A grande quantidade de campos maduros no Brasil, aliada aos incentivos públicos e das 
tecnologias existentes de recuperação, representam uma janela de oportunidade para os agentes 
econômicos. É uma situação na qual as esferas públicas e privadas devem trabalhar em 
conjunto. A empresa exploradora, uma vez decidida em revitalizar e estender a vida útil do 
campo, observa suas reservas aumentarem e, por consequência, seus lucros futuros também. 
No âmbito público, ao tomar as medidas supracitadas e incentivar a produção nesse tipo de 
ativo, enxerga um horizonte temporal maior de arrecadação de royalties e de outros impostos. 
10 
 
 
 
Esse aumento percentual esperado no FR, por menor que seja, possuem dimensões 
consideráveis. Um acréscimo de 1% no FR representa, segundo a ANP, mais de 1 bilhão de 
barris em reservas totais, R$26 bilhões em novos investimentos e R$16 bilhões em royalties 
(LOUREIRO, 2017). 
1.3 OBJETIVO 
O objetivo geral do presente trabalhoé analisar a recuperação de campos maduros no 
Brasil através de uma análise técnico financeira sobre o ativo de Polvo, localizado no pós-sal 
da Bacia de Campos. Através de indicadores técnicos e financeiros, serão analisadas as ações e 
estratégias adotadas pela empresa para se alcançar o sucesso na operação e na otimização do 
campo. 
Com o avanço da engenharia e barateamento de diversos processos, além dos recentes 
incentivos públicos por parte da ANP, esses campos sub explorados se tornaram uma ótima 
oportunidade de negócio, tanto para a empresa já detentora do campo que explora há anos 
quanto pra empresas especializadas em revitalização desses ativos, que os adquiririam já nessa 
fase. 
Além de conseguir aumentar a produção através de campanhas de perfuração de novos 
poços produtores e injetores, sua vida útil também pode ser estendida através da redução de 
custos operacionais e logísticos. Supondo um valor de venda constante do barril, se ocorre a 
diminuição de custo dele, é possível extrair óleo por mais tempo de uma mesma curva de 
produção. 
Aliando uma estratégia de redução de custos com novos investimentos, é possível 
otimizar e alongar a exploração dos campos maduros. Num setor que vai na contramão do 
mundo no que se diz respeito à energia renovável e sustentabilidade, uma exploração 
responsável com menos desperdícios é essencial para sua manutenção. 
1.4 METODOLOGIA 
A análise sobre como o ativo de Polvo estava prestes a ser abandonado e foi revitalizado 
pela PetroRio será feita através de indicadores de performance técnicos e financeiros que 
impactam diretamente na previsão de vida útil do ativo. Índices como reservas, produção, custos 
operacionais, lifting cost, eficiência operacional serão abordados e suas evoluções analisadas, 
além de explicar como essa variação influencia na extensão do prazo de exploração. 
11 
 
 
 
Será analisada também como uma aquisição realizada pela empresa de um campo 
localizado ao lado do objeto de estudo influenciou a redução de custos e permitiu grandes 
sinergias logísticas, além de uma redução direta de custos razoável. 
1.5 DESCRIÇÃO DOS CAPÍTULOS 
O presente trabalho se dividirá em duas etapas. Após a introdução, será apresentado um 
panorama geral do setor petroleiro no Brasil, no tocante a produção, principais empresas, 
investimentos, tipos de concessão e regulação. No terceiro capítulo, será dado um foco para 
campos maduros, abordando temas como incentivos públicos, legislação, regulamentações e 
outros aspectos específicos desse tipo de ativo. Como principais fontes de referência, serão 
utilizados, principalmente, relatórios de órgãos como a Agência Nacional do Petróleo, Gás 
Natural e Biocombustíveis (ANP), o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis 
(IBP), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e de empresas líderes no setor. 
No terceiro capítulo, através de indicadores operacionais e financeiros, será estudado o 
ativo de Polvo, da PetroRio S.A., localizado na Bacia de Campos. Para essa análise, será 
apresentado uma caracterização da empresa, com seu histórico, cultura, portfolio, principais 
atividades e resultados financeiros. Será analisado como a empresa adquiriu esse campo em 
2014 e transformou a forma como ele era explorado através de diversas estratégias distintas. 
Para isso, serão utilizados relatórios e fatos relevantes divulgados pela empresa. 
Nas considerações finais, é feito uma análise global da PetroRio considerando os aspectos 
técnicos, sociais e ambientais da empresa, levantando as principais iniciativas de cada um. É 
analisado também o setor e os principais agentes que contribuem para que a revitalização de 
campos maduros se torne um negócio sustentável e lucrativo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
12 
 
 
 
2 PANORAMA GERAL DO SETOR PETROLEIRO BRASILEIRO E DE CAMPOS 
MADUROS 
2.1 VISÃO GERAL 
2.1.1 Produção e Reservas 
O documento Petroleum Resources Management System (2018), divulgado pela Society 
of Petroleum Engineers (SPE) em associação com outras entidades, descreve que reservatórios 
são formações rochosas subsuperfície que contém individuais ou separadas acumulações 
naturais de petróleo, confinadas por barreiras impermeáveis, sistemas pressurizados ou regimes 
fluídos. Além disso, reservas são quantidades de petróleo que se acredita serem 
economicamente recuperáveis de acumulações conhecidas a partir de uma data, descobertas a 
partir de estudos geológicos e projetos aplicados sobre o local. Pode-se, portanto, atribuir um 
grau de incerteza a esse estudo, devido à engenharia aplicada, quantidade de dados obtidos e 
análise humana dos resultados. Os volumes que foram descobertos, mas que não tiverem 
viabilidade comercial são chamados de recursos contingentes, e os que não foram descobertos, 
de recursos prospectivos, conforme figura 1 (ANP,2020). 
 
Figura 1. Quadro de classificação de recursos. (ANP, 2019) 
 
Conforme SPE (2018), o conceito de reserva divide-se em três subconceitos: provadas, 
prováveis e possíveis. Ainda segundo o mesmo relatório, as definições são as que seguem, todas 
13 
 
 
 
baseadas em análises geotécnicas, estudos de engenharia e premissas econômicas, operacionais 
e governamentais. Reservas provadas (1P) são as quantidades de óleo que terão 90% de 
probabilidade de serem economicamente viáveis de serem recuperadas até uma certa data. As 
prováveis (2P) são quantidades que terão 50% de chances e as possíveis (3P) 10%, sendo todas 
essas porcentagens mínimas de chance. 
O montante classificado como reserva é variável de acordo com alguns fatores, podendo 
ser impactado positivamente ou negativamente. Do primeiro ponto de vista, pode-se ter 
quantidades adicionais oriundas de novos projetos de desenvolvimento, incluindo as resultantes 
de recentes declarações de comercialidade. Já do último, existe o desconto da produção no 
período. Além disso, esse número pode ser revisitado devido a alterações de certos fatores 
técnicos ou econômicos (ANP, 2020). 
Segundo o artigo “Maiores reservas provadas de petróleo e gás natural em 2018”, 
redigida pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), 2019, o Brasil se 
encontrava em vigésimo terceiro lugar no mundo em quesito reserva provada, conforme a figura 
2. 
 
Figura 2. Maiores reservas provadas de petróleo e gás natural em 2018. (IBP, 2019) 
 
Numa estrutura geológica offshore, verifica-se a existência de petróleo em camadas 
distintas em função da profundidade, que são as camadas do pós-sal e do pré-sal, conforme 
figura 3. Em 2007, numa reunião extraordinária do Conselho Nacional de Política Energética 
14 
 
 
 
(CNPE), foi apresentada uma das maiores descobertas - se não a maior – dos últimos tempos 
do setor. A Petrobras relatou detalhes da descoberta de petróleo na área então conhecida como 
Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, área que deu origem ao campo de Lula, atualmente maior 
produtor de petróleo e gás no país (ANP, 2020). Em agosto de 2020, devido à uma decisão 
judicial da ANP, o campo voltou a se chamar Tupi (ANP, 2020). 
 
