AZEVEDO & TRAVASSOS PREPARA PLANO DE AÇÃO PARA AUMENTAR PRODUÇÃO EM CAMPOS TERRESTRES NO RIO GRANDE DO NORTE

A Azevedo & Travassos (A&T) anunciou recentemente ao mercado a compra de 13 campos terrestres da Brava Energia no estado do Rio Grande do Norte. O movimento faz parte da estratégia da companhia de retomar sua presença no segmento de exploração e produção. A empresa ainda aguarda a aprovação de órgãos reguladores para fechar a transação, mas já prepara um conjunto de ações para aumentar a produção desses ativos. É o que revela o CEO da Azevedo & Travassos Energia, Ivan Carvalho, nosso entrevistado desta terça-feira (25). O executivo conta que a companhia pretende elevar a eficiência desses ativos por meio da perfuração de novos poços, da implantação de um sistema de injeção de água e da aplicação de técnicas avançadas, como fraturamento hidráulico e acidificação. “Apesar de serem campos maduros, há áreas ainda não drenadas com potencial produtivo. Nossa equipe técnica identificou entre cinco e sete locais viáveis para novas perfurações”, contou. Além disso, a empresa mantém uma postura ativa no mercado, avaliando novas oportunidades de aquisição e parcerias estratégicas. “Acreditamos que diversas empresas seguirão com seus planos de desinvestimento, focando em ativos mais estratégicos. No entanto, o que pode não ser interessante para essas empresas pode ser altamente rentável para nós”, disse o executivo. Por fim, Carvalho também comenta sobre os planos para outro ativo da empresa, o campo de Periquito, que possui potencial para a produção de gás natural. “Já definimos quais poços podem ser perfurados para testar essas acumulações e, nesse momento, já protocolamos os pedidos de licenciamento no Instituto de Desenvolvimento Sustentável e Meio Ambiente do Rio Grande do Norte (IDEMA)”, finalizou.

Para começar, poderia relembrar um pouco sobre o retorno do grupo ao segmento de exploração e produção?

No final de 2023 e início de 2024, o Conselho de Administração da Azevedo & Travassos S.A., empresa que deu origem à Azevedo & Travassos Energia, dentro do planejamento estratégico do grupo, propôs o retorno à exploração e produção de petróleo. Já tivemos a experiência nesse mercado entre o final da década de 1980 e o ano 2000, quando operamos por meio da Azevedo & Travassos Petróleo. Tivemos sucesso na exploração e produção, sendo a primeira empresa de capital privado nacional a produzir petróleo no Brasil.

O interesse atual surgiu porque as análises mostraram um ambiente favorável. Em uma primeira vertente, muitas pequenas empresas estavam enfrentando dificuldades para manter a performance, seja por falta de capital, tecnologia ou desafios administrativos. Vimos aí uma oportunidade de entrar nesse mercado, adquirindo ativos por meio de fusões, aquisições ou parcerias, utilizando capital, conhecimento e acesso à tecnologia.

Outra vertente do investimento foi a análise das junior oils. Algumas delas cresceram e passaram a ter um porte médio ou grande, o que as levou a rever seus portfólios. Muitas decidiram se desfazer de ativos que não eram mais estratégicos, pois precisavam concentrar investimentos em áreas que proporcionassem maior retorno.

Agora, gostaria que o senhor contasse um pouco sobre a recente aquisição dos ativos da Brava Energia. Quais foram as oportunidades mapeadas? O que motivou essa decisão?

A aquisição dos ativos da Brava Energia se encaixou exatamente no último cenário que mencionei na resposta anterior. A fusão entre 3R Petroleum e Enauta resultou em uma empresa ainda maior, e, como parte desse processo, alguns dos ativos da companhia combinada foram colocados à venda. Esses ativos nos interessaram bastante, pois, apesar de serem campos maduros, ainda possuem um volume significativo de óleo original no reservatório. Apenas 13% desse volume foi produzido até o momento, o que abre espaço para a aplicação de novas tecnologias, recuperação secundária e perfuração de poços.

Nossa análise indicou que era possível aumentar a produtividade por meio de métodos como fraturamento, estimulação de poços e adensamento da malha de produção. Fizemos nossa oferta, participamos das negociações por alguns meses e, ao final, saímos vencedores. Essa aquisição foi realizada em consórcio com a canadense Petro-Victory. Já tínhamos um contrato com eles anteriormente para investimentos em ativos e melhoria da produção, dentro de um modelo de production sharing agreement. A parceria fez sentido estratégico, pois ambos buscavam ativos com potencial de recuperação.

Depois de obter todas as aprovações regulatórias, quais serão as primeiras ações operacionais da empresa para melhorar a produtividade dessas áreas adquiridas da Brava?

Primeiro, teremos um período de transição. Durante esse tempo, vamos trabalhar junto com a Brava para garantir que essa transição ocorra de forma organizada e clara. Estamos criando um comitê para estruturar as mudanças necessárias. Algumas adequações precisarão ser feitas no momento do closing da operação, como ajustes na medição fiscal, no sistema de injeção de água – que pretendemos reativar nesses campos – e na distribuição de energia elétrica.

Isso é essencial porque, quando o closing acontecer, haverá um desmembramento real da operação. Atualmente, os campos adquiridos compartilham infraestrutura com outros que não foram vendidos, então precisamos torná-los autossuficientes. 

