Extração de reserva pré-sal começa pelo ES

SÃO PAULO - A produção de petróleo em águas profundas na chamada área pré-sal, onde está localizada o recém-descoberto megacampo de Tupi, terá início no Espírito Santo, segundo o diretor financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras, Almir Barbassa. Conforme o executivo, a companhia possui três poços perfurados nos campos de Caxaréu e Pirambu, que estão situados na nova fronteira exploratória.
"A região apresenta condições mais favoráveis por estar próximo de estruturas de produção já existentes no Espírito Santo. A produção pode ter início antes de 2009", comentou Barbassa, após participar de reunião com analistas promovida pela Apimec-SP sobre os resultados do terceiro trimestre de 2007.
O executivo explicou que um dos campos, sem detalhar qual, está muito próximo da plataforma P-34, que produz petróleo do campo de Jubarte. "A P-34 retira petróleo de 17º API de Jubarte e ao lado dela existe um campo com óleo de 28º API. Por conta disso, um dos campos deverá ser conectado à plataforma", afirmou. Além da proximidade com infra-estrutura existente, outra vantagem seria menor profundidade do campo em comparação, por exemplo, com Tupi.
A faixa de rocha capixaba nos campos pré-sal teria de 3 mil a 4 metros, além de lâmina d'água de 1,1 mil metros. Barbassa não soube informar o tamanho das reservas disponíveis em Caxaréu e Pirambu. "Ainda é necessário coletar mais dados", justificou. Sobre Tupi, o executivo disse que a Petrobras deve perfurar outros poços no campo para determinar com mais precisão o tamanho das reservas disponíveis na área.
Até agora, a companhia já perfurou dois poços no campo. Até o final de 2008, a estatal deverá perfurar 32 poços no pré-sal da Bacia de Santos. A expectativa da Petrobras é reduzir ainda mais o custo de perfuração na chamada pré-sal. Os primeiros poços custaram US$ 240 milhões, enquanto os atuais já estão saindo por US$ 60 milhões, valor que é o dobro dos US$ 30 milhões gastos em áreas da Bacia de Campos. "Há espaço para reduzir isso custo. Mas isso depende da estabilidade de preço dos equipamentos.
O aluguel das sondas tem aumentado em todo o mundo", disse Barbassa. O executivo afirmou que ainda é prematuro estabelecer um custo de produção para o óleo de Tupi, assim como estabelecer quando o campo alcançará o pico de produção. "Isso dependerá do modelo de desenvolvimento que iremos adotar. O fato é que, entre 2010 e 2011, começaremos um projeto piloto que produzirá 100 mil barris por dia", afirmou.
Um dos desafios em Tupi envolve o escoamento da produção de petróleo e gás natural. "O campo está a 250 quilômetros da costa, está isolado", disse. Entre as alternativas cogitadas para o transporte do gás está a compressão, a liquefação ou até mesmo produção de energia elétrica em alto mar. "Seria até mais fácil porque se transportaria a eletricidade para a costa via cabo submarino", contou o diretor da Petrobras.
Fonte: Tribuna da Imprensa