Ciência de Dados Aplicada à Produção de Petróleo no Pré-sal Brasileiro (2023–2025)

Deize Almeida dos Santos; Andressa Porto Castro

DOI: 10.22167/2675-6528-202602839

Artigo derivado de Trabalho de Conclusão de Curso (TCC), com conteúdo baseado no trabalho original do aluno e adaptado ao formato editorial da Revista E&S com apoio da ferramenta ResumeAI, solução de inteligência artificial desenvolvida pelo Instituto Pecege para síntese e organização textual.

Resumo

O setor de petróleo e gás brasileiro possui relevância estratégica, especialmente após a expansão da produção no pré-sal, que impulsionou o crescimento econômico e a capacidade produtiva nacional. Analisou-se a produção de petróleo no pré-sal brasileiro no período de 2023 a 2025, utilizando dados abertos da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Para isso, os dados foram organizados, tratados e analisados por meio de técnicas de Ciência de Dados e ferramentas de Business Intelligence, com o uso de Power BI, linguagem DAX e Python, nas etapas de integração, correlação e clusterização. Os resultados evidenciaram crescimento consistente da produção ao longo do período, com aceleração mais expressiva em 2025, associada à entrada de novas unidades produtivas, ao aumento do número de poços e à consolidação dos principais campos. Observou-se forte concentração na Bacia de Santos e elevada dependência de um conjunto restrito de campos estratégicos. A análise de correlação indicou associação positiva entre o número de poços ativos e o volume produzido, com maior intensidade na Bacia de Santos. A aplicação de técnicas de clusterização permitiu identificar diferentes perfis produtivos de poços, evidenciando a heterogeneidade operacional do pré-sal. Em síntese, a dinâmica recente do pré-sal foi marcada por expansão estrutural e crescimento da produção, reforçando sua relevância estratégica para a produção nacional de petróleo e gás. Os achados contribuem para a caracterização e o monitoramento da dinâmica produtiva, podendo subsidiar o planejamento operacional.

Palavras-chave: Análise de correlação; Clusterização; Dados da ANP; Desempenho produtivo; Offshore brasileira.

1. Introdução

O setor de petróleo e gás desempenha um papel de extrema importância para a economia brasileira, impulsionando o crescimento econômico e o desenvolvimento tecnológico em diversas áreas da cadeia produtiva. A contribuição do setor reflete-se diretamente em vários segmentos industriais, atraindo investimentos, gerando empregos e aumentando as receitas nacionais. A partir de 2006, com a identificação das reservas do pré-sal, o cenário energético do Brasil foi significativamente alterado, exigindo investimentos robustos em pesquisa e desenvolvimento para viabilizar a exploração em águas ultraprofundas.

Com essas descobertas e a subsequente exploração, o Brasil consolidou-se como um dos maiores produtores de petróleo, elevando sua posição no cenário energético global. Ao longo dos anos, a crescente extração do pré-sal contribuiu para o aumento da renda nacional e para a redução da dependência externa do país em combustíveis fósseis, reforçando a relevância econômica e geopolítica do setor (Vartanian e Maciel, 2021). Este novo cenário levou à reforma do marco regulatório e à adoção, em 2010, do regime de Partilha da Produção, que ampliou a participação do Estado na renda do petróleo e resultou na criação do Fundo Social (FS), destinado a financiar investimentos em educação, ciência e tecnologia (Trojbicz, 2016; Brasil, 2010). Para a sustentação desse modelo, a gestão e a transparência dos dados de produção tornaram-se essenciais, sendo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) responsável pela regulamentação e divulgação dessas informações.

Com o avanço da era digital, o volume de dados disponíveis cresceu exponencialmente, consolidando o Big Data como um dos principais impulsionadores da transformação tecnológica. Nesse contexto, a análise sistemática de dados tornou-se central nos processos de planejamento e tomada de decisão, permitindo identificar padrões, correlações e tendências em grandes bases de dados (Morettin e Singer, 2022). Dessa forma, os dados podem ser convertidos em conhecimento útil, subsidiando decisões fundamentadas em evidências (Provost e Fawcett, 2016). Inserido nesse contexto, o Business Intelligence (BI) configura-se como uma infraestrutura essencial para integrar e consolidar dados, permitindo a comunicação de resultados analíticos de forma acessível e eficiente. Soluções de BI viabilizam a coleta e a análise de dados em diferentes níveis organizacionais, apoiando decisões estratégicas e operacionais a partir de uma base informacional unificada (Heesen, 2024).

No setor energético, o uso de dados abertos disponibilizados por órgãos reguladores, como a ANP, representa uma oportunidade relevante para fortalecer a transparência e qualificar o acompanhamento da produção nacional. A organização dessas informações permite análises mais confiáveis e comparáveis, contribuindo para a compreensão da evolução da produção e de suas variações ao longo do tempo. Estudos indicam que o uso de BI sobre dados da ANP favorece análises dinâmicas e amplia o apoio à tomada de decisão no setor (Leal e Moura, 2021).

Diante desse cenário, a compreensão da dinâmica produtiva do pré-sal brasileiro é fundamental para o planejamento estratégico e a formulação de políticas públicas. A lacuna reside na necessidade de uma análise sistemática e aprofundada dos dados de produção recentes para identificar padrões e tendências que caracterizem a evolução operacional do pré-sal. A justificativa para este estudo reside em evidenciar o potencial dos dados públicos na geração de evidências analíticas relevantes, na promoção da transparência e no fortalecimento da compreensão sobre a dinâmica produtiva do setor petrolífero brasileiro. Assim, o presente trabalho teve como objetivo analisar a produção de petróleo no pré-sal brasileiro no período de 2023 a 2025, a partir dos dados abertos disponibilizados pela ANP, identificando os campos de maior produtividade, compreendendo as variações temporais da produção e reconhecendo padrões que caracterizam a dinâmica recente do pré-sal por meio de técnicas de Ciência de Dados e ferramentas de Business Intelligence.

