petrobras entenda o presal

26 TN Petróleo nº 61

COM UMA RESERVA EM POTENCIAL que vem sendo estimada, pelos mais conservadores, entre50 BILHÕES DE BARRIS, e de quase 340 BILHÕES DE BARRIS DE PETRÓLEO EQUIVALENTE(BOE), pelos mais entusiasmados, a chamada camada do pré-sal, mesmo com apenas uma reserva

oficialmente estimada de 5 A 8 BILHÕES DE BOE, já é um marcona história da indústria petrolífera mundial.

Não só pelos imensos volumes estimados como por estar emnovas fronteiras, em grandes profundidades, tanto de água comode solo, e abaixo de uma camada de sal, e ainda pelo fato de oíndice de sucesso exploratório ter sido de quase 100% nas áreasperfuradas, como comprovam as descobertas consecutivas.

Embalados pelos resultados já informados oficialmente e poroutros, guardados a sete chaves pelos parceiros do pré-sal, a

especial: pré-sal

A REVOLUÇÃOpor Beatriz Cardoso

Petrobras e as demais companhias que têm participação nas concessões onde houve descobertas,estão afinadas em torno de uma estratégia básica, que é de acelerar o desenvolvimento dos campos.

A Petrobras já indicou que o E&P terá um aumento substancial na revisão do seu Plano de Negócios,para 2009-2013. No ano passado, o PN foi divulgado em agosto, mas este ano isto deverá ocorrerem setembro; e não só em função da revisão do orçamento para cada área como também peloPlansal (o Plano de Negócios do Pré-Sal), que está sendo elaborado em conjunto. Sem falar noaporte de US$ 100 BILHÕES que a direção da estatal pediu ao governo federal... mais um tema quevirou polêmica nestes tempos de pré-sal.

O fato é que as riquezas que estão abaixo da camada de sal tornaram-se o “condimento” de umaverdadeira revolução, com aspectos econômicos e geopolíticos – tanto que se fala em desapropriaçãodas áreas concedidas, criação de estatal do sal, batizada ironicamente de Petrossal, entre outras quimeras.

Uma revolução que implica ainda na quebra de paradigmas tecnológicos e desafios até entãoimpensáveis para a cadeia produtiva de petróleo do país. A idéia da Petrobras e suas parceiras é iniciara produção em todas as áreas descobertas nos próximos dez anos, com a entrada em operação deuma frota de unidades (no mínimo dez, para começar), padronizadas e produzidas em escala por uma“FÁBRICA MULTISITES DE FPSOs”.

Neste cenário, já é possível avaliar que as metas básicas do Plano Diretor da Bacia de Santos até2015 vão ser superadas, de longe, bem longe. Não apenas em montante dos investimentos (que erade US$ 18 bilhões) como pelo volume de óleo equivalente (previsto de 100 mil barris, mas quedeverá ser pelo menos o dobro), como também o número de unidades – que era de 14, antes dopré-sal. Com direito a recordes de prazos em projetos de desenvolvimento. E muito, muito investimentoe pesquisa, pois os ventos do sucesso exploratório podem mudar, em uma atividade como esta, queé de alto risco... maior ainda em profundidades acima de 6.000 M (DE ÁGUA E SOLO), em áreaslongínquas, a 300 KM DE DISTÂNCIA DO CONTINENTE.

TN Petróleo nº 61 27

DO PRÉ-SAL

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Com cerca de 800 kmde extensão, do sulda Bacia de Santosaté a Bacia do Es-pírito Santo, a maisnova fronteira de

exploração petrolífera brasileira,que poderá fazer do país umagrande potência do petróleo, comreservas superiores às da ArábiaSaudita e Venezuela, tornou-se ocentro das atenções da indústriamundial deste setor e de analis-tas e investidores internacionais.

A tal ponto que o Brasil (incluin-do a Petrobras) foi convidado pelapoderosa Organização dos PaísesExportadores de Petróleo (Opep),em junho passado, a participar dereunião com os 33 membros da or-ganização e representantes dospaíses participantes do G8.

Perguntado pelos sheiks dopetróleo sobre o potencial do pré-sal, o presidente da Petrobras,Sérgio Gabrielli, tentou ser come-dido, ciente da repercussão queuma informação dada por ele po-

deria ter no merca-do financeiro. Já oministro das Minase Energia, EdsonLobão, sem as mes-mas preocupaçõesdo executivo da es-tatal, disse “esperarque Carioca (noBM-S-9) contenha33 bilhões de barris”.

Este foi o volumeanunciado afoita-mente pelo diretor-geral da AgênciaNacional do Petró-leo, Gás Natural eBiocombust íve is(ANP), HaroldoLima, que falou emreservas até cincovezes superiores àde Tupi. A Petro-bras, a BG e a Rep-

sol YPF Brasil, parceiros no blo-co que contém ainda Guará, con-tinuam se recusando a confirmartal estimativa antes da realizaçãode mais testes.

Afinal, estamos falando de re-servatórios que estão entre de5.300 m a 7.000 m de profundi-dade (incluindo a camada deágua e o subsolo marinho), abai-xo de uma espessa camada desal, que funciona como um selo

de vedação, impedindo que opetróleo flua para fora da rocha(daí a possibilidade de imensasjazidas).

Cenários ultraprofundos nãosão um desafio totalmente novo,uma vez que a estatal brasileirajá perfurou poços com profundi-dade final superior a 7.500 m naBacia de Campos, assim comoalgumas das parceiras da Petro-bras nestas áreas. O mesmo pode

especial: pré-sal

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Área total: 112 mil km2 em uma faixade 800 km que se estende da costade Santa Catarina à do EspíritoSanto.

Lâmina d'água: de 60 (águas rasas)a 2.300 metros (águasultraprofundas).

Profundidade total: reservatóriosestão entre de 5.300 a 7.000metros de profundidade (incluindoa camada de água e o subsolomarinho).

Poços perfurados: 20 poços desde2005, sendo que oito deles apenasneste ano.

Volume de reservas estimadas:de 50 a 100 bilhões de barris deóleo equivalente (boe), emborahaja estimativas oficiais de 5 a8 bilhões de boe apenas paraa área de Tupi.

Descobertas: oito em 6 blocos doPólo Pré-sal da Bacia de Santos:Parati (BM-S-10), Tupi e Iara(BM-S-11), Bem-Te-Vi (BM-S-8),Carioca e Guará (BM-S-9),Caramba (BM-S-21), Júpiter(BM-S-24) e duas descobertas:Caxaréu e Pirambu, no Parque dasBaleias, na Bacia de Campos, nacosta do Espírito Santo.

Investimentos realizados:US$ 1 bilhão.

Investimentos estimados para odesenvolvimento do pré-sal:US$ 600 bilhões.

Valor: pelo preço atual dacommodity, 100 bilhões boerepresentariam algo em torno deUS$ 5 trilhões a US$ 9 trilhões.

Números do PóloPré-sal da Bacia de Santos

se dizer em termos de água, poisa Petrobras já fez perfurações emcotas batimétricas de mais de 2800m, mais além dos 2.000 m a 2.600m das áreas de pré-sal em águasultraprofundas.

Atualmente, o recorde deprofundidade da Petrobras naprodução offshore de óleo e gásno Brasil é de 1.886 m de pro-fundidade de água. Mas a em-presa já tem tecnologia em de-senvolvimento avançado paraoperar em profundidades de até3.000 metros.

O maior desafio era atraves-sar a camada de 2.000 m de saldo chamado Pólo do Pré-Sal (an-tigamente denominado cluster),que está a cerca de 300 km dacosta dos estados de São Paulo edo Rio de Janeiro, os quais vãocompartilhar as riquezas destasgrandes descobertas. Isso por-que, até então, os ativos de pro-dução offshore da Petrobras, prin-cipalmente os que formam a Ba-cia de Campos, onde a empresaconsolidou sua expertise, estãono pós-sal, acima da camada desal (isto porque as camadas sãoanalisadas do centro da terra paraa superfície).

Foram gastos mais de US$ 1bilhão na perfuração – até agora– de cerca de 20 poços que atin-giram as camadas pré-sal, sendovários deles testados e avaliados.Nas descobertas informadas – atéagora – no pólo pré-sal, os poçosproduziram óleo leve de alto va-lor comercial (29º a até 34º API)e grande quantidade de gás na-tural associado.

Os gastos com os primeirospoços (o primeiro ficou em tornode US$ 240 milhões e demorouum ano) já foram reduzidos, as-sim como a perspectiva de difi-culdades da estatal e das parcei-ras, que estavam atuando dentrodo “pior ” cenário possível (ou

seja, com maior grau de dificul-dade e riscos). Em três anos, otempo de perfuração foi reduzi-do – hoje, demora em torno de60 dias – assim como os custoscaíram: está em torno de US$ 60milhões, um valor ainda muitoalto, se comparado à média docusto de poços feitos em outrasáreas, mas que se tornam econo-micamente viáveis pelo volumede reservas encontradas.

Na realidade, a Petrobras vemse preparando há pelo menos oitoanos para superar o desafio do

sal, como revelao engenheiroÁlvaro Maia,assessor técnicoda diretoria deE&P. Segundoele, desde 2000que a petroleira

vem investindo em pesquisasnesta área, tendo montado noInstituto de Pesquisa Tecnológi-ca do Estado de São Paulo (oIPT), com o qual tem parceria hámais de 30 anos, um laboratóriopara se aprofundar neste tema.

“Fizemos vários ensaios, comas mais diversas amostras de sal,para analisar a geomecânica, oestado de tensão desta camada.Passamos quase dois anos idea-lizando uma estratégia para per-furar o poço, trabalhando no piorcenário. E acabamos por obterresultados excelentes. Melhorainda, descobrimos, em Tupi, queas condições eram mais favorá-veis do que prevíamos”, diz oengenheiro, que foi chamadopelo diretor de E&P, GuilhermeEstrella, para montar o laborató-rio, por sua experiência neste tipode cenário, ainda que em umaárea de mineração, na mina deTaquari-Vassoura, em Sergipe,sob controle da Vale.

Desde a primeira descoberta,em 2005, de Parati, até agosto de

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a revolução do pré-sal


2008, quando foi confirmada adescoberta de Iara (no bloco BM-S-11, próximo a Tupi), a Petrobrasanunciou um total de oito acumu-lações de óleo e/ou gás em seisblocos do pólo pré-sal da Baciade Santos: Parati (BM-S-10), Tupie Iara (BM-S-11), Bem-te-vi(BM-S-8), Carioca e Guará (BM-S-9), Caramba (BM-S-21), Júpi-ter (BM-S-24). Houve outras des-cobertas no pré-sal, fora da Ba-cia de Santos, como é o caso doscampos de Caxaréu e Pirambu,na Bacia de Campos, na costa doestado do Espírito Santo.

O marco pioneiro mundial foiatravessar a camada de 2.000 mde sal, em águas profundas, fei-to até hoje não realizado por ou-tra petroleira no mundo, nestecenário offshore. E é bom lembrarque outros cenários do pré-sal,em águas mais rasas e como acamada de pré-sal infinitamentemenor – de 60 m, por exemplo,na Bacia de Campos, em Piram-bu, descoberto em 2007.

Tudo isso faz parte do proces-so de aprendizagem das petrolí-feras em novos horizontes. É ób-vio que as empresas hoje comativos no pré-sal não vão “dor-mir” sobre o sucesso explorató-rio, pensando que não haverácomplicações, pois há muitas.Tanto geológicas como tecnológi-cas e operacionais. Por isso a Pe-trobras criou a Gerência Executi-va de Exploração e Produção doPré-Sal, entregando-o ao enge-

nheiro José Formigli, que tem emseu extenso currículo o gerenci-amento do ativo Marlim, o maiorcampo produtor e exportador dopaís, na década de 1990. Foi comuma estrutura similar que foi im-plementada a Bacia de Campos.

Projeções elevadasMas o que não faltam são nú-

meros e mais números, nas maisvariadas estimativas. Já há quemfaça contas do “valor” das reser-

especial: pré-sal

Blocos Plano de Avaliação Operadora (%)* Não-Operadores (%)*

BMS-8 – Bem-te-Vi Previsto para 2008 Petrobras (66) Shell (20), Petrogal (14)

BMS-9 – Carioca Aprovado Petrobras (45) BG(30), Repsol YPF(25)

BMS-9 – Guará Previsto para 2008 Petrobras (45) BG (30), Repsol YPF(25)

BMS-10 – Parati Aprovado Petrobras (65) BG (25), Partex (10)

BMS-11 – Tupi Aprovado Petrobras (65) BG (25), Petrogal (10)

BMS-11 – Iara – Petrobras (65) BG (25), Petrogal (10)

BMS-21 – Caramba Previsto para 2008 Petrobras (80) Petrogal (20)

BMS-22 – Ogum – Esso (40) Amegada (40), Petrobras (40)

BMS-24 – Júpiter Previsto para 2008 Petrobras (80) Petrogal (20)

BMS-50 – Sagitário – Petrobras (60) BG (20), Repsol YPF (20)* Participação no bloco


raras as exceções, como foi o casode Mexilhão. Portanto, acreditoque os números divulgados atéagora podem ser conservadores etermos, efetivamente, grandes re-servas.”

Ele observa que o pré-sal, efe-tivamente, ainda é pouco conhe-cido, pois há poucas áreas emprodução. “Conheço o pré-sal doponto de vista histórico, dentrodas minhas na área de geologiada Petrobras, na Bacia de Cam-pos e outras áreas. E existem pou-cas áreas exploradas, na costa daÁfrica, no Golfo do México e noMar do Norte”, observa o geólo-go. Mas a camada pré-sal na cos-ta brasileira tem característicasdiferentes da perfurada há anospelas petroleiras, no Golfo doMéxico. “A região pré-sal de lá,na maior parte é alóctone – ouseja, se movimentou, foi transfe-rida de seu local de deposição.No Brasil, o pré-sal faz parte daformação original: se formou ondeestá”, explica o geólogo.

vas do pré-sal, que se for de até100 bilhões de boe, pelo preço atualda commodity, representariamalgo em torno de US$ 5 trilhões aUS$ 9 trilhões. Não deduzidos osaltos custos exploratórios e de pro-dução, óbvio. Conta primária emuma atividadetão complexa.

A mais recen-te projeção devolume das re-servas é a do ex-diretor da ANP,Newton Montei-ro, recém-saído da agência, feitadurante o 5º Seminário de Petró-leo e Gás no Brasil, organizadopela Fundação Getulio Vargas(FGV). De acordo com Monteiro,os 208 mil km2 da faixa do pré-sal(sendo que a Petrobras fala em 112mil km2) podem abrigar algo emtorno de 140 campos de produção,cada um com um volume comer-cial de 2,4 bilhões de barris.

Na ponta do lápis, seriam 336bilhões de barris de boe – nada me-

nos que 840% das reservas atuaisdo país, de 13,9 bilhões de boe! Oque faria o Brasil desbancar a Ará-bia Saudita, com quase 270 bi-lhões de barris. Um número queo ex-diretor da ANP considera até“conservador” levando em consi-deração os volu-mes projetadospara Tupi.

O consultordo Instituto Al-berto Luiz Coim-bra de Pós-gra-duação e Pesqui-sa de Engenharia da Universida-de Federal do Rio e Janeiro (Co-ppe/UFRJ), Giuseppe Bacoccoli,que integrou o quadro de geólo-gos da Petrobras, é cuidadosoquanto aos números. Mas reconhe-ce que os volumes devem ser con-sideráveis. “Pelas informações queestão por aí, sobre as áreas ondeforam encontradas petróleo e gás,podemos acreditar em grandes vo-lumes. A Petrobras tende, histori-camente, a ser mais comedida. São

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Outro geólogo, mas que ocu-pa a posição de comando na ex-ploração do pré-sal brasileiro,confirma isso. “Existem algunscampos similares na penínsulaarábica, mas não nos volumesencontrados até agora no Brasil.Precisamos adquirir conhecimen-to sobre o nosso pré-sal. E esteconhecimento não está disponí-vel em nenhum lugar”, disse odiretor de Exploração e Produção

da Petrobras,Guilherme Es-trella. “Os cus-tos de desenvol-vimento sãomuito altos e fa-remos de tudopara reduzir os

custos. Mas não vemos obstácu-los insuperáveis para recuperaresse petróleo”, afirmou.

De acordo com Giuseppe Ba-coccoli, as maiores dificuldadesestão na profundidade (tanto deágua como de solo), no compor-tamento do sal (que em determi-nas situações pode fechar até opoço), na pressão dos reservató-rios, na sísmica (pois provoca dis-torções na imagem) sal etc. “Tudoisso é possível de ser feito, mas odesafio é que estamos no limiarda tecnologia desenvolvida atéagora. E ainda que haja reserva-tórios de grande espessura, te-mos que lembrar que se trata deum cenário pouco conhecido.”

