Petrobras 60 anos: Crescem os desafios para suprir a demanda nacional

Petróleo & Energia, A plataforma Sedco 135D extraiu em Enchova o 1º óleo da Bacia de Campos, na década de 1970
A plataforma Sedco 135D extraiu em Enchova o 1º óleo da Bacia de Campos, na década de 1970
Petróleo & Energia, Graça já esperava tempos difíceis para 2013
Graça já esperava tempos difíceis para 2013

Em fevereiro, a presidente da Petrobras, Graça Foster, já esperava um ano duro pela frente. A companhia completou 60 anos no dia 3 de outubro, mas os festejos foram discretos e acompanhados pelo rebaixamento da sua classificação de risco, pela agência Moody’s, de A3 para Baa1. Embora a nota ainda se situe no “grau de investimento”, o melhor da escala, o tombo de um degrau serviu como sinal de alerta para a elevada alavancagem da petroleira, que seguirá consumindo o caixa pelos próximos meses para suportar seu ousado plano de investimentos.

Eram essas as dificuldades previstas pela presidente, mas ela esperava iniciar a reversão dos indicadores econômicos neste segundo semestre, com a entrada em produção das plataformas P-55, P-58, P-63 e P-61. “É com essas plataformas que se dará a virada para nós”, afirmou em fevereiro, frisando que a diretoria teria de trabalhar duro para mitigar os riscos e, consequentemente, “a percepção que as agências de rating [avaliação de risco] têm sobre a nossa empresa”. Apesar dos esforços redobrados da estatal e dos empreiteiros navais, os cronogramas atrasaram.

Para a Moody’s, há um risco potencial de a Petrobras não conseguir cumprir a meta de produzir 3 milhões de barris diários em 2016 e 5,2 milhões de bpd em 2020. Sem falar no déficit da conta combustível, criado pela defasagem entre os preços dos combustíveis praticados no mercado interno e no exterior.

O ônus da sobrecarga – Há enormes desafios a superar, tanto do ponto de vista tecnológico quanto do ponto de vista financeiro, pois a estatal tem à frente não apenas o desenvolvimento da produção das descobertas já realizadas no pré-sal e em outras áreas de novas fronteiras, mas também a recuperação da produtividade e da eficiência operacional da Bacia de Campos.

A Petrobras deverá ainda administrar o programa obrigatório de exploração (POE) das seis áreas definitivas da cessão onerosa (Florim, Franco, Sul de Guará e de Tupi, Entorno de Iara, Nordeste de Tupi) – e, eventualmente, em um bloco contingente (Peroba), caso não seja alcançado o volume acordado, de cinco bilhões de barris, nas áreas definitivas.

No entanto, isso é pouco provável, uma vez que somente Franco, por exemplo, tem volume estimado em 5 bilhões de barris. A cessão, com prazo de 40 anos, prorrogáveis por, no máximo, cinco anos, assegurou à Petrobras a livre disposição dos volumes produzidos até cinco bilhões de barris. Uma vez produzido esse volume, a estatal terá de estancar suas operações nessa área.

No entanto, uma vez declarada a comercialidade de campos que somem este volume, as demais áreas poderão ser imediatamente licitadas ou até mesmo entregues à Petrobras em razão dos investimentos efetuados por ela nestes ativos. O que representaria mais e novos investimentos a serem planejados a médio prazo.

A estatal ainda tem de reforçar o caixa para participar, obrigatoriamente, de todo e qualquer programa de exploração e produção de petróleo no pré-sal brasileiro, como instituído no sistema de partilha. Este, além da operação do ativo, dá à Petrobras a participação de no mínimo 30% nos riscos e ganhos, em qualquer ativo nesta área.

E a estatal também terá de planejar uma boa poupança para disputar áreas em novos leilões do pré-sal, uma vez que ela pode ter interesse em deter mais do que os 30% obrigatórios em áreas próximas aos megacampos em produção, como Lula, ou que já tiveram o Teste de Longa Duração (TLDs) realizado. Afinal, a sinergia é um dos principais trunfos em termos operacionais em águas ultraprofundas e a mais de 300 quilômetros da costa. Uma infraestrutura montada para um empreendimento pode servir para vários, na mesma região, otimizando a produtividade e minimizando custos.