2. Material e Métodos

A pesquisa adotou uma abordagem descritiva e aplicada, com o propósito de caracterizar e analisar informações secundárias. O estudo buscou identificar associações e padrões nos dados, sem a intenção de estabelecer relações de causa e efeito entre variáveis (Gil, 2002). Visou-se compreender padrões, tendências e comportamentos associados à produção de petróleo no pré-sal brasileiro, contribuindo para uma análise abrangente do fenômeno produtivo. Para tanto, empregaram-se técnicas de exploração, tratamento e visualização de dados, fundamentadas nos princípios da Ciência de Dados e do Business Intelligence (BI).

Os dados utilizados foram obtidos a partir de fontes secundárias públicas, especificamente do Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O recorte temporal da análise abrangeu o período de 2023 a 2025, incluindo informações sobre campos em operação, poços e as bacias sedimentares do pré-sal brasileiro. A escolha desse período visou analisar a fase mais recente e consolidada da exploração do pré-sal no Brasil, conferindo atualidade e relevância analítica ao estudo (EPE, 2024; EPE, 2025).

O processo de obtenção dos dados iniciou-se com a exploração dos painéis dinâmicos disponíveis no ambiente Power BI da ANP, o que permitiu a identificação das variáveis relevantes para o estudo. Em seguida, definiram-se os campos de interesse e aplicaram-se filtros quanto ao ambiente de produção e tipo de fluido, delimitando o conjunto de dados. As informações foram exportadas para arquivos no formato XLSX, após a realização de cadastro prévio na plataforma da ANP e obtenção de autorização de acesso, o que possibilitou o uso de recursos adicionais para extração e seleção.

As variáveis selecionadas para compor a base de análise incluíram indicadores produtivos e informações complementares. Dentre elas, destacaram-se: Petróleo Equivalente (boe/d), Petróleo (bbl/d), Gás Natural (mil m³/d), Período (mês/ano de referência), Poço ANP (código identificador único), Campo (nome do campo), Bacia (nome da bacia sedimentar), Instalação (nome da plataforma ou FPSO), Estado (unidade federativa), Ambiente (produção pré-sal), Data de início da produção (mês/ano), Lâmina d’água (m) e Profundidade (md) (m). O barril de petróleo equivalente (boe) foi considerado como 1 barril equivalente a aproximadamente 159 litros.

Os dados extraídos passaram por processamento e consolidação utilizando a linguagem de programação Python. Essa etapa visou integrar as planilhas em uma única base estruturada e consistente, contendo as variáveis selecionadas. Posteriormente, o arquivo consolidado foi carregado no Power BI Desktop, onde se realizaram as etapas de modelagem e análise. O fluxo integral das etapas de aquisição, tratamento e processamento envolveu a extração dos dados dos painéis dinâmicos da ANP, exportação para XLSX, combinação dos arquivos com Python, carregamento no Power BI Desktop, e subsequente filtragem, agrupamento e cálculos para geração de resultados.

No Power Query Editor, realizou-se o tratamento e a modelagem dos dados, com foco nas etapas de Extração, Transformação e Carregamento (ETL), incluindo padronização e organização. Criou-se uma modelagem tabular a partir de uma tabela central que armazenou dados de produção dos poços do pré-sal, com variáveis como volume, tipo de fluido e data de produção. Para o cálculo de médias, totais e variações percentuais, foram criadas medidas e colunas em Data Analysis Expressions (DAX), linguagem de fórmulas do Power BI. A partir das variáveis brutas, calcularam-se estatísticas descritivas como média, mediana, quartis, variância e desvio padrão.

No ambiente do Power BI Desktop, calcularam-se métricas analíticas por meio de medidas desenvolvidas em DAX, incluindo variações mensais e anuais da produção, taxa de crescimento anual para o período de 2023 a 2025 e participação percentual dos campos líderes. Adicionalmente, realizou-se uma análise de correlação entre o número de poços ativos e os volumes produzidos, utilizando a linguagem Python para o cálculo dos coeficientes de correlação de Pearson e de Spearman. Essa etapa permitiu avaliar quantitativamente a associação entre as variáveis, sem implicar relação de causalidade (Grus, 2016).

Na sequência, procedeu-se à clusterização de 189 poços das bacias de Santos e Campos, no período de 2023 a 2025, com o objetivo de identificar grupos com características produtivas e operacionais semelhantes. Utilizou-se o algoritmo K-Means em linguagem Python, um método de aprendizado não supervisionado amplamente empregado na segmentação de dados (Ashraf et al., 2024; Grus, 2016). As variáveis analisadas para a clusterização incluíram produção média, produção acumulada, pico histórico de produção diária, razão entre produção de gás natural e produção total, variabilidade da produção (coeficiente de variação), profundidade, lâmina d’água e tempo de operação. Poços com menos de seis meses de produção foram excluídos, e as variáveis padronizadas para garantir comparabilidade.

