Santos hoje e Campos nos anos 80: semelhanças e diferenças

Em 11 de julho de 2006 a Petrobras anunciou que tinha encontrado óleo leve em águas profundas na Bacia de Santos, em um nova fronteira exploratória. Desde então, a petroleira, em conjunto com seus sócios, já descobriu entre 11 bilhões e 16 bilhões de barris de óleo equivalente (BOE). No entanto, o “bilhete premiado”, como é chamado por muitos, veio repleto de desafios.

Se, porém, voltarmos um pouco no tempo, para a década de 80, perceberemos que não é a primeira vez que a companhia precisa superar grandes obstáculos. Guardadas as devidas proporções, a importância do pré-sal para o Brasil e para a Petrobras tem semelhanças com o desenvolvimento da Bacia de Campos naquela época.

No início dos anos 80 o Brasil produzia 181 mil barris de óleo por dia (56% em terra), suprindo apenas 16% de seu consumo. O país precisava descobrir mais petróleo para compensar a desfavorável balança comercial, que se deteriorara rapidamente com as bruscas elevações do preço internacional da commodity. A Petrobras estava começando a explorar em águas profundas e tinha iniciado, apenas três anos antes, sua primeira produção comercial em Campos.

Para evoluir em E&P offshore, a companhia valeu-se de tecnologia disponível no exterior e criou o Sistema de Produção Antecipada (SPA), utilizado até hoje como forma de reduzir o tempo entre a descoberta e o início de produção. A empresa tinha pouco mais de 26 anos nessa época, que foi marcada por inúmeras inovações: início da operação das primeiras plataformas flutuantes; uso de árvore de natal e manifold submarinos; crescimento da importância do Cenpes; fim do mergulho humano para completação submarina, entre tantas outras técnicas e tecnologias ainda empregadas nos campos marítimos.

O cenário atual é bem diferente. O Brasil é praticamente autossuficiente em petróleo, apesar de continuar com uma balança comercial desfavorável, e a Petrobras se tornou uma das maiores empresas de energia do mundo. Por sua vez, a oferta marginal mundial de petróleo está cada vez mais dependente de petróleo não convencional e de países institucionalmente instáveis.

É neste contexto que o pré-sal traz novas perspectivas. A Bacia de Santos será o principal produtor marginal das próximas décadas, e assim com ocorreu em Campos haverá necessidade de desenvolver escala, infraestrutura, capacidade de armazenagem, portos e aeroportos, parque de dutos, etc. Em relação aos fornecedores, a disponibilidade de sondas ultraprofundas será crucial para o cumprimento da campanha exploratória, e a demanda por equipamentos será grandiosa. Enquanto as décadas de 80/90 foram propulsoras da indústria nacional de petróleo, o pré-sal funcionará como o catalisador de um “casamento”, muitas vezes forçado, entre o fornecedor nacional e o internacional.

Os desafios, contudo, não param por aí. São reservatórios caracterizados por uma estrutura heterogênea e complexa e campos a mais de 300 km da costa. A Petrobras ainda precisa definir como escoar o gás natural, que solução dará para o CO2 e como irá se proteger da presença de H2S, por exemplo. Por isso, assim como fez com Roncador nos anos 90, a companhia está focada no teste de longa duração (TLD) e no sistema piloto de Tupi. O objetivo é aprender primeiro e deixar a inovação para uma segunda fase, pós-2017.

Enfim, o tamanho dos obstáculos que a Petrobras terá de superar é igualmente proporcional ao baixo conhecimento da região. De modo a avançar em seu domínio sobre o assunto e atingir os almejados alvos de produção, o país precisará encontrar o balanço adequado entre o ritmo do desenvolvimento da indústria nacional e a exploração dos campos. Para a companhia, o sucesso será ter foco. Mesmo assim, é muito provável que a Petrobras leve mais que os 12 anos previstos para aumentar a produção em 1,8 milhão de barris/dia, mas sem dúvida levará muito menos que os 54 anos que levou para chegar a seus primeiros 1,8 milhão de barris/dia.

Ricardo Niemeyer Hatschbach é analista da Gávea Investimentos