Os analistas do banco suíçoUBS, instituição que teve perdasde 11,5 bilhões de francos devi-do à crise das hipotecas de altorisco dos Estados Unidos, tam-bém fizeram projeções no primei-ro quadrimestre deste ano. Paraeles, Tupi ficaria pequeno consi-derando o que há por “trás” deCarioca, com as reservas estima-das de 500 milhões de barris. Narealidade, a instituição afirmaque a descoberta de Carioca é a

2005 – AGOSTO – Petrobras perfura primeiro poço de nova fronteiraexploratória e encontra os primeiros indícios de petróleo no pré-salna Bacia de Santos, no bloco BM-S-10 (Parati). A concessão é doconsórcio formado pela operadora Petrobras (65%), a britânica BG(25%) e a portuguesa Partex (10%).

2006 – JANEIRO – A estatal aprova o Plano Diretor para Desenvolvi-mento da Produção de Gás Natural e Petróleo da Bacia de Santos ea instalação de sua mais nova unidade de exploração e produção, aUN-BS, na cidade de Santos (SP). A previsão é de investimentos decerca de US$ 18 bilhões, em conjunto com demais parceiros, nospróximos dez anos (2006-2015), em cinco pólos de produção.

JULHO – Encontrada uma jazida de óleo leve pelo poçopioneiro 1-BRSA- 369A-RJS (1-RJS-628A), no bloco BM-S-11, naBacia de Santos. A participação da Petrobras no bloco é de 65%,enquanto a BG detém 25% e a portuguesa Galp/Petrogal, 10%. Adescoberta, denominada Tupi, é um marco histórico para a explora-ção brasileira, por ser este poço o primeiro a ultrapassar umaseqüência de sais evaporíticos de mais de 2.000 m de espessura,em lâmina d’água de 2.140 m, distante cerca de 250 km da costa sulda cidade do Rio de Janeiro.

OUTUBRO – Confirmada a descoberta de óleo de 30º API noBM-S-11 (Tupi). O teste realizado em poço vertical revelou uma vazãode 4.900 barris de óleo por dia e 150.000 m3 de gás natural por dia.

2007 – MARÇO – Encontrada umajazida de óleo leve (em torno de30° API) na seção pré-sal docampo de Caxaréu, na Bacia deCampos, no litoral do estado doEspírito Santo, a cerca de 120 kmao sul da cidade de Vitória (ES) e13 km a sudoeste do campo de óleo de Jubarte. Teste de formaçãorealizado em poço revestido, numa profundidade d’água de 1.011 m efinal de 4.862 m, indicou um potencial de produção da ordem de10.000 barris de óleo por dia. A Petrobras possui 100% da concessão.No final do mês, a Petrobras informa que até a conclusão dos testes deavaliação é impossível determinar a quantidade de petróleo nasdescobertas de Tupi e Caxaréu.

JUNHO – A Petrobras encontra petróleo leve (em torno de 29°API) no Campo de Pirambu, localizado no antigo bloco BC-60 daBacia de Campos, na seção pré-sal (neste local, com espessura totalde 60 m). O bloco está a 125 km ao sul de Vitória, em águas comprofundidade de 1.270 m. O poço chegou à profundidade final de4.751 m, a partir do solo marinho.

SETEMBRO – Encontrada uma jazida de óleo leve (27º API) nobloco BM-S-9 (área de Carioca), que está sob concessão do oconsórcio formado pela Petrobras (45% - Operadora), BG (30%) e

A descoberta do pré-salLINHA DO TEMPO

especial: pré-sal


parte da grande estrutura “pão-de-açúcar”, na qual estão locali-zados os blocos BM-S-9, 21(Ca-ramba) e 22 (onde há o prospec-to Ogum, ainda sem resultadosprecisos). Foi a partir de Cariocaque se iniciou uma série de es-peculações – que podem se mos-trar verdadeiras nos próximosmeses – sobre a possibilidade dopré-sal ter mega reservas englo-bando mais de um bloco ou cam-po, inclusive áreas ainda não-li-citadas.

Recursos para explorarO potencial das reservas vizi-

nhas a Tupi e Carioca já vinhasendo sinalizado pelo sucessoexploratório da Petrobras e con-sorciadas na área do pré-sal:onde os consórcios perfuraram,encontraram óleo, de API muitosimilar em áreas contíguas – qua-tro blocos são vizinhos, enquan-to os outros formam uma ilha, comáreas intermediárias pertencen-tes à União e que sofreriam acir-rada disputa, caso fossem licita-das neste momento.

Tanto que já era esperado queo Conselho Nacional de PolíticaEnergética (CNPE) repetisse ofeito do ano passado, quando de-terminou a retirada de nada me-nos que 41 blocos da Nona Roda-da de Licitações da ANP, realiza-da em novembro, logo após oanúncio de Tupi. Não havia umadecisão formal até o fechamentodesta edição sobre a data de rea-lização da Décima Rodada, pre-vista para o último trimestre. Mui-to menos em relação aos blocosque serão ofertados: Santos podevirar tabu na Décima.

Independente disso, o poten-cial desta bacia continua estimu-lando cálculos mágicos. O UBSestima que, se as reservas da ca-mada pré-sal forem entre 50 bi-lhões a 70 bilhões de barris, se-

Repsol YPF Brasil (25%), pelo poço exploratório 1-BRSA-491-SPS(1-SPS-50), situado em águas de 2.140 m de profundidade, a 273km de distância da costa. Confirmada a extensão, para o Sul, dajazida de petróleo leve descoberta no campo de Tupi.

NOVEMBRO – Conclusão das análisesno segundo pólo do bloco BM-S-11, Tupi,indicando volumes recuperáveis entre 5 e 8bilhões de barris de petróleo e gás natural.São retirados da Nona Rodada, promovida em28 de novembro pela Agência Nacional dePetróleo, Gás Natural e Biocombustível (ANP),41 blocos adjacentes ao campo de Tupi.

A Petrobras é a empresa que adquire, integralmente ou em parce-ria, o maior número de blocos da Rodada: 27 dos 271 blocosleiloados, entre os quais nove blocos promissores localizados emáguas rasas da Bacia de Santos. Outras empresas, com destaquepara OGX, do empresário Eike Batista, ganham a disputa com aestatal, adquirindo também blocos desta bacia.

DEZEMBRO – Com a perfuração do poço 1-BRSA-526-SPS, oconsórcio formado por Petrobras (80% - operadora) e Galp Energia(20%) para exploração do bloco BM-S-21, na Bacia de Santos, com-prova a ocorrência de jazida de óleo leve no pré-sal, a 280 km dacosta de São Paulo, em lâmina d’água de 2.234 metros. É de 5.350 ma profundidade do poço nesta área, que foi denominada de Caramba.

2008 – JANEIRO – A Petrobras comunica que o consórcio formadopor ela (80% - Operadora) e Galp Energia (20%) para exploração dobloco BM-S-24, na Bacia de Santos, comprovou a existência de umagrande jazida de gás natural e condensado. Denominado Júpiter, opoço pioneiro está a uma profundidade de 5.252 m, a 290 km dacosta do Rio de Janeiro. A espessura da rocha com hidrocarbone-tos é de mais de 120 m. A área desta estrutura pode ter dimensõessimilares às de Tupi.

ABRIL – A petroleira brasileira cria a Gerência Executiva dePré-Sal, para coordenar matricialmente todas as atividades deExploração e Produção na área de pré-sal. A Gerência Executiva dePré-Sal, a cargo de José Formigli, fica subordinada à Diretoria deExploração e Produção da Petrobras. Entre suas tarefas para ospróximos três anos estão a coordenação dos planos de avaliaçãodas áreas onde há descobertas, e implantação do Teste de LongaDuração (TLD) e do primeiro piloto de produção na acumulação deTupi, previstos, respectivamente, para 2009 e 2010.Petrobras, BG e Repsol YPF Brasil seguem o programa exploratório dobloco BM-S-9, na Bacia de Santos, composto agora por duas áreasexploratórias (Carioca e o lead de Guará), e informam que são necessá-rios novos investimentos para a perfuração de novos poços, que identifi-carão as reservas. “Lead exploratório” é uma oportunidade identificada apartir de estudos de geologia e geofísica, que pode evoluir para umprospecto exploratório, que inclui a perfuração de poços.

MAIO – Petrobras (66% - operadora), Shell (20%) e GalpEnergia (14%) comprovam a presença de petróleo com densidadeentre 25 e 28º API nos reservatórios do pré-sal do bloco BM-S-8

especial: pré-sal


riam necessários investimentosda ordem de US$ 600 bilhões du-rante três décadas – algo em tor-no de US$ 20 bilhões anuais.

“Essa maneira de apresentara demanda de capital é um enga-no. Primeiro, porque jamais umgoverno autorizaria a entrada emprodução, de uma só vez, de todauma reserva de 50 bilhões de bar-ris. Se o fizer, colocará no merca-

do mais de dezmilhões de bar-ris por dia e es-gotará sua reser-va em 13 anos”,rebate o enge-nheiro e consul-tor da Coppe,

José Fantine, que já ocupou car-gos executivos na Petrobras.

Ele observa que a Arábia Sau-dita tem 260 bilhões em reservase nem por isso quer produzir 20milhões de barris por dia agora,pois sabe muito bem que será odivisor de águas nos próximos 50anos, e se multiplicasse sua pro-dução somente iria derrubar opreço do óleo, vendendo mais eganhando menos. Assim, o pré-sal brasileiro deve se prepararpara oferecer produções crescen-tes ao longo de 30 a 50 anos, mascompatível com um Projeto Bra-sil de desenvolvimento.

Fantine salienta ainda que oritmo de produção será ditadopela capacidade do país de usara riqueza gerada, de forma oti-mizada. “Isso é que levará a umaescalada de produção ao longodos próximos 30 anos.”

Em segundo lugar, ele pontuaque em torno de 60% das reservasencontradas pertencem à Petrobras– o restante, a terceiros, os quais te-riam que aportar o capital correspon-dente. “Em qualquer negócio pla-neja-se o investimento em função dacaptação possível de recursos e, parafinanciar a produção de petróleo

(área de Bem-te-vi), na Bacia de Santos. Poço pioneiro (2.139 m)está localizado a 250 km da costa paulista e a perfuração é concluí-da na profundidade de 6.773 m.Aprovada pela diretoria da estatal a contratação do afretamento de12 unidades de perfuração para utilização em águas ultraprofundas(2.400 m e 3.000 m de lâmina de água). Das 12 unidades, dez serãode propriedade de empresas brasileiras. Por falta de capacidade,nos estaleiros brasileiros, para construir as unidades de perfuração,as 12 unidades serão construídas no exterior e entregues paraoperação, no máximo, até meados de 2012. Essas unidades integrama primeira fase do plano de contratação de 40 unidades de perfura-ção para operar até 2017.

JUNHO – É descoberta nova acumulação de óleo no pré-sal daBacia de Santos, no bloco BM-S-9, na área de Guará. Novo poço, 1-BRSA-594-SPS (1-SPS-55), localiza-se a 310 km da costa de SãoPaulo, em lâmina d’água de 2.141 m.Petrobras faz esclarecimento sobre polêmica em torno dos prazos deexploração relativos aos blocos BM-S-21 (Caramba) e BM-S-24(Júpiter), para os quais foram solicitados dilatação de prazo. Pelasregras da ANP, cada bloco tem uma fase de exploratória de oito anos,subdivididos em três períodos: o primeiro e o segundo com duraçãode três anos cada e o terceiro com duração de dois anos. A partirdos estudos de interpretação dos dados sísmicos adquiridos, assimcomo da sua correlação com resultados de poços em outros blocosda região, os concessionários propuseram à ANP a alteração docompromisso original do segundo período. O novo compromissoaprovado pela agência referia-se a um poço profundo que deveriaatingir a seção pré-sal. Os concessionários solicitaram à ANP oprolongamento do segundo período da fase exploratória, o que foilegalmente autorizado pela Agência, mantido o prazo final da fase deexploração (agosto de 2009). Com os resultados obtidos, o consórcionão precisou do terceiro período previsto no programa exploratório.

O navio-sonda West Polaris, em construçãoem um estaleiro coreano, foi afretado pelaExxonMobil/Esso para operar no blocoBM-S-22, único ainda não perfurado naárea do pré-sal na Bacia de Santos,embora tenha um prospecto (chamadoOgum), ainda não detalhado. O bloco éoperado pela Exxon (40%), em consórciocom a Amerada Hess (40%) e Petrobras

(20%). Especialistas acreditam que ele a seção denominada Pão deAçúcar, que se estenderia aos blocos adjacentes, onde estão osprospectos de Carioca e Guará (BM-S-9), Bem-te-vi (BM-S-8) eCaramba (BM-S-21).

AGOSTO – Comprovada presença de óleo leve (em torno de30o API em outra região do bloco BM-S-11, denominada área de Iara,próxima à de Tupi, que já está com plano de avaliação em execu-ção). O novo poço descobridor localiza-se na área menor do blocooriginal, a cerca de 230 km do litoral da cidade do Rio de Janeiro,em águas onde a profundidade é de 2.230 m e os reservatóriosestão localizados a cerca de 5.600 m.

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Osistema Octopus (OtimizaçãoConjunta da Trajetória e Locali-zação de Poços Utilizando Si-

mulação de Reservatórios), desenvol-vido pelo Laboratório de InteligênciaComputacional Aplicada (ICA) daPontifícia Universidade Católica doRio de Janeiro (PUC-Rio) para a Pe-trobras, traz novidades que serãoutilizadas na extração de petróleo nacamada pré-sal.

A tecnologia já é usada pelo Centrode Estudos e Pesquisas da Petrobras(Cenpes) para a identificação precisado local de perfuração de poços de pe-tróleo. E pode ser muito útil para o pré-sal, segundo o coordenador do ICA, Mar-co Aurélio C. Pacheco.

A nova versão do sistema usa ométodo denominado proxy (aproxima-dor). Trata-se de um programa que imi-ta os simuladores de reservatórios. Oproxy dará à Petrobras condições deobter respostas nos simuladores dosreservatórios com maior velocidade.“Isso oferece eficiência, que é o que aPetrobras precisa para poder, em2010, declarar a comercialidade dospoços do pré-sal. Ela tem pressa deavaliar, de colocar em produção. E to-dos os estudos precisam ser feitos nomenor tempo possível”, afirmou Pache-co. Além disso, a plataforma tecnoló-gica que está em desenvolvimento noICA vai implicar a redução de custospara a estatal.

O laboratório da PUC-Rio está de-senvolvendo uma plataforma de apoio àdecisão, com vários módulos ou softwa-res nos quais se destaca o Octopus, queauxilia os técnicos da Petrobras no pro-cesso de exploração e produção de re-servatórios. “É um otimizador da loca-lização dos poços”, acrescenta o coor-denador do ICA.

O Octopus mostra onde devem serfeitas as perfurações. O sistema indicatambém se o poço deve ser injetor ouprodutor, além das dimensões que eledeverá possuir para extrair a maiorquantidade de óleo dentro do período deexploração. “Ou seja, faz o projeto com-pleto, sempre com a interferência doespecialista. Apenas facilita o trabalhodele. Confirma as suas expectativas ouajuda a alterar suas propostas de ex-ploração”, explica Pacheco.

Outro ponto que o ICA desenvolvepara a Petrobras se refere ao conceito

de campos inteligentes ou gerenciamen-to digital. Essa tecnologia moderna eem processo de desenvolvimento en-volve sensores de vários tipos, quetransmitem informações sobre o queestá acontecendo na plataforma, nopoço e no seu entorno em termos detemperatura, pressão, viscosidade, en-tre outros dados. “São métodos inteli-gentes de programação, que oferecema possibilidade de atuar sobre o cam-po”, garante o especialista.

Isso significa que o campo pode sercontrolado quase em tempo real, “abrin-do e fechando válvulas, deixando o óleopassar ou não, em busca de maior efi-ciência na produção”, detalha o espe-cialista, que revela, ainda, que a otimi-zação da produção é feita em nível glo-bal, planejando a operação de todos ospoços produtores e reservatórios etambém dos injetores.

Os aperfeiçoamentos deverão serincorporados ao Octopus ao longo dospróximos 24 meses, de acordo comMarco Aurélio Pacheco. O ICA está in-vestigando também um fator importan-te para os campos de petróleo nas ca-madas pré-sal, que é a injeção do gásproduzido no campo.

Pacheco diz também que a tendên-cia é aproveitar o gás expelido junto como petróleo, porque os reservatórios dopré-sal se encontram muito distantes,cerca de 200 km da costa, o que tornamais complexo, e até inviável em ter-mos de gasoduto, o transporte do gásextraído. “Então”, diz ele, “a tendênciaé reinjetar o gás. Ele não se perde, pro-duz pressão no óleo e, eventualmente,pode ser extraído de novo. Essa é umadas características peculiares que osistema pretende incorporar para aparte do pré-sal.”

