EXCLUSIVO | O primeiro teste de longa duração do pré-sal

01.12.2010

Um marco histórico na indústria petrolífera mundial aconteceu no Brasil em maio desse ano, quando a Petrobras iniciou o teste de longa duração (TLD) da área de Tupi, com capacidade para processar até 30 mil barris diários de petróleo.

O sistema de produção na nova fronteira exploratória oficialmente deu início a era do pré-sal. Um mês depois, a Refinaria de Capuava (Recap), em São Paulo, refinou o primeiro volume de petróleo extraído da camada pré-sal da Bacia de Santos.

Do ponto de vista da geologia, na década de 80, quando foram descobertos os campos de Albacora e Marlim em águas profundas da Bacia de Campos, foi iniciada a era dos turbiditos, rochas-reservatórios que abriram novas perspectivas à produção de petróleo no Brasil. Com o pré-sal da Bacia de Santos, inaugura-se, agora, um novo modelo, assentado na descoberta de óleo e gás em reservatórios carbonáticos.

A FPSO Cidade de Angra dos Reis, a plataforma instalada em águas de 2,149 m de profundidade em Tupi desde outubro último, tem capacidade para produzir até 100 mil barris de óleo e cinco milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Mas, como explicou à imprensa local a diretora de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Foster, até o final de março de 2011, quando vai entrar em operação o gasoduto Caraguatatuba-Taubaté, a produção estará limitada por falta de capacidade para escoamento do gás natural extraído junto ao petróleo.

Atualmente, enquanto o gasoduto não estiver operando, o gás segue sendo queimado e a Agência Nacional do Petróleo (ANP) definiu um teto de queima de gás para projetos desse tipo, em 500 mil metros cúbicos por dia. O gasoduto levará 8 milhões de m³ por dia de gás de Mexilhão à malha nacional de gasodutos. A conexão entre o novo gasoduto e a unidade de tratamento de gás de Caraguatatuba se dará na altura da cidade de Taubaté, em uma linha de gás (Campinas-Rio) que liga São Paulo ao Rio, passando pelo Vale do Rio Paraíba do Sul.

Com 96 km de extensão e 28’’ de diâmetro, o ramal tem capacidade para transportar 20 milhões de m3 por dia. O projeto prevê também a construção da Estação de Compressão Taubaté e da UTGN Caraguatatuba, que terá capacidade para processar 15 MM/m3/dia.

Orçado em R$ 1,3 bilhão, o duto cortará, ao todo, seis municípios do estado de São Paulo (Taubaté, Caçapava, São José dos Campos, Jambeiro, Paraibuna e Caraguatatuba). O projeto também prevê o transporte do gás produzido em Mexilhão, Uruguá-Tambaú e Tupi para atendimento aos mercados do Rio de Janeiro e São Paulo.

Futuramente os parceiros Petrobras, BG e Galp poderão declarar a comercialidade das reservas de Tupi, a próxima etapa contratual, quando finaliza o período exploratório e a concessionária parte para a produção comercial de um campo petrolífero. As descobertas de Tupi e Iara estão na concessão do Bloco BM-S-11, que, pelo contrato, deverá fazer a mudança até 31 de dezembro.

Após a declaração de comercialidade, a empresa poderá também apropriar as reservas em seu balanço. O presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli, disse recentemente a imprensa local que nem todo o volume estimado para Tupi – entre 5 e 8 bilhões de barris – será apropriado este ano. A Petrobrás tem hoje 14,4 bilhões de barris em reservas provadas e produz 2 milhões de barris por dia. Nas estimativas apresentadas por Gabrielli, “se ela [a Petrobras] tem 35 bilhões de barris de reserva, tem no mínimo 25 anos de produção garantida,” estimou Gabrielli.

Em Iara, a descoberta que fica a leste de Tupi, a companhia estima ter encontrado entre 3 e 4 bilhões de barris de petróleo, elevando a projeção do BM-S-11 para até 12 bilhões de barris. Outras descobertas nessa região prolífica são: Carioca, Bem-te-Vi, Guará, Parati, Caramba, Júpiter, Pau- Brasil, Franco, Libra, Tupi Sul, Florim, Peroba, Iara Entorno e Nordeste Tupi. Até agora foram perfurados apenas entre 30 e 40 poços na região do pré-sal, afirmou Gabrielli.