3. Resultados e Discussão

A exploração das reservas do pré-sal representou um marco fundamental para o setor energético brasileiro, impulsionando impactos econômicos, tecnológicos e estratégicos significativos. O desenvolvimento dessas reservas, conforme apontado por Sauer e Rodrigues (2016), envolveu desafios regulatórios e operacionais, mas consolidou-se como uma oportunidade estratégica para fortalecer a soberania energética do Brasil e ampliar sua participação no mercado global de petróleo. Nesse contexto, o acompanhamento sistemático da produção e a análise dos dados disponibilizados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) tornaram-se instrumentos essenciais para compreender a evolução produtiva e avaliar o desempenho das áreas exploratórias do pré-sal.

A partir da análise, modelagem e integração dos dados de produção de petróleo e gás natural disponibilizados pela ANP, foram estruturadas tabelas analíticas e representações textuais que permitiram uma visualização integrada das informações referentes ao pré-sal brasileiro. Os resultados apresentados sintetizam e organizam os dados extraídos das bases públicas, evidenciando padrões produtivos, variações temporais e diferenças entre áreas produtoras ao longo do período analisado. É importante ressaltar que os dados utilizados abrangeram o intervalo de 2023 a 2025, conforme a disponibilidade das bases da ANP no momento da análise, podendo estar sujeitos a revisões futuras. A visualização analítica das informações possibilitou identificar campos de maior representatividade, tendências de crescimento ou estabilidade produtiva e níveis de concentração da produção, contribuindo para uma compreensão mais ampla da dinâmica produtiva do pré-sal brasileiro e oferecendo suporte para análises comparativas e interpretações no contexto energético nacional.

Análise da produção de petróleo e gás no pré-sal brasileiro em 2023

A distribuição mensal da produção de hidrocarbonetos no pré-sal brasileiro ao longo de 2023 revelou os volumes mensais produzidos de petróleo, petróleo equivalente e gás natural. O petróleo equivalente, expresso em milhões de barris de óleo equivalente (Mboe), integra a produção de petróleo e gás natural em uma métrica energética comum, permitindo a conversão do volume de gás em termos equivalentes de energia contida no petróleo. Essa padronização possibilitou a análise conjunta dos diferentes hidrocarbonetos produzidos e facilitou a comparação entre períodos e volumes totais de produção. O petróleo foi apresentado em milhões de barris (Mbbl) e o gás natural em milhões de metros cúbicos (Mm³), permitindo a análise individual de cada componente.

A produção mensal de petróleo equivalente em 2023 variou entre aproximadamente 90,6 mil e 108,1 mil Mboe, com a mediana próxima de 100,4 mil Mboe e a média de cerca de 100,5 mil Mboe. A dispersão observada, refletida pelo desvio padrão de aproximadamente 6,5 mil Mboe, indicou relativa estabilidade produtiva ao longo do ano, com uma leve elevação nos meses finais. De forma geral, os resultados apontaram para um cenário de produção consolidada e com tendência de crescimento gradual em 2023, revelando a consolidação operacional dos campos do pré-sal e reforçando a relevância dessa província petrolífera para a manutenção dos níveis de produção nacional. O aumento observado nos últimos meses do ano pôde estar associado ao melhor desempenho de unidades marítimas produtoras e à retomada de operações após paradas programadas, conforme indicado nos relatórios operacionais divulgados pela ANP (2023).

A análise da distribuição da produção total em petróleo equivalente por campo no pré-sal em 2023 evidenciou um padrão de elevada concentração produtiva. Os campos de Tupi e Búzios se destacaram como os principais produtores do período, respondendo conjuntamente por aproximadamente 56,7% da produção total, com 32,84% e 23,86% respectivamente, o que reforçou seu papel estratégico na sustentação dos níveis de produção nacional. Na sequência, campos como Mero (8,56%), Sapinhoá (6,61%) e Sépia (5,32%) também apresentaram participações relevantes, compondo um grupo de ativos de alta produtividade responsáveis por parcela significativa do volume produzido no pré-sal. Esse cenário refletiu a consolidação operacional dos principais campos em desenvolvimento, bem como a concentração da produção em áreas com maior capacidade instalada, elevada produtividade dos poços e desempenho das unidades marítimas, elementos fundamentais para a manutenção e expansão da produção brasileira de petróleo e gás.

De acordo com os dados consolidados da ANP (2023), o pré-sal foi responsável, em 2023, por cerca de 76,07% da produção de petróleo e gás natural do Brasil em barris de óleo equivalente, o que demonstra sua relevância na matriz energética do país. Esse alto nível de participação ampliou a concentração produtiva, dado que grande parte desse volume esteve relacionada a um número limitado de campos altamente produtivos, como Tupi e Búzios. Nesse sentido, a dominância desses ativos não apenas confirmou a total operacionalidade das áreas mais maduras do pré-sal, como também ressaltou a dependência estrutural da produção nacional frente a esses campos produtivos estratégicos, consolidando o pré-sal como o principal propulsor de crescimento e sustentação da produção petrolífera nacional.

A contribuição relativa das instalações e campos na produção do pré-sal foi analisada, evidenciando a concentração produtiva em um conjunto restrito de unidades marítimas de elevada capacidade operacional. As instalações de produção no pré-sal foram majoritariamente compostas por unidades do tipo Floating Production, Storage and Offloading (FPSO), plataformas flutuantes responsáveis pela produção, armazenamento e escoamento de petróleo e gás natural em ambiente offshore. Destacaram-se, no período analisado, o FPSO Guanabara, associado ao campo de Mero, com aproximadamente 79,94 mil Mboe, e o FPSO Carioca (MV-30), vinculado ao campo de Sépia, com cerca de 64,10 mil Mboe, figurando como as instalações de maior volume de produção no ano.