Mediante tantas frentes de investimentos, a petroleira teve de ‘cortar um dobrado’ para alavancar recursos para participar do megaleilão de Libra, com reservas estimadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris – estabelecendo parcerias com sócios do outro lado do mundo, da segunda maior economia do planeta: a China.

Há quem afirme que o desenvolvimento deste megacampo, que equivale a cerca de 80% das reservas da Petrobras (até 31 de dezembro de 2012, uma vez que há um expressivo volume de reservas ainda a serem provadas), pode demandar investimentos em torno de US$ 200 bilhões. Isso absorveria tudo o que ainda resta de recursos do plano de negócios da companhia para 2013-2017, uma vez que parte dos US$ 236,7 bilhões previstos já foram gastos neste ano.

Petróleo & Energia, Recifes de coral atrasaram operação da P-63
Recifes de coral atrasaram operação da P-63

Um recife no meio do caminho – A recuperação poderá não se dar da maneira que esperava a presidente, como sinalizou a diretoria na apresentação dos resultados do segundo trimestre. Das oito plataformas previstas para serem instaladas até o final deste ano, ainda faltam quatro. A primeira a rumar para a locação foi a FPSO P-63, convertida do navio-tanque BW Nilsa, no Estaleiro Cosco, na China, pelo consórcio formado pela Quip (Queiroz Galvão, UTC, Iesa e Camargo Corrêa) e a BW Offshore.

Com capacidade para 140 mil bpd de óleo e 1 milhão de m³ de gás natural (não há previsão de produção de gás, que será usado apenas para geração de energia no primeiro momento), saiu em 18 de junho do canteiro da Quip/Honório Bicalho, em Rio Grande-RS. Mas a FPSO (sigla em inglês que significa plataforma que produz, processa, armazena e escoa petróleo) acabou ficando por mais de dois meses em uma locação provisória, na Ilha de Santana, em Macaé-RJ, enquanto aguardava as obras complementares decorrentes da alteração do layout submarino dos poços.

A mudança, que causou forte estresse na Petrobras, foi uma das condicionantes do processo de licenciamento ambiental, pois foram descobertos bancos de corais no solo marinho da área em que seria implantado o arranjo submarino.

Esse arranjo compreende uma ‘pequena floresta’ de árvores de natal molhadas (ANM) para 30 poços (19 produtores, dos quais 13 com completação seca, e 11 de injeção de água), a serem conectados à P-63 e à P-61, no campo de Papa-Terra.

Localizado no pós-sal da Bacia de Campos, é operado pela Petrobras (62,5%) em parceria com a Chevron (37,5%). No final de agosto, a FPSO seguiu para a Bacia de Campos, onde deverá produzir em 23 de outubro (pouco mais de três meses depois de 15 julho, data prevista no PN-2013-2017). Em um empreendimento de tais proporções, esse atraso é até previsível. O imprevisível foi o banco de coral, não detectado antes.

Petróleo & Energia, P-61 (TLWP) terá árvores de natal no convés
P-61 (TLWP) terá árvores de natal no convés

O tempo é curto – Primeira plataforma do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Platform) construída no Brasil e a primeira a ser usada pela estatal, a P-61 teve o seu casco construído no Estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis-RJ. Ela tem uma estrutura bastante similar à de uma semissubmersível, diferenciando-se basicamente pelo sistema de ancoragem no fundo do mar.

As TLWPs são ancoradas por estruturas tubulares, chamadas de tendões verticais, fixadas no fundo do mar por estacas que tensionam (daí o nome tension legs) a estrutura da plataforma, reduzindo significativamente seus movimentos.

Essa tecnologia possibilita a redução dos custos com as árvores de natal (equipamentos de controle na cabeça dos poços) secas, instaladas no convés da TLWP, em vez de submarinas, como nas plataformas do tipo semissubmersíveis e nas FPSOs.

