PETRÓLEO
Petrobrás recusa óleo de campos marginais

A principal atividade na agenda da Associação dos Produtores de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais (Appom), entidade recentemente criada em Salvador, é apoiar as empresas associadas que arremataram campos marginais de petróleo nos leilões da Agência Nacional de Petróleo (ANP) em 2005 e 2006, no esforço para pôr a produção no mercado. Desde que assumiram a concessão dos seus campos, estas incipientes petroleiras esperam o desfecho da negociação com a Petrobrás para a venda do óleo que já começam a extrair ou estão prestes.

Em Sergipe, a Ral Engenharia desde agosto de 2006 pôs em condição de produção o campo de dois poços e 60 barris/dia que arrematou em 2005 e onde já investiu R$ 2,5 milhões – mas ainda não vendeu um só barril. Outras empresas ainda executam as obras requeridas para reativar seus poços, mas já estão apreensivas com a demora nas negociações. Algumas revelam que só realizarão os últimos serviços quando a Petrobrás começar a comprar. Os arrematadores dos campos marginais, agora conhecidos como produtores independentes, declaram que, passado o leilão de 2006, a ANP informou que a Petrobrás compraria a produção.	Fred Passos
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 Dizem também, que logo depois a Petrobrás se declarou disposta a comprar, mas, até agora, não comprou um único barril.

O presidente da Appom, Jefferson Rodrigues Junior, esclarece que nos editais de licitação da ANP não constou a garantia de que a produção dos campos marginais em alguma ocasião seria comprada pela Petrobrás, embora ninguém imaginasse que não fosse assim. Ele admite que há uma “certa expectativa” entre os associados da Appom, mas confia que as negociações com a Petrobrás chegarão a um bom termo.

Um dos empecilhos nas negociações, explica Jefferson, é o fato de a Refinaria Landulpho Alves de Mataripe (RLAM) exigir que o óleo chegue tratado em suas instalações, isento de água residual, conforme as especificações requeridas.	Fred Passo
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Os produtores alegam que a exigência dificulta o negócio, pois teriam de investir nas onerosas instalação e operação de caldeira e reservatório de aquecimento dotado de serpentinas e outros acessórios necessários ao aquecimento do óleo e da água a 60oC, uma das etapas do tratamento. Os produtores independentes pleiteiam que a Petrobrás dispense a exigência e receba, conseqüentemente, o óleo ainda “emulsionado”, submetido apenas aos processos de decantação primária, com o uso de alguns agentes químicos.

Há também exigências, como a de que o óleo, que já foi da própria Petrobrás, seja caracterizado – o que os obriga a contratar o serviço no exterior, pois o único laboratório nacional capacitado a fazer os ensaios exigidos, o Cenpes, da própria Petrobrás, precisa de um prazo que na atual situação é considerado extenso em demasia.

As áreas ou campos marginais foram leiloados em duas ocasiões: em outubro de 2005, na sétima rodada, juntamente com alguns blocos exploratórios, ocasião em que 16 dos 17 desses campos das bacias da Bahia e Sergipe/Alagoas foram arrematados; e em julho de 2006, no 1o leilão de campos marginais da ANP, quando foram arrematados 11 dos 14 campos oferecidos em bacias do Maranhão, Rio Grande do Norte e Espírito Santo. Todos os campos foram entregues aos vencedores do leilão fora de produção, alguns tamponados.

Quando foram abandonados, apresentavam produções muito baixas, eram então considerados sem interesse comercial para a Petrobrás, e por isso foram parar no patrimônio da ANP, em obediência à Lei 9.478/97, a chamada Lei do Petróleo.

Campo de Rio Una – O engenheiro civil Rômulo Rios está gerenciando a reativação do menor dos campos licitados na Bacia do Recôncavo – um campo de exíguos 0,98 km² com um único poço, arrematado pela Sinalmig, empresa de programação visual e sinalização sediada em Belo Horizonte, por exatos R$ 51.233 (bônus) e mais o compromisso de investir R$ 600 mil no chamado Programa de Trabalho Inicial (PTI). A combinação das duas ofertas assegurou à Sinalmig mais pontos do que os obtidos pelos outros dois concorrentes que participaram do leilão desse campo.

Em uma reunião da Appom, na Federação das Indústrias do Estado da Bahia (Fieba), Rômulo Rios fez um relatório verbal sobre a situação do campo: “A gente ainda está tirando o licenciamento ambiental, mas logo vamos entrar com a sonda.” Indispensável à execução dos trabalhos previstos no PTI e à reativação do poço, uma sonda de serviços foi contratada, conjuntamente, pelos associados da Appom, por R$ 1,5 milhão/ano, para uso em rodízio.

Na seqüência, explica o engenheiro, será feito o estudo de viabilidade econômica, com base na provável curva de produção do campo. Se o resultado for negativo, a Sinalmig devolve a concessão à ANP; se for positivo, declara a viabilidade e passa a exercer o total direito de exploração do campo, incluindo a autorização para furar novos poços. É o que ele imagina que acontecerá. E tão logo aconteça, espera poder enviar o petróleo à refinaria acompanhado da nota fiscal.

