Tamanho do texto

A Petrobrás lança em dezembro um plano diretor para a área do pré-sal na Bacia de Santos, que definirá todo o sistema logístico e de escoamento do petróleo e gás produzidos na região. Até 2017, ano considerado chave para estes projetos, a meta é concluir a primeira fase (1A) de desenvolvimento das jazidas, alcançando uma capacidade instalada de 1,26 milhão de barris por dia.

A produção, porém, não estará neste nível, por causa do declínio natural dos campos.

O gerente executivo do pré-sal da companhia, José Formigli, divulgou ontem o plano, que prevê a entrada em operação de todas as dez plataformas que a Petrobrás pretende contratar este ano. No caso do gás, disse ele, durante palestra na Rio Oil & Gas, a tendência é que a companhia combine o uso de gasodutos com a produção de gás natural liquefeito nas plataformas de produção, alternativa que garante maior flexibilidade no transporte.

A Petrobrás já encomendou quatro plataformas para projetos-piloto nas descobertas. Duas já estão contratadas e serão colocadas em Tupi. As duas restantes serão afretadas e dependem ainda de negociações com os sócios. Além disso a estatal anunciou a compra de oito plataformas de produção, com capacidade para até 120 mil barris por dia cada. A licitação deve ser lançada em outubro. Os locais onde serão instaladas também não foram definidos, disse Formigli.

Em palestra no congresso de petróleo, que está sendo realizado no Riocentro, Formigli apresentou o cronograma de avaliação das oito descobertas da região, segundo negociações que estão sendo finalizadas com a Agência Nacional do Petróleo (ANP): Tupi, com reservas entre 5 e 8 bilhões de barris, tem de ser avaliado até dezembro de 2010; Carioca, até 2011; e Júpiter, no ano seguinte. Já os projetos Guará e Caramba têm prazo até 2012.

Os três planos de avaliação ainda não aprovados pela agência - Bem-te-vi, Iara e Júpiter - devem ser concluídos em 2014. Na fase de avaliação, o concessionário ganha prazo para aprofundar os estudos sobre o potencial das reservas, com a perfuração de poços ou a produção em fase de testes.

Para a segunda fase, a 1B, além de 2017, a companhia ainda avalia novas tecnologias de produção e escoamento, que serão divulgadas no plano diretor. Formigli, no entanto, afirmou que o plano deve ser revisto anualmente, de acordo com os resultados obtidos pela avaliação dos projetos. A primeira fase de produção, disse, será fundamental para conhecermos o comportamento dos reservatórios: qual a taxa de declínio da produção, quais os tipos de fluido que produzem, dentre outros fatores.

Um grande desafio, segundo o executivo, são as altas taxas de gás carbônico encontradas nos reservatórios. "Misturado à água, o gás carbônico vira ácido carbônico, que é altamente corrosivo", explicou. Por isso, a companhia já estuda com os fabricantes de dutos o desenvolvimento de novos materiais mais resistentes à corrosão. O gás carbônico extraído junto ao óleo ganhará um "destino verde", nas palavras de Formigli. "Uma das alternativas é reinjetar nos poços. Não queremos lançá-lo na atmosfera." Os primeiros dados sobre produção na região serão divulgados junto ao planejamento estratégico da companhia, previsto para as próximas semanas. A Petrobrás montou um grupo para avaliar o pré-sal de forma global, desde a produção até o refino e comercialização do petróleo e gás produzidos.

Parte do gás será escoada por gasoduto até a plataforma de Mexilhão, alçada ao posto de hub da produção de gás na porção norte de Santos e ao sul de Campos. Outra parte deve ser transformada em GNL ou combustíveis nas plataformas. O primeiro gasoduto já foi projetado.

    Faça seus comentários sobre esta matéria mais abaixo.