Para o Senado acordar ( republicado)

Cenário offshore no Brasil

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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  Lagosta, a cerca de 6 quilômetros  de Merluza, chegando à produção total de 1 milhão de m3/dia de gás. A produção de condensado de Merluza é em torno de 800 barris por dia e, somado à Lagosta, chega a cerca de 2 mil barris por dia.

Mercado local de fornecimento

Apesar da Petrobras ter 80% da sua produção na Bacia de Campos, o Estado de São  Paulo é hoje onde está concentrada a maior parte de seus fornecedores.Certamente com as atividades da Bacia de Santos, novas formas de fornecimento serão viabilizadas. Para isso, o  Prominp  (Programa de Mobilização da Indústria Nacional do Petróleo e Gás Natural), através do Fórum Regional da Bacia de Santos, vem desenvolvendo uma série de ações com o  objetivo de  inserir, também, as micro e pequenas empresas na cadeia produtiva  de  petróleo e gás natural, além de apoiar a qualificação da mão-de-obra local para atuar nesse mercado.

Bacia do Espírito Santo: segundo estado brasileiro em volume de produção

Segundo maior volume de produção e reservas de petróleo no Brasil, o Espírito Santo é uma das mais antigas e promissoras unidades de negócios de exploração e produção da Petrobras. A grande novidade da bacia é o início do primeiro Teste de Longa Duração na camada pré-sal.

A Unidade de Negócios da Petrobras no estado é responsável pelas atividades de exploração e produção em todo o Espírito Santo – que inclui a parte em frente ao litoral capixaba no norte da Bacia de Campos e a Bacia de Mucuri, no extremo sul da Bahia.

Hoje, a unidade administra 44 campos produtores, 39 campos terrestres, cinco campos marítimos. A unidade de negócios possui 495 poços em produção, sendo 474 poços terrestres e 21 poços marítimos. São seis plataformas marítimas e duas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN), dentro de 1.091 quilômetros quadrados de concessões exploratórias. Tudo isso movimentado por 1.318 trabalhadores.

Em 2007, a atividade de exploração e produção da Petrobras no estado completou 50 anos. A descoberta de campos de óleo e gás importantes, como Golfinho e Canapu, e do conjunto que ficou conhecido como “Parque das Baleias”, formado pelos campos de Jubarte, Cachalote, Baleia Franca, Baleia Anã, Baleia Azul, Caxaréu, Pirambu e Mangangá, deu novo impulso aos negócios da unidade.

A grande virada da UN-ES registrada nos últimos anos resultou de uma estratégia em três frentes: a intensificação das atividades no mar, a revitalização da produção terrestre e o investimento em novas tecnologias. Desse modo, a unidade conseguiu consolidar a produção acima de 110 mil barris de óleo por dia no Estado do Espírito Santo desde 2007. Esse número saltará para 300 mil bpd em 2011, com a entrada em operação da plataforma P-57, no campo de Jubarte e do FPSO Capixaba nos campos de Cachalote e Baleia Franca. 

Com o Plano de Antecipação da Produção de Gás Natural (Plangás), o Espírito Santo se torna peça importante no fornecimento de gás natural nacional, contribuindo com a produção dos campos de Camarupim, Canapu, Golfinho e Peroá. Em 2008 foi alcançado o volume de 8,5 milhões de metros cúbicos por dia, entregue ao mercado local e para o Rio de Janeiro, por meio dos trechos já concluídos do Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene). Com a ampliação da Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas (UTGC) e a conclusão do Gasene, o Estado poderá fornecer o insumo também para o mercado do Nordeste do país.  

Mercado de fornecimento é aquecido com pré-sal e novas instalações  

O mercado de fornecimento no Espírito Santo ganha fôlego com as novidades do pré-sal. No dia 2 de setembro de 2008, foi iniciado o Teste de Longa Duração do poço 1-ESS-103A, no campo de Jubarte, a primeira produção de óleo de reservatórios da seção pré-sal no Brasil. Em novembro, foram registradas duas expressivas descobertas nos campos de Baleia Azul e Baleia Franca, com volume inicialmente estimado entre 1,5 e 2 bilhões de barris de óleo equivalente (boe). O resultado dessas perfurações e as respostas do TLD em Jubarte, somados às facilidades logísticas instaladas e em implantação na região motivam a Petrobras a acelerar os estudos para antecipar a produção no pré-sal do Parque das Baleias.  

