Descobertas feitas no cinqüentenário ajudam companhia a alcançar mais cedo a meta da auto-suficiência, além de ampliar a oferta de óleo leve
Getúlio Vargas com óleo baiano na mão; abaixo o pioneiro Oscar Cordeiro.
Até abril do próximo ano, a Petrobrás concluirá a revisão do planejamento plurianual, com metas ajustadas para 2008, incluindo duas novidades: as recentes descobertas de óleo leve no litoral dos Estados do Espírito Santo e de São Paulo, neste caso também com gás natural. Essas descobertas ainda em fase de comprovação, somadas aos novos campos de Jubarte e Cachalote, na Bacia de Campos-RJ, podem agregar 6,6 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) às reservas da companhia, um passo importante para garantir a auto-suficiência nacional a partir de 2006.
Suprir totalmente a demanda nacional de petróleo e derivados tem sido o objetivo da Petrobrás desde a sua fundação há 50 anos, com a sanção do presidente Getúlio Vargas à Lei 2004, em 3 de outubro de 1953.
Na época, a produção nacional de 2.700 barris por dia (bpd) atendia a 27% do consumo brasileiro, de 137 mil bpd. O óleo nacional era produzido principalmente nos campos da Bahia, que entraram em operação comercial a partir de 1941, por iniciativa do Conselho Nacional do Petróleo, criado em 1938 pelo mesmo presidente, na fase ditatorial do Estado Novo.
A demanda brasileira atual situa-se por volta de 1,8 milhão de bpd, com produção nacional prevista para este ano de 1,6 milhão de bpd. "No Plano estratégico da companhia, revisado em abril deste ano, já se trabalha com a previsão de demanda interna de 2,7 milhões de boe (óleo + gás) em 2007, que exigiria a produção local de 2,2 milhões de bpd de petróleo, além do material obtido nas operações internacionais", afirmou o gerente-executivo de exploração e produção (E&P) corporativo Francisco Nepomuceno Filho.
O anúncio das descobertas no Espírito Santo ocorreu depois da revisão do plano e foi comemorada pela empresa. "Esses novos campos ampliam nossas reservas de 11 bilhões para 17,6 bilhões de boe, e poderão antecipar a meta da autossuficiência para 2006", informou. Por enquanto, fica mantida a previsão de investimentos de US$ 29,2 bilhões de toda a companhia, entre 2003 e 2007. A área de exploração e produção exigirá US$ 22,4 bilhões, US$ 3,85 bilhões aplicados em 2003. "O cronograma está sendo cumprido", confirmou.
A empresa opera dentro de um plano estratégico de longo prazo, que estabelece diretrizes e metas para períodos de dez a quinze anos. Como, a cada ano, acontecem alterações de oferta (descobertas, interrupções ou acidentes) e de demanda (mudança de perfil de consumo, alterações quantitativas e outras), é preciso promover ajustes, objetos das revisões anuais, que respeitam as bases de longo prazo e miram os objetivos de médio alcance (cinco anos). Todas as áreas da companhia participam das revisões, pois as mudanças precisam ser harmônicas. Não haveria sentido em ampliar a produção de óleo sem a correspondente ampliação e adaptação do parque de refino, por exemplo.
Além da importância quantitativa das novas descobertas, Nepomuceno salienta dois aspectos delas derivados. O óleo agora encontrado é classificado como leve, ou seja, é pouco viscoso, com 41º API. Para se ter uma idéia, a produção brasileira de petróleo tem viscosidade média de 24º API. A Bacia de Campos tem média de 22º API, com poços apresentando óleos de 17º API. Os óleos pesados exigem injeção de água para evitar a perda de pressão dos poços e bombeamento intensivo no fundo do mar para elevá-los até as plataformas. Além disso, a completação dos poços exige revestimento, para evitar problemas com a areia. "Óleos mais leves são mais fáceis de retirar, e os poços acabam sendo mais produtivos", explicou o gerente-executivo. Como exemplo, ele citou o campo ES-123, onde um poço vertical oferece 25 mil bpd de óleo leve.
Espera-se que a perfuração na horizontal dobre a produção. Segundo o executivo, um bom poço de óleo pesado em águas profundas retira 40 mil bpd.
Nepomuceno – gás de Santos é de fácil aproveitamento.
A vantagem econômica é óbvia: óleos pesados valem, em média, US$ 3 a menos por barril do que o tipo-padrão leve Brent. "Já o óleo leve do Espírito Santo vale US$ 2 a mais que o Brent", afirmou. O ganho por barril, portanto, é de US$ 5.
A outra vantagem das novas descobertas foi o desenvolvimento de novos modelos geológicos. O petróleo e o gás natural ocorrem em diversas formações sedimentares, originárias de períodos geológicos e condições diferentes. Existem várias técnicas para levantamento de dados de campo, mas esses dados precisam ser interpretados corretamente para evitar perfurações dispendiosas e infrutíferas. "Já tínhamos modelos geológicos desenvolvidos para a área da Bacia de Campos, onde existem óleos do rift, depressão ocupada por um lago formada há milhões de anos, quando a África e a atual América do Sul se separaram", explicou Nepomuceno. Com base em mais de vinte anos de pesquisa e exploração, esse modelo já estava ajustado para aquela região. "Mas a Bacia do Espírito Santo é de outro período geológico, são óleos formados a partir de ambientes marinhos, que exigiram novas pesquisas para a definição do modelo", comentou.
O conhecimento assim adquirido permitirá identificar outras regiões promissoras para a produção petroleira. "Tecnologicamente falando é fantástico, abre muitas possibilidades de descobertas", disse. Com isso, no futuro será possível distribuir a produção de óleo para outras regiões do País, hoje concentrada na Bacia de Campos (1,3 milhão de bpd), tornando o Brasil mais atraente para investimentos.