Até o ano passado, a Petrobras havia descoberto 25 bilhões de barris. Já produziu 11 bilhões e ainda tem 14 bilhões para serem extraídos. Em outubro, quando completar 55 anos, a companhia ainda não saberá exatamente quanto petróleo e quanto gás está armazenado abaixo da camada de sal – mas se as previsões estiverem corretas, aquele volume de reservas deve dobrar de tamanho. Uma coisa pelo menos a companhia tem certeza: antes que esse petróleo jorre para valer, as reservas acima da camada de sal tomarão 24 novas plataformas.

Na prática, a companhia já mudou. E não poderia ser diferente para quem pretende ser a quinta maior empresa integrada de energia do mundo, mas que não consegue cumprir as ambiciosas metas de produção. A necessidade de otimizar prazos e custos exige que os projetos de novas plataformas sejam simplificados e padronizados – o FPSO Cidade de Santos, que vai operar no campo de Uruguá por exemplo, é uma cópia do FPSO Cidade de São Mateus, alocado para a área de Camarupim. As semi-submersíveis e FPSOs de grande porte, feitas sob medida, começam a dividir espaço com TLWP, plataformas fixas e FPSOs de menor porte.

“A média de produção de petróleo entre 1993 e 1998 estava na faixa dos 900 mil barris de óleo equivalente por dia. E nos últimos seis anos essa média se elevou para mais de 1,9 milhão de barris de óleo equivalente por dia. É um salto significativo”, comenta o gerente geral da Unidade de Negócios de Exploração & Produção da Petrobras na Bacia de Santos, José Luiz Marcusso.

No meio do século passado, o presidente Juscelino Kubitschek apresentara um ambicioso plano desenvolvimentista de crescer “50 anos em 5”. Necessitou investir muito e engolir o crescimento vertiginoso da inflação. Mas o Brasil se modernizou. A Petrobras se encontra num dilema muito parecido: para ser ainda maior, ela precisa crescer mais ainda – e de forma muito mais rápida.

Flávio Bosco

A meta é produzir, em 2012, de 2.421 mil barris por dia apenas de petróleo. Não é pouca coisa: trata-se de crescer 7% ao ano a partir de uma produção que já é grande – no mês passado, a produção de petróleo bateu a casa dos 1.867 mil barris por dia, enquanto que a extração de gás nos campos nacionais foi de 52 milhões de m³ por dia. O caminho está traçado: o montante a ser investido em exploração e produção até lá – US$ 65 bilhões – é mais do que a metade do que a companhia investiu em seus 54 anos – US$ 124 bilhões. “Uma jazida, naturalmente, decresce 10% ao ano. Só o esforço para manter a produção nos atuais patamares, equivale a colocar em operação um novo sistema de produção por ano – um investimento na faixa de US$ 3 bilhões”, afirma o gerente geral da Unidade de Negócios da Petrobras na Bacia de Santos, José Luiz Marcusso.

Até o final de 2008, mais dois sistemas devem entrar em operação: a semi-submersível P-51, no campo de Marlim Sul, e o FPU P-53, no campo de Marlim Leste – cada um com capacidade para adicionar 180 mil barris diários à produção. A meta é chegar ao final do ano extraindo 1.950 mil barris dos campos nacionais.

Bater as metas, no entanto, tem sido um desafio difícil de ser superado pela Petrobras. O desempenho abaixo do esperado em algumas plataformas tem deixado cada vez mais distante a meta de ultrapassar a casa dos 2 milhões de barris. A alta na cotação dos preços do petróleo também tem provocado uma corrida por equipamentos, impactando toda a indústria petroleira – quando as encomendas são aceitas pelos já sobrecarregados fornecedores, a espera pode chegar a cinco anos, retardando a entrada em operação de vários sistemas de produção. Sem contar que, na lei de oferta e procura, os custos exploratórios vão parar nas alturas.

Para 2009, quando esses novos sistemas atingirem produção plena, a companhia estima que a produção diária alcance os 2.191 mil barris e 64 milhões de m³ de gás – o grande salto na produção de gás será conseqüência da entrada em operação do sistema de Mexilhão – com produção inicial de 10 milhões de m³ – no segundo semestre do próximo ano.

