PETROBRAS

P E T R O B R A S

Foto: Agência Petrobras Plataforma começa a extrair petróleo do campo de Tupi, na Bacia de Santos

Estimativa de grandes reservas na região
do pré-sal faz governo propor
mudanças no marco regulatório

Bia Teixeira

Ao completar 56 anos, a Petrobras enfrenta enormes desafios não só em terra e mar, mas também na bacia de interesses da política. Maior exploradora em águas profundas, detendo 23% das operações mundiais nesta área, a estatal terá participação garantida em todos os projetos do pré-sal. Esse é o desejo do governo federal, que mandou ao Congresso Nacional um pacote com quatro projetos de lei para mudar as regras atuais da exploração e produção de petróleo, nas quais vigora o instrumento de concessão desde a quebra do monopólio estatal, em 1997.

Pela proposta apresentada, a estatal deverá ser a única operadora, com uma participação de no mínimo 30%, nos blocos ainda a ser licitados que estiverem na área de abrangência do pré-sal – uma província petrolífera de nada menos que 149 mil quilômetros quadrados, dos quais 107,228 mil km² (72%) ainda não estão sob regime de concessão. Ou seja: pertencem à União.

Estes são os números do “Novo Marco Regulatório Pré-sal e Áreas Estratégicas”, elaborado pelo CNPE, que define a província como toda a área onde há possibilidade de ocorrências de reservas no pré-sal, sem indicar, em nenhum momento, a possibilidade de um reservatório único. Estes 72% da área, quando licitados, serão explorados sob o regime de partilha – mudança regulatória que se aplicará a outras áreas consideradas estratégicas, ainda não licitadas. E tampouco definidas. É bom lembrar que a Petrobras detém participação hoje equivalente a 24% da área total do pré-sal, ficando apenas 4% nas mãos de outras companhias.

Na realidade, a Petrobras poderá ter mais de 30% de cada bloco do pré-sal a licitar, uma vez que as novas regras estabelecem que a União poderá contratar exclusivamente a estatal ou, se quiser, fará licitações para dar acesso às demais companhias petrolíferas aos 70% restantes de participação.

A proposta é fruto de catorze meses de discussão dentro do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), um órgão de assessoramento do Presidente da República que tem como principal função formular políticas e diretrizes na área de energia. E deverá ter um período muito maior de discussão no Congresso Nacional, pois trata não somente do papel da Petrobras no pré-sal e da criação de uma segunda estatal para gerenciar essa riqueza – a Petrosal (nome provisório). Também está em jogo a questão dos royalties e das participações especiais, disputadas não somente pelos estados produtores como também por aqueles que não têm reservas de petróleo e, em alguns casos, nem mesmo costa marítima.

É nesse cenário que a Petrobras se movimenta, tanto no Brasil como no exterior, onde os executivos da companhia vêm apresentando o novo marco regulatório, assegurando ter condições de explorar o pré-sal. Mas deixando sempre uma porta aberta para investidores e eventuais parceiros contribuírem para bancar os altos custos de exploração de uma riqueza ainda não totalmente mensurada, mas que já indica que o país dobrará suas reservas (hoje, de 14 bilhões de barris) e também sua produção até 2020.

“Vamos fazer em doze anos o que a Petrobras fez em 54 anos”, tem repetido inúmeras vezes o presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli. Uma vez que a Petrobras completou 54 anos em 2007, esta contabilidade se refere ao período de 2008 a 2020. Portanto, leva em consideração a produção média diária, no ano passado, de 1,854 milhão de barris de petróleo e LGN (liquefeito de gás natural), chegando a 2,4 milhões de barris de óleo equivalente (boe/dia), computados também o gás natural e a produção internacional da Petrobras.

A média deste ano está em 1,958 milhão de barris de petróleo e LGN, e mais de 2,5 milhões de boe/dia. No entanto, acredita-se que quando liberar os resultados de setembro, a Petrobras terá entrado no seleto clube de empresas que produzem 2 milhões de barris em casa. Mas Gabrielli olha mais além, nas metas da companhia, que pretende produzir mais de 5,7 milhões de boe/dia em 2020, mais do que o dobro da produção atual, que está projetada para superar os 2,7 milhões de barris até o final do ano. Um crescimento médio de 8,8% ao ano, o maior da indústria mundial.