 No entendimento da ANP, a definição de pré-sal é a que segue: 
O pré-sal é uma sequência de rochas sedimentares formadas há mais de 100 
milhões de anos com a separação do antigo continente Gondwana nos atuais 
continentes sul-americano e africano. 
Entre os dois atuais continentes foram formadas grandes depressões, que 
deram origem a grandes lagos. Nas regiões mais profundas destes lagos 
acumularam-se grandes quantidades de matéria orgânica oriundas, 
principalmente, de algas microscópicas. Esta matéria orgânica, misturada a 
sedimentos, formou as rochas geradoras de óleo e gás do pré-sal. Após um 
processo que envolve altas temperaturas e pressões, a matéria orgânica 
transformou-se em óleo e gás, em um processo denominado geração. 
Já nas partes mais rasas, em grandes ilhas lacustres, depositaram-se muitas 
conchascalcáreas (as coquinas) e posteriormente acumularam-se depósitos de 
estromatólitos, tipos de algas que formam rochas calcáreas. Estes dois tipos 
de depósitos constituem os principais reservatórios do pré-sal. (ANP, 2020) 
 
Figura 3. Diferentes camadas submarinas. (PETROBRAS, 2020) 
 
 
Após um ano e meio de investimentos em P&D sobre a melhor forma de exploração 
desse novo conceito, a Petrobras extraiu seu primeiro óleo, em setembro de 2008 
15 
 
 
 
(PETROBRAS, 2018). Apesar do conhecimento do tamanho das reservas que o pré-sal possuía, 
somente em junho de 2017 que a produção veio a superar a do pós-sal, com 1.352.957 contra 
1.321.813 barris de petróleo por dia (bbl/d). Só o campo de Tupi, no pré-sal da bacia de Santos, 
foi responsável por 763.000 bbl/d nesse mês. Desde então, esse cenário nunca se inverteu (ANP, 
2020) 
A produção de óleo e gás dessa região geológica vem cada vez se distanciando mais da 
camada do pós-sal. Sua média diária vem numa crescente natural nos últimos anos, já que são 
campos de exploração novos e sua curva de produção é crescente. Conforme investimentos e 
pesquisas vão sendo aplicadas, a tendência é que essa curva se torne ainda mais positiva. Em 
contrapartida, os campos do pós-sal tendem a ser mais antigos devido à sua maior proximidade 
à superfície, o que facilita a descoberta e exploração. No Brasil, em torno de 200 campos em 
diversas bacias sedimentares produzem há mais de 25 anos e apresentam produção declinante. 
Entre os anos de 2014 e 2017, observou-se uma diminuição de 70% no número de poços 
perfurados (ANP, 2018). 
A figura 4 mostra o breakdown da produção brasileira, por mil barris de óleo equivalente 
por dia (boe/d), que é o padrão de medida equivalente à energia liberada pela queima de um 
barril de petróleo bruto (ANP, 2016). É utilizada para se poder somar e comparar, 
principalmente, a produção de petróleo com gás natural. Nela, percebe-se que a produção 
brasileira estaria em declínio se não fosse o pré-sal. Somente os campos de Tupi e Búzios, os 
dois maiores da Petrobras em termos de produção, somaram 1.932 Mboe/d no mês de 
junho/2020, representando 50% do total do país. No ano de 2019, o primeiro foi responsável 
por 33% do todo (ANP, 2020). 
 
Figura 4. Evolução da produção onshore e offshore – Pré-sal x Pós-sal (ANP, 2020) 
16 
 
 
 
As reservas nacionais também foram afetadas pela descoberta. Segundo os boletins 
anuais de recursos e reservas de petróleo e gás natural, documento liberado anualmente pela 
ANP, os montantes das reservas nacionais crescem na mesma taxa da produção. No entanto, ao 
analisar cenário de forma mais minuciosa, segundo figura 5, percebe-se que as bacias 
sedimentares do pós-sal apresentam reduções consideráveis nesse quesito, uma vez que existe 
o déficit da produção e não são realizados investimentos para agregar valores. Já no pré sal, 
região mais promissora e destinatária dos significativos aportes recentes de capital do setor, é 
notável uma taxa positiva nas reservas. 
 
Figura 5. Evolução das Reservas de Petróleo no “pós-sal” e “pré-sal”. (ANP, 2020) 
 
2.1.2 Criação da Petrobras e evolução da regulamentação 
A discussão sobre regulamentação do petróleo remete à criação da estatal brasileira 
Petrobras. Suas origens remontam à segunda metade da década de 1940, quando os novos rumos 
do desenvolvimento brasileiro eram o centro das discussões (LAMARÃO e MOREIRA, 2020). 
No início de 1947, Dutra designou uma comissão para rever as leis existentes 
à luz da nova Constituição e definir as diretrizes para a exploração do petróleo. 
O anteprojeto que dela resulta, conhecido como Estatuto do Petróleo, 
considerava impossível a completa nacionalização, por falta de verbas, de 
técnicos especializados e de condições gerais. Conseguiu desagradar a todos: 
dos nacionalistas, que defendiam o monopólio estatal integral, aos grandes 
trustes, interessados na exploração do petróleo brasileiro à maneira do 
venezuelano. Poucos meses depois, a reação nacionalista ganha corpo através 
das conferências realizadas no Clube Militar, que se tornam o estopim 
da Campanha do Petróleo, uma das maiores campanhas políticas da história 
brasileira. Famosa por seu slogan "O petróleo é nosso", em 1948 esta 
campanha passou a ser articulada pelo recém-criado Centro de Estudos e 
Defesa do Petróleo, depois Centro de Estudos e Defesa do Petróleo e da 
17 
 
 
 
Economia Nacional (CEDPEN), que defendeu a tese do monopólio estatal em 
todas as fases da exploração (LAMARÃO e MOREIRA, 2020). 
O Estatuto do Petróleo também teve uma difícil tramitação. Assim como na opinião 
popular, discussões aconteceriam e o processo acabou sendo arquivado em 1948. Para superar 
o impasse e amenizar a pressão vinda por parte da população, Vargas, em 1951, envia ao 
congresso um projeto de lei propondo a criação da “Petróleo Brasileiro S.A.” (Petrobras), 
empresa de economia mista com controle majoritário da União, mas sem o monopólio sobre o 
setor. No entanto, com a pressão, principalmente, por parte do partido União Democrática 
Nacional (UDN) e da União Nacional dos Estudantes (UNE), Vargas optou pelo monopólio da 
estatal. Após diversas discussões sobre o que seria ou não autorizado e emendas solicitadas, o 
projeto foi finalmente aprovado na Câmara e sancionada a lei nº 2.004, criando a Petrobras, no 
ano de 1953. O modelo considerado foi uma empresa de propriedade e controle totalmente 
nacionais, com participação majoritária da União, encarregada de explorar, em caráter 
monopolista, diretamente ou por subsidiárias, todas as etapas da indústria petrolífera, menos a 
distribuição (LAMARÃO e MOREIRA, 2020). Coube ao Conselho Nacional do Petróleo 
(CNP) a supervisão e fiscalização do monopólio. 
A constituição de 1988, inclusive, previu esse monopólio, através dos seguintes termos: 
Art. 177. Constituem monopólio da União: 
I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros 
hidrocarbonetos fluidos; (Vide Emenda Constitucional nº 9, de 1995) 
II - a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro; 
III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes 
das atividades previstas nos incisos anteriores; 
IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de 
derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por 
meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer 
origem; (BRASIL, 2020) 
 Em 1995, a emenda constitucional nº 9/95 modificou o artigo 177 da constituição 
federal, que se concretizou através da lei 9.487/1997, conhecida como “Lei do Petróleo” 
(QUINTAS, 2016). Nela, eram previstos o fim do monopólio regulamentado da Petrobras e a 
entrada de empresas privadas no setor, para atrair investimentos e estimular uma 
competitividade nesse mercado. 
Art. 4º Constituem monopólio da União, nos termos do art. 177 da 
Constituição Federal, as seguintes atividades: 
http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/Constituicao/Constitui%C3%A7ao.htm#art177
http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/Constituicao/Constitui%C3%A7ao.htm#art177
18 
 
 
 
I - a pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros 
hidrocarbonetos fluidos; 
II - a refinação de petróleo nacional ou estrangeiro; 
III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes 
das atividades previstas nos incisos anteriores; 
IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de 
derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem como o transporte, por 
meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e de gás natural (BRASIL, 
1997). 
 Já o artigo 177 teve a seguinte modificação para contemplar as empresas privadas. 
Art. 177 
(...) 
§ 1º A União poderá contratar com empresas estatais ou privadas a realização 
das atividades previstas nos incisos I a IV deste artigo observadas as condições 
estabelecidas em lei (BRASIL,2020). 
No entanto, o que acabou foi somente o monopólio regulamentado. A empresa 
incumbente ainda possui uma posição preponderante no setor petroleiro nacional, conforme 
analisado no próximo item. 
Com a descoberta do pré-sal e dos retornos que ele poderia trazer, adotou-se a mesma 
postura de monopólio. Em 2010, ao ter a lei 12.351/2010 aprovada, a estatal se via, legalmente, 
como única operadora e detentora de, no mínimo, 30% de participação em contratos dessas 
áreas. O cenário mudou em 2016, quando foi sancionada a lei 13.365/2016 que revoga a 
obrigatoriedade de a Petrobras ser a operadora, mas ainda é ofertada a preferência (LAMARÃO 
e MOREIRA, 2020). 
 
