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Cenário offshore no Brasil

27 de junho de 2009

As descobertas do pré-sal foram as maiores novidades do mercado offshore nos últimos anos. Anunciado pela Petrobras no dia 8 de novembro de 2007, o primeiro campo de pré-sal, de Tupi, marca também a perspectiva de uma nova fronteira petrolífera para o país. Com reserva estimada de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo, o campo de Tupi faz com que  o Brasil deixe de ser um país médio no setor, para se fixar em um país de grandes proporções exportadoras, como os países árabes e a Venezuela. 

A grande questão passou a ser os estratosféricos investimentos que o país tem que fazer para explorar todo esse ouro negro e os desafios tecnológicos, afinal, a camada de pré-sal tem cerca de 800 quilômetros de extensão e vai da costa de Santa Catarina até o Espírito Santo. Além de Tupi, a principal área, foram descobertos os campos Guará, Bem-Te-Vi, Carioca, Júpiter e Iara, entre outros. 

No dia primeiro de maio, um marco histórico para o petróleo brasileiro foi conquistado: a extração do primeiro óleo da camada do pré-sal, na Bacia de Santos, a quase 300 quilômetros do litoral brasileiro, e 5.313 metros de profundidade, no poço 1-RJS-646. 

Já está aprovada a primeira versão do Plano Diretor de Desenvolvimento Integrado do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, na qual foram definidas as principais estratégias e projetos. A primeira fase está voltada para a aquisição de informações geológicas e de produção, por meio da perfuração de 22 poços exploratórios firmes de delimitação dos reservatórios e de Testes de Longa Duração (TLD), além do Piloto de Tupi. A segunda fase busca a implantação dos sistemas definitivos de produção, os quais possibilitarão a produção superior a 1 milhão de barris diários em 2017 e de 1,8 milhão de barris diários em 2020. 

Para o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, o petróleo abaixo do leito marinho elevará a autossuficiência energética brasileira em mais meio século. Enquanto isso, nos números atuais de produção, a Bacia de Campos mantém sua liderança nacional: é responsável por 80% de petróleo e cerca de 50% da produção de gás natural. 

No mercado financeiro, a contração de demanda e a queda das cotações do petróleo fez com que todas as grandes companhias petrolíferas tivessem redução de lucro no primeiro trimestre de 2009. A Petrobras, no entanto, teve bons resultados. Isso porque os preços internos da gasolina e do óleo diesel se mantiveram inalterados, e esses dois combustíveis representam cerca de 60% do faturamento da área de abastecimento. 

Bacia de Campos: a menina dos olhos do petróleo

Com produção média estimada para 2009 de 1.750 mil barris de petróleo por dia, e cerca de 7.200 quilômetros de linhas flexíveis e umbilicais para a retirada do óleo para o escoamento para a terra, a Bacia de Campos é a menina dos olhos do petróleo brasileiro. Ela é responsável por 80% da produção do petróleo nacional e 50% do gás natural.

São 2350 poços perfurados, sendo 675 poços em operação, 151 injetores e 524 produtores na Bacia de Campos. Quarenta e cinco plataformas empregam 30 mil trabalhadores nas unidades marítimas da Petrobras da bacia, que conta com 45 campos de produção com participação integral da companhia. Em parceria são mais quatro operados pela Petrobras e oito operados por terceiros. Os números grandiosos refletem a expectativa do Plano de Negócios da Petrobras para a Bacia de Campos no período de 2009-2013: o objetivo é passar dos atuais 1.750 mil barris por dia de óleo (2009) a 2.067 mil bpd em 2013.

No Plano de Negócios 2009-2013 a Petrobras vai investir um total de US$ 174,4 bilhões. A maior parte será destinada para a área de Exploração e Produção (E&P), US$ 104,6 bilhões. O setor de E&P vem seguido pelo Abastecimento (US$ 43,4 bilhões); Gás e Energia (US$ 11,8 bilhões); Petroquímica (US$ 5,6 bilhões); Distribuição (US$ 3 bilhões); Corporativo (US$ 3,2 bilhões) e Biocombustíveis (US$ 2,8 bilhões). 

