Existe petróleo abaixo do petróleo que o Brasil já extrai: a Petrobras confirmou nova acumulação no campo de Búzios a 5.600 metros de profundidade, numa zona inferior ao reservatório que já opera na Bacia de Santos
A nova perfuração no campo de Búzios atingiu 5.600 metros de profundidade e revelou reservatórios abaixo de uma área já em produção comercial. O consórcio liderado pela Petrobras, com participação de empresas chinesas, segue analisando o potencial da descoberta.
A nova perfuração no campo de Búzios atingiu 5.600 metros de profundidade e revelou reservatórios abaixo de uma área já em produção comercial. O consórcio liderado pela Petrobras, com participação de empresas chinesas, segue analisando o potencial da descoberta
Imagine uma empresa que já opera o maior campo petrolífero de águas profundas do mundo, produzindo 1 milhão de barris de petróleo por dia, e decide perfurar ainda mais fundo, abaixo do reservatório que já está em plena produção. Foi exatamente isso que a Petrobras fez no campo de Búzios, e o que ela encontrou reacendeu o debate sobre os limites reais das reservas brasileiras.
Petróleo descoberto abaixo de campo que já produz petróleo
Em 14 de fevereiro de 2025, conforme confirmado pela Agência Petrobras em fato relevante oficial, a estatal brasileira anunciou a presença de óleo no poço 9-BUZ-99D-RJS, localizado na região oeste do campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. A descoberta não foi em uma área virgem: trata-se de uma nova acumulação em zona inferior ao reservatório principal, ou seja, petróleo encontrado abaixo de um campo que já está em operação comercial.
Segundo a Agência Petrobras, os testes foram realizados a partir de 5.600 metros de profundidade, com perfis elétricos gerados por sonda introduzida em nova perfuração. O material coletado segue em análise nos laboratórios da estatal para determinar o potencial e as características do óleo encontrado.
Mapa do campo de Búzios mostra a dimensão de uma das áreas mais estratégicas do pré-sal brasileiro, onde a Petrobras confirmou uma nova acumulação de petróleo abaixo de um reservatório que já está em produção comercial.
O campo que já era gigante ficou ainda maior
O campo de Búzios já ostentava, antes dessa descoberta, o título de maior campo produtor de petróleo em águas ultraprofundas do mundo. Localizado a 189 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, com lâmina d’água de 1.940 metros, o campo tem um reservatório com espessura de até 480 metros e ocupa uma área de 852 km², o equivalente a 115 mil campos de futebol, conforme descreve a Petrobras.
Em outubro de 2025, de acordo com a Petrobras, a plataforma FPSO Almirante Tamandaré produziu sozinha 270 mil barris por dia, ajudando Búzios a bater o recorde de 1 milhão de barris diários de produção, a primeira vez que um campo brasileiro alcança esse patamar.
O que torna essa descoberta diferente de todas as anteriores
A maior parte das descobertas de petróleo acontece em áreas novas, inexploradas. O que a Petrobras fez em Búzios é diferente: a empresa encontrou óleo numa camada mais profunda, abaixo de um reservatório que já está em produção comercial há anos. Isso significa que a infraestrutura de plataformas, poços e dutos já está instalada na região, o que pode reduzir parte dos custos de desenvolvimento futuro.
A perfuração foi realizada em um ambiente de alta complexidade técnica: 1.940 metros de coluna d’água antes mesmo de começar a perfurar a rocha, chegando a mais de 5.600 metros de profundidade no subsolo. Para efeito de comparação, segundo a PPSA, órgão federal gestor dos contratos de partilha, a profundidade total do pré-sal pode atingir até 7.000 metros desde a superfície do mar.
Os números reais do custo de extração no pré-sal
Um dado que explica por que a Petrobras investe em perfurações cada vez mais profundas está nos próprios relatórios financeiros da companhia. Segundo os documentos oficiais da Petrobras depositados na SEC americana (reguladora do mercado de capitais dos Estados Unidos), o lifting cost do pré-sal em 2025 ficou em US$ 4,19 por barril sem leasing, ou US$ 6,87 por barril incluindo o afretamento das plataformas.
Esses números fazem do pré-sal brasileiro uma das operações mais competitivas do mundo. Para efeito de comparação, o custo de extração em terra no Brasil, segundo os mesmos relatórios, chegou a US$ 17 por barril no mesmo período. Quanto mais fundo e mais produtivo for o poço, mais os custos fixos se diluem.
O consórcio por trás da descoberta
A exploração de Búzios não é exclusiva da Petrobras. Conforme informado pela própria estatal em nota oficial, o Consórcio da Jazida Compartilhada de Búzios é composto pela Petrobras como operadora, com 88,98% de participação, pela chinesa CNOOC com 7,34% e pela também chinesa CNPC com 3,67%. A gestão do contrato de partilha é feita pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), empresa pública federal.
As análises dos resultados da nova acumulação seguem em andamento pelo consórcio, que ainda não divulgou estimativas de volume recuperável para a nova zona.
O pré-sal ainda tem muito a revelar
Em julho de 2025, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP) compilados pela Petrobras, o pré-sal respondeu por 79% de toda a produção nacional de petróleo e gás. A produção total da Petrobras cresceu 11% em 2025 em relação ao ano anterior, chegando a 2,40 milhões de barris por dia.
Além disso, conforme destaca a Petrobras, o petróleo extraído do pré-sal emite até 70% menos gases de efeito estufa por barril do que a média mundial, um argumento cada vez mais relevante em um mercado que cobra transparência climática das empresas de energia.