Na sequência, observou-se a presença de diversas unidades operadas pela Petrobras, como as plataformas P-75, P-76, P-74, P-77 e P-70, majoritariamente associadas aos campos de Búzios, Tupi e Atapu, que também apresentaram volumes expressivos de produção. Esse padrão indicou que a produção do pré-sal em 2023 esteve fortemente concentrada em poucas instalações estratégicas, refletindo em elevados níveis de desempenho produtivo, alta capacidade instalada e a consolidação operacional dessas unidades no contexto da exploração offshore brasileira. A análise em nível de poço permitiu identificar a contribuição individual dos ativos para a produção total e evidenciar diferenças de produtividade entre os campos.

Os poços com os maiores volumes de produção individual estiveram predominantemente associados ao campo de Mero, destacando-se unidades como 3-BRSA-1322-RJS (23,32 mil Mboe), 7-MRO-10B-RJS (21,25 mil Mboe) e 7-MRO-3-RJS (20,88 mil Mboe). Embora o campo de Búzios tenha apresentado um número expressivo de poços entre os principais produtores, com diversos ativos distribuídos entre os maiores volumes, os maiores valores individuais concentraram-se em Mero, indicando a elevada produtividade por poço nesse campo. Esse padrão evidenciou que, mesmo não sendo necessariamente o campo com maior produção agregada, Mero destacou-se pelo desempenho produtivo de suas unidades individuais, reforçando a sua importância estratégica na dinâmica produtiva do pré-sal em 2023.

Embora as análises em nível de instalação e de poço tenham evidenciado a concentração da produção em unidades e ativos específicos, nem sempre operados diretamente pela Petrobras, a distribuição da produção sob a ótica das operadoras apresentou um comportamento diferente quando analisada de forma agregada. De acordo com os dados consolidados divulgados pela ANP (2023), a Petrobras manteve-se como a principal operadora do setor em 2023, sendo responsável por aproximadamente 87% da produção nacional de petróleo e gás natural. Esse resultado esteve relacionado à ampla participação da estatal na maioria das instalações e campos produtores do pré-sal, mesmo em um cenário de maior presença de consórcios e empresas parceiras em ativos de alto desempenho individual.

Dessa forma, os resultados indicaram que, apesar da concentração produtiva observada em poços e instalações específicas, a Petrobras permaneceu como o principal agente da produção nacional, consolidando o seu papel estratégico na exploração do pré-sal (ANP, 2023).

Análise da produção de petróleo e gás no pré-sal brasileiro em 2024

Dando continuidade à análise, os dados de 2024 evidenciaram a manutenção de um patamar elevado e relativamente estável de produção no pré-sal. A produção de petróleo equivalente manteve-se, na maior parte dos meses, entre aproximadamente 95 mil e 110 mil Mboe, com oscilações moderadas e leve tendência de crescimento ao longo do ano, especialmente nos meses finais. A análise estatística da produção mensal de petróleo equivalente em 2024 indicou valores mínimos de 94.665,11 Mboe e máximos de 110.432,33 Mboe, com uma mediana próxima de 103.230,48 Mboe e uma média de 103.202,53 Mboe. O desvio padrão de 4.422,36 Mboe reforça a leitura de baixa dispersão em torno da mediana, com variações relativamente controladas ao longo do período. Esse comportamento sugere estabilidade operacional, com oscilações associadas principalmente a fatores operacionais, como paradas programadas e ajustes de produção (ANP, 2024).

A análise por campo em 2024 evidenciou forte concentração produtiva em poucos ativos estratégicos. Tupi, Búzios e Mero concentraram mais de 65% da produção total, mantendo a mesma hierarquia observada em 2023, com Tupi respondendo por 30,3%, Búzios por 23,9% e Mero por 12,42% da produção acumulada. Os demais campos apresentaram participações menores, compondo um segundo nível produtivo. Esse padrão indica elevada concentração estrutural e reforça a consolidação operacional dos principais campos do pré-sal. Na sequência, campos como Sapinhoá, Sépia, Itapu e Atapu apresentaram participações individuais entre cerca de 4% e 5%, compondo um segundo nível de relevância produtiva. Os demais campos contribuíram com parcelas menores, reforçando a estrutura concentrada da produção. De forma geral, observou-se a manutenção do padrão identificado em 2023, sem alterações significativas na hierarquia produtiva, o que evidencia a consolidação operacional dos principais campos do pré-sal ao longo de 2024.

A análise em nível de instalação em 2024 evidenciou a organização operacional da produção no pré-sal, mantendo o padrão de forte concentração produtiva em um conjunto restrito de unidades marítimas de grande porte. O FPSO Guanabara permaneceu como a principal instalação produtora, com aproximadamente 84,53 mil Mboe, seguido por unidades relevantes como a plataforma Petrobras 77 (72,44 mil Mboe) e o FPSO Carioca (MV-30), com cerca de 59,87 mil Mboe, associadas principalmente aos campos de Búzios, Tupi, Mero e Sépia. Esse conjunto de instalações reforça a continuidade da estrutura produtiva observada no ano anterior. Entretanto, observou-se também a incorporação de novas unidades entre as principais instalações, com destaque para o FPSO Almirante Barroso (62,64 mil Mboe), vinculado ao campo de Búzios, que passou a figurar entre os ativos de maior volume produzido em 2024. Além disso, o FPSO Sepetiba, associado ao campo de Mero, com aproximadamente 43,96 mil Mboe, ganhou maior relevância no período, indicando a expansão e renovação parcial da capacidade instalada do pré-sal. Dessa forma, embora a hierarquia produtiva tenha sido preservada, verificou-se uma redistribuição interna entre as instalações, refletindo a evolução operacional dos campos e a entrada de novos sistemas produtivos ao longo do período analisado.