Em maio, a Petrobras concluiu sua necessidade de captações pelos próximos cinco anos. Dos US$ 26 bilhões que a companhia projetava precisar entre 2009 e 2013 para complementar a sua geração de caixa, ela já obteve US$ 30 bilhões. Ou seja, já está em situação folgada antes mesmo de receber um segundo financiamento do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) de US$ 10 bilhões prometido para 2010.

Com os US$ 30 bilhões que já captou a empresa garante os investimentos de US$ 174,4 bilhões nos próximos cinco anos mesmo se o petróleo permanecer nos atuais patamares de preço, em torno de US$ 60 o barril, o que não é o esperado em função da escassez de novos investimentos em produção e considerando que há uma queda natural da produtividade dos campos que hoje estão suprindo a demanda mundial.

“A preços correntes do petróleo nós já nos financiamos. Disseram que a Petrobras não pode explorar o pré-sal por problemas técnicos e carência financeira. E nada disso é verdade. Produzir petróleo leve naquela profundidade não é problema para a empresa”, diz o diretor financeiro da Petrobras, Almir Barbassa.

Petrobras e o mercado local de fornecimento

Existem algumas áreas, como tecnologia e obras civis em ambiente offshore, por exemplo, nas quais a Petrobras ainda percebe uma carência local de fornecedores devido às suas especificidades. Outro ponto que também ainda pode ser melhorado é o atendimento a prazos, ou seja, a necessidade de obter mais respostas em menos tempo.

Mas de uma maneira geral, o mercado local vem respondendo muito positivamente às necessidades da Petrobras na Bacia de Campos. Em 2008, por exemplo, a companhia movimentou um volume de cerca de R$ 3,4 bilhões em contratação de bens e serviços na Bacia de Campos. Resultados como este mostram o quanto o mercado vem crescendo e o quanto a Petrobras ainda pode contribuir, fazendo valer seu compromisso com o desenvolvimento da região e com a participação do conteúdo local nos projetos.

Bacia de Santos: a precursora do pré-sal 

Desde primeiro de maio deste ano, está sendo realizado o Teste de Longa Duração (TLD) na área de Tupi, por meio do poço RJS-646, com uma produção diária de cerca de 14 mil barris de óleo por dia. No pré-sal da Bacia de Santos, a única produção atualmente é no TLD de Tupi. Além do pré-sal, a Bacia de Santos também produz nos campos de gás de Merluza e Lagosta, a cerca de 180 quilômetros da costa de Praia Grande, que juntos produzem, desde 25 de  abril  (quanto teve início a produção em Lagosta), cerca de 1 milhão de m3/dia de gás.

Os investimentos nos projetos com implantação prevista até o final de 2010 chegam a US$ 12 bilhões (que incluem os projetos do TLD de Tupi, Lagosta, Mexilhão, Uruguá-Tambaú, Piloto de Tupi, a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, o TLD de Tiro e Sídon e o Gastau). Em toda a Unidade da Bacia de Santos, os investimentos entre 2009 e 2013 serão de US$ 40 bilhões, sendo que apenas nos projetos do pré-sal da UN-BS, o valor chega a US$ 19 bilhões. 

Os projetos em andamento da UN-BS hoje empregam na Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), em Caraguatatuba (SP), cerca de 1,9 mil trabalhadores (devendo chegar a 2,3 mil no pico da obra); no Gastau (gasoduto Caraguatatuba-Taubaté), mais de mil pessoas (devendo chegar a até 2 mil); na construção da Plataforma  de Mexilhão (PMXL-1), no estaleiro Mauá, em Niterói (RJ), hoje  trabalham cerca de 2,3 mil pessoas; na cidade de Santos, onde fica a sede da UN-BS, hoje já existem cerca de 800 pessoas trabalhando para a Unidade. Em breve será iniciada a obra para a construção da sede definitiva da unidade em Santos, que deve empregar entre 1,2 mil e 1,3 mil pessoas.

O campo de Merluza produz hoje em torno de 500 mil m3/dia de gás. O restante é complementado  pelo  campo  vizinho  de&nbs

Fonte: Revista Negócios Offshore - Janira Braga

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