Petróleo e gás: Planos para área já licitada incluem nova logística para o transporte das pessoas e dos fluidos

        Tupi é emblemático. Com ele, o pré-sal da bacia de Santos tornou-se o centro de um polo com vários reservatórios e a Petrobras mudou de patamar pelo volume de reservas estimadas e pelo valor de mercado. Entre o antes e o depois de Tupi, o valor da estatal saltou de US$ 93,2 bilhões (em outubro de 2006, quando foi concluído o poço pioneiro de Tupi), para US$ 197 bilhões em outubro de 2010.
        Tupi - cuja comercialidade precisa ser declarada até sexta-feira - deverá chegar ao fim de 2011 produzindo 100 mil barris/dia de petróleo e até 5 milhões de metros cúbicos de gás. Junto com a plataforma Cidade de Angra dos Reis (instalada em Tupi em outubro), os planos para a região do pré-sal já nas mãos da estatal e seus sócios incluem a chegada de mais dez plataformas (até 2016), um novo gasoduto de 350 a 400 quilômetros para escoar o gás da região de Tupi e entorno e novas estratégias logísticas, incluindo estações intermediárias com capacidade para armazenar (em alto mar) grandes quantidades de petróleo.
        Quando virar campo, Tupi também deverá mudar de nome. Há quem aposte que se chamará Lula, já que a regra do Ibama é que os nomes dos campos venham da fauna marinha. Qualquer que seja o nome, ele detém o recorde de ser o que mais cedo entrou em produção, ainda que em fase de testes: menos de três anos entre a conclusão do primeiro poço, anunciado em outubro de 2006, e o início do teste de longa duração, em abril de 2009. Antes dele, a média era de a cinco a sete anos entre a descoberta e o primeiro óleo.
        Desde 2009, quando começou o teste de longo duração de Tupi (ainda com a plataforma Cidade São Vicente) já foram produzidos mais de 7 milhões de barris de petróleo e gás na área. Para chegar aos 100 mil barris/dia, a Petrobras prevê a conexão gradual de seis poços produtores de petróleo, um poço injetor de gás, um injetor de água e outro capaz de injetar, alternadamente, água e gás.
        Além da plataforma de Tupi estão previstas mais dez plataformas na área do pré-sal, sendo dois pilotos para produção antecipada em Guará (2013) e Tupi Nordeste (2014). Entre 2015 e 2016 virão as outras oito plataformas chamadas na Petrobras de "replicantes" - projetos quase idênticos, mas não iguais - a serem construídas no estaleiro Rio Grande.
        Além do petróleo, Tupi também vai produzir gás natural. José Formigli, gerente-executivo de Exploração e Produção da Petrobras para o pré-sal, explica que a transferência de gás de Tupi para Mexilhão só será possível para os três primeiros pilotos (Tupi, Guará e Tupi Nordeste), limitada a 10 milhões de metros cúbicos por dia de gás. "Temos que ter outra rota em 2014, quando entrar o primeiro replicante, já que o último piloto entra em 2013", explica.
        Para escoar a produção adicional de gás, uma das soluções é construir um novo gasoduto de 350 a 400 quilômetros saindo de Tupi-Iracema direto para Cabiúnas (RJ) , onde a Petrobras já opera estação de tratamento e poderá receber volumes adicionais sem necessidade de obra grandiosa. O projeto já está quase pronto e, segundo Formigli, só falta "terminar algumas curvas". Ele terá capacidade para transportar de 11 a 13 milhões de m3/dia.
        Antes dessa fase, o gás excedente servirá para gerar energia a bordo da plataforma de Tupi e ser reinjetado ou exportado para terra por gasoduto até a plataforma de Mexilhão. De lá ele será escoado para a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em Caraguatatuba (SP), onde será tratado e distribuído ao mercado. Para não queimar o gás, a Petrobras estuda plantas de liquefação de gás embarcadas, ou FSOs de gás - antes conhecidas pela sigla Gás Natural Liquefeito Embarcado (GNL-E).