Em 2006 a Petrobras inaugurou várias instalações que também fomentam o mercado: a de produção e tratamento de óleo e gás no Espírito Santo, que deram novo impulso à economia do Estado e a produção da companhia: a Estação de Tratamento de Fazenda Alegre, o Terminal Norte Capixaba, a plataforma de Peroá e a Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas. Nesse ano, também, começava a produção no campo de Golfinho, com a instalação do FPSO Capixaba. No ano seguinte, entrou em operação, também em Golfinho, o FPSO Cidade de Vitória. 

Bacia do Ceará: Novas perspectivas para o estado

A produção de petróleo marítima no Ceará envolve nove plataformas em águas rasas que produzem nos campos marítimos de Xaréu (três plataformas), Curimã (com duas plataformas), Espada (uma plataforma) e Atum (três plataformas), com lâmina d’água entre 35 e 50 metros, na costa do município de Paracuru. No Campo de Atum, são produzidos 2,7 mil barris/dia de óleo e 75 mil metros cúbicos de gás. A produção cearense é pequena, comparada à de outras bacias.  

A projeção de investimentos da Petrobras para a produção terrestre no Ceará em 2008 superou as expectativas. Dos 44 poços previstos, foram perfurados 45. O valor de investimentos também ampliou, passou de R$ 10 milhões para R$ 35 milhões, voltados para o desenvolvimento da produção e novas instalações. O mesmo ocorreu com o incremento da produção: os 500 barris diários projetados chegaram aos 900 barris.  

Na bacia está prevista a perfuração de três poços em águas profundas, sendo um em 2010 e dois em 2011. No momento, está tramitando o processo de licenciamento ambiental, no Ibama, para os poços a serem perfurados na Bacia do Ceará. 

O cenário do mercado

A atividade de Exploração e Produção de petróleo gera cerca de mil empregos diretos no Ceará, onde 81 municípios recebem royalties do petróleo. Até março de 2009, foram pagos R$ 3,16 milhões ao Estado e R$ 9,06 milhões aos municípios.Em 2009 o orçamento da Petrobras na área de exploração e produção de petróleo no Ceará é de R$ 230 milhões.   Entre os projetos de investimento, está a ampliação da injeção de água nos campos marítimos, visando o aumento da recuperação de petróleo.  

Bacia Potiguar: maior campo produtor terrestre

O maior campo produtor terrestre do Brasil está no Rio Grande do Norte (RN): o Canto do Amaro, com 23 mil barris de petróleo por dia. Após três anos sem perfurar no mar do Estado, a Petrobras recebeu do Ibama duas licenças para perfuração e completação de poços na Bacia Potiguar, no último mês de fevereiro. 

A primeira, emitida no dia 4, libera a perfuração de 10 poços da área geográfica do Bloco Marítimo da Bacia Potiguar 11 (BM-POT 11) e nos Campos de Ubarana, Agulha, Oeste de Ubarana, Cioba, Guajá, Salema Branca e Biquara. Esta região está localizada na costa do Rio Grande do Norte, a cerca de 30 km da costa de Guamaré e Macau. Os poços serão perfurados em locais onde a profundidade da água varia entre 15 e 40 metros.  Os trabalhos de perfuração começaram no dia 10 de fevereiro.  

A segunda licença foi emitida no dia 13 de fevereiro para perfuração de 10 poços na área do Bloco Marítimo BM-POT-13 e os campos de Arabaiana, Dentão, Guaiúba e Pescada.  Esses poços serão perfurados a uma distância mínima de 19 quilômetros e máxima de 50 quilômetros da costa, em frente aos municípios de Macau, Porto do Mangue e Areia Branca (RN). As perfurações serão realizadas em águas rasas, em profundidades que variam entre 17 e 34 metros. 