Uma instalação nada fácil para ser feita em menos de três meses, uma vez que o primeiro óleo está previsto para o último dia do ano (31 de dezembro) e a unidade TLWP, com a mesma capacidade da P-63, ainda estava no estaleiro Brasfels, no Rio de Janeiro, na primeira quinzena de outubro.

Essa plataforma vai operar em conjunto com um TAD (Tender Assisted Drilling), que é equipado para transportar sonda de perfuração desmontada. Esta unidade assistente pode montar a sonda no convés da TLWP para realizar perfurações que sejam necessárias no desenvolvimento do campo. Com ela, seria um total de nove unidades instaladas este ano.

Petróleo & Energia, P-55 deixa estaleiro de Rio Grande-RS e vai a Roncador
P-55 deixa estaleiro de Rio Grande-RS e vai a Roncador

P-55: enfim ao mar – A terceira plataforma que deve entrar em operação antes do fim do ano é a P-55, que vai para o campo de Roncador, na Bacia de Campos. Prevista para entrar em operação dia 30 de setembro, a P-55 saiu no dia 6 de outubro, do Estaleiro Rio Grande 1 (ERG-1), rumo à locação final, após concluídos os serviços de integração dos módulos e comissionamento da plataforma, conclusão dos testes e inspeções para obtenção das certificações necessárias.

Uma das maiores semissubmersíveis do mundo e a maior construída no Brasil, a P-55 tem capacidade para produzir 180 mil barris de petróleo e tratar 4 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Ela é uma peça estratégica para a Petrobras alcançar a meta de produção de 2,75 milhões de barris por dia em 2017.

Isso porque ela é parte integrante do Módulo 3 do Campo de Roncador, um dos maiores produtores do país. A unidade será ancorada em águas de cerca de 1.800 metros de profundidade e interligada a 17 poços, dos quais 11 produtores e seis injetores de água. A exportação de petróleo e gás natural da plataforma será realizada por dutos submarinos acoplados à unidade, uma vez que Roncador é um campo com infraestrutura completa.

A unidade teve duas partes construídas de forma simultânea, casco e topside, sendo posteriormente unidas no Brasil, assegurando 79% de conteúdo nacional. Ela foi concluída no ERG-1, em Rio Grande-RS, no qual foram feitas as instalações do convés e dos módulos, bem como a integração dos sistemas da plataforma.

Os módulos de remoção de sulfato e compressão de gás foram construídos no Rio Grande do Sul enquanto que os de remoção de CO2, Compressão Booster e TEG foram feitos em Niterói-RJ e transportados até Rio Grande.

O casco, construído no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Pernambuco, foi entregue com atraso, impactando o cronograma da unidade. O maior desafio foi a operação de acoplamento das duas grandes partes da plataforma (convés e casco), chamada de deck mating, uma das maiores já executadas no mundo, tanto pelo peso da estrutura (17 mil toneladas) quanto pela sua altura – foi levantada a 47,2 metros.

O tempo de reboque da P-55 até a Bacia de Campos será de aproximadamente 12 dias, quando iniciarão os procedimentos para ancoragem da unidade e interligação aos 17 poços.

A quarta plataforma prevista para este ano é a FPSO P-58, que teve o casco do navio MT Welsh Venture adaptado em Cingapura, chegando ao final de 2011 ao Porto Novo de Rio Grande-RS para a conversão, a cargo da CQG Construções Offshore, no estaleiro da Quip.

Ambas as empreiteiras estão suando a camisa para tentar acelerar os trabalhos que abrangem desde a conversão do casco e a construção e montagem de três módulos até a integração destes com os demais, em Niterói e Itaguaí-RJ.

Programada inicialmente para junho de 2013, no ano passado a plataforma teve seu cronograma reajustado pela Petrobras, que previu o primeiro óleo no último dia de novembro. Isso é pouco provável, pois a P-58 demorou a entrar na ‘linha de montagem’ por conta do atraso da P-55, construída no mesmo estaleiro.

As obras sofreram outros percalços, como uma paralisação, em maio deste ano, por determinação do Ministério do Trabalho e do Emprego (MTE), que encontrou ‘irregularidades no acesso’, motivo para interditar os elevadores da plataforma, assim como os trabalhos realizados acima de 12 metros de altura.

