O
mundo inteiro prestou atenção quando a Petrobras anunciou ter encontrado
petróleo 7 000 metros abaixo da linha d’água no mar da
Bacia de Santos. O ineditismo da descoberta justifica o assombro, e não
apenas pelas quantidades anunciadas. O petróleo foi achado numa camada
que os geólogos chamam de pré-sal, numa profundidade nunca antes
explorada comercialmente. Para chegar lá, atravessou-se, pela primeira
vez, uma barreira de sal com 2 quilômetros de espessura, feito inédito
até então. Prospectores de outros países já chegaram
ao pré-sal em profundidades equivalentes, mas em camadas muito menos espessas.
Quando os holofotes do anúncio oficial se apagaram, começou nos
corredores da empresa, no Rio de Janeiro, uma corrida ainda mais desafiadora.
Isso porque o que se tem por enquanto não são reservas petrolíferas.
São estimativas de "volumes recuperáveis" que precisam
superar uma longa série de dificuldades para se tornar combustível
à venda nos postos de gasolina. O que os especialistas da Petrobras têm
pela frente, portanto, é transformar a promessa de Tupi em realidade –
o que só vai acontecer quando se der viabilidade econômica ao projeto
de retirar do fundo da terra a quantidade estimada entre 5 bilhões e 8
bilhões de barris de petróleo e gás. Encontrar o petróleo
sob a camada de sal foi uma façanha. Mas já se passou dessa fase.
Prova é que há dez dias a companhia anunciou ter encontrado uma
nova reserva na Bacia de Santos, também no pré-sal. Outras já
estão a caminho e deverão ser anunciadas nas próximas semanas.
Extrair o óleo e o gás em ritmo industrial é que será
uma proeza inigualável. A aventura está apenas começando.
Marco
Antonio Teixeira/Ag. Globo
Sala
de pesquisas do Cenpes, no Rio de Janeiro: estudos avançados do subsolo
em três dimensões
A
questão principal é que não basta saber tirar o petróleo
do fundo do mar. A empresa já domina o processo de perfuração
desse tipo de rocha com segurança. Os softwares usados para calcular o
comportamento geológico do sal começaram a ser desenvolvidos pelos
engenheiros da companhia há vinte anos. "A Petrobras pesquisa diretamente
na ponta da operação, num processo que os japoneses chamam de kaizen.
As soluções são desenvolvidas o tempo inteiro. Por isso,
avançamos tanto tecnologicamente", afirma o diretor de exploração
e produção da Pe–trobras, Guilherme Estrella. O centro de pesquisas
da empresa, o Cenpes, é referência internacional em estudos sobre
petróleo. A questão em Tupi é outra. Toda a operação
tem de obedecer a uma equação econômica que torne sua produção
um negócio rentável no momento em que o poço estiver produzindo,
em 2010. São quatro os fatores determinantes: a vazão, o volume
do reservatório, o custo final da operação e o preço
do petróleo no mercado internacional. Escolher a melhor estratégia
de engenharia e a estrutura logística adequada é o que vai fazer
com que tudo dê certo no final. Para isso, há que vencer os obstáculos
decorrentes de buscar petróleo na última fronteira da exploração.
Ali os desafios são:
• Enfrentar
as grandes variações de temperatura de até 80 graus Celsius
entre a água do fundo do mar e o interior da terra, abaixo da camada de
sal.
• Lidar com formações
geológicas ancestrais para as quais não há ainda conhecimento
acumulado suficiente e enfrentar as dificuldades impostas pela consistência
do sal, que, sob alta temperatura e pressão, tem textura pastosa.
•
Superar distâncias inéditas, tanto da costa até o poço
(cerca de 300 quilômetros) quanto da superfície até o petróleo
(entre 5 e 7 quilômetros).
•
Dar viabilidade econômica a uma operação para a qual não
há referências conhecidas na indústria de petróleo.
