Flávio Bosco

Na Universidade Federal do Rio Grande do Norte, uma centena de bolsistas trabalha, literalmente, movida a petróleo. Nos laboratórios da Universidade um vai e vem de pesquisadores em início de carreira tentam, ao lado de gente veterana como a professora Tereza Neuma Castro Dantas, desvendar os desafios tecnológicos da recuperação de petróleos pesados e desenvolver novos fluídos de perfuração. Todos são financiados pelo Programa de Recursos Humanos da ANP, com parte dos royalties cobrados sobre a extração de petróleo do subsolo brasileiro. “Desafios sempre existiram. Só não tínhamos os financiamentos que existem hoje”, afirma a professora, que trabalha nesse tema há mais de 20 anos e atualmente preside a Associação Brasileira de P&D em Petróleo e Gás.

O petróleo já começa a transformar – para melhor – a economia do país. E está fazendo uma revolução na academia. Mais do que financiar pesquisadores, a fatia do petróleo reservada à ciência e tecnologia vem patrocinando a instalação de uma estrutura de laboratórios em universidades do país. Não é nenhum exagero dizer que o petróleo tem sido o “ouro negro” do desenvolvimento tecnológico brasileiro: desde que o Governo criou o fundo setorial CT-Petro, há dez anos – e mais recentemente, com a cláusula que obriga os concessionários investirem em pesquisas 1% do valor devido em Participação Especial – o volume de recursos para financiar o setor acadêmico experimentou um verdadeiro “espetáculo do crescimento”.

Só o Laboratório de Ensaios não Destrutivos, Corrosão e Soldagem, recém inaugurado na Universidade Federal do Rio de Janeiro, recebeu da Petrobras R$ 26 milhões – em média, a companhia tem investido R$ 400 milhões nas universidades brasileiras para formar uma rede de modernos laboratórios no país, complementar ao seu centro de pesquisas, e capaz de garantir a especialização de engenheiros. “Quando temos um laboratório como esse, os alunos dos cursos de engenharia mecânica e metalúrgica são atraídos para trabalhar nesses temas, com benefícios para a Petrobras, para o ambiente universitário brasileiro e para os fornecedores da Petrobras”, explica o gerente executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras, Carlos Tadeu da Costa Fraga.

Nos últimos três anos os recursos provenientes do pagamento de Participação Especial financiaram R$ 2 bilhões em projetos de pesquisa e infraestrutura laboratorial. No mesmo período, os recursos dos royalties liberados através do CT-Petro patrocinaram mais R$ 236 milhões. São números recordes – movidos não só pelo aumento da produção interna e dos preços do petróleo. Mas não era de se estranhar que uma bolada dessas rebocasse alguma surpresa: a maior fatia do bolo de R$ 2,5 bilhões arrecadado para o fundo setorial ficou retida pelo Governo para formação do superávit fiscal.

Pela Lei do Petróleo, 25% da parcela do valor dos royalties pagos pela extração de petróleo e gás natural devem ter como destino o fundo setorial, administrado pelo Ministério de Ciência e Tecnologia via Financiadora de Estudos e Projetos – Finep. Só que, quando entram nos cofres da União, os recursos caem na reserva de contingência para o Governo cumprir as metas de superávit. “Poderíamos estar crescendo muito mais e atendendo plenamente a indústria do petróleo, que é alta demandante de tecnologia”, alerta o gerente de tecnologia do Instituto Brasileiro do Petróleo, Raimar van den Bylaardt.

Imune a esse contingenciamento, os recursos provenientes da Participação Especial – cobrada sobre os 21 campos de maior produtividade – se tornaram a principal fonte de financiamento à pesquisa no setor petróleo. Nesse caso, é a própria petroleira quem decide o destino do investimento – a legislação determina que o repasse seja autorizado pela ANP e que apenas metade desse recurso seja aplicada no centro de pesquisa da própria companhia.

Todo esse aporte ainda não inclui um centavo da riqueza do pré-sal – que ainda é uma promessa, mas já desperta apetite até em outras áreas da pesquisa e da educação. Desde que foram anunciadas as descobertas das reservas gigantes na Bacia de Santos, o que menos faltou foi proposta para destinação da riqueza. Corremos o risco, nesse modelo, de criar uma doença holandesa na academia? “Podemos visualizar um fenômeno desses se o único foco for destinar muito dinheiro para quem ficar no petróleo. A doença holandesa não é uma consequência natural da produção do petróleo, mas da estrutura econômica e política”, aponta o professor Ildo Sauer, do Instituto de Eletrotécnica e Energia da USP.