Laboratório da PUC-Rio desenvolve sistema paraperfuração de poços na camada do pré-sal.

Tecnologia brasileirapara o pré-sal

nunca faltou recursos. Se não hou-ver recurso próprio haverá farto fi-nanciamento, que será pago com oslucros da produção corresponden-te, como ocorreu com a maior partedos investimentos para a Bacia deCampos”, garante o consultor.

É isso que ocorre para qual-quer negócio sério do setor pro-dutivo, privado ou estatal. “Se as

reservas forem maiores, nadamuda no raciocínio anterior, sim-plesmente o Brasil terá que ad-ministrar um fluxo de recursosainda maior. Financiamento las-treado em petróleo é igual a fi-nanciamento lastreado em ouro,há em profusão”, assegura.

Embora não confirmem estesnúmeros, a Petrobras e suas par-

cerias estão cientes da necessi-dade de ampliar os investimen-tos para os próximos anos. O pre-sidente da Petrobras, José SérgioGabrielli, já avisou que o planode investimentos vai crescer“substancialmente” para abrangeros projetos de exploração e pro-dução de blocos do pré-sal: e queos valores, para 2009-2013, serão

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muito maiores do que os US$112,4 bilhões previstos para operíodo 2008-2012. Daí o adia-mento para setembro da divulga-ção dos resultados da revisão doPlano Estratégico da Petrobras(PN 2009-2013), que no ano pas-sado foi apresentado em agosto.O deste ano está sendo feito jáabrangendo o Plano de Desenvol-vimento Integrado do Pólo Pré-sal da Bacia de Santos (Plansal),que vai definir as diretrizes daPetrobras para os próximos anosnesta área.

Os investimentos da Petrobrasprevistos para o período de 2008-2012, de US$ 112,4 bilhões, den-tro e fora do país, não abrangiamrecursos necessários para a ex-ploração das reservas de petró-leo na camada pré-sal. O presi-dente da Petrobras, José SérgioGabrielli, já informou que paraextrair o petróleo leve e o gásnatural destas reservas será ne-cessário “muito investimento,muita tecnologia e muita capaci-tação”, pois os indícios encontra-dos demonstram tratar-se de re-servas muito grandes.

“Não poderemos persistir coma tecnologia conhecida e teremosde evoluir para viabilizar a pro-dução nessa região", disse o pre-sidente da estatal durante apre-sentação no CDES (ConselhoNacional de DesenvolvimentoEconômico e Social) sobre inves-timentos no país. Da área total dopré-sal, 112 mil quilômetros qua-drados, 38% já foram concedidospara exploração, sendo que a Pe-trobras tem o equivalente a 31%da área total do pré-sal.

A necessidade de alocar recur-sos na área de E&P poderá im-plicar corte nas outras áreas,como a Internacional, de Gás eEnergia e de Abastecimento. Ga-brielli afirmou ao Financial Timesque a companhia deve reduzir o

ritmo de atividade de exploraçãoem outros países para se concen-trar nos campos brasileiros.

Para Fantine, esta revisão doPN será feita com muito cuida-do, sem provocar transtornosnas demais áreas. “Acredito queo Planejamento da Petrobras, àluz do pré-sal, considerará a in-tegração refino-produção de for-ma que o país se torne potênciaem todos os segmentos dessaindústria”, pondera o engenhei-ro químico. Além do mais, deacordo com ele, a geração decaixa com a elevação da produ-ção de óleo, que já se prevêmesmo sem o pré-sal, e muitomais com ele, será mais do quesuficiente, com os empréstimospossíveis, para avançar tambémno gás, no refino, na petroquí-mica e outros segmentos demenor demanda de recursos.

Propostas salgadasO certo é que a estatal terá de

buscar meios para dispor de maisrecursos para seguir adiante nopré-sal. A Petrobras estuda todasas alternativas. Entre elas estáuma nova oferta de ações. O pre-sidente da estatal afirma que istonão está planejado, mas há estu-dos neste sentido... e não dá mai-ores detalhes.

Outra possibilidade é a ofertade títulos. O executivo ponderouque o nível de endividamentopoderia subir para 25% ou 30%em relação à receita. Hoje, esteendividamento é de cerca de 17%.Este número, segundo ele, esta-va baseado em petróleo a US$ 35o barril. “Com o petróleo a US$115 o barril, isso nos dá mais ala-vancagem.” Ele lembra aindaque a Petrobras, com um fluxo decaixa em torno de US$ 104 bi-lhões anual, tem demandadopouco financiamento.

A companhia ainda aguardaum posicionamento do governofederal em relação à solicitação deum aporte. O pedido inicial deUS$ 100 bilhões foi rechaçado, masGabrielli tinha na algibeira umasegunda proposta, que está sendodiscutida na cúpula do governo.Ao pedir o aporte, a Petrobras aca-bou por deixar alguns setores dogoverno ressabiados com a dimen-são e o poder que pode ganhar.

Indício claro disto é a declara-ção do próprio presidente Lula,durante a inauguração do termi-nal de regaseificação de gás na-tural liquefeito no Ceará, em me-ados deste mês. “A Petrobras é tãogrande e tem tanto dinheiro, queeu digo para o José Sergio Gabri-elli que haverá um momento em

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que a gente vai eleger o presiden-te da Petrobras e ele indicará opresidente da República.”

Brincadeiras à parte, o fato éque o governo federal está divi-dido em relação a como adminis-trar as riquezas do pré-sal, razãode ser de uma comissão intermi-nisterial criada por Lula. O pré-sal tornou-se o pivô de uma dis-puta política, diante da possibili-dade das descobertas feitas atéagora constituírem, na realidade,uma reserva de dimensões e vo-lumes até agora inimagináveis.

O que demandaria uma uni-tização dos blocos já licitados (oque dependeria de acordo entreas concessionárias de cada área),conforme previsto na própria Leido Petróleo, e uma solução con-dizente para as áreas adjacen-tes, que ainda estão em poderda União.

As forças políticas que cobiçama galinha dos ovos de ouro do pré-sal já se perderam em diferentespropostas de “soluções”. Desde adesapropriação de áreas já con-cedidas (se comprovada seremuma única reserva) para, junta-mente com as áreas ainda não li-citadas, tornarem-se, de novo, pa-trimônio da União (o que não dei-xaram de ser, pois são apenas umaconcessão) à constituição de uma“estatal do sal”. Ou uma empresamista, com participação das em-presas que já são parceiras da Pe-trobras nesta região.

E ainda há propostas de que,mantidas as concessões, novas ta-xas serão estabelecidas para os con-cessionários, que devem pagarmais pelo direito de explorar a“galinha o ouro negro do pré-sal”.Até revisão dos índices que esta-belecem o pagamento do royaltiesjá entrou nesta polêmica. O queparece certo é que as demais áre-as da região do pólo pré-sal nãoserão licitadas tão cedo.

A discussão em torno de umapossível desapropriação teve im-pacto tão grande quanto à per-da de uma plataforma, tragédiajá sofrida pela Petrobras e pelasgrandes petroleiras que atuamna área offshore. Independentedas perdas, as companhias sou-beram seguir adiante, pela qua-lificação e competência nos ne-gócios – inclusive a Petrobras. Oque nem sempre ocorre na ad-ministração de estatais.

A barca do entusiasmo, quevinha sendo compartilhada pelogoverno federal e a Petrobras,“adernou”. E a questão acaboupor salgar as relações entre em-presas e representantes do gover-no, que, nesta hora, alegam te-mer ficar em posição vulneráveldevido à participação de capitalprivado na companhia – o Esta-do detém 52% e o controle totaldo capital votante; o restante estádividido entre pequenos e gran-des acionistas.

Defensor da solução da desa-propriação, o ministro EdisonLobão, de Minas e Energia, afir-ma que será a preço justo a inde-nização dos parceiros com inte-resses (leia-se “descobertas”) nopólo pré-sal – Petrobras, BG, Rep-sol, Esso, Shell, Amerada, GalpEnergia e Partex. A desapropria-ção e unificação (tecnicamentechamada de unitização) de áreascom descobertas, nas quais os re-servatórios se intercomunicam,abrangeriam ainda as áreas in-termediárias, pertencente àUnião, que passaria assim a ter ocontrole sobre toda a jazida.

A questão é que não basta terreservas de petróleo e gás natu-ral se não houver conhecimentopara explotar, produzir o hidro-carboneto. E isso poucas compa-nhias do mundo têm condições ecapital para fazer em um cenáriode pré-sal – a Petrobras, Exxon

Mobil, Shell, BG estão entre asmais capacitadas no contextomundial.

O ministro do Meio Ambien-te, Carlos Minc, pediu muita cau-tela na discussão e formulação denovas regras para o setor de pe-tróleo e gás. “Qualquer medidapara diminuir o escopo da Petro-bras tem que ser repensada. Elanão pode ser enfraquecida”, sa-lientou, posicionando-se como“cidadão” que cuida de um pa-trimônio que é do brasileiro.

Em meio a esta discussão, ou-tra proposta apresentada foi a devetar a exportação da produção dopré-sal, para assegurar ao paísusufruir desta riqueza, em primei-ro lugar. Ou seja, mesmo auto-su-ficientes em petróleo e com exce-dente de exportação, o petróleoleve, de maior valor no mercado,atenderia à demanda interna eseria mantido como reservas dopaís, que direcionaria para o ex-terior o petróleo mais pesado.

“Ainda é muito prematuro dis-cutir vetos na exportação do pe-tróleo brasileiro, pois a priorida-de é transpor os grandes desa-fios tecnológicos para viabilizara produção da província do pré-sal”, diz o professor LeonardoCaio, do programa de negócios

de petróleo, gáse combustíveisda FundaçãoInstituto de Ad-m i n i s t r a ç ã o(FIA). Ele obser-va, contudo, quea modernização

da planta de refino do país, quepermitirá processar ainda maisóleo pesado e melhorar a quali-dade dos combustíveis, reduzin-do a emissão de enxofre e de ou-tros particulados, além de garantiro suprimento interno de deriva-dos com a qualidade exigida nosmercados desenvolvidos poderá


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agregar mais valor às futuras ex-portações, quando passarmos aser potenciais exportadores. “Ex-portar derivados é muito maisrentável do que vender simples-mente o petróleo.”

A Petrossal é nossa?A comissão interministerial

ainda está estudando qual a me-lhor solução e aquela que atendeaos interesses de todos. Incluin-do os acionistas da Petrobras. Odiretor de Exploração e Produçãoda Petrobras, Guilherme Estrella,alguns dias antes de surgir a dis-cussão em torno da desapropria-ção, havia garantido que a dire-triz do presidente Lula é de que oaproveitamento das riquezas dacamada pré-sal é de “interesse deEstado e público, e se sobrepõe ainteresses privados”. Ressalvan-do que há vários interesses pú-blicos e privados envolvidos nes-sa questão, Estrella observou quea Petrobras é uma empresa quetem controle governamental, mastem acionistas privados, os quaisdevem ser respeitados.

Devido ao interesse do Estado,a estes interesses “públicos” a pro-posta que continua no páreo é ada criação de uma nova estatal,voltada diretamente para o pré-sal.Foi o bastante para surgir a polê-mica em torno daquela que vemsendo chamada de Petrossal. A Pe-trobras, e demais companhias cominteresses consolidados no pré-sal,evitam tal discussão.

Para a ex-procuradora da ANP,Sonia Agel, hoje associada do es-critório Schmidt, Valois, Miranda,Ferreira & Agel – Advogados, noRio de Janeiro, a formação de umacompanhia do pré-sal, mista ouestatal, seria uma contradição. “Aproposta do governo de criar umaempresa não-operacional – supos-tamente apenas para gerenciar osrecursos que serão aplicados e ti-

rados do pré-sal – demonstra umtotal desconhecimento do que sejaum programa exploratório, o qualnecessita de supervisão e geren-ciamento técnico, papel esse exe-cutado pelos técnicos de diferen-tes áreas da ANP nos contratos deconcessão”, diz a advogada, deforma taxativa.

Para ela, a criação dessa em-presa vai esvaziar completamenteo órgão regulador criado pela Leido Petróleo e exigirá uma reformu-lação total do arcabouço jurídico dacadeia de petróleo e gás. “A con-tradição maior está em se fazertudo isso quando o marco regula-tório implantado em 1997 apresen-ta excelentes resultados”, finaliza.

O argumento do governo fe-deral de que a criação de umacompanhia para gerenciar a ex-ploração e produção da provín-cia petrolífera do pré-sal visariaeliminar o déficit da saúde e daeducação e assegurar a estabili-dade econômica é vista com res-salvas pelo professor Caio Leo-nardo. “As razões são nobres,porém existem vários outros ar-gumentos que pendem para umlado ou para o outro”, pondera oespecialista em Energia do De-partamento de Infra-estrutura daFederação das Indústrias do Es-tado de São Paulo (Fiesp), repre-sentando a entidade na Comis-são de Avaliação de Empresas daOrganização Nacional da Indús-tria do Petróleo (Onip).

Ele observaque o potencialde produção depetróleo da ca-mada pré-saldemanda gran-des investimen-tos em tecnolo-

gia, sendo necessária a canaliza-ção de recursos para fomentar en-tidades de pesquisa & desenvol-vimento e de inovação tecnológi-

ca para que esses enormes desa-fios tenham respostas adequadase rápidas. “Poderemos, assim, fa-zer com que essas reservas rece-bam a infra-estrutura necessáriapara então dar início ao processode produção, gerando novos em-pregos e renda ao Brasil e a to-dos os acionistas”, afirma.

Leonardo Caio pondera que acriação de uma nova empresa per-mitiria acentuar o foco do negó-cio. “Por outro lado, existe a preo-cupação de se, efetivamente, elateria condições técnicas e geren-ciais para dar respostas adequa-das aos grandes desafios tecnoló-gicos que certamente surgirão.Situações semelhantes já ocorre-ram no passado, com a criação daTranspetro, da BR Distribuidora,e mais recentemente, da PetrobrasBiocombustível”, lembra.

Para ele, essa discussão deveser amplamente debatida pelasociedade antes de uma decisãofinal. “Mas é primordial que todoo conhecimento e a experiênciaacumulada pela Petrobras ao lon-go de décadas sejam integral-mente aproveitados, indepen-dentemente do modelo que ve-nha a ser adotado. Mesmo por-que existem outras formas de ogoverno participar dos resultadosesperados quando iniciar a pro-dução dessas novas descobertas.”

O consultor José Fantine acre-dita que a discussão em torno daPetrobras, sendo estatal, pode re-presentar a União no pré-sal, nãoestá bem colocada, pois significa-ria dizer que “discutir essa ques-tão com base em composição ge-ral do capital da Petrobras e as-sim dizer que os estrangeiros têmmaioria nos resultados, é o mes-mo que afirmar que a Petrobrasnão seria uma estatal de fato”.

Ele frisa que o importante nacomposição de uma sociedade éo percentual em poder da União


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de ações com direito a voto. “AUnião tem, pela Constituição,maioria de capital votante e issojustamente para lhe dá o direitode: definir os destinos da empre-sa; indicar seu comando efetivo;aprovar ou não o seu plano es-tratégico e suas investidas nomercado; orientar a aplicação dosrecursos, se o desejar e as açõesda estatal para promover e apoiaro desenvolvimento do país”, ex-plica o consultor, que já foi dire-tor da estatal.

De acordo com Fantine, o di-reito dos acionistas não-controla-dores se resume a receber umaparte dos 25% do lucro líquidoque é distribuído, de forma pro-porcional à participação societá-ria. “Ou seja, 60% de capital nãovotante leva 15% (0,60 x 25%) dolucro total, ficando a União +Petrobras com os 85% dele.” Po-rém, o mais importante, segundoele, é que a União por meio dadireção da estatal (do seu conse-lho e diretoria) define o uso docaixa gerado, que é o dobro dolucro líquido. “Define o como apli-car/contratar as compras e servi-ços, onde fazer os investimentos(se no país ou no exterior), se devefazer pesquisas e desenvolvertecnologia ou não, se deve apoi-ar a cultura e educação, os FomeZero, e quanto deve se preocu-par com o meio ambiente.”

Uma questão decompetências

Por outro lado, se for dado odireito para uma empresa estran-geira, uma vez que não há outraempresa brasileira em condiçõesde explorar o pré-sal, “se aceitao fato de que essa empresa re-passe 100% do lucro para o con-trolador no exterior (e não 15%)e dê o destino que melhor lheinteressar à geração de caixa”.Fantine salienta que está traba-

lhando com a premissa de queimpostos e pagamentos de taxase royalties podem ser iguais emqualquer modelo, “assim, o ra-ciocínio é válido na presença deuma nova estatal, seja com parti-lha ou concessão ou mesmo comprestação de serviços”.