Assim que as aprovações forem concedidas, assumiremos a operação por meio de um Joint Operating Agreement (JOA), que define as regras de investimento, controle e administração. Nesse acordo, a Azevedo Travassos & Petróleo será a operadora, mas todas as decisões estratégicas e orçamentárias serão tomadas em conjunto pelos parceiros do consórcio.

E quais são as principais ações planejadas para aumentar a produção nesses campos?

Como mencionei antes, esses são campos maduros, mas que nunca passaram por um programa estruturado de recuperação secundária. Nosso plano envolve três frentes principais. Em primeiro lugar, vamos realizar estudos geológicos, geofísicos e de engenharia de reservatórios para implantar um sistema eficiente de injeção de água. Isso permitirá aumentar a pressão e recuperar um volume maior de óleo.

Em segundo lugar, vamos identificar oportunidades para aplicar técnicas de acidificação e fraturamento hidráulico. Essas técnicas não aumentam diretamente as reservas, mas aceleram a produção, o que melhora o fluxo de caixa. Em terceiro lugar, vamos realizar a perfuração de novos poços. Apesar de serem campos maduros, há áreas ainda não drenadas com potencial produtivo. Nossa equipe técnica identificou entre cinco e sete locais viáveis para novas perfurações.

Além disso, há a possibilidade de perfurar poços de adensamento de malha, que ajudam tanto na drenagem de novas áreas quanto no aumento da eficiência da produção nos reservatórios já em operação. Para viabilizar essas operações, firmamos uma parceria com uma empresa de serviços que já está recebendo investimentos nossos em equipamentos. Isso inclui uma sonda de perfuração e uma sonda de workover. 

Já é possível estimar um percentual de aumento na taxa de produtividade desses campos? Há alguma projeção que o senhor possa destacar?

Ainda é cedo para fazer essa estimativa, pois tudo dependerá da resposta dos reservatórios às atividades que vamos implementar. No entanto, já fizemos alguns cenários preliminares. Consideramos, no mínimo, a duplicação da produção atual, que hoje está em torno de 200 barris por dia. Também analisamos projeções mais agressivas, com a produção triplicando ou até quadruplicando. Todos os cenários foram desenvolvidos com base técnica, então são possibilidades reais.

Agora, quando falamos em reservas, a situação é diferente. Esses ativos possuem uma reserva provada (1P) estimada entre 4 milhões e 4,5 milhões de barris de óleo, com um grau de certeza de extração de aproximadamente 90%. Esse foi um dos fatores que nos motivou na aquisição.

A possibilidade de expandir essas reservas existe, mas isso só será confirmado no médio prazo, conforme avançarmos com os estudos e as operações. De qualquer forma, mesmo considerando apenas as reservas já certificadas, o projeto se mostra muito interessante do ponto de vista econômico.

Em paralelo a esse trabalho de consolidação e aumento da produtividade desses campos, seria interessante falar também sobre novas aquisições. Como a Azevedo & Travassos enxerga possíveis novos movimentos no mercado? O que o setor pode esperar da empresa em termos de expansão do portfólio?

O que posso te dizer é que a empresa vai continuar bem ativa nesse processo. Acreditamos que diversas empresas seguirão com seus planos de desinvestimento, focando em ativos mais estratégicos. No entanto, o que pode não ser interessante para essas empresas pode ser altamente rentável para nós. Nossa estrutura enxuta de administração, engenharia e geologia nos permite operar de forma eficiente e com boa rentabilidade. Além disso, estamos abertos a formar parcerias, inclusive com empresas maiores, caso surjam boas oportunidades.

Um grande diferencial da Azevedo & Travassos nesse momento é o mercado de capitais. Isso é muito importante, especialmente no setor de óleo e gás. A governança exigida das empresas listadas é muito rigorosa, e o regramento da CVM é bastante sólido. Isso, por si só, fortalece a governança da empresa. Por outro lado, ter acesso ao mercado de capitais também abre possibilidades de financiamento, permitindo que parte do funding venha dos acionistas. Isso não significa que utilizaremos apenas essa estratégia — nós exploraremos diferentes mecanismos de funding — mas, sem dúvida, ter essa alternativa representa um diferencial.

Por fim, seria interessante fazer um panorama sobre outros ativos da empresa. O senhor gostaria de destacar alguma novidade relevante em relação aos demais campos?

Primeiro, destaco todo o trabalho realizado por nossa equipe técnica de geologia e geofísica, que tem sido fundamental para entender melhor os ativos. No caso do campo de Periquito, identificamos um potencial significativo para produção de gás. Já definimos quais poços podem ser perfurados para testar essas acumulações e, nesse momento, já protocolamos os pedidos de licenciamento no Instituto de Desenvolvimento Sustentável e Meio Ambiente do Rio Grande do Norte (IDEMA). No total, pretendemos perfurar cerca de oito poços entre 2025 e meados de 2026, voltados para a melhoria da produção.

Esse plano só foi possível graças ao estudo detalhado que realizamos para compreender melhor o potencial das reservas. Além disso, estamos entrando agora no processo de certificação das reservas da Phoenix Óleo e Gás [empresa adquirida pela A&T em 2024] e avançando com os pedidos de aprovação para a perfuração dos poços. Nossa expectativa é que, até o início de 2026 — ou talvez até antes, no final de 2025 — já tenhamos resultados importantes desses novos poços que serão perfurados pela companhia.