Os indícios de que existem mais campos com as dimensões de Tupi na camada pré-sal ao longo da costa brasileira já levaram a Petrobras a reprogramar seus investimentos. Em posição privilegiada por já deter a concessão de quatro descobertas na área - sozinha ou com as sócias BG, Galp e Repsol - a estatal vai dar prioridade à produção de óleo leve da camada pré-sal pelo Espírito Santo em 2008, deixando o gigantesco Tupi, na bacia de Santos, para um segundo momento.

O plano será colocado em prática no campo de Cachalote, onde a estatal pretende "ignorar" o petróleo pesado já descoberto na área de concessão e ir mais fundo, até abaixo da camada de sal para explorar o óleo leve (28 graus API na escala do American Petroleum Institute) encontrado quando perfurou o poço ESS-103. Para isso vai utilizar as plataformas P-34, que já está pronta e prevista para Jubarte, e a P-57, em licitação.

Dada a proximidade da costa, cerca de 50 quilômetros, a companhia poderá escoar o petróleo por meio de um oleoduto vindo do mar até uma base terrestre. Em relatório, a consultoria americana PFC Energy estima que a Petrobras precisará investir de US$ 15 bilhões a US$ 20 bilhões para desenvolver a produção em Tupi (em 2013), o que representa 17,85% do total de investimentos programados no plano estratégico 2008-2012, onde estão previstos investimentos de US$ 112 bilhões, não incluindo Tupi. Os custos iniciais de Tupi são estimados entre US$ 6 bilhões e US$ 9 bilhões.

Uma fonte da área de exploração e produção da estatal ouviu os números e, sem confirmar nem desmentir, disse que a avaliação tem como base o atual método de produção, baseado na colocação de plataformas flutuantes. "Mas em Tupi vamos ter que pensar em novas concepções de produção e escoamento. Não será necessariamente o que fazemos hoje."

A partir do início da produção de Tupi, as projeções são de que a Petrobras poderá produzir ali no mínimo 1 milhão de barris de petróleo por dia (mais de 50% da produção atual) em 2014, quando ele atingir o pico de produção. O valor é quase o dobro do pico de produção do maior campo brasileiro, Marlim (bacia de Campos), que chegou a produzir 650 mil barris/dia de petróleo.

O capixaba Cachalote - o primeiro do pré-sal a entrar em operação - está dentro do chamado "Parque das Baleias", no antigo bloco BC-60 que é 100% da Petrobras, onde a empresa também descobriu petróleo nos campos Jubarte, Baleia Franca, Baleia Azul, Baleia Anã e Baleia Bicuda.

Empresas como BG e Repsol já são sócias da brasileira em áreas onde ela descobriu campos gigantes no pré-sal, além de Tupi. Um deles é o campo Carioca, no bloco BM-S-9 onde a BG tem 30% e a Repsol 25%. Outros gigantes descobertos no pré-sal são os campos Caxaréu (Espírito Santo a 120 quilômetros de Vitória) e Pirambu.

Ainda não está claro - pelo menos para fontes do governo - se a faixa pré-sal tem uma acumulação contínua de petróleo ou se existem vários campos gigantes próximos um do outro, que guardariam 80 bilhões de barris de petróleo. Na Petrobras, a aposta é sobre a existência de "dezenas" de campos do mesmo porte de Tupi intercalados ao longo de toda a faixa do pré-sal.

A discussão é relevante para a definição de um novo modelo de exploração e produção. Se for uma única acumulação será preciso "unitizar" a produção, com base na legislação existente. Algumas companhias já têm concessões em parte do pré-sal (associadas à Petrobras ou não) e algumas produzem petróleo pesado acima dela. É o caso da Shell com os campos Bijupirá-Salema, na bacia de Campos. Os estudos estão sendo considerados porque a Petrobras encontrou petróleo com a mesma densidade e característica em 8 dos 15 poços perfurados que foram testados ao longo da faixa. Todos produziram óleo leve de 28º API e gás natural associado.

A PFC Energy também ressaltou que a descoberta de óleo leve deverá levar a Petrobras a rever os planos de conversão de suas refinarias, que estão sendo adaptadas para processar óleo pesado.

Fonte: Valor Econômico