Este, na realidade, é um dosmodelos analisados por ele, tan-to em relação às áreas do pré-saljá concedido e as ainda não con-cedidas. “Essa abordagem impli-ca uma nova Lei do Petróleo”,afirma. No primeiro caso, ele de-fende que as áreas devem sermantidas com as concessioná-rias, porém com duas alterações.

“O pagamento de taxas eroyalties seria feito através departilha, com um possível aumen-to do valor recolhido, tendo emvista o volume a ser extraído. Eseria estabelecido um limite deprodução de forma a compatibili-zar o total de produção de inte-resse do país com produções par-ciais das áreas convencionais(que devem continuar a ser con-cedidas no modelo vigente), dasáreas do pré-sal já concedidas edas áreas ainda não concedidas”,defende José Fantine.

É justamente em relação a es-tas áreas que o consultor da Co-ppe mantém a mesma posição da

Petrobras: para ele, a União de-veria conceder à estatal a pesqui-sa e produção das novas áreas,começando pelas contíguas, tam-bém em regime de partilha. “Apartilha é para dar à União o po-der de comercializar petróleo e/ou gás no mundo, auferindo van-tagens estratégicas adicionais aovalor do petróleo vendido, comoa segurança no abastecimento”,explica.

A Petrobras poderia comercia-lizar o petróleo e gás em nome daUnião. “Os limites de produçãoserão inevitáveis, dada a dimen-são dos campos e o conseqüenterisco da doença holandesa se aprodução se situar acima da ca-pacidade de o Brasil absorver asdivisas geradas e de preparar anossa economia para avançar como pré-sal”, diz Fantine. (A “doen-ça holandesa” é um conceito eco-nômico que tenta explicar a apa-rente relação entre a exploraçãode recursos naturais e o declíniodo setor manufatureiro. A teoriaprega que um aumento de receitadecorrente da exportação de re-cursos naturais irá desindustria-lizar uma nação devido à valori-zação cambial, que torna o setormanufatureiro menos competitivoaos produtos externos.)

Ele pondera que apenas qua-tro ou cinco companhias petrolí-feras multinacionais teriam tecno-logia, conhecimentos e capacita-ções iguais aos da Petrobras, paraoperar em águas profundas e nacamada do pré-sal (conjuntamen-te). “Logo, não passar a respon-sabilidade à Petrobras é assumirque poucas outras empresas po-dem receber essa tarefa.” E rei-tera: “o fato de existir capital empoder de estrangeiros não lhesconfere poder na empresa, poisa maioria do capital votante é daUnião. Assim seus direitos se re-sumem a receber um percentual

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(40 a 60%) dos 25% do lucro total(que é distribuído). Portanto, omáximo que recebem é da ordemde 15% do lucro líquido total, fi-cando com a União e Petrobras(direção com comando indicadopela União) os 85% desse lucromais o direito de orientar toda aaplicação do fluxo de caixa, queé o dobro do lucro líquido.”

Já o professor Caio Leonardoacredita que a idéia do governoé rever a Lei do Petróleo paraaperfeiçoar, entre outros aspectos,as participações especiais de áre-as com alto potencial de produ-ção. “Independente das caracte-rísticas da jazida, a Petrobras foiousada em perfurar a camadapré-sal, pois o custo é de fatomuito elevado”, afirma. O méritodesse pioneirismo, para ele, foi oresultado de um longo período deaperfeiçoamento de tecnologiasque inicialmente viabilizaram aexploração e a produção de pe-tróleo e gás em lâminas d’águasuperiores a 2.000 metros.

“Com o sucesso obtido, decer-to houve uma redução drástica dorisco exploratório, assim como doscustos envolvidos no processo.Em termos globais, a chance deencontrar petróleo economica-mente viável é de apenas 20%, oque de certa forma explica a pre-sença de apenas empresas degrande porte no setor de explo-ração e de produção. No caso daprovíncia do pré-sal, as chancesde perfurar e encontrar óleo eco-nomicamente viável são de pelomenos o dobro.”

Razão mais do que suficientepara provocar esta verdadeirarevolução na indústria mundialde petróleo. Revolução que co-meça no próprio planejamento daPetrobras para o desenvolvimen-to do pólo pré-sal, a começar pelacriação de uma gerência executi-va para cuidar deste tema.


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Coordenar os planos de avaliação das áreas onde há descobertas ea implantação do Teste de Longa Duração (TLD) e do piloto deprodução em Tupi é uma das tarefas prioritárias da GerênciaExecutiva de Exploração e Produção do Pré-Sal, que terá um papelchave na condução e execução do ousado plano de ação daPetrobras para extrair as riquezas dos megareservatórios.

Sob a sigla de GE de E&P/Pré-Sal, a gerência execu-tiva entregue ao engenhei-

ro José Formigli, em maio desteano, tem pela frente uma tarefahercúlea: a coordenação matricialde uma série de ações e projetospara acelerar o início da produçãode petróleo e gás natural na cama-da do pré-sal, onde a companhiafez a descoberta das maiores jazi-das de toda a sua história.

O maior desafio desta gerên-cia não é apenas conduzir a es-tratégia de desenvolvimento des-te pólo, que poderá colocar o paísno ranking dos maiores produto-res de petróleo do mundo. Subor-dinada diretamente à Diretoria deExploração e Produção da Petro-bras, esta gerência, que tem equi-pes e atividades multidisciplina-res, também vai orquestrar as re-lações e interesses dos diversosparceiros da Petrobras.

“Temos uma situação interes-sante: é como se fosse uma gran-de escola de samba, mas que reú-ne, por sua vez, nas diferentesalas, diversas outras escolas desamba”, brinca Formigli, ao falarde um dos desafios da gerência:reforçar a interação entre todos ossócios da Petrobras nos blocos dopré-sal e concatenar os interes-ses de cada um, para que todos

possam “andar em um mesmo rit-mo, com um objetivo comum.”

Ou seja: tem que ter muitojogo de cintura para fazer comque todas as parceiras em desco-bertas no pré-sal – leia-se BG,Repsol YPF, Galp, Shell, Esso(operadora do bloco BMS-22),Amerada e Partex – atuem emharmonia para sagrar-se “a cam-peã das campeãs”. Afinal, esta-mos falando de reservas que osmais conservadores estimam em50 bilhões a 70 bilhões de barrisde óleo equivalente.

Formigli não gosta de falar emvolumes de reservas. Na realida-de, de nenhum número relaciona-do ao pré-sal, além daqueles in-formados oficialmente pela Petro-bras e suas consorciadas nos dis-tintos blocos. Mas não é necessá-rio saber os números exatos paraintuir a dimensão e as ousadasmetas que vão ser explicitadas noPlano de Desenvolvimento Inte-grado do Pólo Pré-sal da Bacia deSantos (Plansal), o qual será di-vulgado em outubro próximo.

A grande aposta de Petrobraspara ser bem-sucedida é a escalade operações que a companhiatem hoje. Os próprios sócios per-cebem o benefício que é usufruiro fator de escala da Petrobras nodesenvolvimento dos projetos.

Uma gerência

ESTRATÉGICA

Principalmente por viabilizar, eco-nomicamente, empreendimentosde alto custo. O fundamental, deacordo com Formigli, é manter ofoco em cada projeto, uma vez queo Pólo do Pré-sal tem vários cam-pos a desenvolver, mas com umavisão do todo, de forma a saberpriorizar o que é mais importantee não perder as oportunidades desinergia interacumulações.

Alguns projetos prioritários jáestão definidos, como o teste delonga duração (TLD) de Tupi (pre-visto para março de 2009) atravésdo FPSO BW Cidade de São Vi-cente e o piloto de produção des-se campo, o FPSO Cidade de An-gra dos Reis, em conversão, quedeve entrar em operação até o fi-nal de 2010. As possibilidades desinergia são avaliadas a cada pas-so. É o caso do piloto de Tupi, cujoescoamento será feito por um ga-soduto até Mexilhão, de onde se-guirá por outro gasoduto, já emconstrução, entre Mexilhão e aUnidade de Tratamento de Gás deCaraguatatuba (UTGCA), batiza-da de Monteiro Lobato em home-


VAMOS COMEÇAR A PRODU-ZIR PELO POÇO JÁ PERFU-RADO, E DEPOIS PASSAMOSPARA UM SEGUNDO POÇO,RETORNANDO AO PRIMEIROEM SEQÜÊNCIA E EFETUAR

UMA OPERAÇÃO DE ESTIMU-LAÇÃO, POR MEIO DE UMATECNOLOGIA DE FRATURA-MENTO ÁCIDO DE POÇO, VI-SANDO AVALIAR COMO É A

PRODUÇÃO ANTES E DEPOISDESTA INTERVENÇÃO.

José Formigli,gerente executivo de E&P/Pré-Sal

nagem ao escritor paulista, umdos pais da campanha “O petró-leo é nosso”, que culminou com acriação da Petrobras.

É esta mesma possibilidadede sinergia que fez a Petrobrasdar a partida na primeira produ-ção do pré-sal na madura e bem-sucedida Bacia de Campos, nocampo de Jubarte, que integra oParque das Baleias, em frente àcosta do Espírito Santo. O poçopioneiro 1-ESS-103A-ES foi co-nectado à P-34, de onde o petró-leo leve será exportado por meiode navio aliviador. Estudos emandamento indicam que outrospoços do pré-sal, nas descober-tas de Caxaréu e Pirambu, pos-sam ser conectados a futuras uni-dades de produção nesta área.

“Foram feitas adequações naP-34 para ela receber esse poçoadicional, que vai nos dar infor-mações a respeito do comporta-mento desse tipo de reservatório,contendo óleo leve (28º API), naprodução de longo prazo”, obser-va Formigli. Ainda que distante do“Pólo Pré-Sal”, como foi denomina-da a área central da Bacia de San-tos (o antigo cluster da Bacia de San-tos), o tipo de rocha-reservatório(carbonatos microbiais – os já céle-bres microbiolitos) é o mesmo.

“Mas confiar apenas nas in-formações que vamos coletar apartir de uma produção a 800 kmde distância do pré-sal não é su-ficiente para respaldar o desen-volvimento de um projeto de lar-ga escala. Por isso propusemos oTLD, nos planos de avaliação deTupi, à ANP e aos sócios, queconcordaram”, explica Formigli.

Ele explica que embora este-jam previstos dois poços produ-tores, inicialmente o óleo seráextraído por um poço. “Vamoscomeçar a produzir pelo poço jáperfurado, e depois passamospara um segundo poço, retornan-

do ao primeiro em seqüência eefetuar uma operação de estimu-lação, por meio de uma tecnolo-gia de fraturamento ácido depoço, visando avaliar como é aprodução antes e depois destaintervenção.”

O objetivo é saber como estetipo de estimulação afeta a pro-dutividade neste cenário, parafazer a calibração dos futuros pro-jetos. “A partir daí teremos infor-mações suficientes para definir amelhor modalidade de desenvol-vimento, em termos de comple-tação de poços para o projeto pi-loto”, conclui Formigli. Ou seja,por meio do TLD a petroleira eas sócias (BG e Galp) vão ter in-formações sobre o reservatório eainda testar técnicas de estimu-lação do poço que possam elevaro índice de produtividade.

Modelo certoPara ter mais dados, a Petro-

bras e as sócias nos distintos blo-cos do pré-sal, que já perfuraramum total de 20 poços, devem ain-da perfurar uma média de dezpoços ao ano, somente no PóloPré-Sal. Uma estratégica arroja-da, devido aos custos dos poços.

A razão é simples: “Temos umcomportamento bastante similar,em termos de características da ro-cha e qualidade do óleo, em todoo Pólo Pré-sal, bem diferente daheterogeneidade, em termos dereservatório e de características doóleo, que enfrentamos na Bacia deCampos. Então, ‘extrapolar’ aquifica mais fácil”, explica José For-migli, que já comandou um dosmais importantes ativos da Baciade Campos: Marlim, maior produ-tor e exportador de óleo do país.

Independente deste fator, aprópria característica da área geo-gráfica, que é dispersa, tornariadifícil, com um número reduzidode poços, a caracterização ade-

quada de reservatórios e, conse-qüentemente, das curvas de pro-dução de óleo e de gás.

Os resultados até agora de-monstram que a turma da explo-ração conseguiu criar um mode-lo geológico: os poços perfuradostêm tido um índice altíssimo desucesso, em uma indústria de altorisco. “O modelo que foi arquite-tado para esse pólo pelos explo-racionistas teve até agora 100%de acerto, o que demonstra que

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ele tem uma aderência bem gran-de à realidade.” O processo é in-terativo: cria-se um modelo e per-fura-se um poço. Se ele dá óleoou gás ou água ou não dá nada,a informação retorna para o geó-logo, que calibra o modelo e bus-ca outra probabilidade, outra lo-cação para um poço.

É quando entra em campo aequipe de uma das gerênciassubordinadas à Formigli: a deConcepção e Alinhamento deProjetos (ver box), que deve teruma visão integrada de cada ini-ciativa. Mesmo trabalhando comtodas as informações disponí-veis, incertezas existem, umavez que Tupi está ainda na faseexploratória, pois a Petrobrasnão declarou a comercialidadedestes campos.

Esta gerência trabalha juntocom a exploração, prevendo ten-dências e criando conceitos quevão ser aplicados tanto numa faseinicial quanto na etapa seguinte,em um horizonte mais largo, poiscolocar um campo em produçãonão é trabalho simples nem decurto prazo. “Trata-se de um pro-cesso contínuo: temos de implan-

tar as fases do tempo presente eprojetar as do tempo futuro aomesmo tempo, para assegurar acontinuidade e efetividade de to-dos os projetos”, afirma Formigli,antecipando tecnologias que con-cedam um grau de flexibilidadeadequado para o nível de incer-tezas ainda presente na etapa deprojeto do sistema de produção.

Na segunda fase do desenvol-vimento, já com uma produçãomais consolidada, a Petrobraspoderá ousar mais, respaldada noconhecimento e na experiênciaadquiridos na etapa anterior. Équando terá oportunidade de tes-tar novos conceitos e tecnologiasde forma mais arrojada, desen-volvidas durante a fase inicial,nos sistemas definitivos. Mas issoainda é um cenário sobre o qualnão vale a pena fazer suposiçõessem conhecer o Plansal.

Fábrica de FPSOsNa estratégia de desenvolvi-

mento de Tupi, por exemplo, aPetrobras trabalha com um cená-rio de sete anos (2011-2017) paraa primeira fase, na qual serão apli-cados conceitos e tecnologias já

conhecidas, implementado o pi-loto de Tupi e instalados módu-los de produção do sistema defi-nitivo deste campo, incorporan-do eventuais tecnologias cujodomínio já seja capaz de garan-tir o sucesso da implantação numintervalo de tempo relativamen-te curto, para a realidade da in-dústria do upstream em águasprofundas. Nesta etapa é defini-do o modelo de desenvolvimen-to, tipo de poços e locação, en-fim, toda a instalação submarina.E ainda o número de unidadesque vai ser necessário.

O número inicial de platafor-mas de Tupi e do Pólo Pré-Sal,como um todo, deverá se tornarpúblico quando o PN 2009-2013for anunciado, juntamente com oPlansal, em outubro. Mas é pos-sível fazer alguns cálculos a partirdo que já existe em outras áreas,como a Bacia de Campos – em-bora Formigli se recuse a confir-mar qualquer número.

O campo de Marlim, porexemplo, como reservas conheci-das de 3 bilhões de boe, tem dezplataformas. É bem verdade queas unidades produtoras em ope-

especial: pré-sal

OB

JETI

VO

FOC

O TLD (mar/2009 ePoços de delimitação

• Delimitação das áreas• Análise de fluxo nos

reservatórios• Poço fraturado• Testemunho completo• Especificações de

materiais

• Agregar soluçõestecnológicas, que sejamviáveis técnico-economicamente, paraotimizar a performancedo projeto

• Analisar o comportamento das injeções deágua e CO2

• Testar adaptações na UEP em função do CO2

• Testar melhorias nos projetos dos poços• Antecipar a produção

Aplicações de conceitos e tecnologias jádominadas (FPSOs, completação molhada etc...)com a agregação de eventuais inovações.Abrangerá a implantação de um piloto de produção(dez/2010) e de “n” módulos do sistema definitivo

Aplicação de novosconceitos e tecnologias,desenvolvidos durante afase anterior, paraimplantação do sistemadefinitivo completo

Fase 0 Fase 1A

Avaliação exploratória Fase de desenvolvimento da produção

Fase 1B

Desenvolvimento de Tupi – linha do tempo

2007 2009 2010 2012 2017

1º óleo do pilotode Tupi (dez/2010)

1º óleo do TLD deTupi (mar/2009

Aplicação denovas tecnologias


ração na área têm capacidade bemmenor que a dos atuais FPSOs,que processam 150 mil barris/diade óleo, e de outros FPSOs, quepodem chegar a 200 mil, 250 milbarris/dia. Em termos conserva-dores, os especialistas avaliamque um mínimo de dez platafor-mas deverá ser instalado na faseinicial de desenvolvimento.