A análise em nível de poço permitiu identificar a contribuição individual dos ativos para a produção total e evidenciar diferenças de produtividade entre os campos em 2024, destacando a concentração dos maiores volumes em um conjunto restrito de ativos de alto desempenho. Observou-se que os poços mais produtivos ficaram concentrados principalmente nos campos de Mero, Búzios, Tupi e Sépia. Em Mero, os poços líderes atingiram valores superiores a 22 mil Mboe, mantendo-se como os maiores desempenhos individuais do período. No entanto, em comparação com 2023, notou-se uma leve redução nos valores máximos, que passaram de aproximadamente 23,3 mil Mboe para cerca de 22,5 mil Mboe, indicando um ajuste nos níveis de produtividade dos ativos mais intensivos. Em Búzios, observou-se a presença de um número mais elevado de poços entre os principais produtores, com volumes predominantemente entre 16 mil e 19 mil Mboe, o que reforça um padrão mais distribuído de produção entre os ativos. Já nos campos de Tupi e Sépia, os volumes individuais mantiveram-se em níveis mais moderados, em geral entre 9 mil e 15 mil Mboe, sugerindo maior homogeneidade no desempenho produtivo.

De forma geral, observou-se a manutenção do padrão estrutural identificado em 2023, com predominância dos poços de Mero em termos de produtividade individual e maior dispersão produtiva em Búzios. Entretanto, verificou-se uma leve redução nos picos de produção e uma maior distribuição entre os poços líderes, indicando menor concentração extrema nos ativos de maior desempenho. Esse comportamento sugere um cenário de maior equilíbrio operacional entre os campos e reforça a estabilidade produtiva do pré-sal no período analisado.

Análise da produção de petróleo e gás no pré-sal brasileiro em 2025

A análise da produção de petróleo e gás natural em 2025 permitiu avaliar o comportamento mais recente do pré-sal, com base na evolução das séries mensais de petróleo, gás natural e petróleo equivalente. Os resultados evidenciaram a manutenção de níveis elevados de produção ao longo do ano, com tendência geral de crescimento. Observou-se que a produção de petróleo equivalente partiu de valores próximos a 108 mil Mboe no início do período e apresentou crescimento progressivo, atingindo patamares superiores a 130 mil Mboe nos meses finais, com destaque para outubro (133 mil Mboe). Esse comportamento indica a intensificação da atividade produtiva no pré-sal, refletindo tanto o aumento da produção de petróleo quanto a ampliação dos volumes de gás natural ao longo do ano.

A análise estatística da produção mensal de petróleo equivalente em 2025, por meio do boxplot, reforçou essa leitura ao indicar uma distribuição relativamente concentrada em valores elevados ao longo do ano. A mediana situou-se em torno de 117 mil Mboe, enquanto o terceiro quartil ultrapassou 125 mil Mboe, indicando que uma parcela significativa dos meses apresentou produção acima da média. O intervalo interquartil relativamente amplo, aliado a um desvio-padrão próximo de 9,7 mil Mboe, evidencia variabilidade mensal moderada, compatível com fatores operacionais, entrada gradual de novas unidades e ampliação da capacidade produtiva ao longo do ano. Não se observaram outliers extremos, o que sugere estabilidade operacional, mesmo diante do crescimento consistente da produção.

A distribuição da produção acumulada de petróleo equivalente por campo no pré-sal em 2025 confirmou a manutenção de um padrão fortemente concentrado em poucos ativos estratégicos. O campo de Tupi manteve-se como principal produtor, com aproximadamente 26,52% da produção total, seguido por Búzios (24,61%) e Mero (19,27%), que, em conjunto, concentraram cerca de 70% da produção anual. Em um segundo nível, campos como Itapu, Sépia, Sapinhoá e Atapu apresentaram participações individuais entre aproximadamente 3% e 4,5%, mantendo menor representatividade relativa. Em comparação com 2024, observou-se a continuidade da estrutura concentrada, porém com leve redistribuição entre os principais campos, com destaque para o aumento da participação de Mero. Esse comportamento reforça a estabilidade estrutural e a consolidação operacional do pré-sal, indicando que os ganhos de produção em 2025 estiveram associados principalmente à intensificação da produção em campos já consolidados.

A distribuição da produção acumulada de petróleo equivalente por instalação e por campo no pré-sal brasileiro em 2025 evidenciou a manutenção de forte concentração produtiva em um conjunto restrito de unidades marítimas de grande porte. O FPSO Guanabara, associado ao campo de Mero, manteve-se como a principal instalação produtora, com aproximadamente 91,15 mil Mboe, seguido pelo FPSO Sepetiba (84,50 mil Mboe) e pela plataforma Petrobras 77 (69,73 mil Mboe), vinculada ao campo de Búzios. Destacaram-se ainda unidades como o FPSO Almirante Barroso (66,01 mil Mboe) e o FPSO Marechal Duque de Caxias (64,07 mil Mboe), reforçando o papel das FPSOs de alta capacidade na sustentação da produção do pré-sal. Em comparação com 2024, observou-se a manutenção do padrão concentrado, porém com mudanças na composição das principais instalações, especialmente com a consolidação das unidades mais recentes, como o FPSO Sepetiba e o FPSO Marechal Duque de Caxias, além do avanço do FPSO Almirante Tamandaré. Esse movimento indica a ampliação da capacidade instalada e a renovação parcial do parque produtivo offshore brasileiro.