2.1.3 Tipos de contratos 
A Lei do Petróleo determinou o fim do monopólio da Petrobras em 1997 e estabeleceu 
um regime de contratação chamado de concessão, utilizado até hoje para blocos onshore e 
offshore convencionais no pós-sal. De acordo com a legislação brasileira, o processo de outorga 
de direitos de exploração é realizado através de rodadas de licitação (IBP, 2016). Essas rodadas 
são feitas em leilões e as empresas devem realizar, individualmente ou em consórcio, lances 
para os blocos que demonstrarem interesse. Esses lances são compostos por uma série de 
fatores, como que comumente incluem pagamento de bônus de assinatura, Programa 
19 
 
 
 
Exploratório Mínimo e compromissos de conteúdo local (IBP, 2016). A empresa ou consórcio 
que apresentar a proposta mais vantajosa, de acordo com os critérios previstos no edital, recebe 
o direito de explorar aquela área para verificar a existência de jazidas comerciais de petróleo 
e/ou gás natural (ANP, 2017). 
O bônus de assinatura constitui o pagamento realizado pela empresa ou consórcio 
vencedor do leilão no momento da assinatura do contrato, como modo de compensação 
financeira (IBP, 2016). Uma vez que esse bônus é pago independentemente do sucesso 
exploratório do projeto, ele representa um importante risco para a empresa concessionária. 
O Programa Exploratório Mínimo (PEM) são as atividades que a empresa se 
compromete a realizar, tais como pesquisas sísmicas, perfuração de poços exploratórios, entre 
outras (ANP, 2017). 
Além desses fatores apresentados no dia do leilão, a União conta com uma série de 
tributos pagos ao longo da vida útil do campo, como royalties, participação especial e 
pagamento pela retenção de áreas de domínio público. A participação especial constitui uma 
compensação financeira adicional aos royalties incidente sobre a receita líquida dos campos 
com grandes volumes de produção e alta rentabilidade, sendo recolhidos trimestralmente (IBP, 
2016). 
Com a descoberta do pré-sal e dos grandes volumes que ele prometia, foi instituído um 
segundo tipo de regime para o setor de óleo e gás, o de partilha. Ele foi criado, no país, com 
base na lei 12.351 de 22 de dezembro de 2010, e constitui o marco regulatório para o Pré-Sal e 
áreas consideradas estratégicas (que possuem baixo risco exploratório e elevado potencial de 
produção de hidrocarbonetos) (IBP, 2016). Existem várias diferenças entre ambos os contratos, 
sendo a principal diferença em como o governo arrecada com cada tipo. a partilha, os contratos 
são assinados, em nome da União, pelo Ministério de Minas e Energia (MME). 
No contrato de concessão, a empresa concessionária tem total propriedade sobre o óleo 
que venha a ser descoberto e produzido na área concedida (ANP, 2017), ou seja, ela que trata 
da comercialização do óleo e fica com a integridade da receita. Os contratos são assinados pela 
ANP em nome da União, porém não existe participação governamental nas decisões internas 
da operação do campo. O valor mínimo do bônus de assinatura é definido pela ANP no edital 
da licitação, porém o valor ofertado é de responsabilidade e risco da empresa. A empresa 
também deve arcar com a participação governamental, que são os tributos cobrados pelo 
governo. Os royalties, nesse caso, variam entre 5% e 10% dependendo de questões como risco 
geológico e proximidade de mercado e, caso a receita líquida da exploração ultrapasse certo 
valor definido pelo órgão, também há o pagamento da participação especial (ANP, 2017). 
20 
 
 
 
A replicação do modelo de partilha no Brasil foi motivada pelo interesse na propriedade 
dos hidrocarbonetos produzidos e na participação do Estado nas decisões operacionais (IBP, 
2016). Apesar de a lei 13.365/2016 revogar a obrigatoriedade da operação e de 30% de 
participação da estatal em contratos desse tipo, a empresa ainda possui preferência sobre essas 
áreas, que somente são postas para licitação de forma competitiva após sua demonstração de 
não interesse (IBP, 2016). 
Nesse tipo de contrato, diferentemente do de concessão, há interferência pública nas 
decisões tomadas e partilha da produção entre os concessionários e a União e, conforme figura 
6. 
 
 Figura 6. Alocação das receitas sob o Regime de Partilha da Produção (IBP, 2016) 
Esse modelo baseia-se em dois conceitos principais, que é o custo em óleo e o excedente 
em óleo, ambos definidos na lei 12.351/2010, nos artigos 2 e 3, respectivamente: 
II – custo em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros 
hidrocarbonetos fluidos, exigível unicamente em caso de descoberta 
comercial, correspondente aos custos e aos investimentos realizados pelo 
contratado na execução das atividades de exploração, avaliação, 
desenvolvimento, produção e desativação das instalações, sujeita a limites, 
prazos e condições estabelecidos em contrato. 
III – excedente em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de 
outros hidrocarbonetos fluidos a ser repartida entra a União e o contratado, 
segundo critérios definidos em contrato, resultante da diferença entre o 
volume total da produção e as parcelas relativas ao custo em óleo, aos royalties 
devidos e, quando exigível, à participação de que trata o art. 43 (BRASIL, 
2010). 
O custo em óleo corresponde ao direito do contratado de ser restituído dos custos 
recuperáveis incorridos na execução no projeto (custos de exploração, desenvolvimento, 
operação e desmobilização). Essa recuperação tem algumas limitações impostas pela ANP, que 
21 
 
 
 
é um teto correspondente a 50% da produção mensal durante os primeiros dois anos e a 30% 
nos anos seguintes, podendo retornar a 50% de forma temporária, no caso de existir gastos não 
recuperados após mais de dois anos desde seu reconhecimento (ANP, 2013). Vale ressaltar que 
o bônus de assinatura, os gastos com multas e penalidades, ou com a reposição de equipamentos 
e bens danificados não poderão ser recuperados na forma de custo em óleo (IBP, 2016). 
O excedente em óleo é a parcela da produção a ser compartilhada, e o percentual 
destinado à União é estabelecido ainda nas rodadas de licitação. Um percentual mínimo de 
excedente de óleo é definido pelo MME e as empresas apresentam seus lances. Diferentemente 
dos leilões de concessão, que são levados em conta alguns fatores pré-definidos no edital para 
definir o vencedor, os de partilha têm como vencedor a empresa ou consórcio que apresentar o 
maior percentual à União. A 1ª Rodada de Partilha da produção no Pré-sal foi realizada em 
2013 e ofertou a área de Libra, arrematada pelo consórcio composto por Petrobras, Shell, Total, 
CNPC e CNOOC. O percentual de excedente em óleo para a União ofertado foi de 41,65% 
(ANP, 2017). 
A implantação desse sistema de partilha levou à criação da empresa Pré-Sal Petróleo 
S.A. (PPSA), empresa representante da União no consórcio que tem como objetivo a atuação e 
acompanhamento das atividades de E&P. 
Em outras palavras, seu objetivo consiste em participar da gestão dos contratos 
de partilha, garantir o cumprimento da exigência de conteúdo local e assegurar 
que a operação do bloco seja efetuada de maneira eficiente e com os menores 
custos. Ela não será operadora, mas fará parte do comitê operacional doconsórcio, detendo poder de veto e voto de qualidade (“voto de minerva”) nas 
decisões (IBP, 2016). 
Garantir menores custos de operação por parte do consorciado impacta diretamente no 
valor a ser recebido pelo Estado. Uma vez que a parcela de restituição do custo do óleo pela 
empresa é menor e a produção é a mesma, o governo consegue um valor absoluto maior na sua 
parte do excedente. 
Os royalties cobrados sobre a produção também têm aumento de alíquota, e são fixados 
em 15%, nível de taxação incomum na aplicação do regime de partilha em outros países (IBP, 
2016). A participação especial não é cobrada nesses casos, levando em conta que a produção já 
é compartilhada. Já o bônus de assinatura, no ato do lance, é pré-definido pelo MME e não pela 
empresa, como na concessão. 
22 
 