Tudo
em Tupi é superlativo, até mesmo a incerteza. Foi essa a razão
de a Petrobras, ao anunciar o volume de reservas recuperáveis do reservatório,
informar que elas podem variar entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris.
Note-se que há aí uma diferença de 60%. Não é
pouco. Essa diferença de 3 bilhões de barris corresponde a 21% de
todas as atuais reservas provadas brasileiras. Só será possível
conhecer com razoável grau de certeza o total a ser produzido ali quando
os aspectos científicos da província forem mapeados e quando se
souber a estratégia de produção a ser adotada. É sobre
isso que se debru–çam agora os experientes técnicos da empresa.
Quan–do Tupi estiver fluindo no fundo do mar a pleno vapor, um exército
de 5 000 pes-soas estará trabalhando na superfície e em terra
para operar as dez plataformas que, estima-se, estarão instaladas no campo.
Boa
parte das soluções que estão sendo pensadas nunca foi testada
antes, pelo fato de que se está trabalhando na fronteira tecnológica.
Isso está ocorrendo, por exemplo, em relação ao gás
natural que sairá dos poços assim que estiverem em produção.
Dar a ele aproveitamento econômico, estando a 300 quilômetros da costa,
é ainda um problema para o qual não existe solução
definida. Cogita-se a criação de uma usina termelétrica em
alto- mar, na qual o gás seria transformado em energia e levado ao continente
por cabos. Outra idéia é comprimir o gás e transportá-lo
em navios. E a terceira, que no momento parece ser a mais adequada: liquefazer
o gás por criogenia. Ou seja, baixar sua temperatura até que ele
se torne líquido de modo que os navios-tanques possam transportá-lo
até o continente. Como tudo o que diz respeito ao empreen-dimento pioneiro
de Tupi, essa operação de liquefação também
nunca foi feita no meio do oceano. Mais um desafio.
Marco
Antonio Teixeira/Ag. Globo
Divulgação
A
câmara que simula a pressão de 3 000 metros de profundidade e a primeira
plataforma sobre a água: evolução
Os
geólogos também têm sua imensa dose de aventura científica
na tarefa de desvendar o comportamento dos poços. Ao contrário do
que se imagina, o petróleo não fica armazenado em grandes lagos
no interior da crosta terrestre. As acumulações se dão em
rochas porosas como se fossem esponjas, extensas e finas do ponto de vista geológico
– em Tupi elas têm menos de 100 metros de espessura (só para
lembrar, para chegar lá se tem de atravessar pelo menos 5 000 metros
de água, rochas sedimentares e sal). Conhecer as rochas é a alma
do negócio. A que foi encontrada em Tupi é um carbonato que começou
a se formar há mais de 120 milhões de anos. Trata-se de um microbiólito
constituído de bactérias que vagam pelo planeta há mais de
2 bilhões de anos. Sua estrutura é pouco conhecida. Não existe
literatura científica robusta sobre ela. Para decifrá-la, a Petrobras
está instalando um novo centro de pesquisas em São Carlos, no interior
de São Paulo. Vale a pena todo esforço nesse sentido. A estrutura
da rocha vai determinar a riqueza em petróleo que se conseguirá
extrair. Quanto menores os poros, mais óleo as rochas conterão.
Quanto mais interligados, mais facilmente o petróleo fluirá.
A
imensa camada de sal oferece uma dificuldade específica: a plasticidade.
É o que os especialistas chamam de fluência. A camada de sal se movimenta
muito mais rapidamente do que as rochas. Quando se perfura um mineral sólido,
as deformações são mínimas e o risco de afetar a tubulação
dos poços é reduzido. No sal, isso é uma preocupação.
Os tubos que penetram o solo são recobertos por uma camada protetora de
cimento. Na colocação, ela pode apresentar falhas. A movimentação
do sal nessas falhas pode exercer uma pressão direta sobre os tubos, fazendo
com que se deformem. Isso impediria a passagem de ferramentas necessárias
para a perfuração e a manutenção dos poços.