A Bacia Potiguar possui 15 campos no mar produzindo óleo e gás, situados principalmente no Rio Grande do Norte, mas com um pedaço no Ceará. Na décima rodada de licitação da ANP, 14 blocos foram arrematados.

Só a Petrobras levou sozinha os blocos POT-T-515, POT-T-560, POT-T-600, POT-T-602, POT-T-609, POT-T-610. Em parceria com a Partex, sediada nas Ilhas Cayman, a Petrobras ficou com os blocos POT-T-556 e POT-T-601. Em parceria com a Petrogal, a estatal arrematou os blocos POT-T-563, POT-T-564, POT-T-608, POT-T-699 e POT-T-743. O consórcio Sipet, Companhia de Exploração e Produção de Petróleo e Gás, Orteng, Cemig e Codemig arrematou a POT-T-603.  

Em março, a Petrobras descobriu em terra vestígios de petróleo nos blocos POT-T-394 e POT-T-558, ambos localizados na bacia. As concessões dos poços são detidas pelos consórcios da Petrobras com as petrolíferas portuguesas Petrogal e Partex, respectivamente. Entretanto, as empresas ainda não comprovaram a viabilidade da comercialização do óleo encontrado. 

A produção do lado do Rio Grande do Norte é realizada em Aracati e Icapuí, com cerca de 500 poços terrestres. Na porção cearense desta bacia, estão previstas também atividades em águas profundas, contemplando estudos geológicos e geofísicos, que culminarão na perfuração de dois poços exploratórios até o ano de 2012. 

Na Bacia Potiguar,estão em andamento os estudos geológicos e geofísicos que darão suporte ao posicionamento dos poços a serem perfurados. A maioria dos campos petrolíferos na Bacia Potiguar estão situados no interior ou nas bordas do Graben Potiguar. 

Investimentos para 2009

O Plano de Negócios da Petrobras 2009 da Petrobras prevê o investimento de R$ 1,4 bilhão na área de Exploração e Produção (E&P) de petróleo no Rio Grande do Norte. Isto representa um aumento de 16% em cima do valor aplicado em 2008, que foi de R$ 1,2 bilhão. Estes recursos serão aplicados na região, principalmente, em perfuração de poços e desenvolvimento de novos projetos, tanto para a prospecção de petróleo quanto de gás natural. 

O Rio Grande do Norte, maior pólo produtor de petróleo onshore do Brasil, identificou seu primeiro óleo em terra de maneira inusitada. Um poço perfurado em 1979 para abastecer de água quente as piscinas do Hotel Thermas, que estava sendo construído em Mossoró, produziu óleo inesperadamente. A Petrobras foi chamada e constatou que a substância era realmente petróleo.

Neste hotel, em dezembro de 1979, entrou em operação o primeiro poço em terra: o MO-14, um marco do desenvolvimento da região. A partir daí, a produção de petróleo no Estado, antes limitada às águas rasas, diversificou seu perfil e ganhou novo fôlego. Ainda em plena atividade, o poço pioneiro MO-14, situado ao lado das piscinas de águas termais, é uma das atrações do Hotel Thermas e hoje é movido a energia solar. 

Bacia de Camamu-Almada e Jequitinhonha (BA)

Existem 207 poços distribuídos pelas bacias sedimentares do Recôncavo, Camamu, Almada, Cumuruxatiba e Jequitinhonha, na Bahia. Para a produção dos 81 campos de petróleo e gás da Bahia, há uma complexa rede de instalações e equipamentos: 1.950 poços, 43 estações de coleta da produção de petróleo, três parques de armazenamento e transferência, dez estações de produção de gás não associado e 12 estações de compressores de gás. São quase três mil quilômetros de dutos. A produção na região soma 51 mil barris/dia de petróleo e 5,3 mil metros cúbicos/dia de gás natural.

Em relação aos projetos voltados para o estado da Bahia, a Petrobras anunciou a construção de duas plataformas no estaleiro São Roque do Paraguaçu (Maragogipe, BA). Para a construção da P-59 e da P-60, plataformas auto-elevatórias idênticas, com especificações para operar em lâminas d’água de até 110 m, a Petrobras está investindo US$ 502 milhões.