Até agora as reservas gigantes encontradas abaixo da camada de sal na Bacia de Santos não contribuíram com um centavo para as pesquisas. Mas já ditam seus rumos. A maior parte dos trabalhos tem como foco os desafios de extrair o petróleo de condições inóspitas de altas profundidades, altas pressões e altas temperaturas. Ou então estão equipando as universidades com infraestrutura de ultima geração. É o caso do Laboratório de Ensaios não Destrutivos, Corrosão e Soldagem da UFRJ, recém-inaugurado com direito a visita do presidente Lula: equipado com dois grandes tanques para teste de integridade e sete câmaras para ensaios com H2S e CO2 em altas pressões e temperaturas – semelhante a ele, não existe nenhuma instalação no mundo para simular como os diversos materiais se comportam quando são submetidos a pressões 700 vezes maiores que as encontradas na superfície, temperaturas de até 80º C e presença de fluidos corrosivos que encontrarão na aventura do pré-sal.

Investimentos como esse vêm sendo realizados em várias universidades do país – como o Laboratório de Escoamento que existe na Unicamp, do Tanque de Provas Numérico da USP, e do Laboratório de Confiabilidade de Equipamentos em Poços que está sendo montado na UFPE. Atravessar dois mil metros de água e sete quilômetros de rocha e sal já não é segredo para a Petrobras – o FPSO Cidade de São Vicente que desde o inicio do mês retira 14 mil barris por dia na área de Tupi, é uma prova de que a barreira tecnológica está superada. O desafio agora é diminuir os custos dessa operação.

Só no Centro de Pesquisas da Petrobras, uma centena de pesquisadores trabalha para dar respostas a tudo o que diz respeito ao pré-sal. Cada linha de pesquisa carrega outra quantidade de engenheiros em universidades e fornecedores de equipamentos e serviços. Toda ajuda é estratégica e visa complementar essa estrutura. “A Petrobras reconhece que existem competências externas que são muito valiosas – e que é muito mais produtivo trabalhar de forma integrada”, ressalta Carlos Tadeu Fraga.

Por mais recursos que os centros de pesquisa recebam, é um erro pensar que o país pode, sozinho, dar resposta para todos esses desafios tecnológicos. Principalmente porque o tempo é realmente escasso – até 2017 a região do pré-sal da Bacia de Santos já terá oito plataformas em operação. E nesse mundo do petróleo, globalização é uma palavra mais velha do que a própria Petrobras.

Nem mesmo quando o Brasil descobriu petróleo em alto mar, a movimentação era tão intensa. Naquela ocasião, várias alternativas já testadas no Mar do Norte acabaram sendo “tropicalizados”, e mesmo assim a Petrobras direcionou parte significativa de seus pesquisadores para desenvolver soluções. E o Programa de Desenvolvimento Tecnológico de Sistemas de Produção em Águas Profundas – o famoso Procap – levou a companhia à liderança na produção de petróleo em alto mar.

As reservas do pré-sal criam uma escala sem precedentes para toda a cadeia do petróleo. Estimativas do BNDES, apresentadas pelo diretor de Planejamento, João Carlos Ferraz, no 21º Fórum Nacional apontam que o Brasil representa 20% a 25% da demanda mundial da indústria fornecedora para o setor de petróleo e gás. Por conta disso isso, grandes fornecedores já anunciaram sua intenção de trabalhar mais próximos da Petrobras no desenvolvimento de soluções – e essa proximidade tem significado geográfico: FMC e Schlumberger vão erguer seus centros de pesquisa no Parque Tecnológico da Ilha do Fundão, vizinho do Centro de Pesquisas da Petrobras. A Baker Hughes também pode ser vizinha do Cenpes, embora não descarte a opção por Macaé – onde deverá perfurar um poço para testar seus desenvolvimentos. A empresa reservou US$ 30 milhões para construção e aparelhamento do centro de pesquisas – que quando entrar em operação, em 2010, terá 100 pessoas envolvidas na busca por tecnologias de caracterização de reservatórios e otimização da perfuração e completação de poços – com foco principal na redução de custos.

