Especialista calcula que cada plataforma para exploração em áreas ultraprofundas na megarreserva da bacia de Santos custará mais de três vezes o preço atual. O campo, anunciado na última quinta-feira, poderá tornar o Brasil um país exportador de petróleo, segundo o governo, e está localizado em uma profundidade ainda não explorada pela Petrobras. A reportagem é de Raquel Abrantes e publicada pelo jornal Folha de S. Paulo,11-11-2007.
A última plataforma a entrar em ação, a P-54, custou US$ 900 milhões, mas a exploração e a produção de petróleo e gás natural no campo de Tupi exigem plataformas do tipo FPSO (Floating Production Storage and Offloading), que flutuam, produzem, armazenam e transferem o produto para o navio de transporte.
Cada FPSO custa de US$ 3 bilhões a US$ 4 bilhões e pode produzir 100 mil barris por dia, diz o pesquisador da Coppe (a coordenação de programas de pós-graduação da UFRJ) Giuseppe Bacoccoli, que trabalhou 32 anos na área de exploração da Petrobras.
A primeira plataforma deve começar a operar em três ou quatro anos. Dada a extensão da área da reserva, de 800 km, serão necessárias dez plataformas, que devem estar funcionando em sete ou oito anos, com capacidade total para 1 milhão de barris por dia. A nova área pode elevar em mais de 50% as atuais reservas do país (14 bilhões de barris) de acordo com a Petrobras, com volume estimado entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris.
"Acredito que a área pode realmente ter a extensão avaliada e, com a confirmação, passará a ser o maior campo brasileiro, ultrapassando o campo de Marlim Sul (bacia de Campos), abrindo enormes perspectivas para estratégias semelhantes", avalia Bacoccoli.
Antes, contudo, será preciso ultrapassar as dificuldades tecnológicas para a exploração do pré-sal, que são rochas-reservatórios abaixo de uma extensa camada de sal, que abrange do litoral do Espírito Santo até o de Santa Catarina.
Da superfície da água para baixo são 2.000 metros, seguidos de 2.000 metros de sedimentos (argila, areia) e 2.000 metros de sal. Embaixo, está o reservatório rochoso, com petróleo e gás encontrados nos espaços porosos. Antes de furar o poço, o pesquisador explica ser preciso fazer estudos geológicos e sísmicos (espécie de ultra-sonografia do solo).
"A camada de sal varia muito de espessura, porque, a essa profundidade, o sal se comporta de maneira elástica, como se fosse um gel. Isso gera deformação muito grande nas ondas sísmicas, lançadas para enxergar o que há embaixo", diz.
O primeiro enfrentamento é a correção da imagem sísmica, que pode ser feito por uma das companhias internacionais especializadas ou pela Petrobras, para determinar o local da perfuração. O sal está em águas muito profundas, o que exige uma unidade de perfuração flutuante. Segundo o pesquisador, pode ser uma semi-submersível ou um navio-sonda.
O tubo que irá da unidade flutuante até o fundo do mar, chamado riser, tem que agüentar ondas, correntes marítimas e flutuações da base. Por isso, o custo é elevado, e a operação, delicada. O riser vai entrar nos sedimentos e a conexão com o primeiro revestimento no fundo do mar tem uma válvula que fecha caso o tubo quebre ou o navio saia do lugar.
Como o sal é gelatinoso e o poço tem de 200ºC a 300ºC, a alta pressão faz com que o buraco aberto seja tampado de novo. "Em Campos, muitos poços já foram perdidos por causa do sal profundo", conta. Por isso, são usados tubos de aço de altíssima resistência, chamados revestimentos, dentro do poço, para evitar que ele feche.
Depois de 6.000 metros de profundidade, as pressões são muito altas, confinadas, porque o sal é impermeável. É preciso controlar essa pressão para impedir uma explosão, jorrando petróleo. É usado, assim, um fluido de perfuração que exerce pressão sobre o reservatório.
"É um equilíbrio extremamente delicado de pressões. Para companhias dominadoras de tecnologia, como a Petrobras, é possível fazer qualquer coisa, só é preciso saber como. A empresa já sabia de tudo isso e foi avaliando todas as variáveis", diz Bacoccoli.
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