 
 
2.1.4 Principais Empresas 
Para se analisar o setor nacional no quesito de maiores players, faz-se necessário 
definirmos o que são empresas operadoras e concessionárias, já que os resultados para ambas 
trazem reflexões diferentes. Operador é a empresa responsável pela condução, direta e indireta, 
das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e de desativação das 
instalações do campo (ANP, 2013). Já concessionários são os detentores do contrato de 
concessão para exploração e produção de petróleo ou gás natural (ANP, 2005). Portanto, uma 
empresa pode ser concessionária, ou seja, deter direitos sobre a exploração e receita dos 
campos, e não-operadora, por não ser quem administra a operação do campo em si. 
A figura 7 representa a distribuição da produção total nacional consolidada de janeiro a 
junho de 2020 por concessionário e a figura 8, por operador. Os dados apresentados foram 
obtidos através dos boletins de produção de petróleo e gás natural, liberados mensalmente pela 
ANP. 
 
 
Figura 7. Distribuição da Produção por Concessionário (ANP, 2020). 
 
23 
 
 
 
 
Figura 8. Distribuição da Produção por Operador (ANP, 2020). 
 
 No primeiro momento já é perceptível a predominância da Petrobras, independente do 
cenário. Isso se deve, de forma majoritária, pela regulamentação descrita anteriormente. Devido 
aos altos custos atrelados de operação, perfuração e P&D, somente a Petrobras conseguiu 
montar uma sólida participação, investindo cerca de US$102 bilhões até 2018. No plano 
estratégico 2020-2024, documento descrevendo as estratégias, premissa e previsões para o 
próximo quinquênio, a empresa prevê gastar mais US$64 bilhões em Exploração e Produção 
(E&P), sendo US$37,7 bilhões no pré-sal (PETROBRAS, 2020). 
A Shell, segunda maior concessionária do país, foi a primeira companhia internacional 
do setor a desenvolver um projeto no país desde a fase de exploração até o primeiro óleo e a 
primeira operadora internacional a produzir óleo em escala comercial no Brasil, nos campos de 
Bijupirá & Salema (SHELL, 2020). No pré-sal da bacia de Santos, consórcios aos quais a 
empresa faz parte possuem cinco campos de exploração: Sapinhoá, que teve sua declaração de 
comercialidade submetida em 2011 e sua produção comercial em 2013, que foi de 220.086 
bbl/d em agosto de 2020 (ANP, 2020); Lapa, que teve comercialidade declarada em 2013 e 
produz atualmente cerca de 45.000 bbl/d (ANP, 2020); Tupi, que produz no ano de 2020 mais 
de 1.000.000 bbl/d e é o maior produtor do país, com cerca de 46% de participação (ANP, 
2020); Iara, área que deu origem aos campos de Berbigão, Sururu e Atapú Oeste e produzem 
cerca de 85.000 bbl/d juntos (ANP, 2020); Sagitário, que anunciaram a descoberta de óleo de 
boa qualidade na área e no ano de 2020 estão reprocessando os dados sísmicos existentes para 
perfurações futuras (SHELL, 2020). Todos esses campos são operados pela Petrobras menos o 
de Lapa, que é operado pela Total (ANP, 2020). 
24 
 
 
 
Além desses campos já em produção, a empresa também participa do consórcio detentor 
do campo de Mero, localizado em águas ultra profundas no bloco de Libra, também pré-sal da 
bacia de Santos. Foram descobertos reservatórios que estão entre os mais produtivos do mundo, 
com cerca de 400m de espessura (PETROBRAS, 2020) e produção máxima estimada de 1,4 
milhão bbl/d (SHELL, 2020). Essa área é tida como a mais promissora pela Petrobras, e as 
empresas do consórcio (Petrobras, Shell, Total, CNPC e CNOOC) já acordaram de haver uma 
cooperação integrada na operação do campo, com troca constante entre os profissionais de cada 
empresa com o intuito de compartilhar conhecimento, desenvolver novas competência técnicas 
e chegas a soluções inovadoras (PETROBRAS, 2020). 
A Galp, grupo de empresas portuguesas e detentora da empresa Petrogal, possui 45 
projetos distintos no mundo em 6 países, sendo os principais localizados no Brasil, 
Moçambique e Angola (GALP, 2020). No primeiro caso, a empresa adentrou o país em 1999 e 
detém participações em projetos importantes e opera alguns outros de menor dimensão. Na 
Bacia de Santos, a petroleira está presente nos campos produtores de Tupi, Iracema, Berbigão, 
Sururu, Atapú e Grande Bacalhau, e no bloco exploratório BM–S–24, todos operados pela 
Petrobras. 
2.1.5 Principais Bacias 
Para analisar as principais bacias em quesito produção no Brasil, utilizou-se dados dos 
boletins mensais de produção, divulgados pela ANP, desde janeiro de 2019 até junho de 2020. 
Nos boletins constam um total de 13 bacias produtoras em território nacional, tanto de produção 
offshore quanto onshore, que são as seguintes: Santos, Campos, Solimões, Potiguar, 
Recôncavo, Espírito Santo, Sergipe, Parnaíba, Camamu, Alagoas, Ceará, Tucano Sul e 
Amazonas. Na figura 9 é possível perceber que as principais bacias atualmente no país são as 
bacias de Campos e de Santos, sendo responsáveis por 31,13% e 60,74% da produção nacional, 
respectivamente (ANP, 2020). 
 
25 
 
 
 
 
Figura 9. Distribuição da produção total de boe de 2019 até junho de 2020 por bacia (ANP, 2020). 
 
A Bacia de Campos, historicamente, sempre foi a mais importante. Ela é a principal área 
sedimentar já explorada na costa brasileira, e se estende das imediações da cidade de Vitória 
(ES) até Arraial do Cabo, no litoral norte do Rio de Janeiro, em uma área de aproximadamente 
100 mil quilômetros quadrados (PETROBRAS, 2020). 
A primeira descoberta de óleo na bacia se deu no ano de 1974, quando o nono poço 
exploratório do campo de Garoupa foi perfurado e encontrou-se reservatórios de 
hidrocarbonetos do período Albiano, sob uma lâmina d’água de 120m (BRUHN et al., 2003). 
A produção em si começou em agosto de 1977, no campo de Enchova, com uma plataforma 
semi- submersível em uma profundidade de 124m, e representou o início da história de sucesso 
da Petrobras (BRUHN et al., 2003). A empresa desenvolveu o primeiro sistema de produção 
antecipada sobre uma plataforma flutuante, que foi responsável por reduzir o tempo de 
maturação de quatro a seis anos para quatro meses (PETROBRAS, 2020). Com um enorme 
ganho de agilidade, flexibilidade operacional e enorme economia de investimentos, a estatal 
conseguiu produzir óleo enquanto eram construídas as plataformas fixas definitivas que seriam 
instaladas no local, o que possibilitou um avanço da empresa na exploração de águas profundas 
e ultraprofundas (PETROBRAS, 2020). 
Houve uma sucessão de descobertas nos anos de 1984 e nos seguintes, como dos campos 
de Albacora (1984), Marlim (1985), Albacora Leste (1986), Marlim Sul (1987) e Roncador 
(1996) (JUINITI et al., 2003 apud FERREIRA, 2016). 
Na Figura 10 é mostrada a evolução da produção de óleo e condensado na Bacia de 
Campos, considerando as diferentes profundidades de lâmina d’água (LDA) dos campos. Foi 
26 
 
 
 
adotado o mesmo critério que Lopes (2004), com água rasa até 400m, profunda entre 400m e 
1000m e ultra profunda maior que 1000m (FERREIRA, 2016). 
 
