Conhecimento atual faz com que despesas para extrair um barril dessa região somem o triplo do valor em outras áreas

Petrobras pretende que no pré-sal extração de petróleo seja controlada de forma remota, com o mínimo de pessoal, para conter gastos

SAMANTHA LIMA – FOLHA SP

DA SUCURSAL DO RIO

Adaptar a tecnologia existente para produzir mais petróleo no pré-sal, a um custo menor e com segurança, é uma das maiores empreitadas que a Petrobras enfrentará nos próximos cinco anos. Em termos financeiros, vencer esse desafio significa, em valores de hoje, um impacto positivo de mais de US$ 50 milhões por dia no caixa da empresa, em 2020.
Para especialistas, a tecnologia atual já permite produzir do pré-sal. “O que estamos fazendo é evoluir, testar novos materiais e formatos, para adaptá-la às novas condições”, diz Segen Estefen, coordenador do laboratório de tecnologia submarina da Coppe/UFRJ.
Entendem-se por novas condições as particularidades das regiões de maior potencial de produção. Embora se acredite que a província de petróleo abaixo da camada de sal vá da Bahia a Santa Catarina, a exploração hoje se concentra principalmente nas bacias de Campos (RJ) e de Santos (SP).
Em Campos, a Petrobras já produz óleo do pré-sal no campo de Jubarte, há um ano. Mas as reservas mais promissoras -e mais difíceis de extrair óleo- estão na bacia de Santos. Só em 3 das 10 áreas pesquisadas nessa bacia -Tupi, Iara e Guará-, estimativas apontam para até 13 bilhões de barris.
Nas palavras do presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, isso significa “óleo possível de extrair com as técnicas de hoje”, de forma a dar lucro. Na prática, o número dobra as reservas que a Petrobras havia levado 56 anos para acumular.
As reservas do pré-sal da bacia de Santos estão a 2.000 metros de profundidade do mar e mais 5.000 metros solo abaixo. No meio, ainda existe uma camada de sal de 2.000 metros a ser vencida. Tudo isso a 300 quilômetros da costa.
Em Jubarte, a distância da área até a costa é de 70 quilômetros, e as reservas do pré-sal estão a 4.700 metros do nível do mar, sendo 1.400 metros de lâmina d’água.
Somam-se a isso as dificuldades impostas pelo ambiente mais hostil no fundo do mar da região, onde a pressão elevada, a baixa temperatura e a presença de ácidos são ameaças constantes aos equipamentos, potencializando os riscos de incidentes e prejuízos.
Para completar, a empresa ainda está construindo o conhecimento sobre as rochas da região, chamadas de carbonáticas, e sobre o sal, que tem um comportamento menos previsível. Isso é importante porque o tipo de rocha determina o nível de produção. Os testes de produção em Tupi, desde maio, ajudam a trazer informações.
Diante de seu vasto portfólio e da dificuldade de fazer tudo ao mesmo tempo, a Petrobras sempre deu prioridade a produzir em áreas de alta lucratividade, deixando de lado as de baixo retorno. Sua corrida vai em direção a fazer do pré-sal uma fronteira mais lucrativa.
A empresa diz que o valor de US$ 45 por barril torna viável a produção do pré-sal. Tomando esse valor como um patamar de custo de produção e o petróleo na casa dos US$ 75 hoje, representaria, em valores atuais, uma margem positiva de US$ 30 por barril. Nos projetos fora do pré-sal, o custo médio de produção é de US$ 15, o que daria um saldo de US$ 60.
A diferença de cotação significaria, em 2020, quando a Petrobras pretende produzir 1,8 milhão de barris de petróleo por dia, cerca de US$ 54 milhões por dia no caixa da empresa, a valores de hoje. Por isso, baratear a produção no pré-sal é tão urgente.
“A ordem no pré-sal é reduzir custos da produção, e, sem avançar na tecnologia, isso não será possível”, diz Celso Morooka, professor de engenharia do petróleo da Unicamp.