Outro grande projeto na Bahia é o trecho do Gasene que corta parte do estado, o Gasoduto Cacimbas- Catu (Gascac). O Gascac possui 954 km de extensão, sendo 794 km na Bahia e 160 km no Espírito Santo. O campo de Manati, na Baía de Camamu tem produção diária de 7,2 milhões m³/dia.

As Bacias de Camamu e Almada, situam-se na porção sul do litoral do Estado da Bahia. A Bacia de Camamu, abrangendo parte da planície costeira, limita-se ao norte com as Bacias de Jacuípe e Recôncavo, através das zonas de transferências de Itapoã e Barra, respectivamente. O seu limite sul com a Bacia de Almada ocorre próximo ao alto de Itacaré. A Bacia de Almada, por sua vez, limita-se ao sul com a Bacia de Jequitinhonha, através do Alto de Olivença. Estas Bacias totalizam uma área de 22.900 km² até o limite da cota batimétrica de 3.000m, sendo 16.500 km² pertencentes à Bacia de Camamu e 6.400 km² à Bacia de Almada. Até a Segunda Rodada de 

Licitações haviam sido descobertas 4 acumulações de óleo e gás na Bacia de Camamu. Estas descobertas estão representadas por dois pequenos campos terrestres: Morro do Barro (gás) e Jiribatuba (óleo), e duas acumulações marítimas: 1-BAS-64 (óleo) e 1-BAS-97 (gás).

A Petrobras está utilizando a sonda cross rig river, para explorar petróleo no campo de Dom João, em São Francisco do Conde, a 70 quilômetros de Salvador, no Recôncavo Baiano. Já foram perfurados quatro poços no campo de Dom João por meio da nova tecnologia, com produção de 200 barris por dia, mas a expectativa é que dezenas sejam instaladas de agora em diante.

Até 2012, segundo a Petrobras, a produção na bacia terá um incremento, só em terra, de 15%, superando 50 mil barris/dia, com investimentos da ordem de R$ 1 bilhão para perfuração de novos poços e recuperação e manutenção de campos maduros do Recôncavo Baiano, onde atualmente existem 1,6 mil poços em atividade, produzindo cerca de 40 mil barris/dia.

A grande expectativa produtiva, no entanto, é com a exploração marítima. Nos mil quilômetros de extensão da costa baiana, há 21 blocos exploratórios com contratos de concessão assinados, dos quais 17 contam com a participação da Petrobras. A expectativa é que desses campos marítimos seja incrementada a produção petrolífera baiana. As explorações estão sendo feitas nas bacias de Camamu - onde está localizado o campo de Manati -, Almada e Jequitinhonha.

A Petrobras realizará, no segundo semestre, novas perfurações no pré-sal, no litoral baiano. Os recursos aplicados nesta nova investida em busca de reservas petrolíferas podem chegar a US$120 milhões.

Na Bacia do Jequitinhonha, distante 74 quilômetros da costa - entre os municípios de Una e Canavieiras -, o navio Sonda realizará nova prospecção, exatamente no poço exploratório denominado BM-J-3. Já na Bacia de Camamu-Almada, na altura de Itacaré, as atenções estarão voltadas para o poço BM-CAL-5.

Os estudos preliminares já indicam bom potencial de descoberta de óleo, como no sul da Bacia do Jequitinhonha, onde a estatal já havia comprovado, no final do ano passado, a presença de hidrocarbonetos acima da camada de sal.

Nesta mesma região, a Petrobras realizou, em 2008, uma primeira perfuração, que não gerou bons resultados. Ela acontece em lâmina d’água de 2.330 metros, e a profundidade final do poço deve atingir cerca de 6.400 m.

Os investimentos em exploração na Bahia fazem parte do Plano de Negócios da Petrobras para o período 2009/2013. O total a ser aplicado no estado, no período citado, pode ultrapassar US$8 bilhões. A cifra a ser direcionada para a Bahia representa quase 1/3 do investimento estimado para o Nordeste (US$24,9 bi).

Bacia de Pelotas: exploração até 2012

A Bacia de Pelotas tem 210 mil quilômetros quadrados e se estende do Sul de Santa Catarina até a fronteira com o Uruguai, abrangendo toda a costa do Rio Grande do Sul.   