“Já começamos a mudar o patamar. Não podemos ter um ritmo de desenvolvimento para o pré-sal semelhante ao que foi feito no desenvolvimento da Bacia de Campos”, ressalta Marcusso.

Mesmo que não tivesse descoberto petróleo abaixo da camada de sal na Bacia de Santos, ou que a produção dessas reservas não se mostre viável, a Petrobras pode garantir a produção por mais 15 anos – uma situação até que confortável quando comparada com outras companhias petroleiras.

O campo de Bonito é o laboratório ao ar livre, ou melhor, submerso, em que os engenheiros da Petrobras estão avaliando o comportamento dos poços horizontais de longo trechos multifraturados sob injeção de água. Parece algo trivial, mas o projeto piloto quer testar a viabilidade da tecnologia nos reservatórios carbonáticos de baixa permeabilidade localizados na Bacia de Campos – que, em geral, têm baixos fatores de recuperação.

“Os resultados são animadores”, adianta o engenheiro Carlos Roberto Holleben, que coordena na Petrobras o Programa de Revitalização de Campos com Alto Grau de Explotação – Recage.

O programa concentra as ações de revitalização dos campos que já ultrapassaram o pico de produção – mas que podem ter ainda muito óleo in place. É graças a essas iniciativas que campos como os de Carmópolis, Canto do Amaro, Camorim, Dourado, Bonito e Albacora, que já haviam alcançado o pico de produção, ganham novo vigor – em alguns casos, podem ganhar uma vida útil ainda maior do que a inicialmente estimada.

Como toda boa senhora que já passou dos cinqüenta, a Petrobras sabe bem da importância daquelas injeções rejuvenescedoras – e, depois de passar as últimas cinco décadas apoiando nas descobertas o aumento da produção agora está, literalmente, botando pressão para aumentar a extração do petróleo remanescente dessas áreas.

Só com os projetos de antecipação da produção e aumento do fator de recuperação previstos numa primeira fase, a expectativa é agregar 900 milhões de barris com o aumento de seis pontos percentuais no fator de recuperação desses campos – o mesmo que significaria a descoberta de um campo gigante. A iniciativa conta com um caixa de US$ 3,8 bilhões.

Júlia Linhares / Agência Petrobras

Portella: fator de recuperação superior a 50% requer altos investimentos

No Centro de Pesquisas da companhia, outro grupo trabalha para desenvolver tecnologias capazes de aumentar esse fator de recuperação. Trata-se do Programa de Recuperação Avançada de Petróleo – Pravap. É de lá que saem os projetos com métodos avançados – como a injeção de vapor ou CO2. “Nossas pesquisas têm como objetivo o desenvolvimento de métodos que permitam alcançar uma recuperação final superior a 50%, com menores custos”, explica o coordenador do Pravap, Ricardo Cunha Mattos Portella.

De modo geral, só com a energia existente no reservatório é possível extrair algo em torno de 8% do petróleo aprisionado – os valores variam de 5% até 20%, dependendo das características da jazida. Numa recuperação secundária – já com métodos de injeção de água, esses números podem chegar a 30%. Para recuperar mais do que isso, as operadoras recorrem aos chamados métodos de recuperação especial, que incluem injeção de vapor, polímeros, surfactantes ou CO2 – em casos excepcionais é possível adicionar 15% ou até 20%.

A meta – não só da Petrobras, mas de toda a indústria – é recuperar 70% – um fator de recuperação altíssimo, mas nada que seja impossível. O campo de Gullfaks, benchmark quando se fala no assunto, caminha para atingir esse índice e estender a produção até 2030 com a perfuração de novos poços horizontais multifraturados baseados na sísmica 4D e injeção alternada de água e gás – no campo, operado pela StatoilHydro no Mar do Norte, o fator de recuperação já é de 62%.

Por aqui, a Petrobras tem uma lista de campos com taxas de recuperação que podem passar dos 50%. “Entretanto, atingir esse nível de recuperação com os atuais métodos requer investimentos muito altos, e que às vezes não compensa economicamente”, conta Portella.