Com capacidade para produzir 180 mil barris de óleo/dia, comprimir 6 milhões de metros cúbicos de gás/dia, injetar em torno de 350 mil barris/dia de água e acomodar 110 pessoas, essa FPSO é maior do que o estádio do Maracanã, e a sua parte mais elevada tem quase a altura do Pão de Açúcar.

Petróleo & Energia, Os campos do parque das baleias
Os campos do parque das baleias

O navio gigantesco, que viajou de Cingapura até Rio Grande por propulsão própria, demandou uma manobra especial para entrar no porto gaúcho, de onde deverá sair, quando concluído, diretamente para a locação, no norte do Parque das Baleias, na Bacia de Campos, na costa do estado do Espírito Santo.

A plataforma, que será ancorada a cerca de 78 quilômetros da costa, em águas com profundidade de 1.400 metros, vai produzir hidrocarbonetos de nada menos que cinco campos, por meio de 15 poços produtores (8 no pré-sal e 7 no pós-sal) e 9 poços injetores de água (6 no pré-sal e 3 no pós-sal).

A FPSO P-58 vai produzir tanto óleo leve do pré-sal (Baleia Franca, Jubarte e Baleia Azul) como óleo pesado do pós-sal (Cachalote, Baleia Anã e Franca). Razão pela qual é considerada estratégica também para a Petrobras atingir suas metas de produção e gerar caixa adicional.

Em julho, a FMC conclui os dois primeiros manifolds de um pacote de oito, contratados pela Petrobras para o Parque das Baleias. Os dois manifolds, que serão conectados à P-58, poderão integrar a produção de até quatro poços, sob pressões até 5.000 psi. Faltam ainda os outros seis.

Difícil imersão – Mas não é somente nas unidades programadas que a Petrobras enfrenta problemas. O FPSO Cidade de Paraty, que deu início à produção comercial da área de Lula Nordeste, no pré-sal da Bacia de Santos, também passa por algumas dificuldades. É o segundo a entrar em operação dentre os dez módulos definitivos previstos para o desenvolvimento do campo de Lula (incluindo a área de Iracema), com um volume recuperável total estimado em 8,3 bilhões de barris de óleo equivalente.

Ancorado a 2.120 metros de profundidade, a cerca de 300 km da costa, o FPSO Cidade de Paraty tem capacidade para processar, diariamente, até 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de m3 de gás.

Nada de errado com a unidade, que já produz mais de 50 mil barris/dia de óleo de elevada qualidade e de média densidade (29ºAPI). Na realidade, tudo parece ir muito bem, uma vez que os dois poços interligados a esta plataforma estão no ranking dos dez maiores produtores, segundo o boletim mensal de agosto da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

No total, catorze poços (8 produtores e 6 injetores) serão interligados à plataforma, com pico de produção de 120 mil bpd, previsto para o segundo semestre de 2014. No entanto, as coisas parecem não correr bem por baixo do pano. Ou melhor, por baixo d’água. O problema está no sistema de flutuação concebido pela Petrobras, que envolve a implantação de boias submersas em nível abaixo da FPSO, projeto sob responsabilidade da norueguesa Subsea 7.

O contrato, firmado após uma espécie de concurso de design, no qual a empresa norueguesa saiu vencedora, abrange a engenharia, suprimento, instalação e pré-comissionamento de quatro Boias de Sustentação de Risers (BSRs), que deveriam estar instaladas até janeiro do próximo ano, 250 metros abaixo do FPSO Cidade de Paraty.

O prazo final se aproxima e a dor de cabeça aumenta, por causa da dificuldade de se instalar quatro enormes boias de 2 mil toneladas que serão ancoradas no leito marinho por oito amarras (tendões tracionados) cada uma. Elas servem para minimizar o impacto da dinâmica da plataforma sobre um conjunto de 27 risers de aço em catenária (SCRs), com cerca de 3,9 km de comprimento cada, que estão conectados à FPSO por jumpers flexíveis não-ligados, vindos diretamente das árvores de natal molhadas que ficarão sobre cada um dos poços no leito do mar.