O que parece confirmar isso éum cronograma de “disponibili-zação de FPSOs” que consta devárias apresentações sobre o pré-sal feitas por executivos da com-panhia. Material disponível in-clusive no site da estatal. Estecronograma mostra que a Petro-bras pretende implementar umaprodução em escala de FPSO.

Para isso, a estatal vai usar acapacidade máxima dos estalei-ros em operação no país, desa-fiando-os a ampliar e modernizarsuas instalações, além de inves-tir na qualificação contínua dosrecursos humanos, ponto nevrál-gico de toda a cadeia produtivade óleo e gás hoje em dia. A de-manda em larga escala é a maiorgarantia que eles terão de ocu-pação contínua.

O processo de licitação des-tas unidades, que deve ser con-cluído no prazo de 12 meses, podeser deflagrado a qualquer momen-to, pois é necessário dar partidanas construções destes FPSOs,para que sejam entregues den-tro dos prazos que estão sendo

estabelecidos no Plansal. “Paradesenvolver esta área, precisa-mos começar a fazer as encomen-das (cascos, módulos de compres-são, geração e demais equipa-mentos) até o final deste ano, iní-cio de 2009”, diz o gerente exe-cutivo do pré-sal.

Para ter os FPSOs prontos, novolume e prazos estabelecidospelo Plansal, a Petrobras buscaotimizar os projetos. “Ao invés deprocessos individuais de constru-ção, a idéia é criar uma produçãoseriada de unidades, que vão sermuito próximas entre si. É o quechamo de FPSOs replicantes,pois serão réplicas com poucasalterações nos módulos, de acor-do com cada reservatório: se temgás, óleo etc.”, diz Formigli.

Embora sem explicitar os nú-meros exatos, ele adianta que aPetrobras precisa de uma quanti-dade significativa de FPSOs paraa primeira fase, que vai até 2017.“Precisamos de um número gran-de de unidades para garantir osníveis de produção adequadosaos cenários que estamos proje-tando no futuro”, afirma. ParaFormigli, a capacidade de repli-cação dos projetos garante umconforto razoável em relação aocumprimento dos prazos.

A replicação das unidades, emescala, também vai ser importan-te para o mercado, que terá ain-da as encomendas de unidadespara as outras áreas, além de

embarcações de apoio, sondas,navios-petroleiros. Sem falar nasdemandas que podem surgir comnovas descobertas, por conta daperfuração de áreas em novasfronteiras, da costa do Nordesteaté a margem equatorial, na re-gião do Pará e do Maranhão.

Na realidade, a concepção de“fábrica de FPSOs” é de uma pro-dução industrial multisites. Umdeles está no Rio Grande do Sul,em uma área de cerca de 500 milm2: o dique seco da cidade do RioGrande, com 350 x 130 m de áreae profundidade de 14 m, aptopara a construção de qualquertipo de plataforma.

Enquanto os cascos são pro-duzidos no Rio Grande, alavan-cando a indústria gaúcha, osmódulos serão fabricados em ou-tro local – há um mapa de possi-bilidades na costa brasileira –,para que, uma vez concluídasestas etapas, a integração da pri-meira plataforma possa ser feitade imediato em outro local. Emtrês anos, Formigli acredita queserá possível atingir uma escalade produção. “Teremos a integra-ção de uma unidade sendo feitaao mesmo tempo que outra esta-rá recebendo módulos e um novocasco estará saindo de Rio Gran-de.” E isso, segundo ele, se apli-ca também a todos os fornecedo-res da cadeia produtiva, que de-vem ficar de prontidão para “nãoperder a chamada”!

especial: pré-sal

1 1 1 1 1 12 2 2 2 2 23 3 3 3 3 34 4 4 4 4 45 5 5 5 5 56 6 6 6 6 67 7 7 7 7 78 8 8 8 8 89 9 9 9 9 910 10 10 10 10 1011 11 11 11 11 110 12 12 12 12 12Cronograma

1ª FPSO

2ª FPSO

3ª FPSO

N FPSO

Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano X

Licitação = 12 meses Construção = 47 meses

47 meses

FPSO (N unidades)


As descobertas de grandes reservatórios na camada do pré-salocorridas até agora na Bacia de Santos dão à mais jovem unidadede negócio de exploração e produção da Petrobras a estatura de umgigante, até então adormecido.

ABaía de Todos os Santosfica na Bahia, mas pareceque todos os santos

abençoaram mesmo foi a Bacia deSantos! Trocadilhos à parte, a ba-cia chamada equivocadamente desantista (seria o mesmo que dizerque a de Campos é campista), poisse estende por quatro estados – Riode Janeiro, São Paulo, EspíritoSanto e Santa Catarina – despon-ta como um Novo Eldorado. Maisainda, como um gigante adorme-cido que está despertando ao ruí-do de sondas de perfuração.

As maiores descobertas dahistória da Petrobras foram feitasna camada pré-sal de cinco blo-cos da Bacia de Santos, em pro-fundidades totais (água, solo ecamada de sal) que superam os7.000 m. E em tais volumes quesuscitam especulações, as maisdiversas, sobre as dimensões dosreservatórios. De certo mesmosobre o pré-sal há apenas a esti-mativa de 5 a 8 bilhões de barrisde óleo equivalente (boe) na áreade Tupi, que já corresponderia amais da metade das reservas pro-vadas da Petrobras no país, de13,9 bilhões de boe.

“O Pólo Pré-Sal da Bacia deSantos é o único lugar desta for-mação, que se estende por mais

UN-BS ganha

MUSCULATURA

especial: pré-sal

Piloto de Produção de TupiCapacidades

LDA .................................................................................................................................... 2.170 m

Capacidade de processamento de óleo ............................................................. 30 mil bpd

Range de óleo ....................................................................................................... 20 – 42o API

Poços ...................................................................................... 1 produto de óleo de cada vez

Ancoragem ...................................................................................................................... 6 linhas

1º óleo ................................................................................................................. março de 2009

Teste de Longa Duração

1 poço (de cada vez)conectado a 1 FPSOancorado (capacidadeaté 30.000 bopd),já em conversão, parainvestigar o comporta-mento do reservatório.

Programado para iniciarprodução em março de2009.

Reservatório

Poços

Unidade deprodução

Navioaliviador

FPSO

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Piloto de Tupi


de 800 km ao longo da costa en-tre Santa Catarina e o EspíritoSanto, onde o óleo e o gás estão100% selados. Não há janelas naporção central da Bacia de San-tos, localizada a cerca de 300 kmda costa, por onde o óleo poderiafluir, caracterizando a camada desal como um selo perfeito”, des-taca o engenheiro santista JoséLuiz Marcusso, gerente-geral daUnidade de Negócio de Explo-ração e Produção da Bacia deSantos (UN-BS).

De acordo com ele, a compa-nhia tem ainda horizonte de pré-sal em Mexilhão (ou seja, pers-pectivas de encontrar óleo e gásna área de Mexilhão, cujo reser-vatório está no pós-sal, em águasde 400 a 500 m), assim como nasáreas de Tambaú e Pirapitanga(que assim como Carapiá e Uru-guá estão em águas mais profun-das, de 1.000 a 1.500 m).

Há mais de três décadas emexploração, a Bacia de Santos co-meçou a ganhar musculatura em2003, quando foi descoberta a mai-or reserva de gás natural da plata-forma continental, que hoje cons-titui o Pólo Mexilhão. Demorouquase dois anos para a Petrobrasdecidir criar a UN-BS, entregue aMarcusso, na época titular da Ge-rência Geral de Estratégia e Ges-tão de Portfólio de Exploração eProdução, no Rio de Janeiro.

Além das expectativasFundada oficialmente em 5 de

janeiro de 2006, a UN-BS nasceucom um programa de investimen-tos de US$ 18 bilhões até 2015 eum Plano Diretor de Desenvolvi-mento da Bacia de Santos. Me-nos de três anos depois, o geren-te-geral, mesmo com reservas emrelação a revelar ou confirmarnúmeros, reconhece que as pers-pectivas de curto prazo serão, emmuito, superadas.

A começar pela produção degás natural, prevista para che-gar a 30 milhões m3/dia até 2011.Em novembro, deve começar aprodução do campo de Lagosta,que integra o Plano de Anteci-pação da Produção de Gás (Plan-gás). O poço deste campo estásendo interligado à plataformade Merluza de forma a agregar1,5 milhão de m³/dia de gás na-tural e 2 mil barris de condensa-do por dia à produção da unida-de, que está em declínio, produ-zindo apenas 700 mil m³/dia degás. O gás de lá é exportado porgasoduto para a Refinaria Presi-dente Bernardes, em Cubatão,que também está tendo sua Uni-dade de Gás Natural (UGN) am-pliada para receber a produçãoadicional de Lagosta que, soma-da à produção de Merluza, tota-lizará 2,2 milhões de m³/dia.

“Já estamos implantando pro-jetos em toda a Bacia de Santoscom capacidade para produzir 33milhões de m3/dia de gás natu-ral”, garante o gerente-geral. Elembra ainda que o gasoduto queinterliga a plataforma de Mexi-lhão (PMXL-1) até Caraguatatu-ba já está em construção. Desta-cou, também, que o gasoduto queinterligará os campos de Uruguáe Tambaú a esta plataforma, pelaqual será exportado o gás naturaldestes três campos, e ainda o deTupi, já estão com instalações sen-do contratadas.

“Acreditamos que o lançamen-to do gasoduto de Mexilhão, com146 km (menos os 10 km de trechoterrestre), que foi iniciado em mea-dos de agosto, deverá estar con-cluído antes do final do ano. E jáiniciamos a licitação do gasodutoque vai interligar o piloto de Tupia Mexilhão, para que ele possaentrar em operação no final de 2010sem queima de qualquer gás”, co-memora Marcusso. A plataforma

de Mexilhão, que está sendo inte-grada no estaleiro Mauá, deveráestar pronta para operar no segun-do semestre de 2009.

Em se tratando de petróleo, asperspectivas vão mais além com oinício da produção do pré-sal, atra-vés do Teste de Longa Duração(TLD) de Tupi, que vai produziróleo – e leve – a partir de marçodo próximo ano. Marcusso con-firma a previsão, pois acabou dechegar de um giro pela Ásia, ondefoi aferir de perto o andamento da

NÃO HÁ JANELAS NA

PORÇÃO CENTRAL DA

BACIA DE SANTOS (PÓLO

PRÉ-SAL), LOCALIZADA A

CERCA DE 300 KM DA

COSTA, POR ONDE O

ÓLEO PODERIA FLUIR,

CARACTERIZANDO A CA-

MADA DE SAL COMO UM

SELO PERFEITO.

José Luiz Marcusso,gerente-geral da UN-BS

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conversão de duas unidades deprodução e armazenamento dotipo Floating Production Storageand Offloading (FPSO).

Um deles é o FPSO Cidade deSantos, em construção em umestaleiro da China e que terá ca-pacidade de processar até 35 milbarris de líquido e 10 milhões dem³ de gás por dia dos campos deUruguá e Tambaú, a partir de ja-neiro de 2010. “O navio está sen-do convertido em um dos estalei-ros da empresa Cosco, em Dalian,onde há outros 16 navios em re-paro ou em obras”, explica o ge-rente-geral da UN-BS, empolga-do com a infra-estrutura. “Já emQingdau, estão sendo construí-dos os módulos, em uma verda-deira fábrica, com vários galpõescobertos”. Uma linha de produ-

ção gigantesca que ele espera veracontecer um dia no Brasil.

A outra unidade é o FPSOBW Cidade de São Vicente, comcapacidade para produzir até 30mil barris de óleo por dia, queestá sendo convertido em um es-taleiro de Cingapura. Este FPSOvai produzir, a partir de março,o primeiro óleo de Tupi, no Testede Longa Duração, que vai pros-seguir até o início das operaçõesdo piloto, o FPSO Cidade deAngra dos Reis, com início deprodução previsto para dezem-bro de 2010.

Para agilizar este processo, nofinal de agosto a Petrobras firmouum memorando de intenções coma Mitsui Ocean Development &Engineering Co. (Modec), paraconstrução, afretamento e opera-

ção da plataforma que será utili-zada no projeto-piloto. O FPSOterá capacidade para processar 5milhões de m3/dia de gás naturale produzir 100 mil barris de óleo(ou 150 mil barris de líquidos pordia), além de armazenar 1,6 mi-lhão de barris.

O TLD e o piloto vão dar sub-sídios importantes para a Petro-bras definir o melhor modelo dedesenvolvimento deste campo.Inclusive o número de platafor-mas necessárias para uma produ-ção que seja coerente com as di-mensões do reservatório, mas queseja racional, de forma a nãoexaurir reservas estratégicas parao país. Mais do que isso, vãoagregar um volume substancialde óleo à produção da Bacia deSantos, para a qual era esperadauma produção de 100 mil barrisaté 2011. Marcusso informou quea atual projeção de produção para2011 é mais do que o dobro daprevisão, elaborada quando dacriação da UN-BS.

Estratégia visionáriaPara José Luiz Marcusso, que

participou de todo o processo decriação da UN-BS, o sucesso dasvárias iniciativas implementadaspela Petrobras e as descobertasdos últimos dois anos consagramo acerto da estratégia delineadapara a Bacia de Santos. “Ela foiimportante inclusive para viabi-lizar o início do pré-sal. Isso por-que houve muito planejamentoprévio, antes mesmo da criaçãoda UN-BS, como explicitado emnosso plano diretor”, diz o ge-rente-geral.

Ele destaca que logo após a cria-ção da UN-BS, no começo de 2006,uma das decisões tomadas foi a dese implantar um sistema de pro-dução para 15 milhões de m3/diade gás natural em Mexilhão.“Lembro-me que a Petrobras foi

especial: pré-sal

Piloto de Produção de TupiCapacidades

LDA 2.145 m

Processamento de óleo ........................................................................................ 100 mil bpd

Processamento de líquido ................................................................................... 150 mil bpd

Tratamento de gás ........................................................................................... 5 milhões m3/d

Injeção de água ....................................................................................................... 100 mil bpd

Produção de água .................................................................................................... 90 mil bpd

Faixa de óleo .................................................................................................................... 20–30o

Poços ............................................................................ 5 produtores de óleo (+4 reservas)

................................................................................2 injetores de água (+3 reservas)

......................................................................................... 1 injetor de gás (+1 reserva)

1º óleo .......................................................................................................... dezembro de 2010

Piloto de Produção

5 poços produtores,2 poços injetores de água,1 poço injetor de gásconectados a um FPSOancorado

Programado para iniciarem dezembro de 2010,com reinjeção do CO2 eescoamento do gás paraMexilhão

Capacidades100 mil bopd e 4MM m3/dia

Objetivo Principalinvestigar mecanismos derecuperação secundária.

Reservatório

Poços

Unidade deprodução

Navioaliviador

FPSO


muito criticada porque ainda nãohavia uma confirmação do poten-cial deste campo, pois, com os po-ços perfurados até então, confirma-va-se uma produção firme em tor-no de 6 milhões de m3/dia de gásnatural”, diz Marcusso.

O executivo revela que a deci-são foi tomada levando em consi-deração não só o campo de Mexi-lhão, mas também áreas no seuentorno e em horizontes mais pro-fundos. “Hoje, já temos confirma-ção de que o campo de Mexilhãovai ter um patamar de produçãoinicial de mais de 10 milhões dem3/dia de gás natural. E ainda nãoperfuramos nem um poço explo-ratório no pré-sal de Mexilhão”,observa o engenheiro.

Ele assegura que a estratégiafoi tão boa que a Petrobras, com oprojeto Mexilhão, tem uma infra-estrutura em implantação paraviabilizar rapidamente o piloto deTupi com aproveitamento plenodo gás produzido. “Se você meperguntar se o pré-sal muda aestratégia da Bacia de Santos, eudigo que, ao contrário, os fatosvêm reforçando a estratégia es-tabelecida em 2006. Se não tivés-semos tomado a decisão de im-plantar o projeto Mexilhão, queinclui os gasodutos submarinos eterrestres, a Unidade de Trata-mento de Gás Monteiro Lobato,

em Caraguatatuba (UTGCA), quetambém teve sua capacidade ini-cial projetada ampliada por umaunidade alugada, o atual cená-rio não seria tão favorável”, afir-ma Marcusso.