 

Pré-sal atrai investimentos

Além do atrativo índice de descobertas com relação ao pequeno número de poços perfurados na área do pré-sal, um recente relatório da Agência Internacional de Energia (AIE) nos Estados Unidos, estima que até 2030 o mix energético mundial será ainda 80% baseado em hidrocarbonetos.

Já estão em andamento ou em fase de planejamento uma série de investimentos bilionários em pesquisa tecnológica, infra-estrutura, logística e negócios incluindo os setores portuário, aeroportuário, hoteleiro, imobiliário e naval. Investimentos do governo e de empresas privadas podem ultrapassar os US$20 bilhões.

“A Petrobras e empresas como a americana Chevron Corp., a norueguesa Statoil ASA e a britânica Tullow Oil PLC estão correndo para perfurar milhares de metros abaixo da superfície do mar porque é lá que estão as reservas remanescentes de óleo ainda não descobertas”, afirmou o diário norte-americano “The Wall Street Journal”.

Na reportagem publicada em 29 de novembro último também se lê: “Em nenhum lugar ela [a indústria de exploração em águas profundas] é mais evidente do que no Brasil, onde a Petrobras começou, no mês passado, a produzir em um dos maiores campos de petróleo descobertos no continente americano em 30 anos”.

Em uma perspectiva mais ampla as descobertas no présal provocarão o desenvolvimento do parque industrial que poderá colocar o Brasil entre os cinco maiores produtores mundiais. Comparado à expectativa de esgotamento das reservas de alguns países, a reserva encontrada no pré-sal brasileiro [offshore, nos estados de Santa Catarina, São Paulo e Espírito Santo] representa um investimento seguro.

Outros estudos demonstram que até 2020 cerca de 10% de todo o petróleo do mundo virá de águas profundas, com o maior crescimento concentrado no Brasil, comentou recentemente Andrew Gould, presidente mundial da Schlumberger, a maior empresa de serviços para a indústria de petróleo do mundo.

Ao mesmo tempo, ele acrescentou que os investimentos para elevar a mais de 20% a participação das fontes de energia renováveis no bolo energético total, continuam elevados. Em Tupi, o óleo já identificado tem uma densidade de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. São características de um petróleo de alta qualidade e maior valor de mercado. Guará, também na Bacia de Santos, tem volumes de 1,1 a 2 B/b de petróleo leve e gás natural, com densidade em torno de 30º API.

 

Pesquisa Tecnológica

Schlumberger, que mantém sede em Paris mais é uma multinacional com cerca de 80% do seu capital controlado por investidores institucionais americanos, está no Brasil desde 1945 e foi à primeira empresa estrangeira do setor de petróleo a instalar um centro de pesquisa no País.

Além do Centro de Pesquisas, onde foram investidos cerca de US$48 milhões, a Schlumberger inaugurou sua maior base operacional no mundo em Macaé no Estado do Rio de Janeiro, um investimento de US$ 65 milhões.

Baker Hughes, Usiminas, FMC, Technip e GE também estão se preparando para instalar centros de pesquisa no Centro Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), na Ilha do Fundão, próximo ao Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes).

A Petrobras vem direcionando grande parte de seus esforços para a pesquisa e o desenvolvimento tecnológico visando garantir a produção dessa nova fronteira exploratória já nos próximos anos.

Um exemplo é o Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da Produção dos Reservatórios Présal (Prosal) que inclui: modelagem do comportamento de fluídos nas porosidades das rochas geradoras do pré-sal; construção e cementação de poços; caracterização de rochas entre outras pesquisas. Outro programa bemsucedido do Cenpes, o Procap, viabilizou a produção em águas profundas.

Além de desenvolver tecnologia própria, a Petrobras trabalha em sintonia com uma rede de universidades que contribuem para a formação de um sólido portfólio tecnológico nacional. Em dezembro o Cenpes já havia concluído a modelagem integrada em 3D das Bacias de Santos, Espírito Santo e Campos, que será fundamental na exploração das novas descobertas.

A movimentação gerada direta ou indiretamente pelo pré-sal também envolve atividades como apoio offshore (abastecimento de plataformas), produção de equipamentos submarinos e de superfície, desde tubos flexíveis até plataformas e sistemas de automação.

As plataformas P-55 e P-57, entre outros projetos já encomendados à indústria naval e o projeto de E&P no présal, dão ensejo a construção da maior frota de sondas de perfuração a entrar em atividade nos próximos anos. Esses projetos vão garantir a ocupação dos estaleiros nacionais e de boa parte da cadeia de bens e serviços offshore do país.