Esses boiões evitarão que movimentos imprevistos da FPSO (com sistema de posicionamento dinâmico, DP), decorrentes de alguma falha neste sistema, possam tensionar os risers e provocar seu rompimento. As boias podem assumir diferentes posições e, assim, aliviar esta pressão, além de assegurar maior intervalo de ângulos entre eles.

O olho do dono – Sob essa pressão toda, a presidente da Petrobras não perde o foco, reforçando sempre que todos devem estar comprometidos com a curva “S” dos empreendimentos e com a eficiência operacional. Em poucas palavras: ela quer ver cumpridas todas as metas e programas implementados para reduzir custos (incluindo o programa de desinvestimentos), aumentar a eficiência operacional e acelerar os projetos em implantação, da exploração e produção ao refino e distribuição. Ao mesmo tempo, espera que os fornecedores passem a entregar as encomendas dentro dos prazos, nos mais altos padrões de qualidade e eficácia, sem tropeços.

Na Petrobras passou a vigorar a tese de que o olho do dono é que engorda o boi. Nunca se viu tanta gente no campo: os gerentes executivos da diretoria de Engenharia, Tecnologia e Materiais, sob o comando de José Antônio de Figueiredo, fazem marcação corpo a corpo com a cadeia produtiva, para cobrar prazos. Para tanto, gestores visitam cada canteiro de obra e estaleiro, aferindo in loco o andamento de cada projeto, sinalizando que, se o fornecedor não der resposta à altura do desafio, pode partir para outro parceiro.

Petróleo & Energia, Formigli: paradas programadas ajudam a melhorar eficiência
Formigli: paradas programadas ajudam a melhorar eficiência

Já as equipes comandadas por José Formigli, na diretoria de Exploração e Produção (E&P), estão atentas a cada passo dado, tanto nos ativos do pós- sal como nos projetos do pré-sal. No primeiro caso, o maior desafio continua sendo a recuperação da produtividade e da eficiência operacional da Bacia de Campos.

Já houve uma recuperação, no entanto prosseguem as paradas programadas previstas no plano de negócios. “Continuaremos a fazer paradas programadas para suportar a melhoria de eficiência”, reitera Formigli.

Em relação aos projetos no pré-sal, o maior problema ainda são os atrasos nas unidades, por causa da “complexidade interna dos projetos”, conforme explicou o diretor de E&P da Petrobras. Além dos percalços já citados no sistema de boiões.

Não se sabe se a estatal vai conseguir realizar o que havia prometido ao fechar o primeiro semestre, quando entraram em operação 15 poços de novos sistemas, ligados aos FPSOs Cidade de São Paulo (Sapinhoá), Cidade de Itajaí (Baúna) e Cidade Paraty (Lula Nordeste), além do Cidade de São Vicente, que fez o TLD de Sapinhoá Norte. A interligação de poços às plataformas é o primeiro passo para a produção de petróleo, uma vez que são estes dutos (risers) que transportam o petróleo dos poços no leito marinho até as plataformas.

A promessa era de interligar nada menos que 36 poços antes do final deste ano, adicionando aproximadamente 440 mil barris de petróleo/dia à produção nacional. Mas, para isso, é preciso que as unidades estacionárias de produção (UEPs), nome técnico das plataformas marítimas, estejam nas suas locações em condições plenas de operação.

Sucesso exploratório – Os números da produção mostram que ainda vai demorar um pouco para a petroleira brasileira recuperar a posição alcançada em 2011, quando superou 2 milhões de barris de petróleo por dia, repetindo o feito apenas três vezes em 2012.

Hoje, a estatal produz pouco mais de 1,9 milhão de barris de óleo/dia no país – dos quais 1,7 milhão no mar, volume inferior em até 200 mil barris ao de janeiro de 2012, ou dezembro de 2010, dois picos de produção.

Na ponta do lápis, não haveria grandes diferenças, uma vez que a produção média no mar era em torno de 1,7 a 1,8 milhão de barris/dia, não fosse o fato de que neste período evoluiu rapidamente a produção do pré-sal, hoje próxima de 300 mil barris de óleo (volume produzido pela Petrobras e suas parceiras em diversos ativos).