A nova acumulação descoberta abaixo do campo de Búzios ainda é um ponto de interrogação quanto ao seu tamanho e viabilidade comercial. Mas o fato de existir petróleo abaixo do petróleo que já se produz levanta uma questão que o setor ainda não sabe responder: quantas outras camadas ainda estão por ser encontradas no subsolo brasileiro?
O poço 1-BP-13-SPS atingiu 5.855 metros de profundidade total na Bacia de Santos e confirmou uma coluna bruta de 1.000 metros de hidrocarbonetos em reservatório carbonático de alta qualidade, com área superior a 300 km².
Nas profundezas escuras do Atlântico Sul, a quase 2.400 metros abaixo da superfície do oceano e a mais de 5.800 metros abaixo do fundo do mar, engenheiros da BP (British Petroleum) — uma das maiores petroleiras do mundo, com sede em Londres e mais de 50 anos de atuação no Brasil — furaram camadas de rocha com centenas de milhões de anos para encontrar algo que o setor petrolífero global não via há muito tempo: um reservatório gigante de hidrocarbonetos, escondido sob o pré-sal da Bacia de Santos.
O resultado foi o Campo Bumerangue — e o anúncio que se seguiu abalou os mercados de energia do mundo inteiro.
A descoberta que ninguém esperava desta magnitude
Em 4 de agosto de 2025, a BP comunicou ao mercado o que seus próprios executivos classificaram como a maior descoberta da empresa em 25 anos — desde o campo de Shah Deniz, no Mar Cáspio, em 1999. O poço exploratório 1-BP-13-SPS, no bloco Bumerangue, localizado a 404 km da costa do Rio de Janeiro, atravessou uma coluna bruta de hidrocarbonetos de aproximadamente 1.000 metros — sendo 100 metros de óleo e 900 metros de gás-condensado rico em líquidos.
Para se ter noção da escala: os maiores campos gigantes do pré-sal, como Tupi e Búzios, apresentam colunas de hidrocarbonetos entre 200 e 300 metros. Bumerangue tem o triplo disso.
A área do reservatório supera 300 km² — equivalente ao tamanho da cidade de Fortaleza — em um reservatório de carbonato pré-sal de altíssima qualidade, exatamente o tipo de rocha que gerou os maiores campos da história do Brasil.
O que torna Bumerangue um desafio de engenharia extrema
Profundidade que poucos poços no mundo atingem
O poço foi perfurado com 5.855 metros de profundidade total, em águas com lâmina d’água de 2.372 metros. Isso significa que a sonda operou sob pressões colossais e temperaturas extremas, em condições que testam os limites dos equipamentos mais avançados do setor.
A engenharia offshore em águas ultraprofundas como essa exige tecnologia de ponta em cada componente: cabeças de poço submersas, risers flexíveis, sistemas de controle eletrônico a distância e plataformas FPSO capazes de processar petróleo a quilômetros da costa, sem conexão com a terra firme.
O problema do CO₂ que pode definir o futuro do campo
Os primeiros resultados da sonda revelaram um dado que gerou atenção imediata nos círculos técnicos: níveis elevados de dióxido de carbono (CO₂) no reservatório. Trata-se de um desafio clássico e crítico do pré-sal brasileiro.
Análises laboratoriais posteriores confirmaram a presença do gás, mas a BP avaliou que, pela presença de líquidos em toda a coluna e pelas propriedades de rocha de alta qualidade, o CO₂ pode ser gerenciado com tecnologia adequada de separação e reinjeção.
Especialistas lembram que o campo de Libra, com 40% de CO₂, está em produção — enquanto Júpiter, com 80%, segue paralisado. O teor exato de Bumerangue ainda está sendo medido, e esse número será determinante para a viabilidade econômica do campo.
A BP no Brasil: uma aposta estratégica de longo prazo
A descoberta de Bumerangue não é isolada. Ela reflete uma reorientação estratégica da BP — que, após anos investindo em energias renováveis sob o slogan “Beyond Petroleum”, voltou o foco para combustíveis fósseis a partir de 2024, pressionada por fundos ativistas como o Elliott Management e por resultados financeiros abaixo do esperado.
A empresa detém 100% do bloco Bumerangue, adquirido em dezembro de 2022 no 1º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha da Produção da ANP, com termos comerciais que destinam 5,9% do excedente em óleo ao Brasil após a recuperação dos custos. A Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) atua como gestora do contrato de partilha em nome da União.
O vice-presidente executivo Gordon Birrell foi direto: “Nossa ambição é explorar o potencial de estabelecer um hub de produção significativo e vantajoso no país.” A empresa já planeja para 2026 a perfuração do bloco Tupinambá, e as atividades de avaliação em Bumerangue devem começar em 2027, sujeitas à aprovação regulatória.
O que vem a seguir — e por que o Brasil deve acompanhar
Bumerangue ainda está em fase exploratória. Não há FID (Final Investment Decision) aprovado, e analistas da XP Investimentos estimam que o processo completo — da delimitação ao primeiro óleo — pode levar entre 5 e 8 anos. O campo, se desenvolvido, exigirá a construção de plataformas FPSO, dutos submarinos e sistemas de reinjeção de CO₂ em profundidades extremas.
O que está em jogo vai além dos números da BP: Bumerangue sinaliza que o pré-sal da Bacia de Santos ainda guarda surpresas colossais, e que a corrida pelas reservas mais profundas do Atlântico Sul está longe de terminar.
O Brasil tem o petróleo. A engenharia tem o desafio. Resta saber quem terá a tecnologia — e a velocidade — para transformar esse gigante adormecido em produção real.