Em outras condições, as três destinariam esses recursos para outros países. “O Brasil é a grande oportunidade, para a nossa companhia e para todo mundo. As atividades em todos os outros países vem caindo, mas aqui continua crescendo”, conta o diretor de Tecnologia da Baker Huges, Juan Garoby.

Alta pressão

Transformar idéias em equipamentos não depende apenas de conhecimento. Quando o assunto é inovação tecnológica, o sucesso depende da combinação de quatro fatores: agenda, capacitação, dinheiro e infra-estrutura. Essa é uma daquelas poucas oportunidades da história em que todos eles estão bem encaminhados: toda a cadeia do petróleo já tem mapeadas as necessidades, os recursos disponibilizados nos últimos anos financiaram a especialização de centenas de pesquisadores no país inteiro, e prometem viabilizar a montagem de laboratórios, a construção de protótipos e a realização de teste de campo por um bom período.

O início da produção em larga escala em águas profundas da Bacia de Campos, no início dos anos 80, impulsionou a criação de uma indústria de equipamentos submarinos no Brasil – além da capacitação de fornecedores nacionais, este cenário, inédito, atraiu para o país várias multinacionais. Hoje, com muitos desafios já solucionados, a carteira de projetos do Procap busca “refinar” o aprendizado. Boa parte desse desenvolvimento tecnológico é o ponto de partida para o Prosal – outro programa criado dentro do Cenpes, para dar respostas às questões do pré-sal. Nos últimos três anos, 60% do que a companhia investiu em pesquisa – algo em torno de US$ 2,5 bilhões – foram direcionados para a área de exploração e produção.

Se o Procap tinha como barreira tecnológica as lâminas d’água, o Prosal tem como drivers águas mais profundas ainda, a extensa camada de sal e a presença de contaminantes e corrosivos no óleo. Só que, com todo aprendizado acumulado em 25 anos, a capacidade para dar respostas a essas questões é bem maior.

A camada de sal e as rochas carbonáticas do tipo microbiais – pouco conhecidas pela Petrobras – exigirá a busca por perfuração de poços direcionais de longo alcance e soluções para manutenção da estabilidade do poço. O desenvolvimento de materiais para a fabricação de equipamentos de processamento e bombeamento é outro desafio: os engenheiros precisam especificar uma composição que resista às elevadas pressões e fluidos corrosivos e ao mesmo tempo sejam viáveis economicamente. Serão aprofundados ainda os estudos para o desenvolvimento de risers adequados para conduzir fluidos agressivos por essa faixa de lâmina d’água, a utilização de conceitos alternativos ao FPSO com completação molhada – popularizado na Bacia de Campos – e plataformas mais automatizadas.

Na superfície, os desafios não são mais simples: as reservas da Bacia de Santos estão localizadas a 300 km da costa, o que dá força para a adoção de plantas de GNL offshore – semelhante ao que a companhia já estudou para transportar o gás da Bacia do Solimões. A diretora da Área de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster, tem defendido essa idéia, com o argumento da flexibilidade que o GNL oferece em relação ao gasoduto. “Mais de cem pessoas trabalham nesse projeto. Só precisam acertar um excelente Valor Presente Líquido e taxa de retorno”, conta a diretora.
No teste de longa duração de Tupi, serão analisadas, durante 15 meses, diversas características do pré-sal, desde o comportamento dos reservatórios em produção de longo prazo, a dinâmica dos fluidos durante a produção e o escoamento submarino, até a melhor geometria dos poços definitivos. Todas essas informações alimentarão os novos projetos para a região. No final de 2010, ainda entrará em operação o projeto-piloto de Tupi, que terá capacidade para produzir e processar diariamente 100 mil barris de óleo e 4 milhões de m³ de gás.

Enquanto outras plataformas não são instaladas em alto mar, o trabalho prossegue a todo vapor em terra. Nos computadores ou nos tanques de prova os novos equipamentos e risers já podem ser submetidos à mesma severidade que encontrarão em alto mar.