Um dos estudos em andamento avalia a otimização da injeção de água com microorganismos que produzem polímeros como subproduto de seu metabolismo – a metodologia tem por base aumentar a população de bactérias no reservatório, que acabam bloqueando caminhos preferenciais e direcionando a água injetada para as zonas com maior saturação de óleo.

A Petrobras até já lidou com os métodos de injeção de polímeros. Mas os resultados não justificaram a adoção da metodologia – isso nos anos 90, quando os preços do barril eram cotados abaixo da linha dos US$ 20, e os produtos químicos custavam caro, os projetos piloto não se mostraram uma opção economicamente viável. Portella ressalta que, com o aumento do preço do petróleo, esses métodos já se tornam atrativos. “Além disso observamos também evoluções na performance dos produtos químicos”.

Na Bahia, os primeiros pilotos com a injeção de CO2 já mostram resultados promissores – tanto que os técnicos vêm implementando um grande projeto de injeção de CO2 para o campo de Miranga, na Bacia do Recôncavo. A técnica se apresentou bastante adequada para aumentar a produtividade nos campos de óleo leve – sem contar que esse método tem um forte apelo ambiental, ao reinjetar em um reservatório de petróleo o CO2 que iria para a atmosfera.

Via de regra, a injeção de água é suficiente para aumentar a recuperação em reservatórios que contém óleo leve de baixa viscosidade. Já nos campos que contém óleo de alta viscosidade, o método que se mostra mais adequado é a injeção de vapor – seja injeção cíclica ou contínua. É o método de recuperação avançada mais utilizado dentro da Petrobras – aplicado com sucesso em vários campos terrestres, como Fazenda Alegre, no Espírito Santo, Fazenda Belém, Estreito e Alto do Rodrigues, no Rio Grande do Norte – porque o calor introduzido no reservatório aquece o óleo e reduz a viscosidade para estimular a extração.

Aplicar um desses métodos especiais nos campos offshore, no entanto, remete os técnicos a uma equação logística: a injeção de vapor, polímeros, surfactantes ou CO2 requer volumosos compressores e tanques de armazenagem – que nem sempre têm espaço nas plataformas. “Isso aumenta em muito os custos das plataformas e exige outras embarcações de suporte”, explica Portella.

Precioso

O mesmo projeto implantado no campo de Bonito será replicado em Enchova. Os dois campos têm características semelhantes: estão localizados em carbonatos da Bacia de Campos, que apresentam baixa permeabilidade, e já produzem há muito tempo. Uma idéia bastante interessante para aumentar a extração de um petróleo que nem era contabilizado como reserva provada – com a vantagem de ter infra-estrutura já implementada e a certeza da presença de óleo.

O campo gigante de Marlim, por exemplo, tem um fator de recuperação estimado em 56% – o campo, que tem um volume de 6 milhões de barris de óleo in place, pode produzir mais de 3 milhões. A fase 4 do campo prevê a implantação de novas tecnologias de separação submarina e injeção de água no fundo do mar – instalando esses equipamentos no leito marinho, a Petrobras aumenta a produtividade sem alterar as instalações das já saturadas plataformas.

Ainda este ano o campo de Albacora deve testar o sistema de injeção submarina Raw Water Injection – a inovação desenvolvida no Cenpes capta a água diretamente do fundo do mar e injeta nos poços. Esse é um dos maiores projetos na Bacia de Campos – que junto com o adensamento da malha no campo de Barracuda deverá elevar em 73 mil barris a produção diária.

A Shell implementou um processo semelhante no Golfo do México, que deve aumentar a produção dos campos de Ursa e Princess em 30 mil barris por dia. Os campos já produziram 40 milhões de barris – a expectativa é que o sistema de injeção aumente em dez anos a vida útil.

Steferson Faria / Agência Petrobras

Holleben: investimentos aumentarão em 6% as reservas

Em terra, o maior exemplo quando se fala em aumento da produtividade é o campo de Carmópolis. Lá, a Petrobras já implantou várias iniciativas para reduzir o declínio natural da produção. “Temos observado, nos últimos anos, o aclínio de produção. E esperamos, com esses projetos de revitalização, ter um pico de produção por volta de 2011 ou 2012, que vai ser um recorde de produção para o campo”, conta Carlos Holleben.