Deste total, a produção brasileira será de mais de 5 milhões de boe/dia, dos quais 1,853 milhão de barris de petróleo por dia (bpd) virão do pré-sal. “Não temos a expectativa de uma grande produção nestes primeiros anos e sim a partir de 2013”, afirma Gabrielli. Na ponta do lápis, se isso se realizar, a estatal estará atingindo, somente no pré-sal, a sua atual produção nacional de petróleo.

Mistério no fundo do mar – Para atingir essa meta ambiciosa, a Petrobras prevê investimentos de US$ 111,4 bilhões, dos quais US$ 98,8 bilhões na Bacia de Santos e o restante na Bacia Capixaba. Está prevista a entrada em operação de 15 plataformas até 2013 e mais 30, até 2020. No mínimo dez plataformas serão alocadas para o pré-sal, podendo chegar a um terço do total de unidades produtoras, ou até mesmo metade, dependendo dos resultados obtidos no período.

No momento, está em curso o teste de longa duração (TLD) de Tupi, além da produção do pré-sal no Parque das Baleias, na costa do Espírito Santo, no campo de Jubarte. E já houve sinais de que as coisas não serão fáceis. Não somente pelos desafios tecnológicos da empresa, como também de seus fornecedores de bens e serviços.

Quatro dias depois de anunciar o início do refino de óleo de Tupi, na refinaria de Capuava (Recap), na Grande São Paulo, a empresa informou ter detectado “um problema de fabricação nos parafusos de fixação” da árvore de natal molhada (equipamento submarino de controle de fluxo de poços), fornecida pela multinacional Cameron. Ressalvando que uma inspeção submarina não detectou vazamento de óleo ou dano, a companhia decidiu substituir de imediato o equipamento, incluindo a base

Foto: Agência Petrobras Refinaria de Capuava processa o óleo leve de Tupi

adaptadora, que fica na cabeça do poço. O curioso é que a Petrobras não fez grande alarde sobre essa falha ou defeito de fabricação de um projeto que custou vários milhões de dólares. Técnicos afirmam que isso se deve ao fato de a falha não ter sido encontrada em Tupi, mas em uma operação na costa capixaba – Jubarte ou Golfinho –, fazendo tremer a estatal, que optou por parar tudo.

Afinal, o óleo vem sendo extraído em condições bastante severas: profundidade de água de 2.140 metros, mais de 3.000 metros a partir do fundo do mar, abaixo de 2.000 mil metros de camada de sal e a uma distância de 300 km da costa do estado de São Paulo.

O poço foi fechado para início da intervenção no dia cinco ou seis de julho, pouco mais de dois meses após entrar em operação. Correndo contra o relógio a Petrobras conseguiu retomar o TLD em dois meses, no dia cinco de setembro, com a instalação de novos equipamentos, previamente testados. Reiniciou assim a produção de um petróleo leve, de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de enxofre, que é primordial para ampliar o conhecimento da Petrobras e das parceiras (BG Group, com 25%; e Galp Energia, com 10%) sobre este tipo de reservatório. “O processamento desse petróleo será importante para avaliar o rendimento e a qualidade dos derivados produzidos”, informou a estatal.

Equacionado o ‘problema de parafuso’, a estatal espera não se deparar com novos defeitos de fabricação, uma vez que a cadeia de fornecedores foi alertada para intensificar seu controle de qualidade em todas as etapas de produção de bens e serviços. Esta poderá ser uma das atribuições do grupo técnico do pré-sal que a Petrobras vai integrar, a convite da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

O convite foi comunicado pela estatal no dia 7 de agosto, mesmo dia em que fez comunicado afirmando desconhecer qualquer proposta que a colocasse como operadora única do pré-sal. Na realidade, isso só seria confirmado no final do mês, no dia 31 de agosto, quando o governo apresentou seu pacote regulatório – inicialmente em regime de urgência, pleito logo abandonado em virtude da resistência encontrada dentro e fora do Congresso, por se tratar de uma proposta que afeta tantos interesses: econômicos e políticos, nacionais e estrangeiros.

Ao mesmo tempo, a empresa espera manter seu nível de acerto no pré-sal: o documento apresentado pelo governo confirma que na região do pré-sal, que se estende da Bacia do Espírito Santo até a Bacia de Santos, a Petrobras perfurou 31 poços, com 87% de taxa de sucesso. Ou seja, pelo menos quatro poços não deram em nada.