Esse não é o único problema. Para dar maior vazão
aos poços, adota-se a técnica de perfuração em um
ângulo horizontal de 88 graus. Como a rocha-reservatório é
muito achatada, uma incisão vertical tem pouca eficiência. O petróleo
flui pelos buracos abertos nos tubos de aço, devido à pressão
natural dos reservatórios. Quanto maior for a área dos tubos exposta
à rocha, mais petróleo fluirá no poço. Chega-se a
instalar 1,5 quilômetro de tubos no meio da rocha quando se perfura horizontalmente.
A dificuldade é que para isso será necessário fazer uma curva
no meio do sal (como mostra o infográfico das págs. 146 e 147),
o que aumenta o risco de falhas no revestimento. Também se estuda como
deverá ser o revestimento dos poços para que não se tornem
ainda mais suscetíveis a falhas.
A
Petrobras se tornou líder mundial de exploração em águas
profundas ao buscar novas fronteiras. Somente 30% do petróleo gerado no
planeta conseguiu subir até níveis alcançáveis pelo
homem. Desse total, a taxa de recuperação (o volume que se consegue
extrair com a tecnologia existente) varia de 20% a 30%, por causa das limitações
tecnológicas. "A cada novo aumento do preço do barril, a Petrobras
evoluiu um pouco mais, porque passou a valer a pena", afirma o economista
Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura. Portanto, o patamar atual
de 100 dólares é um incentivo e tanto à exploração
de novas fronteiras. Quanto mais rentável for a atividade, mais compensará
o investimento em tecnologia para retirar da terra o muito que ainda há.
Até o início da década de 70, o barril estava cotado a 3
dólares. Em 1974, depois do primeiro choque, pulou para 12 dólares.
No começo da década de 80, após o segundo choque, custava
30 dólares. Afirma o engenheiro de petróleo Marcio Mello, da HRT
Consultoria: "Com a quantidade que se estima existir ali, a equação
econômica estará resolvida facilmente".
Antes
de anunciarem as novas reservas, os técnicos da Petrobras perfuraram catorze
poços, desde o litoral do Espírito Santo até Santa Catarina.
Ao analisarem a composição química das amostras coletadas,
descobriram que se trata do mesmo petróleo, formado no mesmo momento geológico.
Esse é o maior indicativo de que se está diante de uma reserva descomunal
sob os 800 quilômetros quadrados da camada de sal. Acredita-se que haja
ali mais de 80 bilhões de barris de petróleo e gás. Algo
tão fabuloso que pode colocar o Brasil entre os dez maiores produtores
do mundo. Também se constatou que a pressão com que o petróleo
jorra de dentro dos poços é muitas vezes superior à necessária
para que os navios sejam carregados rapidamente. Não pára por aí.
Trata-se de um óleo leve, recheado de substâncias químicas
que fazem a festa da indústria petroquímica. Portanto, mais valorizado.
Aprisionado pela camada de sal, um selante poderoso, o petróleo foi mantido
em temperaturas acima de 80 graus. Nesse ambiente sua qualidade se mantém
por uma razão mais ligada à biologia do que à geologia. A
viscosidade do petróleo nos seus depósitos naturais é definida
pela atividade de certas bactérias cuja fonte de alimentação
são justamente as substâncias que dão fluidez ao combustível.
Essas bactérias não conseguem sobreviver no pré-sal. Embora
o país tenha alcançado a auto-suficiência na produção
– no último dia 25 atingiu-se o recorde de 2 milhões de barris
diários –, o petróleo brasileiro encontrado até aqui
era do tipo mais pesado, aquele em que as bactérias já haviam feito
seu serviço. O país ainda precisa importar 300 000 barris
de óleo leve por dia. Isso corresponde a quase 17% do consumo nacional
de 1,8 milhão de barris. O desafio técnico de arrancar o óleo
de Tupi é tão extraordinário que ele só vale a pena
diante da enorme riqueza que pode vir a produzir.