Mais ainda: estes projetos fo-ram pensados e implementadoscom certa folga. “Na área de ex-ploração e produção, às vezestem-se de tomar decisões de im-plantar algum projeto com umafolga aparente para que não sejanecessário investir mais adiantequando ocorre um fato novo”, frisaele, revelando que o projeto deMexilhão começou com seis po-ços, a diretoria da Petrobras jáaprovou o sétimo e em breve seráapresentado à diretoria a propostade um oitavo poço.

A mesma estratégia valeu parao gasoduto de 34 polegadas, queliga Mexilhão à UTGCA, comcapacidade para transportar até20 milhões de m3/dia de gás na-tural, quando a perspectiva deprodução era de 12 milhões dem3/dia (6 milhões para Mexilhãoe 6 milhões para Uruguá e Tam-baú). Atualmente, a projeção deprodução inicial destes três cam-pos já aponta para cerca de 17milhões de m3/dia. “Até 2010 játeremos capacidade instaladasuficiente para transportar a pro-dução de Mexilhão, Uruguá e

Tambaú, e ainda do piloto de Tupi.Se não tivéssemos decidido im-plantar toda essa infra-estrutura,inclusive em terra, não teríamoscomo iniciar a produção do pilo-to de Tupi sem queima de gás.”

Mesmo diante da perspectivade aumento da produção nestaárea – afinal, o piloto de Tupi terácapacidade para processar 5 mi-lhões de m3/dia de gás, com es-coamento inicial de 3 milhões dem3/dia, e outras áreas que estãopara ser perfuradas, o gerente-geral da UN-BS informou que jáestão sendo estudadas oportuni-dades de ampliação da malha deescoamento da produção de gásda Bacia de Santos.

“O próprio Plano Diretor deDesenvolvimento do Pólo Pré-sal(o Plansal) contempla ações vol-tadas ao escoamento de óleo egás. Por isso, já estamos estudan-do a necessidade de ampliar ain-da mais a planta de Caraguata-tuba. Podemos optar pela insta-lação de um sistema de compres-são próximo a Mexilhão, paracomprimir o gás e bombear o con-densado, aumentando a capaci-dade do gasoduto de 34 polega-das”, revela.

De acordo com Marcusso, o queestá sendo feito agora com a ela-boração do Plansal é definir umaestratégia focada no Pólo Pré-Sal.“Estamos simplesmente fazendo oque a Petrobras faz todo ano: umarevisão de seu plano estratégico”,garante Marcusso. Esta revisão vaiabranger a definição de uma sériede ações para os próximos anos,incluindo novas perfurações e aquantidade inicial de plataformasnecessárias para desenvolver opré-sal na Bacia de Santos, para aqual também estão previstas outrasunidades.

No plano diretor elaborado em2005, o número projetado pelaPetrobras era de implantação de

especial: pré-sal

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14 plataformas, até 2015, nos cin-co pólos da Bacia de Santos: Sul(onde está Tubarão, Coral, Cara-vela e Estrela-do-Mar), Merluza,Centro (o atual Pólo Pré-Sal),Mexilhão e o BS-500 (onde es-tão os campos de Uruguá, Tam-baú, Pirapitanga, Carapiá e Tam-buatá).

Hoje, avalia-se que só o PóloPré-Sal vá demandar, inicialmen-te, dez plataformas. Outras unida-des serão necessárias nas áreas dosoutros quatro pólos. Há quemcalcule em pelo menos 20 unida-des até 2017 (dez no Pólo Pré-Sal). Até mesmo porque os resul-tados que vêm sendo obtidos sãobem atraentes, criando expecta-tivas de novas descobertas, comnovos poços. “É cedo para dizercomo será no futuro. Penso quedevemos adotar um modelo dife-renciado de desenvolvimento daBacia de Santos, com o uso desistemas alternativos, além doFPSO, que hoje é a unidade con-vencional usada em águas ultra-profundas”, contemporiza Mar-cusso.

O certo é que o pré-sal vaiestabelecer novos paradigmas eobrigar a Petrobras, assim comotoda a cadeia produtiva do petró-leo e gás, a superar uma série dedesafios, desde a exploração atéa implantação de unidades, quedemandarão maior agilidade dosfornecedores de bens e serviçospara este setor, que está mais doque nunca ciente do potencialdeste gigante que estava adorme-cido. Afinal, as perfurações vãocontinuar. Só no pré-sal estão pla-nejados, até agora, 11 perfura-ções no próximo ano. A reentra-da em campos já descobertos epoços pioneiros estão nestas con-tas. “Se vamos furar 11 poços nopróximo ano, imagine o que issopode significar para o futuro?!”,conclui Marcusso.


Repetitividade nos novos projetos de FPSO são um dos

trunfos para estabelecer uma produção em grande

escala de unidades para os campos do pré-sal.

Aimagem clássica de uma li-nha de montagem, tão co-mum na indústria automo-

bilística e de outros bens produ-zidos em escala industrial, pode-rá ganhar novas dimensões como pré-sal. A cadeia produtiva deóleo e gás vai ser diretamente im-pactada pelos projetos de desen-volvimento de campos da Baciade Santos que estão a cerca de300 km da costa dos estados deSão Paulo e Rio de Janeiro.

Não só pela demanda cres-cente de bens e serviços, em to-dos os níveis da atividade offsho-re, mas principalmente pelas en-comendas de FPSOs para ope-rar na Bacia de Santos, que vãoser feitas dentro de um novo con-ceito de licitação e execução dosprojetos, de forma a estabeleceruma produção em escala destasunidades.

De acordo com Antonio Car-los Alvarez Justi, gerente-geralE&P e Transporte Marítimo daEngenharia da Petrobras, o pro-jeto básico destas unidades serádefinido a partir das informaçõesque a Petrobras terá com o testede longa duração de Tupi (oTLD), além do piloto desta área,que já está em conversão em umestaleiro no exterior.

Engenharia da

OTIMIZAÇÃO

“Pretendemos iniciar as licita-ções de cascos no final de setem-bro, após a aprovação da direto-ria executiva. Os investimentosestarão considerados na revisãodo Planejamento Estratégico –Plano de Negócios 2009-2013 daPetrobras”, diz Justi. A intençãoé construir esses cascos no diqueseco do complexo naval de RioGrande, na mesma cidade ondea plataforma P-53 está em fase fi-nal. “Vamos indicar para os pro-ponentes que temos uma insta-lação apta a fabricar cascos degrandes dimensões e que eles

apresentem propostas conside-rando a produção em escala des-tes cascos. O mesmo vai valer paraa fabricação dos módulos e a in-tegração.”

Os desafios são muitos, in-cluindo a mão-de-obra qualifi-cada para atuar nestes projetos.Neste sentido, a Petrobras vematuando forte no Programa deMobilização da Indústria Nacio-nal de Petróleo e Gás Natural(Prominp), que tem implemen-tado uma série de ações paraqualificar as indústrias e o seucapital humano nas diversas

especial: pré-sal

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INFRA-ESTRUTURA DECONSTRUÇÃO NAVAL

E OFFSHORE


áreas de atividades da cadeiaprodutiva petrolífera.

Ainda assim a Petrobras apostana produção em escala, que deveser consolidada em três anos.“Como os projetos de FPSOs vãoser replicados, acreditamos quedentro de três anos teremos umcasco pronto saindo de Rio Gran-de a cada seis meses.”

No processo de licitação daintegração, a idéia é ter três em-presas para receber os cascos. “Oprimeiro deles vai para a empre-sa A, que vai fazer a integração;o segundo, para a empresa B, eassim por diante. Durante a fasede construção dos cascos, a fa-bricação dos módulos estará sen-do feita nos diversos sites: can-teiros e estaleiros em condiçõesde realizar este serviço.”

Mesmo nesta etapa prevale-ce a idéia de otimização, uma vezque as plantas de processo terãoas características necessárias, deacordo com o que vai processar –óleo e gás. Neste meio-tempo, aparte submarina deverá estar sen-do definida com a participação daárea de Engenharia. “Uma vezque três empresas vão receber oscascos e os módulos em diferen-tes épocas, acreditamos que serápossível, a partir da consolidaçãodesta linha de montagem, ter umFPSO pronto a cada seis meses,para iniciar operações em umdeterminado campo.”

Na ponta do lápis tudo funcio-na. Mas e na prática? Justi acreditaque com a repetitividade e a simi-laridade nos projetos a Petrobras vaiganhar muito em escala de forma aassegurar o sucesso desta estraté-gia. “Os projetos de N cascos vãoser exatamente iguais, assim comoos módulos serão padronizados.Quem for construir módulo vai aofornecedor de determinado equipa-mento para negociar N unidades.Enfim, toda a cadeia de suprimen-to pode se programar para produ-zir equipamentos em escala para osmódulos.”

Outra vantagem é a aprendi-zagem que será consolidada nes-te processo. “Com isso, vamosevitar repetir erros e otimizar ain-da mais a construção. Quando ti-vermos a última unidade, ela serámuito melhor que a primeira, as-sim como os prazos de constru-ção terão se reduzido”, afirma.

O desenvolvimento do pré-salnão pára por aí. Além de produ-zir, é necessário escoar o óleo e ogás. Embora a engenharia fiquea cargo da implantação de partedo sistema submarino de produ-ção, os dutos de exportação sãoresponsabilidade da gerência dedutos submarinos da Engenharia.“Desde já, temos que já estar

pensando na construção dos du-tos de exportação da produção deunidades que vão estar a quase300 km da costa.”

O desafio inicial está logo nolançamento destes dutos. Assimcomo no caso dos FPSOs, a Petro-bras já delineou sua estratégia,estabelecendo contato com empre-sas interessadas em projetar e cons-truir barcos de lançamento de du-tos. “Já temos uma parceira paraisso, e já estamos na fase final denegociação”, adianta Justi.

A meta é ter esta balsa de lan-çamentos de dutos pronta até2012, para suprir as necessida-des da companhia. “Se uma nãofor suficiente, já temos outrasempresas no mundo interessadasem construir outras balsas. Elasoferecem, por exemplo, a vendade janelas futuras, para quandoa embarcação ficar pronta. Ouseja, posso, desde agora, contra-tar uma determinada quantidadede dias de uma embarcação quevai começar a operar a partir de2013”, revela Antonio Justi.

Mesmo com a disponibilidadefutura de embarcações para lan-çar os dutos, a Petrobras já buscasoluções para outra questão: opeso e a resistência dos dutos, quesão fornecidos em tramos (trechos)pré-fabricados. “Hoje estamos tra-balhando com uma siderúrgica nodesenvolvimento tecnológico deum aço com maior resistência parareduzir o peso desse duto que vaificar pendurado no navio e estarsujeito a deslocamentos antesmesmo de tocar no fundo”, obser-va o gerente. Grosso modo, um gi-gantesco fio pendurado na bordade um barco, que terá de baixar2.000 m até atingir o fundo domar. Com aço mais resistente, serápossível produzir dutos menosespessos, com menor peso, masigualmente resistentes à condiçãode pressão nestes locais.

especial: pré-sal

PRETENDEMOS INICIAR AS

LICITAÇÕES DE CASCOS

NO FINAL DE SETEMBRO,

APÓS A APROVAÇÃO DA

DIRETORIA EXECUTIVA.

Antonio Carlos Alvarez Justi,gerente-geral E&P e Transporte Marítimo

da Engenharia da Petrobras

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Adquirir mais informações a respeito dos reservatórios e doescoamento do óleo é essencial para a elaboração dos projetosde desenvolvimento de campos no cenário do Pré-Sal.

OPré-Sal sempre esteve aí.Foi graças à evolução doconhecimento geológico e

à liderança da Petrobras, que no-vos conceitos e teses surgiram paraa sustentação de um modelo geo-lógico robusto capaz de embasarprojetos exploratórios economica-mente atraentes, em tamanhafronteira exploratória”, afirma ogerente executivo de Exploraçãoda área de E&P da Petrobras,Mário Carminatti, parceiro dedesafios de José Formigli, o ge-rente executivo do Pré-Sal.

Responsável pelo planeja-mento, coordenação, execução eavaliação de todas as atividadesde exploração da companhia, ogeólogo de longa trajetória na

A prioridade éreduzir as

INCERTEZAS

Petrobras faz questão de frisarque este avanço em novas fron-teiras tem ainda as marcas dadedicação e do espírito de equi-pe – de quem faz um trabalho queé invisível até que os indícios depetróleo ou o gás natural levemas petroleiras a anunciar novasdescobertas... ou confirmar des-cobertas já feitas.

Um time que abrange desdeo pessoal da gerência comanda-da por Carminatti aos pesquisa-dores das várias áreas das ciên-cias aplicáveis às atividades ex-ploratórias. E são muitas: geolo-gia, geoquímica, geofísica, sísmi-ca, física, estratigrafia, paleonto-logia – afinal, o petróleo é umfóssil –, entre outras. Sem falar

na interação essencial com outrasáreas da companhia, como as daengenharia, tecnologia da infor-mação, serviços etc.

O geólogo lembra que o ce-nário, como um todo, é sempremuito desafiador porque cada ele-mento do sistema petrolífero exi-ge um aprendizado contínuo.“Nenhum fator geológico é co-nhecido na sua plenitude. Hámuito trabalho a ser feito, princi-palmente aquele de natureza in-telectual”, pondera.

Carminatti explica que umaspecto importante se relacionaao fato de que, antes do adventopré-sal, campos gigantes teremsido relacionados apenas à seçãomarinha, em águas profundas,em sistemas arenosos siliciclásti-cos – os chamados turbiditos, agrande aposta da Petrobras naBacia de Campos, na qual a es-tatal consolidou sua expertise emáguas profundas e ultraprofun-das. “O mundo inteiro seguiu estapremissa e desenvolveu modelose tecnologias de ponta para ex-plorar e produzir destes reserva-tórios em águas profundas dasbacias atlânticas. Tecnologia deáguas profundas era sinônimo de

“

especial: pré-sal

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reservatórios marinhos (pós-sal)de natureza siliciclástica”, diz ogerente de Exploração.

“Reservatórios carbonáticoseram explorados predominante-mente em águas rasas das seçõespós-sal ou mesmo pré-sal. Como pré-sal de Santos quebra-seeste paradigma: agora falamosde modelos carbonáticos pré-sal,em águas profundas e ultrapro-fundas”, ressalta Carminatti,afirmando. “Temos uma nova eratecnológica para explorar e pro-duzir neste cenário. Isto é fan-tástico.”

Embora o seu time tenhagrande mérito nas descobertasdas gigantescas reservas decampos como Tupi, Carioca, eoutros, devido ao acerto do mo-delo arquitetado e na locaçãodos poços exploratórios, o geó-logo destaca que ainda é neces-sário mais conhecimento parareduzir as incertezas.

“De fato, a Petrobras, comooperadora dos consórcios BM-S-8; 9; 10; 11; 21 e 24 (e participan-te do BM-S-22) obteve índice desucesso de 100% com a perfura-ção de oito poços exploratórios”,confirma. E como operadora ex-clusiva, descobriu hidrocarbone-to também no pré-sal da área docampo de Tambaú. “O poço des-sa área será avaliado no início dopróximo ano”, revela Carminatti,afirmando que o conhecimentoadquirido aplicado aos novos es-tudos tende a ter um efeito alta-mente positivo na definição pré-via do risco exploratório.

Segundo ele, para os próxi-mos anos há previsão de uma ati-vidade crescente. “Tudo vai de-pender dos programas explora-tórios constantes dos Planos deAvaliação, para delimitação dasjazidas, e da atividade de De-senvolvimento da Produção”, sa-lienta. Ele afiança que a Petro-

bras já garantiu sondas para ope-rar nos vários consórcios, de for-ma a cumprir com um plano con-sistente de E&P.

Desafios únicosTodas as atividades de desen-

volvimento da produção no pré-sal estão sendo trabalhadas emuma das gerências da nova área:a de Concepção e Alinhamentode Projetos, que está a cargo doengenheiro Antonio Carlos Cape-leiro Pinto. Desafios não são umanovidade na trajetória dele, poisele já esteve à frente de outrosprojetos pioneiros, como o Pro-grama Tecnológico de Óleos Pe-sados (Propes), uma das iniciati-vas bem-sucedidas do Centro dePesquisas e DesenvolvimentoLeopoldo Américo Miguez deMello (Cenpes).

Assim como o Profex (de Fron-teiras Exploratórias) possibilitoua caminhada da Petrobras rumoao pré-sal e o Procap (de Siste-mas de Exploração em ÁguasUltraprofundas) assegurou aauto-suficiência, ao viabilizar aprodução em profundidades ma-rítimas superiores a 1.000 m, oPropes foi fundamental para aPetrobras avançar na recuperaçãode petróleo pesado e viscoso emambiente offshore.