“Daqui a três ou quatro anos, quando toda essa estrutura estiver funcionando, estaremos em uma posição extremamente privilegiada”, prevê o superintendente de Pesquisa e Planejamento da ANP, Florival Carvalho.

Com toda autoridade de quem conhece o segmento de petróleo no Brasil há 50 anos, o Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis prepara um estudo que avaliará os impactos que o pré-sal trará sobre a economia do país – o estudo ainda não tem uma proposta metodológica fechada, no entanto o objetivo é traduzir o efeito que a extração do petróleo do na atividade industrial, na arrecadação tributária e na balança comercial.

O gerente de economia do IBP, Felipe Dias, ressalta que a taxa de investimento do setor vem crescendo a um ritmo mais rápido do que o total da economia brasileira – nos últimos dez anos, a participação do setor no PIB já passou de 3% para 10%. Só para os próximos cinco anos, o IBP estima que as petroleiras investirão US$ 116 bilhões em exploração e produção – US$ 91 bilhões da Petrobras e US$ 25 bilhões das demais operadoras, um investimento inédito na história.

Desse valor, o pré-sal ainda é, relativamente, reduzido: US$ 40 bilhões do total.

“O pré-sal é uma mudança de paradigma. Mas sem ele a indústria já vinha crescendo de maneira muito expressiva”, afirma Felipe Dias.

Em tese, a Petrobras só começa a retirar petróleo para valer só na próxima década – estimativas iniciais dão conta de que, em 2015 a Petrobras estará produzindo 873 mil barris por dia e os demais concessionários 463 mil barris. Embora sendo apenas uma possibilidade, o pré-sal já traz imensas possibilidades. O próprio presidente Lula, ao receber uma amostra do petróleo extraído da área de Tupi, afirmou que o país começava a contar uma nova história.

O diretor da área de Planejamento do BNDES, João Carlos Ferraz, explica que o a industria nacional terá que resolver questões como a assimetria tributária e a forte dependência da indução da Petrobras. E que precisará investir de US$ 5 bilhões até 2011 para fazer frente à expansão esperada do setor.

No mês passado os diretores da Área Financeira, Almir Barbassa, e da Área de Serviços, Renato Duque, fizeram uma turnê de dez dias pela Ásia para mostrar oportunidades e atrair novos fornecedores para o Brasil. “Queremos válvulas, plataformas e sondas fabricadas aqui, gerando emprego e renda em território nacional”, disse o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, na solenidade que marcou o inicio dos testes em Tupi.

O conteúdo local é considerado um dos fatores mais importantes nesse processo. O principal trabalho será transformar tudo isso em uma operação economicamente viável – e que reforce o caixa para investimentos futuros. Para a Petrobras, quanto mais fornecedores estiverem instalados aqui, maior será a concorrência – e maior será a possibilidade de queda nos preços.

É difícil colocar em números o impacto econômico que o pré-sal terá no país enquanto a Petrobras não confirmar a dimensão das descobertas. Em tese, não há nenhum motivo para desanimar: não passa pela cabeça de ninguém que extrair o petróleo da camada pré-sal seja uma operação inviável. “As soluções tecnológicas virão. É o mesmo raciocínio que se fazia com relação á Bacia de Campos há 25 anos, quando era impensável caminhar para águas mais profundas. Isso ficou para trás”, completa Felipe Dias.

Na cerimônia que marcou a extração do primeiro óleo de Tupi, Lula confirmou que tem pressa em definir as novas regras para exploração das áreas do pré-sal. Segundo o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, Lima, a Comissão Interministerial criada para analisar mudanças nas regras para exploração do pré-sal praticamente concluiu o trabalho.
Como há um certo consenso entre os membros da comissão de criar uma alternativa ao regime de concessão que vigora no país, as novas regras para exploração do pré-sal precisam ser submetidas ao Congresso Nacional. Na prática, o Brasil teria dois regimes de exploração – o que não mexeria nas atuais concessões e daria maior participação ao governo nas novas áreas.
O governo já pode se considerar sócio de pelo menos uma reserva: a descoberta de Iara extrapola a concessão do bloco BM-S-11 – se estendendo para áreas ainda não licitadas. Nesse caso, a Lei do Petróleo prevê a unitização entre os concessionários do bloco (Petrobras, BG e Galp) e o próprio governo.
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