Na sexta licitação da ANP, a Petrobras adquiriu um bloco exploratório na Bacia de Pelotas, dividido em seis células, de cerca de 3,9 mil quilômetros quadrados de área, com prazo até novembro de 2012 para efetuar a sua exploração. Até hoje, já foram investidos cerca de US$ 100 milhões em pesquisas realizadas na Bacia de Pelotas e ainda não se verificou a ocorrência de gás natural ou de petróleo.

Bacia Sergipe-Alagoas: novidades para 2010

A Petrobras espera começar no primeiro semestre do próximo ano a perfuração do primeiro dos 15 poços de exploração no Polígno de Águas Profundas, localizado na Bacia de Sergipe-Alagoas. “Queremos ampliar as fronteiras em águas profundas, pois o potencial de Sergipe é muito bom e o petróleo é de excelente qualidade”, afirmou o gerente de Exploração da UN-SEAL, Sérgio Luciano Freire. 

A empresa realizou em maio deste ano audiência pública para apresentar o projeto, segundo passo dado para conseguir licença ambiental para o projeto. Anteriormente, a companhia já havia elaborado o Estudo de Impacto Ambiental (EIA). A partir de agora cabe ao Ibama analisar o pedido de licença ambiental.  “A nossa expectativa é poder iniciar a primeira perfuração no começo de 2010 para que os 15 poços projetados estejam perfurados ao longo dos próximos seis anos”, revela Sérgio Luciano.

O Polígono de Águas Profundas está situado ao sul de Sergipe, a uma distância aproximada entre 20 quilômetros e 100 quilômetros da costa, onde a profundidade da água varia entre 400 metros a 3.000 metros. Para evitar possíveis impactos serão implementados projetos como Controle da Poluição, Plano de Emergência Individual, Educação Ambiental nas comunidades, e de Monitoramento Ambiental.

A Petrobras acredita que a exploração dos 15 poços confirme o exemplo bem sucedido do campo de Piranema, localizado numa área muito próxima, onde a produção em águas profundas é uma realidade desde 2007, já tendo produzido um acumulado de quase 4 milhões de barris de óleo leve, muito valorizado no mercado. Segundo o gerente Sérgio Lujciano, dos sete poços perfurados em Piranema, dois já estão produzindo e os outros aguardam apenas serem interligados à plataforma.

Com investimentos previstos de R$ 35,716 milhões para os próximos anos, a Bacia Sergipe-Alagoas possui 39 campos de óleo e gás em produção e desenvolvimento, sendo 30 deles em terra. O mercado offshore da Bacia ainda corresponde a uma parcela pequena da produção de petróleo offshore nacional - cerca de 0,51% (incluindo o líquido de gás natural) - e 6,47% da produção de gás natural do país em mar. 

A área é considerada uma bacia madura, e por isso não desperta tanto interesse de novos investidores. Na quarto leilão da rodada de licitações da Agência Nacional de Petróleo, em 2008, apenas nove dos 44 blocos oferecidos arrematados. A Petrobras levou três dos blocos; a Sinergy, do Panamá mais três, um ficou para a colombiana Integral de Serviços Técnicos (IST), um para a brasileira Nord Oil e outro para a também nacional Severo Villares.  

De acordo com a ANP, a bacia Sergipe-Alagoas, localizada no nordeste brasileiro, contém um volume estimado de 542,72 milhões de metros cúbicos  de óleo e 51,98 bilhões de metros cúbicos de gás. A área terrestre da bacia é de 12.619 km2. A bacia está situada em Alagoas, entre os municípios de Campo Alegre, Coruripe, Igreja Nova, Penedo, Piaçabuçu, Teotônio Vilela, Jaquiá da Praia.

Mercado local de fornecimento ainda é tímido

O funcionamento de Piranema e as perspecticas com o Polígono de Águas Profundas renova as oportunidades para empresas fornecedoras da cadeia. Isso porque mesmo sendo sede do primeiro campo offshore do país – o Guaricema, em 1968 -, o estado possui limitações na questão do suprimento de bens. 