“Os maiores desafios do pré-salestão ligados à redução das incer-tezas, sobretudo nas áreas de re-servatório e escoamento submari-no do óleo”, destaca Antonio Pin-to. Responsável pela concepçãotécnica dos projetos de desenvol-vimento da produção das áreas dopré-sal da Bacia de Santos, o en-genheiro observa que o alcance dosobjetivos que estão sendo traçadosno Plansal “depende da continui-dade da campanha de delimitaçãodas áreas descobertas, com a cole-ta de dados representativos de ro-cha e fluido”.

Entre as ações imprescindíveispara a redução das incertezasestão a implantação do teste delonga duração e do piloto de Tupi.“Estes testes proporcionarão omelhor conhecimento da jazida edo escoamento do óleo, fornecen-do subsídios para a elaboração deprojetos otimizados para os sis-temas definitivos, com riscos con-trolados”, afiança.

De acordo com o gerente, osreservatórios do pré-sal, por se

NENHUM FATORGEOLÓGICO É CO-NHECIDO NA SUAPLENITUDE. HÁ

MUITO TRABALHOA SER FEITO, PRINCI-PALMENTE AQUELE

DE NATUREZAINTELECTUAL.

Mário Carminatti,gerente executivo de Exploração

da área de E&P da Petrobras

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OS MAIORES DESA-FIOS DO PRÉ-SALESTÃO LIGADOSÀ REDUÇÃO DAS

INCERTEZAS,SOBRETUDO NASÁREAS DE RESER-VATÓRIO E ESCOA-MENTO SUBMARINO

DO ÓLEO.

Antonio Carlos Capeleiro Pinto,gerente de Concepção eAlinhamento de Projetos

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tratarem de reservatórios carboná-ticos não-convencionais, situadosem águas ultraprofundas, apre-sentam desafios únicos para aindústria do petróleo. E destacaalguns destes desafios, nas dife-rentes áreas:a) Captura e seqüestro do CO2

(que está associado ao fluidoproduzido em unidades flu-tuantes em águas profundas).

b) Geociências – Quantificação deincertezas considerando diver-

sos modelos de distribuição daqualidade de reservatório e to-mada de decisão sobre locaçãode poços de desenvolvimentoem ambiente de incertezas.

c) Engenharia de reservatórios –Injeção de água e gás, méto-dos que serão testados no Pi-loto de Produção. Caracteriza-ção da molhabilidade dos car-bonatos, fator que influenciaa recuperação, principalmen-te por injeção de água. Con-trole da água injetada, evitan-do canalizações. Garantia dainjetividade dos poços. Méto-dos não-convencionais de re-cuperação de petróleo.

d) Engenharia de poços – Aumen-to do alcance dos poços. Des-vio dos poços no sal. Aumentoda taxa de penetração no sal eno reservatório produtor. Con-trole do colapso do revestimen-to dos poços. Emprego de sis-temas de Completação Inteli-gente (confiabilidade).

e) Garantia de escoamento –Manutenção da temperaturanas linhas e risers. Controlede deposição de parafinas nointerior do poço e nas linhasdurante as paradas de produ-ção. Controle de incrustaçõesnos poços produtores (carbo-natos e sulfatos).

f) Engenharia submarina – Certifi-cação de risers para lâminad’água (LDA) de até 2.500 m.Qualificação de riser híbridoauto-sustentável para gasodutosem LDA de até 2.500 m. Linhaspara injeção de gás com altapressão. Linhas para injeção deCO2 com alto grau de purezapara seqüestro em poços.

g) Unidades de Produção do TipoCompletação Seca (UCS), comsonda dedicada.

h) Sistemas de aproveitamentode gás embarcado (GNL,GTL, GNC).

A missão da engenhariaNa área de engenharia de

poços, Antonio Pinto observa queum dos desafios é aumentar o al-cance dos poços. “O pré-sal é ca-racterizado por grandes exten-sões, e um Plano de Desenvolvi-mento otimizado exigirá unida-des que drenem áreas muitograndes, portanto, com poços degrande afastamento – isto é, comgrande distância entre a cabeçado poço, no fundo do mar, e oobjetivo final, no reservatório.

Uma das opções são os poçosdirecionais, aqueles que pene-tram no reservatório com um de-terminado ângulo, na maioria dasaplicações entre 45º e 60º. “In-dependente do alcance, a escolhaentre poços verticais, direcionaisou horizontais/alta inclinação vaidepender de dois aspectos. Pri-meiro, se vamos utilizar um pólode perfuração (perfurar os poçosde um determinado ponto, comcompletação seca ou molhada) ouse vamos utilizar poços satélitesdistribuídos ao longo do campo”,pondera o engenheiro. Isto, se-gundo as características dos re-servatórios em cada área do pré-sal. Em regiões, por exemplo,onde os reservatórios são espes-sos e sobrepostos, poços verticaisou direcionais com completaçãointeligente, que possibilitam aprodução de várias zonas em con-junto, são os mais recomendados.

Nas camadas pós-sal, ondeestá a maioria absoluta dos ati-vos da Bacia de Campos, reser-vatórios espessos são considera-dos um fator muito atraente:exemplo disso é o de Marlim, quechega, em alguns pontos, a 140m de espessura. Um verdadeiroveio gigante de ouro negro.

No pré-sal, sabe-se os reser-vatórios, em alguns pontos, sãobastante espessos. Até onde che-ga esta espessura nenhuma das

especial: pré-sal


partes interessadas quer comen-tar, mas há notícias, jamais con-firmadas pela Petrobras, de que hápontos em que os reservatóriossuperam os 200 metros. Até mes-mo porque não se sabe o que issopode representar no cenário dopré-sal. “Como mencionei antes,os reservatórios do pré-sal nãosão convencionais. As espessurassão variáveis. Um ponto impor-tante a considerar é a parcela daespessura total que, efetivamen-te, contribuirá para o fluxo. Esteé um dos pontos em análise atu-almente pela Petrobras e as ex-pectativas são muito boas”, reve-la Antonio Pinto.

Já nas regiões onde os reser-vatórios são mais delgados, poçoshorizontais ou com alta inclinação(sub-horizontais) são mais acon-selháveis, porque permitem umaárea exposta maior e, conseqüen-temente, maior produtividade.

Os desafios não param por aí.Ocorre que a perfuração de po-ços direcionais ou horizontaisexigirá a realização de desviodentro do sal, uma atividade queenvolve o controle e estabilida-de dos poços em ambiente não-convencional. Além disso, pon-tua o gerente, a redução dos cus-tos dos poços exige o aumentoda taxa de penetração dos poçosno sal e nos intervalos de inte-resse. Para alcançar este objeti-vo, a Petrobras tem um progra-ma interno de desenvolvimentoe também atua, junto com as com-panhias de serviço, em procedi-mentos, fluidos e desenvolvi-mento de brocas.

Outro ponto que merece todaa atenção é o controle do colapsodo revestimento dos poços, quepode implicar perdas irrepará-veis. A Petrobras realiza simula-ções matemáticas para avaliar aresistência ao colapso para cadapoço, levando em conta as carac-

terísticas do sal, do revestimentoe da cimentação, entre outras.

Um outro ponto importante quea empresa e as parceiras vêm ana-lisando é o uso de materiais espe-ciais. “Estamos fazendo ensaios noCenpes para avaliar os diversostipos de materiais que podem serutilizados não só nos poços mastambém nas linhas flexíveis. Oprincipal objetivo é evitar que aespecificação dos materiais sejafeita acima do que é realmentenecessário”, afiança o engenheiro.

Uma outra ação importante enão muito simples é a prepara-ção dos poços exploratórios parauso na fase de desenvolvimentoda produção. “Ela exige grandeplanejamento a priori, envolven-do a definição e emprego de ma-teriais com metalurgia especialem poços exploratórios, nos quaisnão há certeza de que encontra-rão reservatórios com caracterís-ticas adequadas para a produ-ção”, diz Antonio Pinto.

Já na área de completação depoços, o principal desafio está li-gado ao uso da Completação In-teligente, que será testada no pré-sal a partir de 2010. “Com baseno aprendizado em poços terres-tres e marítimos, a Petrobras utili-zará sistemas de completação in-teligente, com acionamento remo-to nos poços do Piloto de Produ-ção de Tupi”, revela o gerente.

Segredos sob o salOs reservatórios do pré-sal da

Bacia de Santos são não-conven-cionais, praticamente sem análo-gos no mundo, de acordo com ogerente de Concepção e Alinha-mento de Projetos. A caracteriza-ção destes reservatórios e a indi-cação sobre os métodos de recu-peração do petróleo a empregarexigem diversos testes laborato-riais e testes dinâmicos, com pro-dução, antes da implantação de



sistemas de produção de grandeporte.

Para explicar melhor, AntonioPinto pontua outras característicasimportantes que distinguem os re-servatórios do pré-sal dos demaisreservatórios na costa brasileira:• Reservatórios profundos

(5.000-5.500 m), em águas ul-traprofundas (2.200 m), comgrande distância da costa(300 km).

• Necessidade de desenvolvi-mento e qualificação de siste-mas de risers não-convencio-nais, para altas pressões.

• As linhas e risers devem pos-suir alto grau de isolamento tér-mico, evitando a deposição deparafinas.

• Separação do CO2 produzidojunto com o petróleo e seqües-tro do mesmo, em aqüíferos ouno reservatório produtor, com oobjetivo de reduzir as emissões.

• Pelo fato de serem reservató-rios profundos em águas ultra-profundas, com poucas sondasno mundo aptas a perfurar, ospoços são demorados e caros eum grande esforço deve ser fei-to para reduzir os custos, me-lhorando os indicadores econô-micos dos projetos.

“Além disso, toda a parte delogística é não-convencional e

exige um tratamento diferencia-do: suprimento de equipamentos,materiais e produtos químicos,barcos para lançamento de linhase gasodutos em águas ultrapro-fundas, helicópteros com grandeautonomia, pessoal especializa-do para operação, entre outros”,lembra o engenheiro.

Quanto à definição dos FPSOs– com capacidade de 150 mil, 200mil ou 250 mil barris/dia –, Anto-nio Pinto diz que esta questãonão é simples, pois envolve gran-de número de variáveis.

A definição das capacidadesótimas de produção e injeção deuma unidade de produção paradeterminado reservatório é feitaa partir do modelo geológico e domodelo matemático de fluxo, queincorporam todas as informaçõesadquiridas sobre o reservatório.“A natureza é colocada dentro deum modelo matemático, que deveincorporar ainda as incertezasexistentes nos dados e nas carac-terísticas inferidas para o meio”,diz Antonio.

Com este modelo, diversasopções de malhas de drenageme de capacidades de produçãodas plataformas são simuladas,indicando-se aquelas que apre-sentam as maiores recuperaçõese melhores valores econômicos.

“Esta definição consiste em umadas atividades mais críticas paraos reservatórios do pré-sal”, frisao gerente de Concepção e Ali-nhamento de Projetos.

No momento, a Petrobras in-veste na coleta de dados estáti-cos (poços, interpretações demodelos sedimentológicos e sís-micos) e dinâmicos (testes de for-mação, TLD e piloto de produçãoem Tupi) e na realização de en-saios laboratoriais que permitama redução das incertezas de re-servatório “e que suportem a de-finição das capacidades ótimasdas unidades”.

Ele mantém a mesma reservaem relação ao número de unida-des de Tupi ou do pólo pré-salcomo um todo. “O assunto estána prancheta da Petrobras. Fala-remos disso a partir da divulga-ção formal do PE 2020, previstapara outubro próximo”, diz An-tonio, reiterando: “A determina-ção do número ótimo de unida-des de produção de um campo depetróleo em águas profundasdeve levar em conta diversos fa-tores, entre eles a distribuição daqualidade do reservatório, a pro-dutividade dos poços, a garantiade escoamento do óleo nas linhassubmarinas e a capacidade deprocessamento de cada unidade.”

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Para consolidar a vantagem competitiva que consagrou com o sucesso de suasoperações exploratórias na área do pré-sal, a Petrobras criou o Prosal, oprograma que vai usar as competências reconhecidas internacionalmente deseu Centro de Pesquisa e Desenvolvimento (Cenpes).

Mesmo com apenas um ano deexistência (foi criado em ju-lho do ano passado), o Pro-

grama Tecnológico para o Desenvol-vimento da Produção dos Reserva-tórios do Pré-Sal (Prosal) já refleteos desafios a serem enfrentados pelaPetrobras e parceiras para expandira exploração e consolidar a produ-ção dos gigantescos reservatóriosque vêm sendo encontrados na ca-mada do pré-sal.

“O programa começou com doistemas prioritários – engenharia depoço e reservatório –, para os quaisforam definidos 16 projetos”, expli-ca o coordenador do Prosal, o geó-logo Cristiano Sombra, que está hámais de 20 anos no Cenpes, o querepresenta dois terços de sua carrei-ra de 30 anos dentro da Petrobras:

competitivaVANTAGEM

“Já passei pelas áreas de Explora-ção e Produção”, comenta.

Ele salienta que na reavaliação deprojetos que o Cenpes realiza anual-mente (e que aconteceu em março),o Prosal passou a ter um terceirotema: escoamento. “Além dos desa-fios tecnológicos de subsuperfície, oprograma está se dedicando a ou-tros, como o escoamento do petró-leo e do gás dos reservatórios até aunidade de produção.” O programa

passou a ter umtotal de 23 proje-tos, cada um comum coordenador erespectiva equipede pesquisadores.

C r i s t i a n oSombra observaque nem todos os

desafios tecnológicos do pré-sal es-tão refletidos nesta iniciativa. Atémesmo porque há uma forte relaçãoentre os vários programas, entre osquais o Procap (Programa de Capa-citação Tecnológica em Sistemas deExploração em Águas Ultraprofun-das), criado em 1986, para cenáriosde 1.000 m e hoje já em 3.000 m, oProcap-3000. “O Procap já está comfoco no pré-sal”, afirma Sombra.

Assim como o Procap possibili-tou à Petrobras ir para águas cadavez mais fundas, o Prosal está acele-rando suas pesquisas para dar su-porte a todas as atividades da petro-leira, desde a fase exploratória à deprodução, de forma a garantir mai-ores vantagens competitivas à com-panhia que já quebrou um paradig-ma ao chegar ao pré-sal em grandesprofundidades.

Completação inteligenteA profundidade de água entre

2.200 a 2.400 m, todo o substrato dopós-sal e a extensa camada de solimpactam diretamente no custo dospoços, que são ainda mais elevadosdevido à natureza plástica do sal. “Elenão é uniforme e, à medida que sevai perfurando, há o risco de ir se fe-chando, dificultando a perfuração.Pode até chegar a prender a colunade perfuração.” Mas isso não é um

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impeditivo, pois tais desafios são co-muns nas atividades de perfuração.

Perfurado o poço, o outro desa-fio está no revestimento, tanto no quediz respeito ao aço utilizado na pa-rede do poço, como ao cimento quepenetra entre e o poço e a rocha. “Ocimento tem a função de isolar todaa parede do poço, pois a mecânicadesse sal, o movimento dele devidoàs suas grandes extensões, pode che-gar a ponto de colapsar o aço. Por-tanto, temos que usar um materialbem resistente para evitar que esserevestimento seja colapsado”, expli-ca. Principalmente levando-se emconta que um poço é para durar pormuito tempo, pois uma concessão de,por exemplo, 25 anos, se renovada,pode chegar a 40 anos.

A resistência da rocha impactadiretamente a velocidade da perfu-ração. “A rocha reservatório, onde oóleo está, é muito dura no pré-sal. Ecomo uma das possibilidades estu-dadas para estes grandes reservató-rios é o poço horizontal, temos aíum novo desafio, pois o poço vai terque ‘andar’ dentro dessa rocha mui-to dura. Vamos trabalhar para au-mentar a velocidade da perfuraçãoe reduzir os custos, ao mesmo tem-po”, observa Sombra.

Na realidade, alguns poços nãosão totalmente horizontais: entramno sal com um altíssimo ângulo.“Temos que aferir o grau de dificul-dade que vamos encontrar, devido ànatureza, ao estado de tensão den-tro do sal, à sua plasticidade”, diz ogeólogo.

Estas informações serão coleta-das a partir do piloto de produçãode Tupi, para o qual estão progra-mados um poço horizontal e doispoços direcionais de alto ângulo,uma vez que serão usados apenaspoços verticais no teste de longa du-ração (TLD), que começa em marçode 2009. “Pretendemos atuar nomodelo geomecânico, nestes cam-pos de tensão, para saber como essesal vai se comportar num poço des-sa natureza, para ter melhores re-sultados na engenharia de poço eminimizar riscos.”

