Por bruno.dutra

Rio - Uma das principais apostas da Petrobras para o crescimento da produção nacional de petróleo fora do pré-sal, a Bacia de Sergipe-Alagoas começa a despertar o interesse de consumidores de gás e insumos petroquímicos na Região Nordeste. Com a primeira plataforma de produção prevista para o ano de 2018, a Petrobras planeja construir um gasoduto interligando o novo polo produtor ao continente, informou ontem Cláudio Valdetaro, gerente de interpretação das bacias da Margem Equatorial da estatal. Segundo ele, entre as descobertas já realizadas, há grande potencial de produção de gás natural e de óleo de boa qualidade.

Valdetaro foi interpelado, em sua palestra na Rio Oil & Gas, por executivo da Bahiagás, distribuidora de gás natural baiana, interessado em conhecer as perspectivas de oferta de eteno, que pode ser extraído do gás, insumo cuja restrição de oferta a preços competitivos limita o crescimento do polo petroquímico de Camaçari. A apenas 100 quilômetros de Sergipe, a Bahia poderia ser o destino dos energéticos extraídos do gás sergipano. O estado tem hoje um dos maiores campos produtores do combustível no país, Manati, que entregou ao mercado, em julho, uma média de 5,9 milhões de metros cúbicos por dia.

Com a expectativa em torno da nova fronteira em Sergipe, onde estima-se haver reservas na casa dos bilhões de barris, o Nordeste ganhará outro ponto de entrega de gás natural — a região também é abastecida pelo Gasoduto Sudeste Nordeste (Gasene), que leva o combustível produzido no Sudeste. Valdetaro não quis antecipar estimativas de volumes de óleo e gás, mas fala-se no mercado na casa de bilhões de barris. Segundo ele, o desenvolvimento da fronteira demandará estrutura maior do que as duas plataformas previstas no Plano de Negócios da companhia, com capacidade para 100 mil barris por dia, cada.

As descobertas em águas profundas em Sergipe representam o renascimento de uma bacia que teve papel fundamental no surgimento da indústria de petróleo do país. Foi em Sergipe a primeira descoberta de petróleo em mar no Brasil, em 1969. Lá também foi descoberto, ainda nos anos 1960, um dos maiores campos terrestres do país, Carmópolis, fundamental para o suprimento da primeira refinaria brasileira e em operação até hoje.

A região, porém, foi deixada de lado após a descoberta da Bacia de Campos, que sustentou a produção brasileira de petróleo até agora. Nos anos 90, a Petrobras descobriu em Sergipe o campo de Piranema, em águas profundas, hoje em produção, mas não vislumbrava grande potencial na área. “Os reservatórios encontrados eram pequenos e achávamos que não teria mais nada na Bacia”, contou o gerente da Petrobras.

Segundo Valdetaro, o sucesso exploratório se deu após o desenvolvimento de novas tecnologias de interpretação de dados. A primeira descoberta em águas ultraprofundas, batizada de Barra, foi em 2010. Desde então, foram perfurados 24 poços, dos quais 16 tinham petróleo ou gás natural. Há hoje seis planos de avaliação de descoberta e espera-se que o ritmo de produção cresça aceleradamente na próxima década.

Assim como no pré-sal, as jazidas estão localizadas longe da costa — entre 200 e 300 quilômetros — o que cria desafios logísticos. Para executivos de empresas prestadoras de serviços, a falta de um polo local de fornecimento é um desafio para a logística de suprimento na região. Sergipe é um estado com grande produção de petróleo em terra, mas tem pouca atividade marinha.

Condições de mar são desafio para pré-sal

A logística de suprimento para o pré-sal também tem se mostrado um desafio, disse ontem Victor Bonfim, vice-presidente da Subsea 7, empresa de fabricação e instalação de equipamentos submarinos de produção de petróleo. Segundo ele, entre agosto e outubro, é difícil ter janelas de cinco dias de mar calmo, período necessário para a instalação de pesadas estruturas no leito marinho. “Em setembro, a possibilidade de uma janela de cinco dias é de 8,8%”, disse, em palestra na Rio Oil & Gas.

As dificuldades provocadas pelo mar agitado têm levado à construção de embarcações cada vez maiores, o que aumenta o custo e pode inviabilizar alguns projetos, afirmou o executivo. Ele contou que, este ano, um navio de sua empresa chegou a ficar 15 dias parado à espera de melhores condições de mar. “Definitivamente, a Bacia de Santos não é igual à Bacia de Campos. As condições de operação (em Santos) são bem mais críticas”, comentou, em uma referência às boas condições climáticas na maior província produtora do país, Campos.

Segundo ele, o melhor período para operações na região é verificado de novembro a janeiro, quando há mais de 50% de chances de ocorrerem janelas de cinco dias de mar calmo. A Petrobras, no entanto, tem forçado os fornecedores a cumprir prazos para antecipar o crescimento da curva de produção do país. “Está aumentando a necessidade de barcos mais pesados. Talvez seja o momento de repensar isso”, disse, propondo o desenvolvimento de equipamentos mais leves — um manifold, conjunto de válvulas que recebe a produção de vários poços, chega a pesar 200 toneladas.

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