 
Figura 10. Evolução da produção de óleo e condensado na Bacia de Campos, por LDA. (FERREIRA, 
2016)Em 2015, a Bacia de Campos foi a principal região produtora do país, responsável por 
67% da produção nacional de óleo e condensado através de 51 campos produtores (ANP, 2016 
apud FERREIRA, 2016). No entanto, o que se vê nos últimos anos é uma taxa de declínio na 
produção, devido à redução da produção natural dos campos e falta de investimento para 
revitalização dos mesmos. Esse último aspecto se deve principalmente à descoberta das reservas 
do pré-sal e queda do preço do barril tipo Brent, classificação de petróleo cru originário do Mar 
do Norte e utilizado como referência comercial para a maioria dos contratos de venda offshore 
no mundo. Com isso, a Petrobras se viu obrigada a focalizar seus investimentos naqueles 
projetos de maior retorno, que seriam os do pré-sal (PETROBRAS, 2020). 
Apesar de o polígono do pré-sal abranger ambas as bacias de Campos e de Santos, a 
última é quem possui os maiores poços e campos produtores do país, de acordo com o último 
boletim da ANP (2020), como de Tupi, Búzios e Sapinhoá, sendo os três responsáveis por mais 
da metade da produção nacional (ANP, 2019). Ela a maior bacia sedimentar offshore do país, 
com uma área total de mais de 350 mil quilômetros quadrados e que se estende de Cabo Frio 
(RJ) a Florianópolis (SC) (PETROBRAS, 2020). 
Os números do pré-sal na Bacia de Santos são impressionantes. De acordo com a 
Petrobras, cada poço produz, em média, 25 mil bbl/d, e nove dos dez poços com maior produção 
27 
 
 
 
no país se encontram nessa área (PETROBRAS, 2020). O maior deles, no campo de Tupi, 
possui vazão média de 36 mil bbl/d (PETROBRAS, 2020). Nesse cenário, o que se presenciou 
foi uma inversão de importância da produção de ambas as bacias em 2017, conforme figura 11 
a seguir. 
 
 
Figura 11. Comportamento da produção em boe/d nas bacias de Campos e Santos (ANP, 2020). 
 
 
 
Figura 12. Comportamento da produção em boe/d no pós-sal da Bacia de Campos (DELGADO et al., 
2018) 
 
De acordo com dados da ANP, de 2015 até junho de 2020, a produção da Bacia de 
Campos caiu em torno de 9% ao ano, enquanto da Bacia de Santos subiu 20% ao ano, conforme 
figura 11. Se levar em conta somente os campos do pós-sal da Bacia de Campos, o declínio foi 
ainda maior, na casa dos 31% ao ano em 2018, conforme figura 12 (DELGADO et al., 2018). 
28 
 
 
 
2.2 CAMPOS MADUROS 
2.2.1 Ciclo de vida de um campo de petróleo 
A vida útil de um campo vai muito além do período entre o primeiro óleo e seu 
abandono. Sua origem, inclusive, se dá antes mesmo de ele ser chamado de campo. Com base 
nas orientações e diretrizes do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), a ANP realiza 
estudos em diversas áreas do território nacional e aquelas que apresentarem certas 
características determinadas pelo primeiro órgão são aprovadas e postas para as rodadas de 
licitações de blocos exploratórios – nome dessas áreas ainda selvagens sem desenvolvimento 
de atividades (ANP, 2020) 
Essas rodadas são leilões por meio dos quais a União concede o direito de explorar e 
produzir petróleo e gás natural no Brasil (ANP, 2017). 
Nestas licitações, as empresas interessadas oferecem, individualmente ou em 
consórcio, um valor em bônus de assinatura e propõem um Programa 
Exploratório Mínimo (PEM), ou seja, se comprometem a executar 
determinadas atividades, tais como pesquisas sísmicas, perfuração de poços 
exploratórios, entre outras, naquela área. A empresa ou consórcio que 
apresentar a proposta mais vantajosa, de acordo com os critérios previstos no 
edital, recebe o direito de explorar aquela área para verificar a existência de 
jazidas comerciais de petróleo e/ou gás natural. (ANP, 2017). 
A empresa que conseguir o direito passa então para a “Fase de Exploração” do bloco, 
que é uma fase inicial e seu objetivo é descobrir se existe efetivamente petróleo na região e se 
sua extração seria economicamente viável. 
O contrato estabelece um prazo, usualmente dividido em períodos 
exploratórios, durante o qual o concessionário ou contratado deve desenvolver 
atividades exploratórias de geologia e geofísica, visando ao maior 
conhecimento das bacias sedimentares brasileiras, em especial do bloco 
adquirido. As atividades exploratórias envolvem a aquisição de dados 
sísmicos, gravimétricos, magnetométicos, geoquímicos, perfuração e 
avaliação de poços, dentre outras, devendo obrigatoriamente contemplar o 
cumprimento do Programa Exploratório Mínimo (PEM) acordado com a ANP 
(ANP, 2020). 
Quando esses estudos levarem à descoberta de determinada reserva de petróleo ou gás 
natural, a empresa deve realizar a avaliação da descoberta, que é a análise de diversos dados 
obtidos em testes, simulações de cenários críticos e perfurações de poços, com o intuito de 
avaliar mais precisamente a extensão do reservatório, o volume total e sua viabilidade 
comercial. A empresa deve enviar antes para a ANP um Plano de Avaliação de Descoberta 
(PAD), que é um programa de trabalho com prazos e investimentos necessários para tal. Com 
29 
 
 
 
o resultado dessa atividade em mãos, deve ser gerado o Relatório Final de Avaliação de 
Descoberta (RFAD) que, uma vez aprovado pela agência, confere efetividade a uma eventual 
Declaração de Comercialidade, introduzindo a Fase de Produção e dando criação a um campo 
de petróleo (ANP, 2017). 
A fase de produção se divide em duas etapas, conforme figura 13: desenvolvimento e 
produção. Com o manifesto da empresa sobre a viabilidade comercial da área e posterior 
aprovação da ANP, se inicia o período no qual a contratada deve submeter à agência sua 
proposta de Planos de Desenvolvimento (PD). 
O PD consolida o planejamento de longo prazo para as operações e 
investimentos no campo. Descreve o modelo geológico da área do campo e as 
bases de projeto das instalações a serem implantadas; prevê a curva de 
produção de fluidos; fixa diretrizes de segurança e meio ambiente para a 
implantação, a operação e a desativação do sistema de produção e escoamento; 
e apresenta os aspectos econômicos do projeto (ANP, 2016). 
 
 
Figura 13. Fases do ciclo de vida de um campo (LOUREIRO, 2017) 
 
Em um primeiro momento da fase de produção, o campo passará por uma etapa de 
desenvolvimento, quando se realizarão atividades destinadas a instalar equipamentos e sistemas 
que tornam possível a produção, segundo o PD apresentado (ANP, 2016). Essas atividades 
podem se estender ao longo da fase de produção, mesmo após a extração ter iniciado. Para 
efeitos de classificação do órgão, campos em desenvolvimentos são aqueles que ainda não 
extraíram seu primeiro óleo, termo amplamente utilizado para descrever o primeiro barril 
extraído no local. A média histórica do período entre a assinatura do contrato ao primeiro óleo, 
no Brasil, é de 8 anos para campos offshore e 6 anos para campos onshore (LOUREIRO, 2017). 
Essa fase se estende pelo período que for viável a extração do óleo. Normalmente, nos 
primeiros anos de produção, a pressão dentro dos reservatórios é suficientemente elevada para 
que os fluidos contidos neles alcancem a superfície naturalmente, sem auxílio adicional. Nesses 
casos, chama-se elevação natural ou surgência. Conforme a produção evolui e o volume de óleo 
contido diminui, nota-se uma variação negativa da pressão e, consequentemente, da vazão do 
30 
 