Esse comportamento é corroborado pelos dados da ANP (2025), que apontaram o crescimento da produção em 2025 em relação a 2024, refletindo a ampliação da capacidade operacional do pré-sal ao longo do período. De forma complementar, os estudos da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA, 2024) indicam que esse avanço produtivo está diretamente associado à intensificação dos investimentos nos contratos de partilha, especialmente em atividades de desenvolvimento, como a perfuração de poços e a implantação de novas unidades de produção. Dessa forma, os resultados evidenciam um cenário de consolidação e expansão do sistema produtivo, no qual o aumento da produção esteve relacionado tanto à expansão da capacidade instalada quanto à intensificação do uso dos ativos já em operação.

Em 2025, a produção de petróleo equivalente em nível de poço no pré-sal brasileiro revelou que, apesar de uma concentração produtiva semelhante em um número reduzido de ativos de alto desempenho, os volumes estão mais equilibrados em sua distribuição. É notório que os poços que mais produzem estão situados, em sua maioria, nos campos de Mero, Búzios e Tupi, sendo que Mero se destaca, uma vez que seus poços líderes, como o 3-BRSA-1322-RJS e o 7-MRO-18D-RJS, chegaram a quase 20 mil Mboe no acumulado anual. Quando se compara a 2024, observou-se uma leve diminuição nos máximos de produção individual e uma redução na presença de picos extremos, o que indica uma menor concentração nos poços de maior desempenho. Em Búzios, ainda há um grande número de poços entre os principais produtores, com volumes sendo distribuídos em faixas intermediárias, ao passo que Tupi tem um comportamento mais uniforme, com variações menores entre os ativos. Esse padrão indica que o crescimento da produção em 2025 esteve mais associado à expansão da base produtiva, com o aumento do número de poços em operação e a entrada de novas unidades, do que a ganhos expressivos de produtividade individual. Os dados da ANP (2025) reforçam essa interpretação, ao apontarem que fatores operacionais, como a incorporação de novas unidades e a realização de intervenções em poços, tiveram papel determinante no aumento da produção ao longo do período.

Análise integrada da produção acumulada no período de 2023 a 2025

Nesta seção, foram apresentadas as análises integradas da produção no pré-sal brasileiro no período de 2023 a 2025, contemplando a evolução consolidada dos principais indicadores produtivos, bem como a investigação de relações entre variáveis e a identificação de padrões nos dados por meio de técnicas de análise estatística e de Ciência de Dados. Observou-se uma trajetória de crescimento ao longo dos três anos analisados, evidenciando a expansão da capacidade operacional e a consolidação dos principais campos produtores do pré-sal. No caso do petróleo equivalente (Mboe), verificou-se o aumento de aproximadamente 1,21 milhão em 2023 para 1,24 milhão em 2024, o que correspondeu a um crescimento de cerca de 2,5% no período. Em 2025, esse volume atingiu 1,42 milhão, representando um aumento mais expressivo de aproximadamente 14,5% em relação a 2024. Padrão semelhante foi observado na produção acumulada de petróleo em barris (Mbbl), que evoluiu de cerca de 0,95 milhão em 2023 para 0,97 milhão em 2024 (+2,1%), alcançando 1,10 milhão em 2025 (+13,4%). Em relação ao gás natural, a evolução também se mostrou consistente, passando de aproximadamente 41 mil Mm³ em 2023 para 43 mil Mm³ em 2024 (+4,9%) e atingindo 51 mil Mm³ em 2025, o que representou crescimento de aproximadamente 18,6% frente ao ano anterior.

Esse comportamento, de modo geral, demonstrou que a ampliação da produção no pré-sal foi gradual, alcançando o seu ápice em 2025. Esse crescimento foi possível, em grande parte, por conta da ampliação da capacidade operacional da indústria do petróleo, que se deu pela entrada de novas unidades de operação, pela maior quantidade de poços em operação e pela consolidação de campos estratégicos como Tupi, Búzios e Mero. Conforme indicam os dados da instituição, o aumento da produção do pré-sal em 2025 está intimamente ligado tanto à elevação da capacidade instalada quanto ao aprimoramento dos sistemas de produção já existentes (PETROBRAS, 2026). A análise integrada dos três anos destaca, portanto, não só o crescimento da produção, mas também a consolidação da capacidade produtiva do pré-sal, que em 2025 atingiu o maior volume da série, o que reforça sua importância estratégica para a produção de petróleo e gás natural no Brasil.

Com uma análise temporal da produção entre 2023 e 2025 em mãos, avançou-se para uma análise espacial, isto é, como se distribui entre as principais bacias sedimentares do pré-sal o volume que está sendo produzido. Existe uma considerável concentração na Bacia de Santos, que responde por cerca de 96% da produção total, o que equivale a aproximadamente 3,71 mil Mboe durante o período analisado. A Bacia de Campos, em contrapartida, contribui de forma bem menos expressiva, com cerca de 4% da produção, o que se traduz em cerca de 0,15 mil Mboe. O padrão observado demonstra que a atividade produtiva do pré-sal brasileiro é fortemente centrada em uma única bacia, o que é um reflexo da predominância de áreas com elevado potencial geológico e de alta produtividade. Isso se alinha com a literatura, que considera a Bacia de Santos como o principal centro de produção do Brasil, onde se concentra a maior parte da extração de petróleo e gás natural do país (Souza e Sgarbi, 2019).