Localizado em Sergipe, Carmópolis já produz há mais de quatro décadas. Mas a Petrobras ainda espera extrair muito petróleo daquela área – tanto que tem projetos para o adensamento da malha, perfuração de novos poços, completação e estimulação de outros, e injetar muita água. Para se ter uma idéia, atualmente são injetados 130 mil barris de água por dia, que passarão para 360 mil barris de água no pico do projeto. Pelas previsões do Recage, o ganho de produção fica na casa dos 40 milhões de barris de petróleo.

Membro Siri, reservatório de óleo extra-pesado da Bacia de Campos, chegou a ser considerado anti-econômico. Hoje, com o FPSO Cidade Rio das Ostras, é o orgulho dos engenheiros da Petrobras. Abandonar um campo, mesmo com essas condições, é deixar para trás um verdadeiro tesouro – porque em tempos de petróleo caro, cada gota é valiosa.

Monetizar o petróleo e o gás descoberto abaixo da camada de sal vai exigir da Petrobras o maior plano de investimentos já realizado em sua história. Desde janeiro, todas as gerências da companhia trabalham para incluir no Plano de Negócios os projetos que vão extrair, transportar e refinar as mega reservas da Bacia de Santos. O esforço para alocar dinheiro e equipamentos como sondas de perfuração será traduzido em ajustes de prioridades. Projetos previstos inicialmente para serem implantados na próxima década darão lugar a tudo o que estiver relacionado ao pré-sal.

Até o final de setembro esse plano revisado chega às mãos do Conselho de Administração da Petrobras. Por conta desses projetos relacionados ao pré-sal, os valores a serem investidos até 2020 crescerão substancialmente em relação aos US$ 112,4 bilhões que a companhia estima gastar até 2012.

Produção em larga escala só por volta de 2014 ou 2015, tão logo os engenheiros da Petrobras concluam o teste de longa duração e do projeto piloto que a companhia fará na área de Tupi para conhecer as características do reservatório. Há quem aposte que o pré-sal seja uma reserva de até 80 bilhões de barris, mas a própria Petrobras não afirma nada além de uma estimativa que vai de 5 bilhões a 8 bilhões de economicamente recuperáveis – que só poderão ser declaradas comerciais depois dos testes previstos para Tupi.

Não se tratam de reservatórios convencionais – e os carbonatos onde o petróleo está aprisionado ainda são pouco conhecidos. A Petrobras nem sabe exatamente se as descobertas fazem parte de uma única jazida de 800 km que se estende de Santa Catarina ao Espírito Santo ou se estão dispersas pela área. Por esse motivo fará uma bateria de perfurações, teste de longa duração e projeto piloto para conhecer bem as características das reservas.

Caso os campos estejam mesmo separados, será um problema a menos para o Governo, que encomendou a um grupo de ministros uma proposta de melhor aproveitar essa riqueza. “Não é porque tiramos o bilhete premiado que vamos nos deslumbrar e gastar dinheiro que ainda não temos”, disse o presidente Luis Inácio Lula da Silva na última reunião do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social.

Se a exata dimensão das descobertas ainda é desconhecida, calcular o impacto econômico que o petróleo terá no desenvolvimento brasileiro é um exercício repleto de incógnitas. Um estudo elaborado pelo banco UBS Pactual estima em US$ 600 bilhões o investimento necessário para extrair o petróleo.

“Não há mais nenhuma barreira tecnológica para que possamos desenvolver a produção na área do pré-sal. O nosso principal desafio agora é reduzir os custos”, afirma o diretor da Área de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella.

Mas a discussão tem girado muito mais em torno de questões políticas do que técnicas. Há uma fila interessada em uma fatia do bolo. No Congresso tramitam 23 projetos para alterar a distribuição de royalties.

Mudança na legislação

O plano de investimentos da Petrobras trará o número de plataformas que serão utilizadas no desenvolvimento da área de Tupi. O que se tem certo, até agora, é o teste de longa duração em março de 2009 – serão 30 mil barris por dia através do FPSO Cidade de São Vicente, que a BW está convertendo em Singapura. No ano seguinte entra em operação o projeto piloto com um FPSO de 100 mil barris/dia, que a Modec está construindo na China. “É nesse sistema piloto que vamos entender bem o mecanismo dos reservatórios”, destaca o gerente geral da Unidade de Negócios da Petrobras na Bacia de Santos, José Luiz Marcusso.