A busca de materiais mais ade-quados é uma constante, até porque oambiente dentro dos poços do pré-salé corrosivo. “Todos os materiais queserão usados nas completações dospoços, nas colunas de produção, vãoestar submetidos a esse ambiente cor-rosivo e precisam ser adaptados a es-sas condições”, salienta o geólogo. Elerevela também que a Petrobras pre-tende utilizar o sistema de completa-ção inteligente, no qual se minimizaa necessidade de se ter uma sonda,pois permite fazer remotamente al-gumas operações no fundo do poço.“As companhias de serviços oferecemsoluções que estão sendo analisadasna Petrobras”, diz Sombra.

CO2 nos reservatóriosComo já é sabido por todos, os prin-

cipais desafios do reservatório são opouco conhecimento desse tipo de ro-cha carbonática, sobretudo o chama-do carbonato de origem microbial, queé o carbonato depositado a partir daação de certas bactérias. “Não há cul-tura no Brasil nem no mundo sobre estetipo de reservatório, que é bem dife-rente de outros encontrados no mun-do. Há algumas semelhanças, mas sãobem distintos, como um todo.”

Uma destas diferenças é a pre-sença de CO2. “Isto é uma preocu-pação no que diz respeito ao arma-zenamento do CO2, que tem um teorum pouco alto no campo de Tupi.Uma das possibilidades seria o ar-mazenamento em cavernas, paraevitar emissões atmosféricas. Maspodemos pensar em aplicações paraele, como na injeção do CO2 no pró-prio reservatório, para evitar as emis-sões atmosféricas e, adicionalmen-te, para aumentar a recuperação doóleo”, diz o geólogo. Recuperação éa quantidade de óleo ou gás que seconsegue extrair de um reservatório,que em média pode ser de 30% a 50%,dependendo das características domesmo. Por isso, a medição de re-servas é feita em cima do hidrocar-boneto recuperável.

O CO2 tem a grande vantagemde reduzir a viscosidade, facilitan-do o fluxo do óleo. “Em laboratório

e nos simuladores computacionais,os resultados com CO2 têm sido atémelhores que a injeção de água, masé necessário avaliar se vamos terCO2 suficiente para injetar”, avaliao geólogo. O CO2 ainda é um temabastante complexo, que a Petrobrasprefere analisar com mais cuidado.

Tampouco se sabe, com muitaprecisão, qual vai ser o comporta-mento do reservatório, do ponto devista produção. “A nossa meta é daro máximo de elementos para o E&Pconhecer como é que é a geometriadesse reservatório, a natureza dosporos, o comportamento das intera-ções de fluidos dentro desse reserva-tório, para que as simulações feitasno computador tenham a melhorqualidade possível”, explica Som-bra. Isso é fundamental uma vez queo TLD, assim como o piloto, tem umtempo curto de duração, enquanto éimportante saber o comportamentodo reservatório em cenários maislongos, em 27 anos ou em 40.

O Prosal também está debruça-do sobre os benefícios da injeção deágua, método suplementar tradicio-nalmente utilizado nas operaçõesoffshore das petroleiras, inclusive daPetrobras. “Temos conhecimento des-ta aplicação nos turbiditos, forma-ção típica dos reservatórios da Ba-cia de Campos e de outros camposdo pós-sal no Brasil. Mas não temosmuito histórico desta aplicação emreservatórios carbonáticos.”

Mas o pesquisador acredita que aPetrobras terá vantagens com a inje-ção de água. “Algumas simulações nocomputador prevêem que a injeção deágua neste cenário pode chegar atépróximo de duplicar a recuperação.Seria quase como descobrir um novocampo”, diz Sombra, ressalvando queé necessário melhorar os modelos usa-dos porque essas simulações podemestar sendo construídas em bases hi-potéticas que não estejam corretas.Um risco transcendental em toda aatividade petrolífera.

Garantia de escoamentoFazer o petróleo chegar à unida-

de de produção é outro aspecto de-

especial: pré-sal


safiador que está sendo estudadopela equipe de pesquisadores coor-denada por Cristiano Sombra. “Te-mos todo um esquema de completa-ção molhada que vai da cabeça dopoço até o FPSO, pois o petróleo vai‘viajar ’ alguns quilômetros até onavio (de cinco a sete), desde o re-servatório”, lembra ele.

A temperatura causa algumasdificuldades, do ponto de vista deprecipitação de alguns compostosorgânicos. “Quando esse petróleo saido reservatório, ele vai resfriando.No reservatório do pré-sal, a tempe-ratura do óleo é relativamente bai-xa. Ao chegar ao fundo do mar, onde,nessa região, tem em torno de 4graus, a temperatura do óleo estaráainda menor. Isto cria um possívelaumento do potencial de precipita-ção de, por exemplo, parafinas.”

O que a Petrobras está fazendo épesquisar e testar produtos quími-cos que possam, neste caso, ser usa-dos para minimizar, digamos, o po-

tencial de parafinação, e de outrosprodutos e procedimentos que, nocaso disso ocorre, possam removerde forma eficiente essa precipitação.“Há ainda outras alternativas,como aquecer as linhas de escoa-mento, que vão da cabeça do poçoaté o FPSO”, acrescenta o coorde-nador do Prosal.

Os desafios são muitos. A pesqui-sa nunca pára. Não só no Cenpescomo nos centros de pesquisas dasparceiras, que têm agregado conhe-cimento ao grupo. “Há uma trocacontínua de informações, principal-mente nas reuniões para discussãodos projetos básicos, projetos concei-tuais. Não a equipe do Prosal, pro-priamente dita, mas a Petrobras sereúne com os parceiros, com osquais formam grupos de técnicos porespecialidade”, revela CristianoSombra, confirmando a interaçãoque o gerente executivo do pré-sal,José Formigli, destacou como essen-cial neste processo.

É visível a participação do geó-logo em todos estes desafios. Atémesmo porque a Petrobras tem achance de repetir a mesma trajetó-ria de sucesso que teve no cenáriode turbidito. “O próprio turbidito foiuma mudança. Quando eu estavame graduando, raramente se usa-va este termo para a maioria dasrochas que eram analisadas. Foi aPetrobras quem ajudou a formareste conceito, a forma de ver a ro-cha. Isto modificou por completoa estratégia da exploração. O tur-bidito foi uma revolução, na quala Petrobras teve um papel impor-tante para consolidar esse concei-to exploratório. Como geólogo, eudiria que estamos entrando emnova fase, que vai impor um novoconceito exploratório. É uma revo-lução. Por isso as descobertas fei-tas pela Petrobras e parceiras têmenorme valor, pois dão a elas umavantagem competitiva no pré-sal”,finaliza.



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Nos dez blocos do pré-salhoje em exploração naBacia de Santos, a Petro-

bras responde pela operação denove deles, atuando em parceriacom oito companhias internacionais:BG, Repsol YPF, Shell, Esso, GalpEnergy, Esso, Amerada e Partex.

Uma das parceiras de peso daPetrobras no pólo pré-sal é a es-panhola Repsol, que detém 25%no bloco BM-S-9, onde houve asdescobertas de Carioca e Guará,que alguns especulam ser de 33bilhões de barris de óleo equiva-lente (boe), mas que há quemafirme ser muito maior, porquefaria parte de uma formação quedenominam Pão-de-açúcar. Foi apartir destas especulações que aunitização passou a fazer partedas discussões relacionadas aopré-sal.

A Repsol, que detém ainda20% do bloco BM-S-50 (onde estáo prospecto de Sagitário), desta-ca que possui um total de seteblocos com potencial pré-salino,de acordo com a diretora de Ex-ploração da Repsol Brasil, RobertaCamuffo. No total, a empresa queé hoje é uma das companhiasestrangeiras com o maior núme-ro de ativos de exploração e pro-dução no país, tem participaçãoem 24 blocos, dos quais 23 emfase exploratória e um em produ-ção – Albacora Leste, na Bacia de

PARCEIRAS

Campos, no qual detém 10% eque é operado pela Petrobras(90%). Deste total, é operadoraem 11 deles.

Javier Moro, diretor de Ex-ploração e Produção da RepsolBrasil, afirma que o grande mar-co na companhia no Brasil é oseu crescimento orgânico atravésda exploração e produção dehidrocarbonetos. “A estratégia da

Repsol é seguirpor este cami-nho nas próxi-mas rodadas delicitações de ex-ploração e pro-dução nas baci-as offshore.”

Ele confirma que o óleo deCarioca está entre 25º e 26° API,mas afirma que não há dadossobre a descoberta de Guará,

pois as amostras ainda não fo-ram tomadas. “Isso será feitomais adiante, durante o Planode DST (Drill Stem Test)”, dizo executivo. “A avaliação deCarioca deverá ser finalizadaantes do fim de 2011, enquan-to a de Guará deverá terminarantes do fim de 2012”.

Perfurações este anoO diretor de E&P da Repsol

Brasil anuncia que, como opera-dora, a Repsol irá iniciar sua pri-meira campanha de perfuração detrês poços ainda esse ano, nos blo-cos BM-S-48 e BM-S-55, tambémna Bacia de Santos. “O primeiropoço a ser perfurado será oPanoramix, no BM-S-48 que fica a290 km da costa de Niterói, localonde estará baseada toda a opera-ção da Repsol”. O consórcio dos

especial: pré-sal

Grandes companhias internacionais como a BG, a Repsol YPF e a Shell, entreoutras parceiras da Petrobras em blocos da camada do pré-sal, asseguram quenão há desafios insuperáveis ao mesmo tempo em que investem nodesenvolvimento de novas tecnologias

de reservas


dois blocos é operado pela Repsol(40%) e tem como sócias a Petrobras(35%), a Woodside (12,5%) e a Vale(12,5%).

De acordo com o executivo, acompanhia vai investir em novastecnologias. “A aposta no valor dacamada pré-sal é um novoparadigma e será necessário odesenvolvimento de equipamen-tos e tecnologia que ainda nãoestão no mercado. Contudo, tantoa Repsol, como a Petrobras estãoconvencidas de que esses objeti-vos são superáveis: já existe umplano de pesquisa e desenvolvi-mento de novas tecnologias e equi-pamentos com foco no pré-sal”,salienta Javier Moro.

Sobre o peso do pré-sal den-tro do plano de investimentos acompanhia, ele observa que ain-da é um pouco prematuro paraavaliar isso, pois estes blocos es-tão no início de suas fases de

avaliação. “Mas, sem dúvida, osinvestimentos serão muito sig-nificativos”, assegura do diretorde E&P, salientando que a es-tratégia do Grupo Repsol nosetor e E&P já estava dirigidapara o potencial do Brasil hámuito tempo, bem antes da des-coberta do pré-sal.

“O Brasil faz parte do PlanoEstratégico da companhia na áreade E&P desde 2004. Além disso,é a primeira vez que a IOC to-mou a decisão de estabelecer gru-pos de estudo e trabalho no Riode Janeiro com equipe de brasi-leiros”, finaliza.

Reserva britânicaA britânica BG, que apostou

na Bacia de Santos como foco deseus investimentos offshore, é aparceira que tem um percentualmaior, no cômputo total: detém30% no BM-S-9 (onde estão as

descobertas de Carioca e Guará,ainda não mensuradas, mas degrandes dimensões), 25% nosblocos BM-S-10 (Parati) e BM-S-11(Tupi e Iara) e ainda 20% no BM-S-50 (Sagitário).

A britânica forma consórcios ain-da nos blocos BM-S-13, BM-S-47e BM-S-52, nesta mesma bacia, eem oito blocos terrestres, na baciado São Francisco, além de partici-par no gasoduto Bolívia-Brasil eser a controladora majoritária daComgás, maior distribuidora naci-onal de gás canalizado.

Os resultados auferidos atéagora demonstram o acerto dadecisão do Grupo BG, de focarseus investimentos em uma áreacom alto potencial para o gás,aonde a Petrobras havia encon-trada a maior reserva da plata-forma continental, Mexilhão. Ati-rou no que viu e acertou, também,no que não viu: óleo leve.


Tanto que, após a primeiradescoberta, Parati, em 2005, e, noano seguinte, os primeiros indí-cios de óleo em Tupi, a compa-nhia perdeu um pouco da reser-va britânica, para informar no iní-cio de 2007, que teria grandesreservas a agregar a seuportfólio, assim que concluídosnovos estudos. Antecipava-se àprópria Petrobras, que somenteno final de 2007 confirmaria ogigantismo de Tupi.

"Precisamos explorar e ava-liar muito mais, entretanto, asprimeiras indicações são quenós estamos testemunhando osurgimento de uma nova pro-víncia mundial de hidrocar-bonetos", avalia Luiz Costa-milan, presidente da BG Brazil.

“A tecnologia eos investimen-tos que serãoexigidos para odesenvolvimen-to do pré-sal vi-rão do trabalhoem parceria

com a Petrobras. A qualidade dosreservatórios (apresentados pe-los poços até agora) e os enor-mes volumes de hidrocarbonetoindicam que Tupi é um ótimo in-vestimento para a companhia",afirma.

Ele diz que é prematuro falarsobre o tamanho do investimen-to, mas confirma que serão ne-cessários recursos substanciaispara “maximizar o potencial daregião".

"À luz da descoberta de Tupi,nos próximos anos a BG estaráampliando sua equipe no Brasil,que é um país estratégico paraos nossos negócios”, reiteraCostamilan, antecipando: “Acre-ditamos que há oportunidadespara um crescimento rápido, eestaremos avaliando permanen-temente a possibilidade de parti-

cipação em Rodadas de Licitaçõesfuturas".

Sem númerosReafirmando que a compa-

nhia tem a política de “não dis-cutir custos específicos para pro-jetos individuais” e “não comen-tar sua estratégia”, Flavio OfugiRodrigues, gerente de RelaçõesExternas de Exploração e Pro-dução da Shell afirma a petro-leira anglo-holandesa tem umcompromisso de longo prazocom o país. “Nossa estratégiade agregar novos negócios emseu portfólio, respeitando a so-berania das decisões do gover-no”, contemporiza.

A Shell detém participaçãoem três blocos próximos as re-centes descobertas anunciadascom potencial pré-sal: o BM-S-8/Bem-te-vi (20%), o BM-S-54(100%) e BMS-45 (40%). Estessão alguns dos ativos da com-panhia no Brasil, no qual seuportfólio abrange a operaçãodos campos Bijupirá e Salema,que foi a primeira produção(2003) de uma companhia es-trangeira após a quebra domonopólio, além de participa-ção em outras 11 áreas, sendonove blocos de exploração (dosquais atua como operadora emtrês deles) e o BS-4 (Shell ePetrobras, com 40% cada uma eTexaco, com 20%) e o BC-10(Parque das Conchas), no qualdetém 50%, a Petrobras, 35% ea indiana ONGC, 15%.

“Em novembro de 2006, inici-amos o desenvolvimento de BC-10, com a assinatura dos primei-ros contratos para o desenvolvi-mento de Ostra, Abalone eArgonauta, no bloco. Já em de-zembro de 2006, declaramos acomercialidade do bloco BS-4.”

Ele não fala em investimen-tos no pré-sal, mas lembra que

desde 1998, já foram alocadosmais de US$ 2,3 bilhões em pro-jetos de E&P no Brasil.

“A Shell está há mais de 95anos no Brasil e tem investidosignificativamente nas ativida-des de Exploração e Produçãoe apesar de não termos todas asinformações sobre potencialpré-sal, é uma grande satisfa-ção e desafio ter alguns blocosna área pré-sal”, afirma o ge-rente. Ressalva, contudo, queexistem ainda muitas incertezasquanto às novas fronteiras edescobertas na área pré-sal eseria precipitado anteciparqualquer informação. “De qual-quer forma está claro que serãonecessários muitos investimen-tos em tecnologia para confir-mar, ou não, o potencial da ca-mada de pré-sal.”

As demais parceiras da Petro-bras são as portuguesas Partex(10% no BM-S-10/Parati) e a GalpEnergy, que também tem partici-pação em quatro blocos do pólopré-sal da Bacia de Santos: eladetém 14% no BM-S-8, onde foifeita a descoberta de Bem-te-vi,10% no BM-S-11, que vai ser oprimeiro do bloco a ter produçãojá em 2009 (via teste de longaduração em Tupi) e 25% nos blo-cos BM-S-21 (onde houve a des-coberta de Caramba) e BM-S-24(Júpiter). Os portugueses, quenão imaginavam um resultado tãobom em suas investidas no Bra-sil, nesta área offshore, tambémpreferem fingir-se de mortos a fa-lar no assunto em meio às discus-sões sobre o direito no pré-sal.

A Esso, que participa no BM-S-22, o qual tem o prospecto deOgum, ainda não detalhado, é aúnica das parceiras a operar umbloco do Pólo pré-sal da Bacia deSantos, com 40%, juntamente coma Amerada Hess (40%) e aPetrobras (20%).

especial: pré-sal

petrobras entenda o presal

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