Lançado em maio de 2008, o Plano de Renovação de Barcos de Apoio prevê construção de 146 novas embarcações, com a exigência de 70% a 80% de conteúdo nacional. Cerca de 500 novos empregos diretos serão gerados na construção de cada embarcação. Para tanto, serão investidos US$ 5 bilhões que resultarão em 3.800 vagas para tripulantes para operar a nova frota.

Além de investimentos privados visando ao futuro do pré-sal, estão previstos investimentos de mais de R$ 2,5 bilhões nos próximos anos para obras de dragagem e reforma nos portos da capital, de Angra dos Reis e Itaguaí, todos no Estado do Rio de Janeiro.

Até 2013, por meio do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) 1 e 2 o Porto de Angra poderá ter seu terminal triplicado e algumas autoridades acreditam que, em cinco anos, a movimentação será dez vezes maior do que é hoje.

 

O grande desafio

Com um programa de investimento de US$224 bilhões até 2014, a Petrobras pretende investir US$39 bilhões no pré-sal, prevendo a produção de aproximadamente 2,95 milhões de barris por dia. No pré-sal deverá produzir 241 milhões, ou seja, menos de 10% do total. Mas, segundo Gabrielli, mesmo admitindo que se trate de um crescimento muito acelerado, para 2020 a previsão é que a Petrobras chegue a produzir 3,95 MM/b/dia, sendo que 1,07 milhão, no pré-sal.

É preciso regular o ritmo porque a indústria nacional de bens de capital para o setor precisa se adaptar para atender a uma espetacular demanda, observou o executivo.

Para fomentar o desenvolvimento da cadeia de suprimentos a Petrobras usará sua capacidade de alavancagem: pelo volume de compras e firmando contratos de longo prazo com seus fornecedores. Uma garantia e tanto para um mercado em fase de expansão. Além disso, a empresa pode antecipar contratos, dar suporte a fornecedores estratégicos, captar recursos e atrair novos parceiros. Tudo isso alicerçado num programa agressivo de licitações para enfrentar os desafios de produção dos próximos anos.

Já está em processo de constituição uma empresa a ser formada majoritariamente por investidores brasileiros, tais como fundos de pensão, fundos de equity e fundos de investimento que deverá ser proprietária de todas as sondas a serem fretadas à Petrobras, através de contratos em formato padrão, com duas alternativas:

A primeira alternativa é a contratação a ser feita através de licitação. Ela define que fretadores e operadores de sondas (nacionais e estrangeiros), contratem a construção dessas plataformas junto a estaleiros brasileiros e as fretem para uso da Petrobras assim que estas estiverem finalizadas, através de contratos de afretamento de 10 anos de prazo.

A segunda forma prevê a utilização de uma nova companhia, a ser proprietária de todas as sondas a serem fretadas à Petrobras, através dos mesmos tipos de contrato. Essa companhia, em processo de constituição, será formada majoritariamente por investidores brasileiros, tais como fundos de pensão, fundos de equity e fundos de investimento.

A Petrobras deverá ter uma pequena participação no capital da nova empresa, entre 5% e 10%, com direitos e deveres que serão proporcionais à sua participação no capital da empresa, que deverá se associar a operadores de sondas, especializados e experientes, para explorar economicamente a operação das sondas através dos contratos de afretamento e serviços com a Petrobras.

Segundo o diretor financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, em 2011 os investimentos da empresa poderão ficar na faixa dos US$ 45 bilhões. Barbassa declarou no início de dezembro que a Petrobras vai ao mercado tomar recursos para otimizar condições de prazos e custos e planeja captar, no próximo ano, entre US$ 15 bilhões e US$ 16 bilhões no mercado internacional. Esse é o mesmo volume captado este ano, e inclui dinheiro para fazer amortização de dívidas que estarão vencendo.

O lucro líquido consolidado da Petrobras alcançou US$13,3 bilhões nos primeiros nove meses de 2010, comparado ao lucro de US$10,4 bilhões no mesmo período de 2009 e, segundo a empresa, o aumento de 27,9% foi devido, principalmente, aos maiores volumes vendidos no mercado brasileiro e do aumento de preços das exportações entre outros motivos.

 

Novo marco regulatório

Depois que a Petrobras fez descobertas de grandes campos na camada pré-sal o governo resolveu mudar as regras de exploração. O novo marco regulatório muda a lógica de concessão dos blocos para a exploração do petróleo. De agora em diante, os blocos oferecidos nas águas ultra-profundas serão concedidos para os investidores que oferecerem a maior parte do óleo extraído para a União.