Com uma ressalva: foi de 100%, de acordo com o governo, a taxa de sucesso da estatal na Bacia de Santos, onde foram perfurados 13 poços. Quem se deu mal foi a norte-americana Exxon e a britânica BG, que perfuraram os dois únicos poços secos confirmados na Bacia de Santos. É bom lembrar que ambas são parceiras da Petrobras nesses projetos, mas detêm a responsabilidade pela fase exploratória.

Mas há boatos de um poço seco perfurado pela Petrobras, no bloco BM-S-17, jamais confirmado – a empresa alega apenas que interrompeu, por duas vezes, a perfuração por problemas técnicos. A Petrobras prefere atentar para o seu sucesso em novas descobertas, a última delas, em meados de setembro, no bloco BM-S-9, por meio do poço Abaré Oeste, na área de avaliação de Carioca. Foi o quarto poço perfurado com sucesso neste bloco. Também está em avaliação a área de Guará. Esta, por sua vez, já havia confirmado na semana anterior uma altíssima produtividade dos reservatórios: vazões da ordem de sete mil bpd, volume limitado pela capacidade dos equipamentos do teste. A estimativa de produção inicial de um poço está sendo estimada em cerca de 50 mil barris de óleo por dia. Os dados confirmam reservas recuperáveis na faixa de 1,1 bilhão a 2 bilhões de barris de óleo leve e gás natural, com densidade em torno de 30º API.

Refinarias complexas – Se na exploração e produção do pré-sal o ambiente é tenso, o mesmo acontece na área do refino, que perdeu espaço nas páginas dos jornais por causa do estrondo provocado pelas contínuas descobertas no pré-sal. Enquanto o parque de refino, com onze refinarias em operação, continua em obras, seja para expansão da capacidade produtiva ou modernização, os novos projetos demoram a decolar, como é o caso do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e da Refinaria Abreu e Lima. E já atraem os olhos do Tribunal de Contas da União (TCU). A refinaria de Pernambuco (nomeada Abreu e Lima) teve seus custos praticamente triplicados em uma revisão não anunciada, mas que estaria prevista

nas entrelinhas dos planos de negócios da estatal, revistos anualmente. Esses números ganharam o noticiário quando o TCU solicitou informações sobre diversas obras, entre as quais as desta unidade.

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A primeira refinaria criada pela Petrobras em mais de duas décadas – não computando o Comperj, um ativo da área petroquímica – é fruto de uma parceria entre a Petrobras e a empresa estatal venezuelana de petróleo, a PDVSA, cujo contrato final ainda não foi assinado. Inicialmente, seria uma joint venture. Mas já se fala na participação majoritária da Petrobras, que pode se tornar integral (100%) caso o governo da Venezuela não cumpra o acordo.

Esse projeto é mais conhecido como Refinaria do Nordeste, embora já existam outras em atividade na região (Lubnor, no Ceará e em Sergipe, e a baiana Landulpho Alves, a RLAM, a segunda no país em capacidade instalada, para 279 mil barris/dia).

A previsão de investimentos era de US$ 4,06 bilhões, “com variação de -15% a +30%, com base na taxa de câmbio de R$ 2,50/US$”, de acordo com a área de Relações com Investidores da Petrobras. Com a conclusão do projeto conceitual (Fase II), no apagar das luzes de 2006, a estatal projetava a entrada em operação da unidade, com capacidade de processamento de 200 mil barris de petróleo pesado por dia, para o segundo semestre de 2010, atingindo a carga plena em 2011.

No entanto, muita coisa mudou entre 2007 e 2009, incluindo a crise internacional. No desenvolvimento da fase de projeto básico (Fase III), o grau de definição dos requisitos técnicos e de planejamento do projeto foi incrementado. E muito. A capacidade de processamento foi elevada para 230 mil barris por dia (15% a mais), e as unidades foram adaptadas para atender aos novos requisitos de qualidade dos derivados. Isto é: o projeto ganhou um novo sistema de tratamento de enxofre e de diminuição de emissões de gases tóxicos.

Com isso, o cronograma de implantação e o perfil dos investimentos sofreram alterações. O início da operação foi adiado em um ano, ficando para 2011. O salto maior apareceu nos custos, agora estimados em US$ 12 bilhões (o triplo do inicial), com variação de -10% a +20%. Tal investimento ainda não recebeu o aval final da diretoria, que ainda quer renegociar e baixar custos.
O diretor de Abastecimento, Paulo Roberto Costa, já alertou, no início deste ano, que alguns preços apresentados em licitações estavam acima do esperado. E vem reafirmando que a empresa “não admitiria contratações a qualquer custo”. Algumas licitações foram canceladas e novos processos licitatórios foram abertos, com a expectativa de reduzir em 30% o valor total desses pacotes. Mas o índice de possíveis reduções na obra completa não deve chegar a mais de 10%.