Sem o pré-sal o impacto teria sido muito maior. Somente o gás teve aumento contínuo da produção, mas ainda aquém da demanda do país. É claro que, além das paradas programadas (essenciais para a recuperação da eficiência operacional de ativos com mais de duas décadas de operação no norte fluminense), há o declínio natural dos campos (em média de 10%, segundo Formigli), além de atrasos no recebimento de equipamentos.

Nas atividades de exploração, a empresa obteve melhores resultados no primeiro semestre deste ano, com um índice de sucesso exploratório de 70% (contra 64% no mesmo período de 2012) e de 100% no pré-sal (ante 82%, em 2012) – neste índice entra a descoberta de óleo de boa qualidade no Entorno de Iara (cessão onerosa). Tampouco foi dada baixa a qualquer poço seco no pré-sal (as baixas no pós-sal representam menos de um terço das 41 registradas no primeiro semestre de 2012).

Em setembro, o gerente geral de estratégia de gestão da área de Exploração e Produção da Petrobras, Paulo Henrique Costacurta, afirmou para investidores que 43% dos recursos destinados à produção irão para os projetos do pré-sal, de um total de US$ 46,4 bilhões. Os campos do pós-sal vão receber uma injeção de US$ 34,3 bilhões.

Os investimentos totais da área de E&P somam US$ 147,5 bilhões, segundo o plano de negócios da companhia entre 2013 e 2017. A exploração receberá no período US$ 24,3 bilhões, contra US$ 106,9 bilhões em produção.

O grande salto das reservas – Um quarto desses quase US$ 25 bilhões será usado em uma série de atividades para delimitar as descobertas já feitas no pré-sal – este é o principal foco da petroleira brasileira até 2017, na área exploratória. E não é por menos: essas descobertas já teriam acrescentado 15,4 bilhões de barris de petróleo e gás às reservas recuperáveis da Petrobras (a próxima etapa é a comprovação deste volume, para ser agregado definitivamente às reservas provadas). Tais volumes se referem principalmente às descobertas dos campos de Lula, Sapinhoá e Franco (cessão onerosa), no pré-sal da Bacia de Santos.

“Vamos consolidar a delimitação do pré-sal, que vai ficar com 24% dos investimentos de exploração. O maior investimento no pré-sal vai ser na produção”, afirmou Costacurta, durante seminário da Apimec/RJ, entidade que reúne agentes do mercado de capitais e investidores.

No total, nos blocos do pré-sal já licitados, foram descobertas reservas estimadas entre 10 bilhões e 16,5 bilhões de petróleo. São de 5 bilhões a 8 bilhões de barris no campo de Tupi; de 3 bilhões a 4 bilhões de barris em Iara; e mais de 1 bilhão a 2 bilhões de barris no Campo de Guará, todos na Bacia de Santos. Já na Bacia do Espírito Santo, no Parque das Baleias, as estimativas são de reservas de petróleo entre 1,5 bilhão e 2,5 bilhões de barris.

E mais volumes devem ser agregados em outras áreas que têm prazo até o final do ano para declaração de comercialidade. Sem falar em outras descobertas que deverão ter declarado seu potencial comercial até o final de 2017. Para se ter uma ideia do sucesso exploratório da estatal, de janeiro de 2012 a junho de 2013 a Petrobras realizou 55 descobertas, sendo 27 no mar. Dessas, segundo Costacurta, apenas 16 foram realizadas no pré-sal.

Fora do pré-sal, os investimentos em exploração serão concentrados principalmente nas bacias de Sergipe-Alagoas, Espírito Santo, e em blocos localizados na margem equatorial e margem leste do país.

