A petroleira estatal norueguesa, Statoil, espera perfurar seus promeiros poços exploratórios no Brasil em  2006, já que continua investindo para converter o país na parte mais importante de sua carteira internacional, disse à BNamericcas o gerente geral da companhia no Brasil, Jorge Camargo. 
"A Statoil espera fazer de Brasil numa de suas regiões principais, já que tem as condições para produzir 100.000 barris de petróleo por dia (b/d)", destacou.
Apesar de Camargo não querer revelar as cifras de investimento ou dar um prazo para o objetivo de 100.000 b/d, a companhia está assinando recursos simultaneamente na exploração e expansão.

Exploração - A companhia espera decidir de aqui a maio se perfura seu primeiro poço exploratório no bloco offshore BM-ES-11, na costa do Espírito Santo, destacou Camargo. A Statoil possui 100% do bloco. "Este é o primeiro bloco onde se concluirão as avaliações dos dados sísmicos", acrescentou.
A companhia também espera concluir os estudos sísmicos do bloco BM-J-3, adquirido em 2002 e situado na bacia do Jequitinhonha, frente à costa do noroeste do estado da Bahia, onde a Petrobras é a operadora com uma participação de 60%.
No entanto, os seis blocos que adquiriu na bacia de Camamu-Almada, em frente à costa da Bahia, na sexta rodada de licitações, que se realizaou no ano passado, se reconfiguraram para formar três blocos.
O bloco BM-CAL-10 está conformado por três blocos, CAL-M-3, CAL-M-58 e CAL-M-60, nos que a Statoil é o operador com uma participação de 60%. A Petrobras tem o 40% restante.
O outro bloco é o BM-CAL-7, composto por dois blocos (CAL-M-120 e CAL-M-186, respectivamente) e no que a Petrobras é o operador com uma participação de 60%, enquanto a Statoil tem um 40%.
O terceiro bloco é o BM-CAL-8, é o BM-CAL-122, do que Statoil possui 100%.
Statoil e Petrobras se comprometeram a investir R$ 118 milhões para explorar os três blocos de Camamu-Almada, segundo Camargo.
"Temos seis anos para explorar os blocos e a velocidade depende das prioridades de mercado da companhia", destacou. A empresa espera contratar uma firma que leve a cabo os estudos sísmicos da região até o fim do ano, dependendo da disponibilidade dos barcos, agregou.
Camargo qualificou a carteira brasileira da Statoil como de alto risco, o que significa que também tem uma alta recompensa. Dos oito blocos nos que a companhia tem interesse, seis se encontram em águas profundas na bacia de Camamu-Almada, onde a produção atual se limita a gás em águas de pouca profundidade.
"Se trata de áreas pouco conhecidas", destacou Camargo.
A associação da Statoil com Petrobras no Brasil não é casual. Ambas têm várias coisas em comum: são estatais e concordam com as políticas de desenvolvimento econômico de seus países, acrescentou.
Além do mais, as duas investem muito em desenvolvimento tecnológico dirigido a exploração em águas profundas.
Além do Brasil, ambas companhias têm empresas de risco compartido na Nigéria e contemplan operações conjuntas na Venezuela e em outros países, informou Camargo.

Expansão - Associar-se com a Petrobras está novamente dentro das possibilidades na sétima rodada de licitações, programada para outubro deste ano.
A apresentação de ofertas na licitação de outubro, sozinha ou associada, forma parte dos planos de expansão da Statoil no país. "Estamos contentes com nossa carteira, mas não satisfeitos", afirmou Camargo.
Esta vez a firma poderia tentar adquirir licenças de exploração em blocos nos que se sabe da existência de gás, como na baica de Santos, disse. A Agência Nacional do Petróleo (ANP) anunciou que a sétima rodada seria enfocada a áreas onde poderia haver reservas de gás.
Por outra parte, não se destacou associações com outras companhias do Brasil, acrescentou.
"Nós nos associamos com outras empresas no passado com a espanhola Repsol YPF, anglo-holandesa Shell e a norte-americana Conoco-Phillips", acrescentou.
"É muito cendo para dizer quais reservas a companhia terá no Brasil, mas pretendemos ter a mesma eficiência que nossas operações a nível mundial", afirmou.
 A Statoil produz 1,1 milhão de barris de petróleo equivalente por dia (boe/d), 100.000 boe/d fora da Noruega. Os custos de extração que a companhia registrou em 2003 foram de US$ 2,80 por barril e seu objetivo em 2004 era reduzir a cifra para US$ 2,70/b.