A busca por novos campos gigantes foi o tema central do último painel do 2º Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo e um dos consensos dos palestrantes foi de que o Brasil tem um papel relevante no cenário das futuras descobertas. Fizeram parte do painel Pedro Zalan, diretor da Zag Consultoria; Ricardo Bedregal, diretor de Pesquisa e Consultoria da IHS Markit; José Mauro Coelho, diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da Empresa de Pesquisa Energética (EPE); e o diretor de Administração, Controle e Finanças da Pré-Sal Petróleo, Samir Awad, moderador dos debates.

O potencial exploratório do pré-sal, bem como seus impactos sobre a geopolítica do setor, pode ser analisado em conjunto com questões como restrições da infraestrutura e logística, a competitividade da indústria brasileira e a expectativa em relação à velocidade da monetização das novas descobertas de óleo e gás natural, comentou Awad.

Segundo Awad, em uma década, o pré-sal saiu de uma produção de 100 mil barris por dia para cerca de dois milhões de barris por dia, velocidade que tem sido crescente e que revela a importância de investimentos em infraestrutura voltados, por exemplo, para o escoamento de gás e petróleo. E, conforme alertou, atualmente, já há gargalos, que aumentarão com as futuras descobertas de reservas. “Não se consegue produzir 2 milhões em 10 anos sem as dores do crescimento”, disse.

Pedro Zalan trouxe para o debate o potencial de novas reservas do pré-sal, além dos limites das áreas conhecidas de produção e de blocos exploratórios concedidos até então (ultra-fronteiras). Até o momento, no pré-sal, a Petrobras já descobriu cerca 40 bilhões de barris de óleo equivalente recuperáveis entre recursos provados e contingentes, mas, segundo ele, o potencial ainda não explorado é extraordinário. Considerando o valor inferior da faixa de incerteza estimada de alguns dos maiores prospectos mapeados, algo entre 20 e 30 bilhões de barris de óleo equivalente podem ser descobertos nas áreas ultra-fronteiras. Os dois maiores complexos mapeados foram o Puri (3,3 mil km² ) e Xavante (5 mil Km² ), situados para além das 200 milhas náuticas. Puri já está escalado para a 17^a Rodada da ANP. “A probabilidade de descoberta de campos super-gigantes e gigantes nas ultra-fronteiras existe, e é alta”, disse.

Ricardo Bedregal expôs questões ligadas ao futuro da indústria brasileira de petróleo em um cenário global cada vez mais desafiador e concluiu mostrando que o Brasil reúne condições, no curto e longo prazo, para ser relevante no mercado internacional. Entre as variáveis relacionadas por ele que influenciam a demanda e os preços do petróleo, fundamentais portanto para analisar a posição brasileira no mapa do setor, estão: panorama global, como o aumento da produção e das exportações dos Estados Unidos e o acordo da Opep com o Clube de Viena, que resultou em corte de produção e correlata pressão sobre preços; o cenário político e econômico da América Latina, alterando a geopolítica do petróleo na região; e as recentes reformas realizadas no Brasil. Bedegral observou que a conjuntura internacional vem pressionando os preços do petróleo, sobretudo em função da redução do ritmo de crescimento econômico global e de seus efeitos sobre a demanda de óleo e gás. Caso os preços se mantenham nos próximos dois anos, a produção americana tenderá à estabilidade, ou mesmo a uma queda.

O Brasil, segundo Bedegral, fez o dever de casa, realizando as reformas possíveis para aumentar a competitividade e o dinamismo da indústria do petróleo. “Ainda há desafios a serem vencidos, mas isso claramente modificou a percepção de risco do Brasil em relação à indústria global”, disse, referindo-se a um mapeamento das posições dos países latino-americanos no setor de óleo e gás, com base nas questões políticas, legais e econômicas.

“Antes das reformas, o Brasil estava na posição 52, comparado aos demais países, onde um é o melhor. Agora, passou para a posição 41, mostrando vantagem competitiva em relação aos seus vizinhos”, concluiu. Mas há desafios, entre eles o de explorar a competitividade do gás do pré-sal, superando atuais restrições.

Os desafios para a infraestrutura de escoamento na maximização do valor das reservas de óleo e gás do pré-sal foi o tema abordado por José Mauro Coelho, da EPE. A produção de gás natural brasileira, segundo projeções da EPE, deve crescer significativamente até 2030, liderada, sobretudo, pela produção nos campos do pré-sal. Apesar disso, há desafios a serem enfrentados. O Brasil produziu em 2018, 2,6 milhões de barris por dia petróleo, e as projeções da EPE apontam para uma produção de 5,5 milhões em 2030. Ou seja, dobrará sua produção em apenas 10 anos, situando-se entre os cinco maiores produtores e exportadores de petróleo do mundo, com mais 3 milhões de barris por dia. Mais do que a produção atual. É preciso, portanto, atenção especial para a investimentos em logística e infraestrutura adequadas, a fim de garantir a geração de valor da produção futura.

