Novas técnicas viabilizarão pré-sal com óleo a US$40--Barbassa

O diretor financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, vê grandes chances de redução de custos na exploração da região pré-sal, por se tratar de uma nova fronteira onde muitas informações ainda são desconhecidas e por isso mesmo novas soluções precisam ser encontradas. Segundo Barbassa, a produção no pré-sal --uma área em águas ultraprofundas abaixo da camada de sal na costa brasileira que se estende do Espírito Santo a Santa Catarina-- é viável com o petróleo abaixo dos 40 dólares. Para desenvolver esses reservatórios gigantes, que podem mais que dobrar as reservas atuais da companhia, estão sendo feitos estudos na empresa para baratear o custo de extração, como, por exemplo, a construção de plataformas menores. "São viáveis plataformas que demandem menos pessoas e que operem o mais remoto possível, porque é longe da costa...assim como também a água e o óleo podem ser separados no fundo do mar, em vez de fazer isso na plataforma", exemplificou o diretor em reunião com analistas de mercado nesta segunda-feira para comentar o balanço do 4o trimestre de 2008. "Hoje nós produzimos petróleo pesado em águas profundas com custo menor do que antes, e óleo leve é muito mais fácil", complementou. De acordo com o plano de negócios 2009-2013 da companhia, serão investidos 29 bilhões de dólares no pré-sal no período e a previsão é de que em 2013 a região esteja produzindo 219 mil b/d; em 2017, 1,336 milhão de b/d; e em 2020, 1,815 milhão de b/d. Em 2008 a Petrobras produziu média de 1,854 milhão de b/d de petróleo. O primeiro óleo da camada pré-sal foi extraído em setembro do ano passado, no campo de Jubarte, na bacia de Campos. Para o dia 1o de maio deste ano está prevista a extração do primeiro óleo do pré-sal da bacia de Santos, região onde há expectativa de imensos volumes de reservas. Somente em dois campos cujas reservas são oficialmente conhecidas, Tupi e Iara, as estimativas preliminares dão conta de 8 a 12 bilhões de barris recuperáveis de óleo equivalente (boe), o que praticamente dobra as reservas de 14 bilhões de boe atuais. Analistas no entanto estimam que as reservas de toda a região podem conter algo em torno dos 100 bilhões de boe. BONS RESULTADOS Barbassa disse que a preparação para o início do Teste de Longa Duração (TLD) tem apresentado "bons resultados", mas não deu detalhes da operação. "O poço 646 (onde será instalado o TLD) está em completação e o FPSO Cidade de São Vicente (que vai extrair o 1o óleo) está a caminho do Brasil", informou o executivo. O TLD terá a duração de seis meses e deverá produzir inicialmente 15 mil barris diários, com meta de 30 mil b/d. No final de 2010 será instalado o plano piloto de produção, com previsão de 100 mil b/d. Segundo um analista presente na teleconferência, a empresa teria comunicado nesta manhã à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis a finalização da perfuração de outro poço em Tupi, o 647. Barbassa disse não ter informações sobre o assunto e a ANP também não confirmou.