Adaptar a tecnologia existente para produzir mais petróleo no pré-sal, a um custo menor e com segurança, é uma das maiores empreitadas que a Petrobras enfrentará nos próximos cinco anos. Em termos financeiros, vencer esse desafio significa, em valores de hoje, um impacto positivo de mais de US$ 50 milhões por dia no caixa da empresa, em 2020.
Para especialistas, a tecnologia atual já permite produzir do pré-sal. “O que estamos fazendo é evoluir, testar novos materiais e formatos, para adaptá-la às novas condições”, diz Segen Estefen, coordenador do laboratório de tecnologia submarina da Coppe/UFRJ.
Entendem-se por novas condições as particularidades das regiões de maior potencial de produção. Embora se acredite que a província de petróleo abaixo da camada de sal vá da Bahia a Santa Catarina, a exploração hoje se concentra principalmente nas bacias de Campos (RJ) e de Santos (SP).
Em Campos, a Petrobras já produz óleo do pré-sal no campo de Jubarte, há um ano. Mas as reservas mais promissoras -e mais difíceis de extrair óleo- estão na bacia de Santos. Só em 3 das 10 áreas pesquisadas nessa bacia -Tupi, Iara e Guará-, estimativas apontam para até 13 bilhões de barris.
Nas palavras do presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, isso significa “óleo possível de extrair com as técnicas de hoje”, de forma a dar lucro. Na prática, o número dobra as reservas que a Petrobras havia levado 56 anos para acumular.
As reservas do pré-sal da bacia de Santos estão a 2.000 metros de profundidade do mar e mais 5.000 metros solo abaixo. No meio, ainda existe uma camada de sal de 2.000 metros a ser vencida. Tudo isso a 300 quilômetros da costa.
Em Jubarte, a distância da área até a costa é de 70 quilômetros, e as reservas do pré-sal estão a 4.700 metros do nível do mar, sendo 1.400 metros de lâmina d’água.
Somam-se a isso as dificuldades impostas pelo ambiente mais hostil no fundo do mar da região, onde a pressão elevada, a baixa temperatura e a presença de ácidos são ameaças constantes aos equipamentos, potencializando os riscos de incidentes e prejuízos.
Para completar, a empresa ainda está construindo o conhecimento sobre as rochas da região, chamadas de carbonáticas, e sobre o sal, que tem um comportamento menos previsível. Isso é importante porque o tipo de rocha determina o nível de produção. Os testes de produção em Tupi, desde maio, ajudam a trazer informações.
Diante de seu vasto portfólio e da dificuldade de fazer tudo ao mesmo tempo, a Petrobras sempre deu prioridade a produzir em áreas de alta lucratividade, deixando de lado as de baixo retorno. Sua corrida vai em direção a fazer do pré-sal uma fronteira mais lucrativa.
A empresa diz que o valor de US$ 45 por barril torna viável a produção do pré-sal. Tomando esse valor como um patamar de custo de produção e o petróleo na casa dos US$ 75 hoje, representaria, em valores atuais, uma margem positiva de US$ 30 por barril. Nos projetos fora do pré-sal, o custo médio de produção é de US$ 15, o que daria um saldo de US$ 60.
A diferença de cotação significaria, em 2020, quando a Petrobras pretende produzir 1,8 milhão de barris de petróleo por dia, cerca de US$ 54 milhões por dia no caixa da empresa, a valores de hoje. Por isso, baratear a produção no pré-sal é tão urgente.
“A ordem no pré-sal é reduzir custos da produção, e, sem avançar na tecnologia, isso não será possível”, diz Celso Morooka, professor de engenharia do petróleo da Unicamp.
Distância
A logística para transporte de pessoas, equipamentos e mantimentos usada até hoje para a produção em águas profundas em poços distantes até cem quilômetros da costa, na bacia de Campos, deverá ser deixada de lado no pré-sal de Santos.
A empresa já declarou que a produção no pré-sal terá menos gente porque o custo ficaria muito alto. A ideia é que a produção seja controlada de forma remota, na medida do possível.
Uma solução em estudo é a construção de dutos que iriam da costa até os poços, dispensando a passagem do óleo por plataformas e navios de produção. “Haveria apenas algumas embarcações de apoio na região”, afirma Estefen.
A construção de bases intermediárias, como se fossem ilhas, a meia distância entre a costa e os reservatórios, é outra possibilidade. “Mantimentos e equipamentos para manutenção ficariam sobre esse ponto intermediário e só seriam levados para a área de produção quando necessário.” Nesse caso, o transporte da produção poderia ser de navio até a base intermediária e, de lá até a costa, por meio de dutos.