 
 
poço. Com isso, torna-se necessário implementar um sistema de elevação artificial, que reduz 
a pressão de fluxo no fundo do poço e, com um diferencial de pressão maior em relação ao 
reservatório, aumenta a vazão do fluido. Os métodos mais comuns são: Gas-lift Contínuo e 
Intermitente (GLC e CLI), Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), Bombeio Mecânico com 
Haste (BM) e Bombeio por Cavidade Progressiva (BCP) (https://www.maxwell.vrac.puc-
rio.br, 2020). 
Com o declínio natural da curva de produção do campo e, consequentemente, com 
maiores custos de produção atrelados, se observa um aumento no liftingcost. Esse termo é 
designado como o custo de extração de um barril de petróleo, e pode-se dizer que o campo é 
economicamente viável até o ponto em que o lifting cost é menor que o preço de venda do 
mesmo barril. Quando a empresa prevê que está chegando perto do fim da vida útil do campo, 
ela deve submeter o Programa de Descomissionamento de Instalações (PDIs) à 
Superintendência de Desenvolvimento e Produção (SPD), responsável por avaliar os aspectos 
relacionados à recuperação dos recursos dos reservatórios, com o objetivo de que o 
descomissionamento não ocorra de forma prematura (ANP, 2017). Caso aprovado, o 
documento segue para a Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente (SSM), 
que avalia se o planejamento das atividades está de acordo com as normas e regulamentações 
vigentes, com o intuito de minimizar os riscos às pessoas e ao meio ambiente. 
Atualmente, o descomissionamento de instalações pode ser considerado um 
grande desafio para a indústria de produção de petróleo e gás natural. A 
necessidade de adequação da regulamentação, da ampliação da capacitação 
técnica e do desenvolvimento da cadeia de serviços com soluções específicas 
para o descomissionamento são questões relevantes. Por parte da ANP e 
demais reguladores, também é importante mencionar o compromisso com a 
elaboração de normativos que estabeleçam claramente os requisitos e critérios 
visando a execução das atividades de descomissionamento de forma segura, 
minimizando os riscos às pessoas, ao meio ambiente e aos demais usos (ANP, 
2016). 
A United Kingdom Offshore Operators Association - UKOOA (1995 apud MARTINS, 
2015), descreve que o processo de descomissionamento de sistemas de produção offshore 
ocorre em quatro estágios distintos: Desenvolvimento, avaliação e seleção de opções, 
elaboração de um processo detalhado, incluindo considerações de engenharia e segurança; 
Encerramento da produção de óleo ou gás, tamponamento e abandono de poços; Remoção de 
toda ou partes da estrutura offshore (na maioria dos casos); Disposição ou reciclagem dos 
equipamentos removidos. Com todas as atividades cumpridas, tem-se o abandono do campo de 
petróleo concluído. 
31 
 
 
 
2.2.2 Definição do termo campos maduros 
Para chegar a uma definição formal de campos maduros, a ANP utilizou como base o 
conceito presente no relatório “Mature Oil Fields – Unleashing the Pontential”, da IHS 
Cambridge Energy Reaseach Associates, que pode ser traduzida como “Campos maduros, 
também conhecidos como brownfields, são campos que produziram mais de 50% das reservas 
2P ou já produzem há mais de 25 anos.” (ANP, 2018). 
No entanto, com o objetivo de diminuir as incertezas acerca da classificação, o órgão 
regulador optou por utilizar as reservas provadas (1P) ao invés das provadas + prováveis (2P), 
e mudou-se o percentual de produção para 70% para se aproximar do conceito base (ANP, 
2018). O valor do percentual de reservas produzidas é encontrado através da equação abaixo. 
 
 % 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑧𝑖𝑑𝑜 =
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎 (𝑏𝑜𝑒)
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎 (𝑏𝑜𝑒)+𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 1𝑃(𝑏𝑜𝑒)
 (1) 
 
Tanto as reservas quanto a produção acumulada são computadas em barris de óleo 
equivalente, que consideram tanto a parcela de petróleo quanto de gás natural (ANP, 2020). O 
cálculo de conversão para se chegar a esse valor encontra-se a seguir. 
 
 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (𝑏𝑜𝑒) = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝑃𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜 (𝑏𝑏𝑙) + 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝐺á𝑠(𝑚3) ∗
6,28981
1000
 (2) 
 
A agência também propõe uma outra alteração, dessa vez relativa ao tempo de produção. 
Quanto ao tempo mínimo de produção de 25 anos, foi incluído o termo “efetivo”, de forma a 
não serem contemplados períodos de interrupção de produção do campo e períodos de teste de 
produção prévios a implantação de um sistema definitivo (ANP, 2018). 
Portanto, com as alterações supracitadas, chega-se à definição de campos maduros como 
campos de petróleo ou gás natural com histórico de produção efetiva maior ou igual a 25 anos, 
ou cuja produção acumulada corresponda a, pelo menos, 70% do volume a ser produzido 
previsto, considerando as reservas 1P (ANP, 2018). 
Ao avaliar o cenário brasileiro segundo o critério de percentual produzido, verificou-se 
que 66% da totalidade dos campos se enquadram como maduro. Na figura 14, o percentual de 
reservas produzidas encontra-se no eixo x e a quantidade no eixo y, e se somarmos todos os 
campos com percentual mínimo de 70%, chega-se a esse valor total de 66%. Se a análise for 
dividida entre onshore, offshore em águas rasas (profundidade entre 0 e 300 metros) e offshore 
32 
 
 
 
em águas profundas (profundid ade entre 300 e 1.500 metros), esse número chega a 72% 
no primeiro caso, 78% no segundo e somente 27% no último (ANP, 2018). 
 
 
Figura 14. Maturidade dos Campos - % das Reservas Produzidas (ANP, 2018) 
 
2.2.3 Royalties em campos maduros 
O Senado Brasileiro (2020), com uma abordagem mais voltada para o setor de óleo de 
gás, descreve royalty como a seguir. 
Royalty é uma palavra de origem inglesa que se refere a uma importância 
cobrada pelo proprietário de uma patente de produto, processo de produção, 
marca, entre outros, ou pelo autor de uma obra, para permitir seu uso ou 
comercialização. No caso do petróleo, os royalties são cobrados das 
concessionárias que exploram a matéria-prima, de acordo com sua quantidade. 
O valor arrecadado fica com o poder público. Segundo a atual legislação 
brasileira, estados e municípios produtores – além da União – têm direito à 
maioria absoluta dos royalties do petróleo. A divisão atual é de 40% para a 
União, 22,5% para estados e 30% para os municípios produtores. Os 7,5% 
restantes são distribuídos para todos os municípios e estados da federação. 
(SENADO, 2020) 
De acordo com a ANP (2018) o valor de royalty a ser pago pelos seus concessionários 
é o seguinte, sendo o valor da produção igual à receita bruta do campo em questão. 
 
 𝑅𝑜𝑦𝑎𝑙𝑡𝑦 = 𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎 𝑥 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 (3) 
 
A alíquota cobrada é quem será objeto de análise e discussão desta seção. Desde 1953, 
os contratos sempre previam um percentual de 5% sobre a receita bruta. No entanto, com a Lei 
do Petróleo (lei nº 9478/97) aprovada em 1997, essa taxa passou a ser fixada em, no máximo 
10%. Para os contratos de concessão, ela é normalmente igual a 10%, podendo ser reduzida em 
33 
 
 
 
função de alguns fatores, como risco geológico, expectativa de produção, dificuldade de 
operação, proximidade do mercado, tipo de produto e infraestrutura existente (DELGADO et 
al., 2018). Já nos contratos de partilha, mais utilizados no pré-sal, esse valor é de 15%. 
A importância desse valor repassado para os estados e municípios é indiscutível, uma 
vez que compõe grande parte do orçamento de receita de vários deles e é fonte de capital para 
políticas públicas a serem implementadas ou mantidas. Na teoria econômica contemporânea, 
royalties são concebidos para garantir que as gerações futuras usufruam dos benefícios que a 
exploração do recurso natural não renovável em questão proporciona à geração atual (JUNIOR 
et al., 2016 apud DELGADO et al., 2018). 
Pelo fato de esse montante ser cobrado em cima da receita bruta da venda do óleo, ele é 
flutuante e existem diversas variáveis que impactam diretamente. A figura 15 mostra como foi 
a distribuição dos royalties por estado brasileiro no período de 2007 a 2017 (DELGADO et al., 
2018). Nela, é possível perceber como o Rio de Janeiro é destoante do resto do país e uma 
queda acentuada em 2014 e 2015 devido a uma redução nas mesmas proporções do preço do 
barril, que saiu da casa dos US$100/bbl para cerca de US$35/bbl, ensaiando uma leve retomada 
nos anos seguintes. 
 