Distância
A logística para transporte de pessoas, equipamentos e mantimentos usada até hoje para a produção em águas profundas em poços distantes até cem quilômetros da costa, na bacia de Campos, deverá ser deixada de lado no pré-sal de Santos.
A empresa já declarou que a produção no pré-sal terá menos gente porque o custo ficaria muito alto. A ideia é que a produção seja controlada de forma remota, na medida do possível.
Uma solução em estudo é a construção de dutos que iriam da costa até os poços, dispensando a passagem do óleo por plataformas e navios de produção. “Haveria apenas algumas embarcações de apoio na região”, afirma Estefen.
A construção de bases intermediárias, como se fossem ilhas, a meia distância entre a costa e os reservatórios, é outra possibilidade. “Mantimentos e equipamentos para manutenção ficariam sobre esse ponto intermediário e só seriam levados para a área de produção quando necessário.” Nesse caso, o transporte da produção poderia ser de navio até a base intermediária e, de lá até a costa, por meio de dutos.

Corrosão, pressão e temperatura são obstáculos

DA SUCURSAL DO RIO

Embora produza petróleo no mar há 30 anos, a Petrobras está aprendendo a lidar com o ambiente hostil do fundo da bacia de Santos. Pela profundidade e pelas características geológicas, a pressão e os riscos de corrosão são maiores. Somem-se como adversários a baixa temperatura das águas ultraprofundas e a camada de sal.
Se não forem domados de forma adequada, esses fatores podem representar eterna ameaça aos equipamentos.
O maior risco de corrosão decorre da forte presença de gás carbônico no fundo do mar sobre os reservatórios, devido à formação geológica da região. Ao reagir com a água, forma ácido carbônico, corrosivo.
A interrupção inesperada do primeiro teste de produção no bloco de Tupi em julho passado, dois meses depois de iniciada, foi uma mostra do que a corrosão no fundo do mar da bacia de Santos é capaz.
A Petrobras diz que houve um problema com uma peça do equipamento que controla a saída do petróleo do poço (chamado de árvore de Natal), instalado no fundo do mar. Mas comenta-se no mercado que houve corrosão prematura.
O coordenador do LNDC (Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, Corrosão e Soldagem), Oscar Matos, trabalhou na solução para o problema do equipamento de Tupi. Ele não confirmou se houve corrosão.
“A corrosão é uma preocupação constante. Para desenvolver materiais mais resistentes, estamos estudando o uso de ligas metálicas especiais, como aço à base de níquel”, diz.
O revestimento dos equipamentos com produtos anticorrosivos é outra alternativa analisada pela indústria.
O LNDC -inaugurado em abril com a parceria da Petrobras e ligado à Coppe/UFRJ- tem uma série de câmaras que simulam ambientes de alta pressão, reproduzindo o fundo do mar. “Em outras profundidades, pode-se conviver com um defeito por 15 anos, mas, lá, não sabemos ainda.”
Devido à profundidade, a pressão do fundo do mar na bacia de Santos é maior do que na de Campos. Representa uma ameaça à integridade dos risers, tubos que ligam as plataformas ou navios-plataforma ao fundo do mar, onde os poços são furados. Se os risers romperem, podem causar acidentes.
Esses tubos normalmente são construídos com duas camadas de aço. Para o leigo, solução lógica seria reforçar a parede dos tubos com mais aço. Entretanto, isso o tornaria extremamente pesado, gerando risco de rompimento.
Uma solução estudada pela Coppe é revestir esse espaço entre as duas camadas com um polímero mais leve e resistente.
A Petrobras avalia novos materiais para a construção dos tubos que irão perfurar a camada de sal e a aplicação de um cimento protetor, por fora, uma vez que o comportamento dela ainda é pouco previsível.

Empresas buscam se unir à Petrobras

DA SUCURSAL DO RIO

Apontada como líder global em produção de petróleo em águas ultraprofundas, a Petrobras liderará o processo no pré-sal, mas não poderá dispensar a ajuda externa.
Um dos maiores parceiros é a Coppe (Coordenadoria de Programas de Pós-Graduação em Engenharia), da UFRJ, com quem a Petrobras trabalha há 30 anos e tem cerca de 200 contratos para realização de estudos.
A Coppe fica na ilha do Fundão, no Rio, perto do Cenpes (Centro de Pesquisas da Petrobras), por onde passam todos os estudos de tecnologias da empresa.
“Por o pré-sal ser um ambiente muito específico, a solução mais eficiente nascerá no Brasil, mas serão usadas tecnologias de outros projetos, dentro e fora do país”, afirma o vice-presidente da Baker Hughes no Brasil, Maurício Figueiredo.
A empresa presta serviços tecnológicos para o setor em 90 países e foi uma das que primeiro buscaram parceria com a Petrobras para tecnologias para o pré-sal. Uma das que estão em desenvolvimento é o uso de uma broca mais eficiente na perfuração de poços direcionais (que não são na vertical).
O acordo inclui a construção de uma área de pesquisa no parque tecnológico da UFRJ com investimentos de R$ 88 milhões em quatro anos, dos quais R$ 32 milhões da Petrobras.
Outra que desembarcou no parque é a concorrente Schlumberger, que também já presta serviço à Petrobras. Fechou parceria com a empresa e a UFRJ para criar um centro de tecnologia.