A estatal espera dar boas-novas ao mercado antes do fim do ano sobre algumas das descobertas feitas na bacia de Sergipe-Alagoas, uma das maiores promessas fora do pré-sal. Em agosto, ela confirmou o potencial da descoberta anunciada em dezembro do ano passado no bloco informalmente conhecido como Muriú 1, na área da concessão BM-SEAL-10, blocos SEAL-M-347 e SEAL-M-424, em águas ultraprofundas da Bacia de Sergipe, da qual tem 100% de controle. O novo poço, que atingiu uma profundidade final de 5.627 metros, foi perfurado a apenas 83 km da cidade de Aracaju (e a 4,4 km do poço descobridor), mas em profundidades superiores a 2.400 metros. E constatou um reservatório com espessura de 24 metros, apresentando boas condições permoporosas.

A comprovação da extensão deste reservatório era tudo o que a petroleira precisava para dar a partida em outras perfurações e estudos complementares, para dimensionar o potencial dessa jazida.

Ao mesmo tempo, a Petrobras deverá declarar a comercialidade, antes de 2017, das suas descobertas na cessão onerosa. Somente em Franco, as estimativas mais conservadoras são de 5 bilhões de barris (o volume total de produção permitido à Petrobras pelos contratos de cessão onerosa).

A superintendente de definição de blocos da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Eliane Petersohn, afirmou que o pré-sal já teria 3,4 bilhões de barris de petróleo e 174 bilhões de metros cúbicos de gás natural em reservas provadas. A informação, anunciada durante os seminários Técnico-Ambiental e Jurídico-Fiscal da primeira rodada do pré-sal só aguçou os apetites.

Com esses e outros projetos importantes que estão na reta final de avaliação de seu potencial comercial, a Petrobras tem todas as chances de mais do que dobrar as suas reservas antes mesmo do final desta década. Talvez até em 2018. E triplicar os volumes atuais no início da próxima década.

Uma libra vale mais de dez bilhões – Sem falar em Libra, que será a maior disputa de todos os tempos no mercado brasileiro, no primeiro leilão do pré-sal – e o único, realizado até agora, com uma única área sendo ofertada. “Libra é muito valiosa para a Petrobras”, ressaltou Graça Foster. “A companhia sabe melhor do que qualquer outra empresa como explorar Libra, porque fomos nós que descobrimos o campo, a mais de seis mil metros de profundidade.” (ver reportagem sobre o leilão na pág. 38)

Petróleo & Energia, Magda: qualidade de Libra atrai estrangeiros
Magda: qualidade de Libra atrai estrangeiros

A diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, tem destacado a importância de Libra pelo mundo afora. “Libra é tão melhor que Tupi”, afirmou ela, “que, se as empresas brasileiras falharem, esse espaço será ocupado pelas estrangeiras”.

Não é à toa que até os chineses foram atraídos por uma reserva de tal porte – 8 a 12 bilhões de barris. Daí a parceria que vem sendo alinhavada com a Petrobras para arrematar o campo de Libra. E, possivelmente, com poucos parceiros. A Petrobras sonha ter pelo menos 50%. Os chineses ficariam com os outros 50%.

Consumidora de cerca de 10 milhões de barris/dia (o quíntuplo da demanda nacional), a China vê em Libra uma garantia de abastecimento: com um megaprojeto de desenvolvimento, com diversas unidades gigantes, poderia produzir em torno de um milhão de barris por dia até 2020.

Graça Foster já avisou que apenas ela, o diretor Formigli e os sócios chineses conhecem os números que a empresa vai ofertar no leilão. Estariam na disputa a CNOOC (China National Offshore Oil Corporation), a que tem maior experiência em operações offshore, a CNPC (China National Petroleum Corporation) e a Sinopec (que é sócia da espanhola Repsol no Brasil).

A estimativa do governo é de que Libra possa render até R$ 300 bilhões em royalties ao longo de trinta anos de exploração e até R$ 600 bilhões em barris de óleo na participação da União na área durante o mesmo período.

“O campo é muito grande e vai demandar poços de até sete mil metros de profundidade”, avalia Chambriard, frisando que os desafios são enormes tanto do ponto de vista tecnológico, como operacional e logístico. “A exploração de Libra depende da colaboração entre empresas, eu diria até entre países. Parcerias tecnológicas nesses projetos fazem parte do dia a dia e geram benefícios para o Brasil”, afirmou, em audiência pública da CPI da Espionagem no Senado.

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