“A melhor definição do escopo técnico das unidades, o incremento do conhecimento das características do petróleo a ser processado e a análise dos resultados das simulações de refino permitiram o redimensionamento da capacidade de processamento e a identificação de alterações para otimizar o desempenho técnico e econômico da Refinaria”, informa o diretor da estatal.

Segundo a direção da companhia, tal valor é perfeitamente compatível com os custos de construção de uma refinaria, hoje na faixa de US$ 50 mil por barril de capacidade. Na previsão inicial, essa relação era de US$ 20 mil por barril de capacidade. Pesaram nesse aumento principalmente três fatores. Primeiro, a ampliação da capacidade e a inclusão de novos sistemas para melhoria da qualidade dos derivados. Também houve um aumento significativo dos preços dos equipamentos e serviços em comparação com os originalmente orçados em função do aquecimento da indústria do petróleo, decorrente da elevação das cotações internacionais dos hidrocarbonetos ao longo dos últimos anos. Por último, a Petrobras aponta a depreciação do dólar perante o real, pois a maior parte dos investimentos contratados será feita em moeda nacional; na conversão, o montante em moeda norte-americana aumenta. Já na exploração, o problema está nos preços crescentes em dólares.

Em meio a tantas controvérsias, no final de setembro chegou ao porto de Suape, em Pernambuco, o primeiro lote de equipamentos, vindos diretamente de Houston (Texas, Estados Unidos). São as oito dessalgadoras de 130 toneladas cada, com 4 m de diâmetro por 32 m de comprimento, que irão compor a Unidade de Destilação Atmosférica (UDA) da refinaria pernambucana. Esses equipamentos têm a função de “lavar” o petróleo, sob condições controladas, para dissolver sais, diluir a água residual que vem das unidades de produção e remover parte das impurezas insolúveis em água, por sistema de arraste (separação de um componente de uma mistura por meio de uma corrente de fluido) na fase aquosa. Ou seja, irão desidratar e dessalinizar o petróleo pesado para ser refinado.

Armazenados em local previamente preparado no terreno da unidade, embora só venham a ser instalados no próximo ano, eles começam a dar vida à imensa área terraplenada que vai abrigar a nova refinaria. Onde antes havia apenas tratores e retroescavadeiras, haverá agora movimentação de guinchos, içamentos e as operações de logística, transporte e armazenagem necessárias para dar suporte às obras.

Será a primeira unidade de refino a receber uma carga 100% de petróleo pesado (40% a 50% da Venezuela e o restante de óleo nacional), além do Comperj, que processará óleo pesado para gerar produtos petroquímicos. A refinaria, que ocupa uma área total de 6.300.000 m² e vai empregar, quando em operação, 1.500 profissionais, produzirá GLP (gás liquefeito de petróleo, o gás de cozinha), nafta petroquímica, diesel, bunker (combustível para navios) e coque, com vistas a atender principalmente o mercado local e complementar o abastecimento das regiões Norte e Nordeste. Será a quinta maior em capacidade, depois da Replan (365 bpd), Rlam, Revap (251 bpd) e Reduc (242 bpd).

O fato é que ela marca também a desconcentração do refino das regiões Sul e Sudeste, que abrigam mais de 70% da capacidade instalada, com quatro refinarias em São Paulo, uma no Rio, outra no Paraná e uma no Rio Grande do Sul, sem contar a mineira Regap, com 151 bpd. E está localizada estrategicamente no Complexo Industrial e Portuário de Suape, no município de Ipojuca, região metropolitana de Recife, onde além da indústria química e petroquímica, segue em ritmo acelerado a construção do maior estaleiro das Américas, o Atlântico Sul.

Na esteira deste empreendimento estão outras três unidades: a Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC) e duas refinarias Premium, nos estados do Maranhão e do Ceará, ainda sem local definido. A Petrobras fez uma parceria com a empresa japonesa Mitsui & Co. LTD. para realizar estudos conjuntos que facilitem a análise da viabilidade de implantação da unidade cearense. Outro memorando, desta vez com a Marubeni Corporation, vai avaliar o projeto da Refinaria Premium 1, no Maranhão.

