A maioria dos consumidores sabe que gasolina, diesel e gás de cozinha são derivados de petróleo, obtidos pelo refino. Muitos também sabem que a maior parte do óleo produzido no Brasil vem do mar, do offshore, do pré-sal. O que poucos sabem, é quanto tempo leva para que os esforços em exploração e produção se materializem nos combustíveis que eles utilizam no dia a dia. Tampouco, quanto custa essa empreitada. Vale, então, contar um pouco dessa jornada.
Observe a manchete: A produção de petróleo em Mero teve início no dia 30 de abril de 2022, através do FPSO Guanabara, na Bacia de Santos. Uma notícia bastante comemorada, como costuma ser todo início de operação de um campo de O&G. Só que essa história começou lá em 2013, pelo menos.
Rebobinando o filme
Mero é um desdobramento do campo de Libra, o pioneiro campo do pré-sal leiloado em regime de partilha de produção. Neste regime, quem tem interesse por determinada área precisa ofertar à União um percentual mínimo do óleo a ser produzido, além de pagar um bônus de assinatura. E assim a história de Mero começou.
A área de Libra foi adquirida em leilão em outubro de 2013 por um consórcio formado pela Petrobras (40%), Shell (20%), TotalEnergies (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%), que pagou bônus de assinatura ao governo de R$ 15 bilhões (equivalente hoje a R$ 33,4 bilhões quando corrigido pelo IGP-M).
Além disso, o consórcio ofertou 41,65% de excedente de óleo à União, isto é, descontados os custos, a União ficará com este percentual do óleo produzido para si. A Pré-Sal Petróleo (PPSA) é a gestora do Contrato de Partilha da Produção e do óleo excedente, em nome da União.
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Uma vez adquirida uma área em leilão, vem a etapa de exploração dela propriamente dita. A avaliação da área, com sísmica e perfuração de poços, consome alguns anos, que drenam de milhões a bilhões de dólares em recursos, a depender do porte do projeto.
Se tudo der certo, for confirmada a presença de óleo em quantidade e condições que justifiquem tocar adiante o projeto, é feita a declaração de comercialidade junto ao órgão regulador. Foi o que a Petrobras fez em novembro de 2017, quatro anos depois de ter adquirido a área de Libra:
“Informamos que apresentamos hoje, em nome do consórcio de Libra, à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a Declaração de Comercialidade da acumulação de petróleo, localizada na porção noroeste do bloco de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos.”
Na declaração encaminhada ao órgão regulador, a denominação sugerida para o novo campo é Mero e o volume recuperável total estimado é de 3,3 bilhões de barris de óleo.
O campo de Mero está localizado a cerca de 180 km da costa do Rio de Janeiro, em águas ultra profundas e apresenta reservatórios de carbonato de alta qualidade com alta produtividade. Durante a fase exploratória e de avaliação, oito poços de extensão foram perfurados na área do Plano de avaliação da Descoberta (PAD), identificando reservatórios com óleo de boa qualidade e alto valor comercial – 29 oAPI.” (Petrobras, 2017).
O trabalho segue. Vencida a fase exploratória, vem a necessidade de construção das unidades e sistemas de produção no novo campo. Mais alguns anos e bilhões saindo da conta, no caso de plataformas próprias.
No caso de plataformas afretadas, “alugadas”, o afretador assume a obra e o custo da construção, sendo ressarcido ao longo do contrato de afretamento. O desembolso é postergado e diluído no tempo. No Brasil, quase metade dos navios FPSOs são afretados, para dar uma noção do quão utilizada é essa alternativa.
O primeiro sistema definitivo de produção alocado em Mero foi o FPSO Guanabara, uma das mais complexas unidades de produção em operação no país. Entre a assinatura do contrato de construção e o início da sua operação, passaram-se 4 anos. Construído e operado pela Modec e afretado para o consórcio por 22 anos, a produção de petróleo do FPSO Guanabara, no campo de Mero, teve início em 30 de abril de 2022, como destacado no início do artigo.
Assim, de outubro de 2013 até a data de início da produção do primeiro FPSO no campo Mero, foram 8,5 anos de investimentos.
Libra é apenas um exemplo, dentre tantos outros que seguem a mesma dinâmica: disputar áreas em leilões, investir na exploração da área, com sísmica e perfuração de poços, construir os sistemas definitivos de produção e alocá-los no campo.
Muitos bilhões investidos, por quase uma década, antes que o projeto comece a dar retorno. Isso tudo considerando que o projeto teve sucesso, porque ele pode não ter.
Em 2017, consórcio entre Petrobras (40%), BP (40%) e CNODC (20%), arrematou a promissora área de Peroba por R$ 2 bilhões, na 3ª rodada de Partilha de Produção no Pré-sal. Foi um leilão disputado, onde outras empresas também tentaram adquirir a área.
Após algum tempo estudando o bloco adquirido, sem sucesso em encontrar óleo, o consórcio devolveu a área à ANP no início de 2021. Exemplo de que mesmo áreas promissoras no pré-sal podem não ser aquilo que se esperava, mantendo a alcunha de atividade de alto risco, característica da exploração de petróleo.
O combustível de Mero e outros
Extrapolando-se, pode-se dizer que os combustíveis produzidos hoje a partir do óleo de Mero, Tupi, Búzios, entre tantos outros, iniciaram sua história muitos anos antes, envolveu diversas empresas e demandou bilhões de dólares em investimento prévio. Quase uma década de trabalho incessante até virar o combustível que chega no tanque do carro, do caminhão, no fogão da cozinha. Essa história não acaba aqui, Mero, por exemplo, tem mais 3 novos sistemas de produção planejados. Mais investimentos e empregos.
Para fechar, vale relembrar que 41,65% do “óleo-lucro” de Mero irá para a União, além de royalties e participações especiais, que contemplam também estados e municípios. Recursos extraordinários para se investir em bem-estar social. Que assim seja.
Referências
Petrobras. Declaração de comercialidade da área noroeste de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos. Disponível em: https://petrobras.com.br/fatos-e-dados/declaracao-de-comercialidade-da-area-noroeste-de-libra-no-pre-sal-da-bacia-de-santos.htm. Acessado em maio de 2022.