        Formigli lembra que a infraestrutura de gás é complexa, já que na concepção ela precisa vir junto de um projeto para comercialização do insumo, para que ele possa ser monetizado. No momento, os estudos econômicos indicam que os FSOs de gás serão instalados nos testes de longa duração (TLDs).
        Depois de explorar toda a bacia de Campos usando como base o aeroporto de Macaé (RJ), o pré-sal de Santos vai contar com cinco bases de apoio aéreo: Cabo Frio, Jacarepaguá, Itaguaí (todos no Rio), Itanhaém (SP) e a base aérea de Santos. Para apoio marítimo serão usados os terminais dos portos de Macaé, Rio de Janeiro, Itajaí, Itaguaí e a base de Santos, onde o aeroporto já está pronto.
        A Petrobras também está analisando a criação de "plataformas-hub", uma espécie de rodoviária no mar, onde as pessoas chegarão de transporte marítimo e sairão de helicóptero até as plataformas. A estatal ainda esbarra em projetos de embarcação com estabilidade suficiente para permitir essa movimentação de barcos, helicópteros e pessoas. "Todo mundo acha que é óbvio, mas não é. E o preço? Já foi oferecido até um porta-aviões. Só que um porta-aviões se ficar parado tem o péssimo hábito de ficar virando de um lado para outro. Tem casco fininho porque precisa ter velocidade, e quando para, rola. E aí o helicóptero não pousa", afirma o executivo.
        Esse é apenas um dos desafios de engenharia e projetos que a Petrobras está enfrentando para desenvolver a produção de petróleo no pré-sal. A empresa já está implantando o conceito de "hubs" na bacia de Campos onde rebocadores podem se abastecer em navios gigantes da Petrobras capazes de suprir combustível para várias embarcações durante vários dias. Mas para atender tantos navios indo e vindo para as plataformas do pré-sal esse modelo causaria o que Formigli chama de "engarrafamentos" em alto mar. Para estudar isso, a companhia criou um grupo de trabalho chamado Gerenciamento Integrado de Operações (GIOP). Mas é para o futuro.
        No curto prazo, a Petrobras trabalha para permitir que seus sócios em Tupi (BG, com 25% e Galp, com 10%) e Guará (BG com 30% e Repsolcom 25%) possam ter acesso ao petróleo. Toda a produção da fase de testes de Tupi foi vendida à Petrobras.
        Para ficar com sua parte na produção os sócios poderão retirar sua parte do óleo por meio de navios aliviadores com sistema de posicionamento dinâmico (o Shuttle DP, na linguagem técnica) que poderão ser carregados diretamente da plataforma de produção. À medida em que o volume aumenta, essa logística fica muito cara. Para os três primeiros testes de longa duração, a Petrobras acertou com os sócios que eles poderão usar uma estação intermediária a ser instalada em águas rasas na região da Bacia de Campos.
        A estação, chamada Unidade Offshore de Transferência e Exportação (UOTE), será formada por um navio de 280 mil toneladas adaptado para funcionar como plataforma do tipo FSO (sigla para Flotation, Storage and Offloading), com capacidade de armazenar entre 1,5 a 1,8 milhão de barris de petróleo. Ela será ligada a duas monobóias e funcionará como um porto em alto-mar, no qual os navios poderão atracar, carregar e partir sem necessidade de mover-se até o continente. "Essa solução só serve para os primeiros testes de longa duração. Para as plataformas replicantes vamos definir outra estratégia. Mas os sócios também podem chegar à conclusão que o volume de óleo justifica uma estação deles", diz Formigli.
        Para além do horizonte das dez plataformas (2017 em diante), a estatal pesquisa outros modais para escoar a produção, inclusive dutos. O desafio é construir bombas capazes de gerar pressão suficiente para bombear óleo diretamente de uma plataforma ou do fundo do mar, e com força suficiente para chegar na costa paulista, a 320 km de distância. "Esse modal por duto está sendo trabalhado e estão sendo buscadas soluções tecnológicas", diz Formigli.

Cláudia Schüffner
(Valor Econômico - 27/12/2010)
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