Infraestrutura: Produção em águas ultraprofundas exigirá grandes investimentos na logística da estatal

Danilo Fariello, de Brasília – VALOR

A exploração e produção do pré-sal vai exigir uma revolução logística da Petrobras. Os principais campos da empresa, atualmente na Bacia de Campos, estão localizados a uma distância entre 120 e 150 quilômetros da costa, e os poços de exploração do pré-sal estarão, em geral, a uma distância ente 200 e 300 quilômetros. Por isso, serão necessários novos investimentos em infraestrutura para que a operação no mar tenha o máximo de autonomia possível.

“Estamos diante de circunstâncias totalmente diferentes das conhecidas”, diz o gerente-geral da unidade de serviços de transporte e armazenagem do setor de Exploração e Produção da Petrobras, Ricardo Albuquerque. “Como os campos são gigantes e distantes, isso leva a um planejamento distinto daquele já conhecido.”

Apesar das muitas incertezas, há dados preliminares suficientes para planejar. Já está definido, por exemplo, que a estratégia envolverá o modelo de “hub” (termo em inglês que significa ponto de conexão) para três itens específicos.

Um é a adaptação do que já ocorre na Bacia de Campos, para a distribuição de óleo diesel às unidades marítimas da Petrobras. Atualmente, os navios-tanque ficam atracados em zona próxima às diferentes plataformas alimentando, “no varejo”, as necessidades do óleo combustível de cada unidade, explica Albuquerque. A ideia do “hub” de diesel nasceu dentro da Petrobras especificamente para a Bacia de Campos e hoje já são três os navios-tanque na região. A empresa entendeu que a concepção de “hub” adotada no caso do óleo diesel será usada no pré-sal de forma ampliada. Isso leva aos dois outros itens, que são os fluidos químicos e passageiros.

Na perfuração e produção dos poços, são necessários fluidos específicos para se manter a produtividade dos poços. São elementos que resultam da operação e que devem ser processados quimicamente e reinseridos nos poços. Hoje, isso é feito no continente, mas a ideia da Petrobras é adaptar um navio-tanque com os elementos necessários a essa operação.

O desafio tecnológico para isso é grande, pois se trata de uma infraestrutura que nunca foi levada ao mar. Roberto Ramos, da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), acha que a solução pode ser a construção de uma plataforma fixa para operar os fluidos, porque são necessários equipamentos de compressão complexos e torres acima de 60 metros.

É no sistema de transporte de passageiros, porém, que a Petrobras prepara a grande novidade logística para o pré-sal. Hoje, apenas na Bacia de Campos, a empresa transporta 10 mil passageiros por mês (ou 20 mil, contando ida e volta). No Sul e Sudeste, o transporte chega a quase 60 mil passageiros por mês. A ampliação e construção de bases aeroportuárias já está nos planos. No entanto, para o pré-sal está planejado também um ponto de interconexão no meio do mar.

Para baratear esse transporte, a estratégia é a criação de unidades marítimas que servirão como estações intermediárias. Será um meio de caminho onde os passageiros chegam por meio de uma lancha ultrarrápida para, de lá, pegar helicópteros de médio porte rumo ao seu destino final. No entanto, esse projeto também carrega diversos desafios tecnológicos.

O primeiro refere-se a manutenção dos helicópteros, explica Albuquerque. É mais eficiente fazê-la em terra e à noite. Portanto, eles teriam de ser trazidos de volta ao continente diariamente. Na primeira e na última viagem do dia, portanto, seria possível que alguns passageiros não tivessem de passar pelo “hub” de transbordo marítimo – que poderá ser mais de um, dependendo do ritmo de exploração e da distância entre os poços.