A única que começa a sair do papel é a RPCC, que vai operar após as adequações nas instalações já existentes no Polo Industrial de Guamaré-RN, onde já é produzido GLP, conhecido como gás de cozinha, diesel e querosene de aviação (QAV). O governo do Rio Grande do Norte concedeu, nos primeiros dias de outubro, licença para o início das obras de ampliação da planta, que passará a produzir gasolina e diesel com qualidade internacional, além de nafta petroquímica, já no próximo ano.

Ainda que vá se tornar apta a refinar petróleo pesado e leve, na primeira fase vai processar apenas o petróleo extraído na bacia potiguar, com capacidade de processamento de 30 mil bpd. Com a produção de 4,5 mil barris diários de gasolina, o estado se tornará autossuficiente no combustível.

A unidade potiguar é uma das cinco unidades de refino projetadas pela Petrobras para elevar sua produção em 1,2 milhão de barris/dia até 2015. Atualmente, a capacidade de refino da estatal no país é de 1,9 milhão bpd, volume superior à demanda nacional de derivados, atualmente em torno de 1,8 milhão de barris/dia. Várias refinarias estão em obras de ampliação e modernização, como a Repar (R$ 7,2 bilhões, em torno de US$ 3,8 bilhões), no Paraná, onde a Petrobras tem o maior campo de obras do estado, e a Replan, em São Paulo (US$ 3,5 bilhões até 2013), entre outras. Somente na área industrial da Repar estão em construção 19 novas unidades que vão produzir coque de petróleo, propeno, hexano, gasolina, diesel e gás de cozinha.

A expansão da capacidade de refino é mandatória para fazer frente ao aumento de produção, embora hoje as refinarias ocupem menos de 90% da capacidade instalada. Por enquanto, o que se observa é que o parque de refino da Petrobras teve um aumento de mais 200 mil barris em sua capacidade, mais por conta da aquisição de refinaria no exterior. Em carga processada, a variação também é pequena, tendo passado de 1.891 mil bpd em 2006 para 2.044 mil bpd no ano seguinte, caindo para 1.976 mil bpd em 2008. Para este ano, a média está em 1.983 mil bpd.

Em compasso de espera – Dos US$ 174 bilhões de investimentos previstos no Plano de Negócios 2009-2013, US$ 43,4 bilhões são para a área de Abastecimento, incluindo os empreendimentos em refino e petroquímica. O maior projeto individual de todos era, até a revisão dos investimentos da refinaria do Nordeste, o Comperj, que, por enquanto, prevê investimentos da ordem de US$ 8,4 bilhões.

O Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro, que terá capacidade para processar 150 mil barris/dia de óleo pesado nacional, está previsto para entrar em operação em 2012. No entanto, está com somente 42% da terraplenagem concluída, depois de novo acordo feito pela estatal com o consórcio CTC (formado pelas construtoras Andrade Gutierrez, Norberto Odebrecht e Queiroz Galvão).

Estima-se uma economia para o país de mais de US$ 2 bilhões/ano em divisas, graças ao maior processamento de petróleo nacional, sem a necessidade de importar óleo mais leve para o mix, e à redução da importação de derivados, como a nafta, e de produtos petroquímicos.

A fim de ampliar sua participação na área petroquímica, a Petrobras vem fazendo algumas alterações em suas plantas de refino. Em maio deste ano inaugurou a unidade de separação de propeno da Replan, refinaria que completou 37 anos de atividade. Foram investidos US$ 275 milhões na unidade, que produzirá 265 mil toneladas de propeno por ano, abastecendo o mercado petroquímico com o propeno grau polímero. Com demanda crescente em torno de 6% ao ano, esta matéria-prima é largamente utilizada na

Foto: Agência Petrobras Replan, em ampliação, concluiu unidade de propeno

produção de polipropileno, resina termoplástica usada na fabricação de brinquedos, copos plásticos, embalagens para alimentos, remédios e produtos químicos. A unidade abastece a vizinha Braskem – Unidade Paulínia por meio de dutos.


Com unidades similares nas refinarias RLAM, Reduc, Revap, Recap e Refap, a Petrobras passou a ter, com a unidade de Paulínia, uma produção de 900 mil toneladas/ano, o que representa 37% da produção nacional. Falta ver quando o Comperj vai começar a avançar, com espírito olímpico, para mostrar, efetivamente, que poderá entrar em operação antes da Copa do Mundo. Há muito caminho a percorrer para se chegar lá.