28 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 Especial de Capa Negócios no Onshore Luisa Hurtado, explicou à Brasil Energia, que em campos maduros, a maior parte do custo é fixa, logo o crescimento da produção impacta na redução do lifting cost por unidade produzida. A estratégia da Petroborn tem sido, segundo Hurtado, atuar em diferentes frentes para que o crescimento aconteça, como otimização da infraestrutura existente, melhoria da confiabilidade operacional, reativação de poços, perfuração de novas oportunidades e desenvolvimento dos ativos do portfólio. A companhia utiliza estudos integrados de geologia, geofísica, petrofísica e engenharia de reservatórios para identificar oportunidades de incremento de produção e priorizar investimentos. Em relação a isto, a Petroborn está se preparando para uma campanha de perfuração de novos poços no campo de Iraí, na Bacia de Tucano Sul. Atualmente, essa campanha encontra-se em fase de licenciamento ambiental e regulatório. Perguntada sobre o lifting cost, a empresa preferiu não revelar o número. • A Petroborn registrou 23,7 mil m3/d de gás natural no primeiro trimestre de 2026 (149 boe/d, a empresa não produz óleo), a segunda queda consecutiva depois de alcançar o maior pico no 3T25 (32 mil m3/d). Antes disso, o 1T24 teve a maior produção (28,3 mil m3/d). Sobre a Brava Energia, por exemplo, dois dos desafios para equilibrar o custo, que está nos US$ 20,6/boe no onshore (dados do 1T26), são a otimização e revitalização dos campos maduros. Seu objetivo está em aumentar a curva de produção para compensar o declínio natural histórico das bacias, bem como realizar a manutenção da integridade física dos ativos em produção, ressaltou a empresa à Brasil Energia em resposta. Técnica de casing drilling, aplicada no campo de Alto do Rodrigues (RN), da Brava Energia, reduziu custos operacionais em 20% Foto: Divulgação/Brava Energia
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