Ciente destas limitações, empresários de Sergipe uniram forças e criaram a Rede de Cooperação da Cadeia Produtiva do Petróleo e Gás em Sergipe (Rede PetroGás-SE), após diagnóstico da Cadeia de Petróleo e Gás. A Rede é composta por instituições de fomento, universidades, governos, grandes e médias empresas lideradas pela Petrobras e pequenas empresas fornecedoras.

O principal objetivo é integrar os diversos atores em ações que propiciem o desenvolvimento da cadeia produtiva do petróleo e gás, estimulando a ampliação e abertura de novos empreendimentos. Desde a criação da Rede, foram desenvolvidas diversas atividades visando à inserção competitiva das empresas afiliadas. 

Uma das principais reinvindicações dos empresários da Bacia Sergipe-Alagoas é a expansão do Terminal Marítimo Inácio Barbosa, em Barra de Coqueiros, que não tem capacidade de atender ao mercado offshore. A capacidade de carga do Terminal atingiu o limite máximo, estando impossibilitado de atender novas demandas da indústria sergipana. O Governo do estado já iniciou negociações com a Petrobras e com a Vale para firmar parcerias para a ampliação do Terminal.

Região Norte: petróleo sai da terra

Cerca de uma dezena de bacias sedimentares estão situadas na Amazônia Legal Brasileira, perfazendo quase dois terços dessa área territorial. Três delas - bacias do Solimões, Amazonas e Paranaíba - são as mais importantes, não só pelo tamanho - juntas ocupam aproximadamente 1,5 milhão de quilômetros quadrados - mas principalmente pelo seu potencial.  

A bacia do Solimões é a terceira bacia sedimentar em produção de óleo no Brasil, com uma reserva de 132 milhões de barris de petróleo. No entanto, a principal vocação da Amazônia é o gás natural. O estado do Amazonas tem a segunda maior reserva brasileira de gás natural do país, com um total de 44,5 bilhões de metros cúbicos. Nas outras duas bacias também têm sido encontradas acumulações de gás. 

Em outubro de 1986, o sonho de prospecção petrolífera na Amazônia tornou-se realidade com a descoberta da província do Urucu, a 600 quilômetros de Manaus. Dois anos depois, o óleo já estava sendo escoado por balsas, através do rio Solimões, até a Refinaria Isaac Sabbá (UN-Reman), na capital do estado. Em 1998 teve início a operação do poliduto, com 285 Km de extensão, entre Urucu e Coari, cidade mais próxima da base petrolífera. O petróleo de Urucu é considerado o de melhor qualidade no país e dele são produzidos, principalmente, derivados mais nobres (de alto valor agregado) como diesel e nafta 

A região Amazônica já é auto-suficiente em petróleo e parte de sua produção é exportada para outras refinarias da Petrobras, localizadas em diferentes regiões do país. Cerca de 92% da capacidade da UN-Reman é ocupada pelo petróleo de Urucu. 

A exploração de petróleo na Amazônia, como também a atividade de produção, é mais difícil que em outras áreas terrestres do Brasil. As dificuldades operacionais estão relacionadas à localização das bacias, especialmente as do Solimões e Amazonas. Elas estão situadas em áreas remotas e florestadas, de difícil acesso, com muitas reservas indígenas e florestais, o que causa restrições operacionais e legais.

Exploração offshore ainda é sonho distante

De acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP), a quem as empresas operadoras (players) precisam prestar conta no caso de descobertas, na porção offshore da região foram detectados indícios de hidrocarbonetos (óleo e gás). Mas só quando acabar a fase de exploração, período em que são feitos os estudos sísmicos e a perfuração de poços é que se terá idéia do potencial de produção no mar. 

Por enquanto, o forte mesmo na região é a exploração em terra, setor que já está organizado, principalmente devido ao trabalho realizado pelo Programa Cadeia Produtiva de Petróleo & Gás (PCPP&G), resultante do convênio entre a Petrobras e o Sebrae do Amazonas, em prol do desenvolvimento dos fornecedores locais.                                            

Fonte: Revista Negócios Offshore - Janira Braga

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