Diante dessa intensa concentração produtiva entre as bacias sedimentares, tornou-se pertinente analisar a estrutura operacional associada, especialmente a evolução do número de poços ativos entre 2023 e 2025. Na Bacia de Santos, o número de poços em operação apresenta uma tendência de aumento gradual, saindo de cerca de 122 poços no início de 2023 para aproximadamente 155 no final de 2025, apesar de algumas oscilações menores durante o período. Diferentemente, a Bacia de Campos opera em uma escala muito menor, com o número de poços operacionais entre 15 e 25, e uma variabilidade temporal muito maior. Do ponto de vista analítico, esse comportamento evidencia que a expansão da infraestrutura produtiva no pré-sal se dá de maneira concentrada na Bacia de Santos, em contraste com a dinâmica mais restrita e instável da Bacia de Campos. Este padrão pode ser atribuído à perfuração de novos poços, ao início das operações de unidades do tipo FPSO e à elevação da capacidade instalada, que sustentam o crescimento identificado. As oscilações pontuais, por sua vez, são frutos de ajustes operacionais e cronogramas de implantação, o que deixa claro que a produção evolui a partir da junção da expansão estrutural com a dinâmica operacional da indústria de petróleo e gás (Petrobras, 2023).

Análise de correlação entre o número de poços ativos e a produção acumulada

A partir da relação observada entre a expansão da infraestrutura operacional e o crescimento da produção, tornou-se relevante analisar quantitativamente a associação entre essas variáveis. Evidenciou-se uma correlação positiva entre o número de poços ativos e a produção acumulada nas bacias analisadas ao longo do período de 2023 a 2025. Nesse contexto, o coeficiente de correlação de Pearson, que varia entre -1 e 1 e indica a intensidade e a direção da relação linear entre variáveis, permitiu avaliar o grau de associação entre os indicadores analisados (Grus, 2016). Na Bacia de Santos, o coeficiente de correlação de Pearson foi de 0,857, caracterizando uma associação linear forte entre o número de poços e a produção acumulada. Esse resultado indica que a expansão da infraestrutura produtiva esteve diretamente associada ao aumento da produção na região, indicando forte associação entre a expansão do número de poços ativos e o crescimento da produção. Já na Bacia de Campos, o coeficiente de 0,776 também aponta uma correlação positiva relevante, embora com maior dispersão dos dados, o que indica uma relação menos homogênea entre as variáveis. Esse comportamento indica que a relação entre o número de poços e a produção apresenta maior variabilidade na Bacia de Campos, podendo estar associada a outros fatores não contemplados na análise. De forma complementar, a análise por meio do coeficiente de Spearman, que avalia a associação monotônica entre as variáveis, reforçou os resultados obtidos. Os coeficientes encontrados foram de 0,840 na Bacia de Santos e 0,756 na Bacia de Campos, indicando que a relação positiva entre o número de poços e a produção se mantém consistente mesmo na presença de possíveis não linearidades nos dados.

Análise de clusterização dos poços produtivos

Além da análise de correlação, buscou-se identificar padrões mais complexos no comportamento produtivo dos poços por meio da aplicação de técnicas de agrupamento. Nesse contexto, foi realizada uma análise de clusterização utilizando o algoritmo K-Means, amplamente empregado em aplicações de machine learning na indústria de óleo e gás para segmentação de dados e identificação de padrões em sistemas geológicos complexos (Ashraf et al., 2024). Os resultados obtidos sintetizaram as principais características dos clusters formados, permitindo observar a definição de quatro perfis distintos de comportamento produtivo. Os resultados da clusterização evidenciaram a formação de quatro perfis distintos de comportamento produtivo, com diferenças claras tanto em desempenho quanto em características operacionais. O cluster “Novos de Alta Produção” destacou-se por apresentar a maior produção média (24.405 boe/d) e o maior volume acumulado (1.721.570 Mboe), mesmo com menor tempo médio de vida (48 meses), indicando poços ainda em fase de platô produtivo e com elevada contribuição para o crescimento recente da produção.

Em contraste, o cluster “Antigos Menos Produtivos”, que concentra o maior número de poços (77), apresentou produção média significativamente inferior (5.407 boe/d), maior tempo de vida (103 meses) e elevado coeficiente de variação (1,42), refletindo maior instabilidade produtiva e comportamento compatível com estágios mais avançados de operação. O cluster “Antigos Alta Performance” reuniu poços com produção média relevante (17.800 boe/d) e menor variabilidade (CV de 0,46), indicando maior estabilidade operacional mesmo entre poços com maior tempo de operação. Já o grupo “Rasos Menos Produtivos” apresentou os menores níveis de produção média (4.609 boe/d), menor profundidade média (4.726 m) e baixo volume acumulado (153.257 Mboe), caracterizando um grupo de menor desempenho produtivo entre os poços analisados. Esses resultados evidenciam a heterogeneidade produtiva dos poços analisados quanto ao tempo de operação, à profundidade e ao desempenho produtivo.