Em relação ao gás natural, a EPE projeta uma produção bruta de 261 milhões de metros cúbicos por dia em 2030 (no ano passado foi de 112 milhões de metros cúbicos/dia). Apesar dos números positivos, há desafios para essa oferta de gás natural. Um dos principais, segundo Coelho, reside em como monetizar o gás do pré-sal, efetivamente.

“Temos os desafios em relação ao teor do CO2. Muitos campos do pré-sal têm concentração de CO2 diferentes de outras regiões, com características específicas, podendo chegar até 80% na composição do gás”, disse ele, acrescentando que a agenda brasileira para 2030 deve incluir investimentos em tecnologias que permitam a mitigação do elevado teor de CO2 do gás natural dos novos campos e em infraestrutura para equacionar problemas de gargalo de escoamento e da distância entre os campos e a costa.

O Brasil tem oportunidade para se tornar um dos cinco maiores produtores de petróleo nas próximas décadas e a Pré-Sal Petróleo é agente importante na concretização das metas previstas pelo governo brasileiro. Com essas palavras, o Ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, abriu sua participação no 2º Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo, realizado pela companhia.

Para justificar a relevância da Pré-Sal Petróleo no cenário atual da indústria do petróleo no Brasil, Albuquerque citou os resultados apresentados pela empresa, tanto nos contratos de partilha da produção quanto nos acordos de individualização para a produção e na comercialização da parcela do óleo bruto da União. “São 25 os contratos que administra, do quais 14 de partilha e 11 acordos de individualização da produção. E em 2020, serão 28 contratos, com os três novos contratos de partilhas, resultantes do último leilão realizado em 2019”, citou ele.

Os resultados, segundo informou, vão além: na comercialização, a companhia será responsável por uma receita de R$ 571 milhões já este ano. Um dos contratos da recente cessão onerosa, o da área de Búzios, já possui quatro plataformas em operação, produzindo mais 400 mil barris de óleo equivalente por dia.

Ao falar dos desafios do setor, Albuquerque destacou o da manutenção do planejamento plurianual para jornadas de licitações, tendo em vista que grande parte das áreas do interior do polígono do pré-sal já foram objeto de exploração. Segundo ele, o governo vem fazendo sua parte, ao ampliar a atratividade do desenvolvimento dos campos, respeitando contratos, por meio de segurança jurídica. As próximas rodadas incluirão os blocos de Atapu e Sépia, que não foram arrematados na sexta rodada e os volumes excedentes desses campos, “com os aperfeiçoamentos que se fizerem necessários”, enfatizou.

O governo, informou o Ministro, também está atento às possibilidades do avanço das atividades exploratórias para além das 200 milhas náuticas. “A oferta de área nessa extensão da plataforma continental brasileira demandará ajustes na nossa legislação”, disse ele, complementando: “Há que se tratar da arrecadação de participações governamentais e de sua distribuição aos entes federados pela produção de petróleo e gás para além dessa área”.

Segundo Albuquerque, o governo também está ciente da necessidade de segurança jurídica para a atração de investimentos. “Nossa trajetória será plena de desafios na próxima década, seja pela continuidade da oferta de blocos de elevado potencial e baixo risco dentro do polígono do pré-sal ou pela exploração da área para além da plataforma continental. Para nos ajudar a enfrentar esses desafios contamos com o Congresso, com a indústria e, particularmente, com a Pré-Sal Petróleo”, concluiu o ministro para uma plateia de cerca de 200 executivos do setor.

O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Alberto Pereira de Oliveira, lançou o “desafio da velocidade” no primeiro painel do 2º Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo, apresentando a ambiciosa meta da empresa de reduzir o tempo entre a descoberta e o primeiro óleo dos atuais até três mil para mil dias. Para a Petrobras, a meta dos mil dias cristaliza a velocidade de implantação dos projetos como o maior desafio a ser vencido pela conjugação de tecnologia e cooperação Estado-empresas de modo a antecipar resultados e maximizar valores.

