Quase um ano após iniciar a produção do campo de Mero (parte noroeste de Libra), no pré-sal da Bacia de Santos, a Petrobras concluiu neste mês um primeiro ciclo de testes na área. Ao mesmo tempo em que prepara novos testes, a companhia vai às compras de bens e serviços para o projeto, que deve exigir, da estatal e seus sócios, investimentos superiores a US$ 20 bilhões nos próximos anos.
 
Adquirida no primeiro leilão do regime de partilha, em 2013, por R$ 15 bilhões, pelo consórcio formado entre a Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%) e as chinesas CNPC (10%) e CNOOC (10%), a área de Libra é encarada pela estatal como um dos seus três maiores tesouros no pré-sal, junto dos campos de Lula e Búzios. As reservas recuperáveis do ativo são estimadas em 3,3 bilhões de barris.
 
O campo opera desde novembro de 2017 em fase de teste de longa duração (etapa de obtenção de dados e informações sobre o comportamento dos reservatórios), por meio de uma plataforma provisória com capacidade para 50 mil barris/dia. Segundo dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), o único poço de Mero foi, desde abril, o mais produtivo do país, chegando a extrair 45 mil barris/dia de petróleo.
 
A produção definitiva do projeto está prevista para começar em meados de 2021, com a entrada em operação da primeira plataforma de 180 mil barris/dia de capacidade. A previsão da Petrobras é colocar mais uma plataforma em operação ao fim de 2022 e mais duas em 2024, todas com a mesma capacidade da primeira.
 
O gerente executivo de Libra, Fernando Borges, conta ao Valor que as contratações se intensificaram e que, neste momento, o consórcio busca fornecedores para uma série de pacotes de bens e serviços, dentre os quais a segunda plataforma definitiva, equipamentos submarinos e sondas de perfuração. A primeira plataforma definitiva do campo já foi contratada junto à japonesa Modec, no ano passado.
 
Com a flexibilização das regras de conteúdo local, os percentuais de Libra foram reduzidos para 25% para construção de poços, 40% para o sistema de coleta e escoamento e 40% para os compromissos associados à contratação da plataforma. Os índices originais eram de 55% a 59% para desenvolvimento da produção.
 
"Mesmo assim, esse [percentual de 40% para plataforma] continua sendo um grande desafio para conseguir atingir, mas acreditamos que com a indústria nacional voltando a se capacitar cada vez mais a gente consiga chegar próximo ou exceder os limites exigidos hoje", disse o executivo.
 
A estatal vive, hoje, um desafio extra com o conteúdo local da primeira plataforma. Isso porque o contrato com a Modec prevê um índice de cerca de 17%. Borges explica que na perfuração dos poços exploratórios a companhia ultrapassou os percentuais previstos em contrato e que a ideia é usar parte desse excedente de conteúdo local para abater os compromissos de nacionalização da plataforma.
 
"Além disso, temos conversado com a Modec, ressaltando a importância de os fornecedores locais participarem [para além dos índices previstos em contrato]... A ideia é, a partir do diálogo, convencer que em certos serviços pode ser vantajoso contratar no Brasil, porque a assistência técnica e reposição é local", disse.
 
Borges explica que, no primeiro ciclo de testes, entre novembro de 2017 e outubro deste ano, o consórcio conseguiu coletar informações importantes sobre o comportamento do reservatório, como por exemplo a identificação do alto teor de CO2. Neste momento o campo está parado, para ajustes, mas a ideia é iniciar ainda neste ano a nova fase de testes com um novo poço injetor de gás, dessa vez mais próximo do poço produtor.
 
"O objetivo é buscar o melhor desenho possível para a maximização do fator de recuperação [de petróleo] da jazida", disse.
 
Mero fica na parte noroeste do bloco de Libra. Ainda falta à Petrobras explorar melhor a área localizada fora dos limites do campo. O consórcio assumiu um compromisso com a ANP de perfurar, até 2020, ao menos um poço para exploração de novas descobertas de óleo e gás na região.

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Fonte: Valor