A dificuldade maior é fazer essa viagem agradável ao passageiro, de forma que ele mantenha sua capacidade de trabalho ao chegar ao destino final. Para isso, a Petrobras encomendou à americana Lockheed Martin um modelo de lancha específico para as suas necessidades, com espaço para 150 pessoas. A empresa já fornece embarcações similares para empresas que exploram campos no golfo do México, no território americano. O projeto já vem sendo desenvolvido pela empresa para a Petrobras por mais de dois anos, para a Bacia de Campos. Agora terá que ser adaptado para o pré-sal.

Segundo Albuquerque, é relativamente fácil ter uma lancha rápida com pouca movimentação, para evitar enjoo dos passageiros, mas a grande dificuldade é montar uma estrutura no mar em que, parada, a lancha não balance demais e seja firme e grande o suficiente para os helipontos. É ainda necessário que ela torne rápida a mudança de meio de transporte. Essa estrutura flutuante, com nome técnico de “gangway”, é chamada pelos funcionários da estatal de “ilha artificial”.

Um modelo que vem sendo desenvolvido confidencialmente por uma empresa tem uma forma similar à de uma rampa, com uma escada articulada – como aquelas de caminhões de bombeiros. “São vários modelos de ‘gangways’, mas todos os existentes mostram dificuldades principalmente em dois pontos: segurança e agilidade no transbordo”, explica Albuquerque. Por isso, a necessidade de desenvolvimento específico. A empresa também planeja que a “ilha artificial” possa servir como escala ou mesmo permanência por um tempo de passageiros que trabalhem em diferentes plataformas.

Apesar da inovação, Albuquerque diz que não se tratam de projetos suntuosos financeiramente. “A simplicidade é o destaque e a meta é reduzir custos.” No caso dos navios-tanque de diesel a solução foi simples e barata, porque foram adaptados navios ociosos da Transpetro. A lancha não será mais cara que a média das 165 embarcações que a Petrobras já possui.

Empresas aéreas querem informações sobre licitações

A demanda da Petrobras por helicópteros nos próximos anos já empolga o setor, mas, entre as empresas que fornecem aeronaves para a empresa, são grandes as incertezas quanto ao futuro. A maior crítica das companhias de táxi aéreo se refere à falta de informações quanto ao volume e o ritmo de contratações futuras, principalmente para o pré-sal, que, pelas longas distâncias, podem exigir grandes investimentos.

Atualmente, a Petrobras é a maior cliente das companhias do setor, com contratos para cerca de 60 aeronaves, que voam um total de 95 mil horas por ano. A estatal tem contratos para voos com sete empresas: Aeróleo, BHS, Castle Air, Helívia, Líder, Omni e Senior.

A Petrobras tem uma licitação aberta para o aluguel de helicópteros médios (até 12 passageiros) e outra para grandes (até 18 passageiros). Porém, os editais não dizem quantas serão as aeronaves contratadas, nem quando se encerra o período de escolha. Um contrato para uso de helicóptero grande pode chegar a US$ 1 milhão por mês. Dez contratos de cinco anos podem significar algo como US$ 600 milhões.

“Elas têm razão em reclamar”, reconhece o gerente-geral da unidade de serviços de transporte do setor de Exploração e Produção da Petrobras, Ricardo Albuquerque. A Petrobras tem atualmente um programa claro de compra de 146 embarcações nos próximos anos. “Precisamos fazer o mesmo com os helicópteros”, diz ele. As empresas precisam ter previsões claras para reservar os helicópteros com as fabricantes e preparar-se financeiramente, diz. O próprio uso dos “hubs” de passageiros no mar era uma incerteza entre as empresas de taxi aéreo.

“A falta de informação é uma angústia do setor, porque são investimentos de longo prazo”, afirma Eduardo Vaz, diretor-presidente da Líder Taxi Aereo. “Comprar aeronaves agora é um jogo especulativo, porque não temos informações para nos preparar para futuras licitações.”

Albuquerque diz que a direção da Petrobras está avaliando por esses dias sua demanda futura e pode divulgar ao mercado, na sexta-feira, quantos serão os helicópteros contratados. (DF)