A Petrobras é parte integrante do cenário econômico da Bahia – mesmo que muita gente não perceba isso. Só em empregos diretos, são cerca de 20 mil empregos – entre funcionários próprios e terceirizados.

As atividades da companhia geraram, em ICMS, R$ 2,46 milhões aos cofres do Estado. Isso sem contar o pagamento de R$ 185 milhões ao Estado e municípios, e R$ 18 milhões aos proprietários da terra, em royalties sobre a produção de petróleo. “Podíamos tomar a liberdade de dizer que, sem a Petrobras, a economia da Bahia teria outro desenho”, conta o gerente geral da Unidade de Negócios de Exploração e Produção da Bahia, Antonio José Rivas.

Sozinha a Unidade de Exploração e Produção investiu, em 2003, R$ 558 milhões – sem contar R$ 860 milhões em custeio das atividades. Para 2004, a previsão é investir um total de R$ 768 milhões – com um custeio previsto de R$ 1,5 bilhão.

São cerca de 70 concessões – 68 das quais campos já maduros – com uma produção diária de 90 mil barris. A companhia detém ainda dois blocos exploratórios em terra e dez offshore. Rivas esclarece que a Unidade de Negócios tem aprovado, para este ano, um orçamento de US$ 30 milhões para ser investido em exploração e mais US$ 148 milhões para desenvolvimento da produção. “Para os campos maduros, estimamos um investimento próximo de US$ 50 milhões, valor que ainda será submetido à diretoria da empresa”.

No entanto, investir um valor expressivo na exploração de campos onshore estava fora dos planos da Petrobras até há pouco tempo. Em primeiro lugar porque o interesse empresarial estava voltado para as reservas gigantes da Bacia de Campos. E depois, não interessava à companhia investir em campos que onde a produção era pequena.

Os campos localizados no Estado chegaram a produzir 150 mil barris por dia no início dos anos 60. Mas com o declínio da produtividade nesses reservatórios, e com o surgimento de reservas maiores e mais desafiadoras em outras bacias, seria natural que a Petrobras reduzisse o apetite no Estado.

E, a partir da abertura do setor que a atividade de exploração experimentou uma redução ainda maior – principalmente nos campos em terra. “Fomos obrigados a ceder parte dos nossos ativos para serem disponibilizados à indústria. Todos os blocos em terra da Bahia foram devolvidos, além de 32 campos em produção. Aí houve uma desaceleração dos investimentos”.

O gerente ressalta ainda que as empresas que adquiriram as posições da Petrobras – entre elas a W. Washington e a Petroreconcavo – não perfuraram nenhum poço exploratório. “Não houve resposta que era prevista”.

Até mesmo as duas descobertas anunciadas pela Marítima foram realizadas com base nos estudos já feitos anteriormente pela Petrobras. “Quando fomos obrigados a entregar os campos para a ANP, essas oportunidades já estavam identificadas. Mas por orientação do Governo anterior, não foram perfuradas”.

A mudança de rota veio com as diretrizes dadas pela atual diretoria. “No Planejamento Estratégico anunciado pelo presidente José Eduardo Dutra no início do ano passado, estava marcante o interesse da Petrobras em reter posições econômicas em terra”, conta Rivas.

A primeira medida foi cancelar o leilão de campos maduros. “Esse edital tem que ser redesenhado. Na época em que os campos foram colocados no portfólio, tínhamos um cenário de preços baixos de petróleo. Hoje há outra situação: campos que naquela época não seriam economicamente viáveis, hoje são”.

Rivas cita como exemplo o campo de Massapé – onde a empresa recentemente perfurou o poço MP-22, que irá produzir 1.300 barris por dia. A área quase foi colocada no edital de venda – para se ter idéia, em janeiro passado, a produção de nove poços nesse campo não passava de 190 barris/dia. “Mas atendendo a argumentações técnicas, não foi disponibilizado no edital. Fizemos trabalho de interpretação da sísmica 3D e perfuramos o poço. Nos últimos 20 anos talvez tenha sido o melhor poço já perfurado na Bahia”.

Isso faz parte de um trabalho ainda maior de retomar a produção em campos maduros – com ênfase em alguns campos de gás não-associado localizados na Bacia de Tucano. “A Bahia, assim como toda a região Nordeste, tem uma demanda reprimida de gás. Estamos trabalhando para colocar em produção alguns campos que não são produtores, e que estão desconectados da malha. Estamos preparando o processo licitatório para construir um gasoduto de 52 km que vai ligar esses campos com a malha para escoamento desse gás”.

Corrobora com esse novo posicionamento a aquisição de um bloco em terra na ultima rodada realizada pela ANP, além do farm in em um bloco pertencente ao consórcio Samson / Ipiranga, ambos localizados na Bacia do Recôncavo. Também nos limites dos ring fense a companhia tem investido na aquisição e reinterpretação de sísmica 3D. “Não se concebe a UN-BA como uma empresa de petróleo que só produz em terra. Isso significaria o fim da empresa”, avalia Rivas.

Além dos dois blocos exploratórios localizados em terra, a Petrobras possui ainda dez concessões offshore – quatro em parceria com outras empresas. Em um deles, o BCAM-40, está localizado o campo de Manati – nesse mesmo bloco, a empresa prepara o levantamento de mais 1.000 km de sísmica 3D.

Na Bacia do Jequitinhonha, a Petrobras está atualmente perfurando um poço em águas profundas – o 1-BAS-138 – no bloco BM-J-1. Perfurar poços em águas profundas na Bahia não é exatamente uma novidade – até agora a empresa já realizou sete perfurações – todos secos. “Agora essa é uma situação geológica nova, resultado de interpretações diferenciadas”.

E o aumento da produção de gás também significará mais duas UPGN – uma, que ficará ao lado da planta de Catu, já está em montagem e deve iniciar a produção em outubro, e outra que deverá ser construída em Candeias, para processar o gás do campo de Manati.