A distribuição da produção média por cluster, por meio de gráficos do tipo violino, permitiu aprofundar a análise ao evidenciar não apenas as diferenças de média, mas também a dispersão e a densidade dos dados em cada grupo. Observou-se que o cluster ‘Novos de Alta Produção’ apresenta maior concentração de valores em faixas elevadas de produção, com distribuição relativamente ampla e presença de valores extremos superiores, indicando elevado desempenho produtivo e maior variabilidade associada à fase inicial de operação. O cluster “Antigos Alta Performance” também apresenta concentração em níveis elevados, porém com menor dispersão, o que reforça sua maior estabilidade operacional. Em contraste, os clusters “Antigos Menos Produtivos” e “Rasos Menos Produtivos” apresentam distribuições mais concentradas em faixas inferiores de produção, com menor amplitude, evidenciando desempenho produtivo reduzido. Dessa forma, a análise da distribuição reforça a separação entre os grupos e confirma a consistência dos padrões identificados na clusterização.

A análise dos gráficos de dispersão reforçou a consistência dos agrupamentos ao evidenciar padrões entre as variáveis analisadas. No gráfico de produção média versus profundidade, observou-se que os clusters de maior desempenho (Novos de Alta Produção e Antigos Alta Performance) concentram-se predominantemente em profundidades superiores a 5.500 m, com níveis de produção acima de 15.000 boe/d. Em contraste, os poços “Rasos Menos Produtivos” se agrupam em menores profundidades e apresentam níveis produtivos inferiores, sem que esse padrão implique relação causal entre profundidade e produção. Já na relação entre produção média e meses de vida, identificou-se uma tendência inversa entre as variáveis, evidenciada pela concentração dos poços de maior produção em faixas de menor tempo de operação. Os poços do cluster “Novos de Alta Produção” concentram-se predominantemente abaixo de 60 meses, com elevados níveis produtivos, enquanto os grupos com maior tempo de vida apresentam maior dispersão e predominância de valores mais baixos de produção. Esse padrão é consistente com o comportamento típico das curvas de produção na indústria de petróleo, em que os poços apresentam maior desempenho nas fases iniciais, seguido por declínio ao longo do tempo. Nesse sentido, a utilização de técnicas de clusterização permite identificar padrões de heterogeneidade que nem sempre são capturados por abordagens tradicionais de interpretação, contribuindo para uma melhor caracterização dos reservatórios (Konoshonkin et al., 2020).

Em síntese, os resultados da pesquisa evidenciaram um crescimento consistente da produção de petróleo no pré-sal brasileiro entre 2023 e 2025, com uma aceleração mais expressiva em 2025, impulsionada pela entrada de novas unidades produtivas, o aumento do número de poços e a consolidação de campos estratégicos. A concentração produtiva na Bacia de Santos e a dependência de um conjunto restrito de campos como Tupi, Búzios e Mero foram padrões persistentes. A análise de correlação confirmou uma associação positiva entre o número de poços ativos e o volume produzido, mais intensa na Bacia de Santos. A clusterização, por sua vez, revelou perfis produtivos heterogêneos, distinguindo poços de alta produtividade e menor tempo de vida de poços mais antigos e menos produtivos. Esses achados contribuem para a caracterização e o monitoramento da dinâmica produtiva do pré-sal, fornecendo subsídios para o planejamento operacional e reforçando a relevância estratégica da região para a produção nacional de petróleo e gás.

4. Conclusão

O presente trabalho teve como objetivo analisar a produção de petróleo no pré-sal brasileiro no período de 2023 a 2025, a partir de dados abertos da ANP, identificando os campos de maior produtividade, compreendendo as variações temporais da produção e reconhecendo padrões que caracterizam a dinâmica recente do pré-sal por meio de técnicas de Ciência de Dados e ferramentas de Business Intelligence. Verificou-se um crescimento consistente da produção ao longo do período, com uma aceleração mais expressiva em 2025, impulsionada pela entrada de novas unidades produtivas, pelo aumento do número de poços e pela consolidação de campos estratégicos como Tupi, Búzios e Mero. Observou-se uma forte concentração produtiva na Bacia de Santos, que respondeu pela maior parte do volume total, e uma elevada dependência de um conjunto restrito de campos estratégicos. A análise de correlação indicou uma associação positiva entre o número de poços ativos e o volume produzido, com maior intensidade na Bacia de Santos. Complementarmente, a aplicação de técnicas de clusterização revelou perfis produtivos heterogêneos entre os poços, distinguindo grupos de alta produtividade e menor tempo de vida de poços mais antigos e menos produtivos, evidenciando a heterogeneidade operacional do pré-sal.

Esses achados contribuem para a caracterização e o monitoramento da dinâmica produtiva do pré-sal, fornecendo subsídios para o planejamento operacional e reforçando a relevância estratégica da região para a produção nacional de petróleo e gás. O estudo destacou o potencial dos dados públicos da ANP, aliados a ferramentas analíticas, na geração de informações relevantes, promovendo a transparência e fortalecendo a compreensão sobre a dinâmica produtiva do setor. Contudo, os resultados devem ser interpretados como associações estatísticas, sem implicar relação de causalidade, dado que o estudo se concentrou na identificação de padrões e tendências. Como perspectiva para pesquisas futuras, recomenda-se a incorporação de modelos preditivos voltados à projeção do comportamento produtivo das bacias de petróleo, permitindo antecipar tendências de crescimento ou declínio da produção e apoiar o planejamento estratégico de longo prazo do setor.

Referências Bibliográficas

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Artigo oriundo de Trabalho de Conclusão de Curso da Especialização em Data Science e Analytics do MBA USP/Esalq

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