Figura 15. Royalties, em Reais,recebidos por estados brasileiros beneficiários, no período 2007-2017 
(DELGADO et al., 2018) 
 
Com a queda do preço do barril tipo Brent, várias empresas viram suas receitas 
derreterem e suas previsões de investimento tendo que ser revistas. A Petrobras, por exemplo, 
se viu em meio a uma grave crise político-financeira e teve de tomar uma série de decisões para 
o futuro que abalaram o setor nacional. Para prezar pela saúde financeira da empresa, ela foi 
obrigada a se reorganizar, cortar gastos, desinvestir e focalizar seus investimentos nos projetos 
34 
 
 
 
de maior retorno (DELGADO et al., 2018), e a opção óbvia para a empresa na ocasião foi o 
pré-sal. 
Com a focalização da companhia nesse setor, o que se presenciou foi um exacerbado 
decréscimo da produção de campos mais maduros e a queda dos royalties recebidos por estados 
e municípios, que só não foi maior devido à valorização do dólar na mesma época. 
O CNPE, tendo em vista o crescente desinteresse por campos mais maduros e prevendo 
abandonos precoces, se viu obrigado a tomar algumas medidas de incentivo, inclusive a redução 
da alíquota do imposto em questão. Os royalties são impostos cobrados sobre a receita bruta, 
ou seja, não levam em consideração os custos e as despesas da companhia. No caso de ativos 
mais avançados em vida útil, temos a situação vista na tabela 1, na qual o campo apresenta uma 
redução significativa na produção e uma manutenção ou aumento de custos. Com isso, o 
percentual do montante desse imposto sobre a receita líquida da companhia destoa 
completamente do propósito. 
 
Tabela 1. Hipotético impacto dos royalties sobre campos novos e maduros (DELGADO et al., 2018) 
 
 
Uma redução do imposto pago pelas empresas exploradoras significaria um estímulo 
para investimentos na produção e revitalização desses campos, e foi isso que o CNPE decidiu 
em 2017 por meio da resolução 17/2017, na qual delegou à ANP conceder uma redução na 
alíquota para ate 5% sobre a produção incremental gerada pelo novo plano de investimentos a 
ser executado (DELGADO et al., 2018), além de definir outras diretrizes, como se observa a 
seguir. 
Art. 3º A ANP, no cumprimento de suas atribuições para a implementação da 
Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, deverá observar 
as diretrizes estabelecidas no art. 1º, bem como as indicadas a seguir: 
35 
 
 
 
[...] 
VII - incentivar o aumento da participação das empresas de pequeno e médio 
portes nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural; 
VIII - estimular a extensão de vida útil dos campos, promovendo, 
simultaneamente, a cultura de preservação das condições de segurança e 
respeito ao meio ambiente; 
IX - garantir o adequado descomissionamento das instalações ao final da vida 
útil dos campos, evitando que ocorra de forma prematura; 
X - estimular a cessão parcial ou total de contratos, em vez de sua devolução, 
pelos detentores de direitos e obrigações que não estejam implementando os 
investimentos necessários ao pleno aproveitamento dos recursos descobertos; 
[...] 
XII - conceder, com base em critérios preestabelecidos e desde que 
comprovado o benefício econômico para a União, no âmbito das prorrogações 
dos prazos de vigência dos contratos existentes, uma redução de royalties, 
para até 5% (cinco por cento), sobre a produção incremental gerada pelo novo 
plano de investimentos a ser executado, de modo a viabilizar a extensão da 
vida útil, maximizando o fator de recuperação dos campos. (ANP, 2017) 
Para analisar-se essa medida de redução, deve-se entender os conceitos de curva de 
produção de referência e produção incremental. 
Curva de Produção de Referência: é a curva de previsão da produção de 
hidrocarbonetos do campo, dada em boe, definida pela ANP, levando em 
consideração o declínio histórico de produção do campo, o cumprimento das 
obrigações de trabalho e investimento assumidas por meio dos planos e 
programas aprovados pela ANP, e o Boletim de Recursos e Reservas (BAR). 
Produção Incremental: Diferença positiva entre o volume efetivamente 
produzido, dado em óleo equivalente , em determinado mês e aquele previsto 
para o mês corresponder à previsão calculada segundo a Curva de Produção 
de Referência do campo. (ANP, 2018) 
O resultado esperado dessa redução dos royalties é que ele leve à um investimento maior 
por parte da companhia nesses ativos, aumentando a produção e estendendo sua vida útil. Com 
a manutenção dos custos operacionais e um incremento na produção, a empresa conseguiria 
manter suas atividades no campo por mais tempo, agregando valor à economia nacional e renda 
aos estados e municípios por mais tempo. A figura 16 representa uma situação hipotética com 
essa redução. A linha de Custos Operacionais seria a linha limite da vida útil no campo, ou seja, 
até quando ele é viável economicamente. Sugerindo uma curva de receita descontada totalmente 
de uma alíquota de 10% e outra descontada de 10% sobre a curva de referência e apenas de 5% 
36 
 
 
 
sobre a incremental, elas atingem sua vida útil em dois tempos distintos, t1 e t2, aumentando a 
vida útil do campo pelo delta entre os dois tempos. 
 
Figura 16. Impacto da redução da alíquota na vida útil de um campo. (DELGADO et al., 2018). 
 
Essa medida se dá de forma diferente para campos de grande produção – aqueles cuja 
produção ultrapassa 5.000 boe/d - e campos de pequena produção - aqueles que a produção 
nunca ultrapassa 5.000 boe/d (ANP, 2015). Para o primeiro caso, cuja rentabilidade é superior 
ao segundo, foi proposto uma redução de 5% diretamente sobre a integridade da produção 
incremental do campo. Já para o segundo, optou-se pela aplicação de alíquota progressiva nos 
seguintes moldes: 7,5% sobre a produção incremental, caso ela represente incremento igual ou 
inferior a 50%; 5% sobre a produção incremental, caso ela represente incremento superior a 
50%. 
Com isso, quanto maior o investimento e consequente aumento da produção, maior o 
incentivo dado. Apesar de o CNPE ter divulgado a resolução em 2017 e a ANP uma posterior 
alinhada com a do conselho em 2018, somente em fevereiro de 2020 que aconteceu a aprovação 
da primeira redução de alíquota sobre a produção incremental em campos maduros. O incentivo 
foi concedido ao Campo de Polvo, na Bacia de Campos, operado pela empresa PetroRio, no 
âmbito da aprovação da revisão do plano de desenvolvimento (PD) (ANP,2020). 
2.2.4 Plano de desinvestimento da Petrobras e novos players 
A queda do preço do Brent em meados de 2014 fez com que a Petrobras tivesse que 
repensar seu negócio e mergulhar num processo de transformação que envolve uma gestão ativa 
de seu portfólio. Para reduzir seu endividamento e gerar valor para seus acionistas, a companhia 
teve que focalizar seus investimentos nas operações que geram mais valor, sendo a maior parte 
37 
 
 
 
delas no pré-sal. Essa mudança nos investimentos futuros da empresa fica claro quando se 
analisa os Planos de Negócios da empresa. No documento de 2014/2018, estava previsto 
investimentos na casa dos US$220,6 bilhões, enquanto, no documento seguinte, 2018/2022, 
estavam previstos somente US$74,5 bilhões, com a maior parte indo para o pré-sal (DELGADO 
et al., 2018). 
A estatal brasileira, conforme visto, é a maior detentora de ativos no país. Seu plano de 
desinvestimento de ativos que trazem menor resultado contempla um total de 183 campos de 
petróleo, sendo 92% deles campos maduros. Dos 46 campos offshore ofertados, 44 se 
enquadram nesse quesito. Já dos 137 campos onshore, 125 são maduros (CASTILHO, 2019). 
A figura 17 mostra esses campos que estão sendo ofertados no plano. 
 