Oliveira ressaltou que abreviar etapas e acelerar a produção “é positivo para as empresas e para a União”. Para ele, a concentração de esforços nesse objetivo pode, por exemplo, contribuir para que as participações governamentais geradas pela produção de petróleo pelo regime de partilha da produção cheguem antes de 2055 aos R$ 2,3 trilhões.

Este número foi apresentado na abertura do Fórum, em palestra feita pelo presidente da Pré-Sal Petróleo, Eduardo Gerk, como projeção a partir do estudo realizado pela área de Planejamento Estratégico da empresa, em colaboração com a Agência epbr. O estudo, concentrado no período 2020-2032, estimou o valor das participações governamentais no período na cifra de R$ 1 trilhão. O diretor da Petrobras previu que já em 2025, com uso de tecnologias disruptivas, será possível descobrir petróleo sem necessidade de perfurar um poço exploratório.

O diretor Técnico e de Fiscalização da Pré-Sal Petróleo, Paulo Carvalho, que moderou o painel, mostrou que há total afinidade entre os esforços das empresas e consórcios que já assinaram contratos no regime de partilha da produção e o objetivo primordial da companhia estatal, que é “maximizar o valor do petróleo do pré-sal para a União”. Carvalho enfatizou que essa afinidade está resumida no simples fato de que “não se consegue maximizar os resultados para a União sem maximizar para todos”.

“Como já foi dito aqui, o tempo é muito importante”, disse o gerente Técnico de Subsuperfície no Projeto Carcará da Equinor, Lars Jetlund Hansen, ao apresentar o trabalho que a companhia norueguesa vem fazendo para extrair o primeiro óleo do contrato do Norte de Carcará em 2023. A previsão oficial é que a produção deva se iniciar em 2024. De acordo com o executivo, a entrega do Plano de Desenvolvimento da área está prevista para o primeiro semestre de 2020. Norte de Carcará é uma parceria da Equinor (operadora), com 40%, ExxonMobil Brasil, com outros 40%, e Petrogal Brasil, com 20%.

Hansen destacou que a melhor solução tecnológica para o desenvolvimento mais produtivo de Carcará Norte, ao menos na conjuntura atual, é pela via da reinjeção do gás produzido, com injeção adicional de água, sem abandonar os estudos sobre a possibilidade de comercialização futura da produção de gás do campo. A informação do técnico da Equinor reforçou a afirmação feita momentos antes por Carvalho, da Pré-Sal Petróleo, de que, de acordo com os dados disponíveis, construir agora a infraestrutura necessária à comercialização do gás “inviabilizaria economicamente os campos”.

Bruno William, engenheiro de Perfuração de Poços e Líder de Transformação Digital da Shell Brasil, disse que a empresa vem trabalhando na criação de valor pela via da otimização da perfuração e completação de poços. A Shell Brasil está nos contratos de partilha do pré-sal como operadora do campo de Saturno, do qual detém 50% do capital (os outros 50% são da Chevron), e no de Três Marias, onde detém 40%, em parceria com a Petrobras (operadora, 30%) e a Chevron (30%).

William disse que tanto na condição de operadora como na de parceira, a Shell está desenvolvendo 107 iniciativas em diferentes níveis de operação que têm como objetivo principal reduzir o impacto do tempo de exploração e desenvolvimento, na linha de acelerar a produção e ganhar velocidade no retorno financeiro. Uma dessas iniciativas da Shell busca alcançar a completação de um poço no pré-sal em apenas 26 dias.

Todo esse discurso concentrado na velocidade das ações tem um objetivo que ficou implícito no painel que é a maximização do retorno em uma conjuntura de transição para uma economia baseada em energias limpas e renováveis. O que se busca é utilizar os recursos da indústria 4.0 como alternativas para monetizar a riqueza dos hidrocarbonetos paralelamente a esse processo de transição.

Na palestra que encerrou o painel, Adriano Bastos, presidente da BP Upstream Brasil, disse que a BP sente-se confortável para falar dessa transição porque ela mesma já transitou da condição de empresa de petróleo para empresa energética. “O que nos trouxe até aqui não vai nos levar ao futuro”, disse o executivo, ressaltando a necessidade de conjugar novos processos produtivos com estabilidade jurídica que garanta os investimentos no longo prazo.

A BP Energy lidera o consórcio do campo de Pau-Brasil como operadora e detentora de 50% do capital, em parceria com a Ecopetrol (20%) e a CNOOC Petroleum (30%). Bastos disse que Brasil é considerado um exemplo mundial pela limpeza da sua matriz energética e afirmou que o gás será um elemento importante para acelerar a transição em curso, defendendo a monetização da molécula, seja pela via da comercialização ou da reinjeção.