Até agora, a Petrobras já perfurou 17 poços no pré-sal e realizou nove descobertas. Em 2009 serão mais 11 poços – cinco pioneiros e seis de extensão. Das 20 sondas que a Petrobras está recebendo até 2010, 14 serão alocadas na região do pré-sal.

A descoberta dessas reservas gigantes muda os paradigmas da indústria do petróleo – a começar pela tal da unitização, recurso previsto na Lei do Petróleo para gerenciamento compartilhado de reservatórios que se estendem por campos diferentes. Se as descobertas pré-sal formarem mesmo um mega campo, o Governo terá que lidar com mais esse problema – a possibilidade desse campo se estender por áreas ainda não licitadas daria à União o direito sobre o petróleo extraído, aumentando as chances da criação de uma empresa 100% estatal.

Após a primeira extração de óleo do pré-sal no campo de Jubarte, no Espírito Santo, Lula tentou tranqüilizar a Petrobras e toda a cadeia que gira em torno da companhia, descartando o enfraquecimento da empresa caso seja criada a tal da “Petrosal” – uma nova estatal para gerir a exploração da camada do pré-sal. “A Petrobras é a mãe da industrialização deste País”, disse o presidente.

A idéia de fazer um aporte de capital na Petrobras também ganha força – a operação seria feita por meio de uma emissão privada, aberta apenas à União.

Até o final de setembro a comissão entregará a Lula uma proposta de exploração dessa promissora fonte de riqueza. O presidente disse que fez apenas três recomendações: que o Brasil não se torne apenas um exportador de petróleo bruto, que as reservas beneficiem todos os brasileiros e que não se pode ainda gastar os recursos com a exploração que ainda não começou. Com essa perspectiva, até a criação de um fundo soberano até voltou à pauta.

Nas reuniões da comissão interministerial que avalia a criação de um marco regulatório para exploração das reservas da região do pré-sal, as discussões giram em torno da manutenção do atual regime de concessão, a adoção do sistema de prestação de serviços ou o sistema de partilha para a exploração das áreas ainda não licitadas na camada pré-sal. A comissão já analisou as legislações de países produtores de petróleo, como Rússia, Venezuela, Irã, EUA e Noruega – país que possui 62,5% das ações de uma grande operadora (StatoilHydro), uma estatal para gerenciar as concessões (Petoro) e um fundo soberano para preservar esse patrimônio.

O Instituto Brasileiro do Petróleo defende que o marco regulatório não precisa ser alterado para que o país se ajuste à nova realidade. “Contratos de partilha de produção são mais comuns em países africanos, onde não existe um regime fiscal e tributário adequado”, conta o secretário executivo do IBP, Álvaro Teixeira.

A Participação Especial, regulamentada através do decreto presidencial 2.705, de 1998, cobra alíquota máxima de 40% dos campos de alta produtividade. Apenas entre abril e junho deste ano, o total proveniente de 21 áreas chegou a R$ 3,29 bilhões.

Caso seja proposta uma mudança na Lei do Petróleo (9.478/97), seja para modificar o sistema de exploração dessas áreas ou para implantar uma nova formula de distribuir os royalties entre os municípios e Estados, a matéria terá de passar pelo Congresso Nacional – e lá corre o risco de se protelar tanto quanto a Lei do Gás.
Por trás de toda essa discussão, resta a pergunta: interessa ao Brasil entrar para o grupo dos grandes exportadores de petróleo? Invariavelmente países ricos em recursos naturais tendem à “doença holandesa”: valorizam demais a moeda e não conseguem alcançar um nível de industrialização. “Primeiro, temos que aproveitar esse dinheiro para tentar acabar com a pobreza neste país. O segundo é que a gente pague a dívida com a educação brasileira, que tanto desprezamos no século passado. Se a gente resolver esses dois problemas, e certamente terão outros problemas para serem resolvidos, nós vamos encontrar uma solução adequada”, disse Lula, encerrando seu discurso de inauguração da era do petróleo pré-sal no país.

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