Figura 17. Distribuição dos campos ofertados pela Petrobras. (CASTILHO, 2019) 
 
Com os recentes incentivos por parte da ANP e o plano de desinvestimento da estatal 
brasileira, o que se vê é um aparecimento de novos players no mercado de camposmaduros. 
Empresas já estabelecidas no mercado nacional e focadas na revitalização desses ativos 
aproveitaram a chance para consolidar ainda mais sua participação. A PetroRio, por exemplo, 
aproveitou a oportunidade para realizar a aquisição dos 30% da Petrobras na concessão de 
Frade, localizado na Bacia de campos, litoral norte do estado do Rio de Janeiro, e se tornar 
detentora de 100% do contrato do campo (PETRORIO, 2019). 
 A estatal da Malásia, Petronas, vinha há anos mapeando oportunidades para entrar no 
mercado brasileiro. Em 2013, chegou a firmar um acordo com a OGX de compra de 40% do 
38 
 
 
 
campo de Tubarão Martelo, mas desistiu da operação depois que a empresa de Eike Batista 
entrou em recuperação judicial. Em 2019, assinou a compra por US$1,29 bilhão pela fatia de 
50% dos contratos do campo de Espadarte e do bloco BM-C-36 (Tartaruga Verde), na Bacia de 
Campos, sua entrada no mercado nacional. A operação prevê uma produção média de 56 mil 
boe/d, volume suficiente para ser uma das cinco maiores estrangeiras produtoras no país 
(RAMALHO, 2019). 
A petroleira independente Trident Energy, focada na revitalização de campos maduros 
e com escritório em Londres, comprou, por US$851 milhões, os polos de Pampo e Enchova, 
também na Bacia de Campos, que englobam um total de 10 campos produtores (ANP, 2020). 
A empresa conta com recursos da private equity Warburg Pincu, na casa dos US$600 milhões. 
Essa aquisição fará com que a Trident assuma cerca de 25 mil boe/d, produção que deve sofrer 
acréscimo devido à planos de revitalização presentes no PD submetido à ANP, na ordem de 
US$1 bilhão (ANP, 2020) 
A Perenco, empresa franco-britânica, desembolsou US$ 398 milhões ao concluir a 
compra dos polos de Pargo, Carapeba e Vermelho, em águas rasas da costa do estado do Rio 
de Janeiro. (RAMALHO, 2019). 
A Karoon, petroleira australiana que já detém os campos ainda não produtores de Neon 
e Goiá, na bacia de Santos, adquiriu o campo de Baúna, no pós-sal da mesma bacia, para 
antecipar sua geração de caixa no mercado brasileiro, enquanto ainda tenta viabilizar a produção 
de seus projetos próprios (RAMALHO, 2019). 
A 3R Petroleum, empresa brasileira focada na recuperação de campos terrestres, 
celebrou o contrato de aquisição do Polo Macau, que engloba sete campos no Rio Grande do 
Norte, por US$ 191,1 milhões. (RAMALHO, 2019). 
2.3 FATOR DE RECUPERAÇÃO 
2.3.1 Situação do cenário nacional 
Segundo a ANP, Fator de Recuperação (FR) é a razão entre o volume recuperável e o 
volume original, ou seja, o percentual do volume original que se espera produzir de um 
reservatório. No Brasil, esse índice é extremamente baixo, principalmente devido aos baixos 
investimentos em campos de maior idade, que acarretam um abandono precoce do campo e do 
óleo no reservatório que poderia ser extraído. De acordo com o Boletim Anual de Recursos e 
Reservas (BAR) de 2016, já se recuperou 9% do volume total contido nos reservatórios e esse 
39 
 
 
 
número chegará a 21% na média nacional (ANP, 2018). As figuras 18 e 19 apresentam os FRs 
das principais bacias do país, divididas em 2 figuras por conta da escala (LOUREIRO, 2017). 
 
 
Figura 18. Fator de recuperação das Bacias de Campos, Sergipe, Alagoas, Ceará e Parnaíba 
(LOUREIRO, 2017) 
 
 
 
Figura 19. Fator de recuperação das Bacias de Santos, ES, Potiguar, Recôncavo e Solimões 
(LOUREIRO, 2017) 
40 
 
 
 
Na Bacia de Campos, o FR é de 24%, maior do que a média nacional. Porém se 
considerado somente campos maduros, esse índice é bem menor, chegando aproximadamente 
a 19%. Quando se compara esses valores com a média mundial e de países como Reino Unido 
e Noruega, o cenário é assustador. A média mundial do FR é de 35%, dois terços acima da 
nacional. No caso do offshore do Reino Unido, esse valor chega a 46% (ANP, 2018) e, na 
Noruega, a 55% se considerarmos só óleo (LOUREIRO, 2017). No último caso, isso se torna 
possível devido à alguns fatores, como grandes incentivos fiscais e a proximidade entre 
empresas privadas do setor, governo e universidades, que por meio de investimentos em 
pesquisa desenvolvem tecnologias e criam planos de recuperação melhorada a serem 
implementados nos campos do país. 
Os FRs baixos das bacias maduras brasileiras representam o potencial de crescimento 
existente, uma vez comprovada a existência do óleo no local ainda não explorado. Para 
aumentar esse índice, governos e operadores lançam mão de opções econômicas e técnicas. Por 
parte dos governos, estes podem proporcionar extensão de contratos, proporcionar incentivos 
econômicos e/ou adaptações regulatórias, como as já apresentadas anteriormente (DELGADO 
et al., 2018). 
Por parte dos operadores, existem várias técnicas que podem ser utilizadas para 
aumentar o FR do campo e prolongar sua vida útil, desde o âmbito corporativo no quesito 
controle de custos e investimentos inteligentes ao âmbito técnico, na aplicação de tecnologias 
e engenharias existentes. Além das técnicas que serão apresentadas posteriormente, a 
recuperação de um campo também pode ser feita através do adensamento da malha de poços 
perfurados, ou seja, com a realização de campanhas de perfuração que representarão aumento 
de produção e diminuição do lifting cost. Esse último caso, inclusive, é um dos métodos 
utilizados pela PetroRio para revitalizar o ativo de Polvo, objeto de estudo do próximo capítulo. 
Segundo cálculos da ANP, cada 1% a mais no fator de recuperação dos campos maduros 
no Brasil geraria cerca de R$26 bilhões em novos investimentos. Como consequência desses 
aportes, seria previsto mais de 1 bilhão de barris de óleo equivalente acrescidos na reserva 
nacional que, após extraídos, gerariam cerca de R$16 bilhões de royalties ao longo dos anos 
(DELGADO et al., 2018). A prefeitura de Macaé, cidade que já foi a maior produtora de 
petróleo do país, lançou em 2017 a campanha “Menos royalties, mais empregos”, em alusão ao 
incentivo a investimentos na área. Nos cálculos da prefeitura, a revitalização dos campos 
maduros na Bacia de Campos pode gerar cerca de 20 mil empregos na região (ORDOÑEZ, 
2017). 
41 
 
 
 
A seguir, serão analisadas algumas estratégias e técnicas que permitiriam o acréscimo 
desse fator de recuperação e a revitalização dos campos maduros em operação no Brasil. 
 
2.3.2 Estratégia do Negócio 
Estratégia empresarial é um conjunto de diretrizes usado para nortear as ações, 
implementações e operações de uma empresa (MAIA, 2015). Estratégia diz respeito a fazer 
escolhas entre duas ou mais alternativas (VASSOLO et al., 2014 apud HITT et al., 2019) e, ao 
selecionar uma estratégia, a empresa decide seguir o caminho que é mais condizente com suas 
perspectivas pro futuro e que levem aos objetivos que a companhia almeja. 
Ainda segundo o mesmo autor, estratégia de negócios refere-se a um conjunto integrado 
e coordenado de ações que as empresas utilizam para obter vantagem competitiva explorando 
as competências essenciais em mercados de produtos específicos (FURR, KAPOOR, 2015 
apud HITT et al., 2019). O resultado da operação da empresa no longo prazo depende desse 
grupo de diretrizes tomadas inicialmente. A escolha entre executar atividades de modo diferente 
e executar atividades diferentes dos concorrentes é a essência da estratégia de negócios 
(PORTER, 1996 apud HITT et al., 2019). 
As estratégias de negócios podem ainda ser subdivididas em 5 outras dependendo do 
mercado-alvo e da base para o valor do consumidor, conforme figura 20. O mercado alvo 
depende do tamanho e do tipo de consumidores a serem contemplados, se é mundial e amplo 
ou se é um segmento mais restrito do conjunto. Já a base para o valor do consumidor se relaciona 
à natureza do produto, se ele é passível de diferenciação entre empresas produtoras ou se essa 
diferenciação não é importante, como no caso das commodities. 
42 
 
 
 
 
Figura 20. Cinco estratégias de