O campo da Sinalmig, a 60 quilômetros de Salvador, e com o reservatório a 2.100 m de profundidade, já foi o campo Rio Una, descoberto pela Petrobrás em 1976, contendo estimados 377 mil barris (33o API) e 600 mil m³ de gás; e o poço pioneiro e único desse campo foi o 1-RU-1-BA, que só em 1985 passou a produzir e no ano seguinte foi tamponado, com a vazão de 40 barris/dia. Nessa breve história, produziu 11 mil barris (menos de 3% do reservatório) e 35 mil m³ de gás.

Os dois concorrentes que disputaram com a Sinalmig a concessão do campo Rio Una foram: a Geobras Pesquisas Minerais, que pretendeu a concessão mediante bônus de R$ 10 mil e disposição de investir R$ 650 mil no PTI; e a Petroima, Indústria, Comércio e Serviços, com R$ 3.102 de bônus e R$ 450 mil no PTI.

A expectativa da Sinalmig é de que o 1-RU-1-BA volte à produção com pelo menos 20 a 25 barris/dia – o suficiente para pagar os custos e garantir o retorno do investimento, admite Rômulo Rios. Serão dois empregados, além dele. O gás, se sair na quantidade mínima necessária para viabilizar a instalação de um compressor e a canalização até o duto da Petrobrás, será uma receita extra; se não der para tanto, será queimado na boca do poço.
Entre os previsíveis problemas da Sinalmig, está o destino que terá de dar à água que sairá conjuntamente com o óleo: sem tratamento não poderá ser descartada na natureza; e no reduzido campo Rio Una não há outro poço, por onde seria reinjetada.

Campos Maduros – Antes de a Lei do Petróleo ser aprovada, a Petrobrás podia leiloar os campos que não interessassem comercialmente, porém só realizou um único leilão, o chamado leilão de campos maduros, em 2001. Uma das empresas que participaram do leilão é a W. Washington (WW), que por 8 milhões de dólares ganhou a concessão de quatro campos com 84 poços, na Bacia do Recôncavo, entre os municípios de Catu e Alagoinhas.

O presidente da Appom, Jefferson Rodrigues, que também é um dos diretores da WW, revela que, diferentemente dos campos marginais, leiloados pela ANP em 2005 e 2006, esses campos leiloados pela própria Petrobrás foram entregues com parcela dos poços produzindo. Ele lembra que os quatro arrematados pela WW estavam produzindo 250 barris/dia. “No mesmo dia em que recebemos esses campos, entregamos a produção à Petrobrás, com base no preço internacional do óleo tipo Brent.”
Para elevar a produção, de 250 barris/dia para 300 barris/dia, a WW reativou seis dos poços que recebeu abandonados – um esforço viabilizado pelos altos preços alcançados pelo petróleo nos anos mais recentes, mas que, em outros seis poços, não logrou êxito, revela também Jefferson Rodrigues.

Revitalizar um poço exige o estudo dos reservatórios e pesquisas com perfis de saturação, no caso da WW feitos pela Halliburton, empresa que há muitos anos presta serviços desta natureza à Petrobras, na Bacia do Recôncavo, em parceria com outra grande marca, a Schlumberger. “Sempre se tem de fazer alguma coisa para aumentar a produção”, enfatiza Jefferson. “Os perfis feitos nos seis poços revitalizados mostraram outras zonas com óleo”, arremata.

Aos preços atuais, admite, poços que produzem 97% de água e 3% de óleo, antes considerados inviáveis comercialmente, passaram a ser rentáveis, mesmo com o compromisso ambiental de reinjetar a água, operação que exige a filtragem do óleo contido na água, mediante o uso de desemulsificantes. Se a água não for filtrada, os interstícios da rocha são obstruídos e a reinjeção fica impossibilitada. Para tal situação ser remediada, passa a ser necessário o uso de alta pressão na reinjeção, e até ácido (HCL).

Jefferson admite que se o preço do óleo estivesse no nível de 2001, quando os quatro campos maduros foram arrematados, a WW estaria provavelmente operando no vermelho. A expectativa da empresa era de que, mediante a recuperação do maior número dos poços recebidos fora de operação, os quatro campos rendessem bem mais do que os atuais 300 barris/dia, situação que asseguraria o retorno do investimento no prazo imaginado, mesmo com o barril a 20 dólares. “Mas agora o importante é que os 300 barris/dia estão sendo bom negócio”, enfatiza.

A produção de petróleo é mais uma atividade no diversificado perfil da WW, que em São Paulo já atuou como empreiteira de obras públicas e atualmente administra dois terminais de ônibus. Na Bahia, administrou e operou, mediante arrendamento, o sistema ferry-boat (Travessia entre Salvador e Itaparica).

A WW e a Petrosynergy, que arrematou blocos exploratórios na Bacia do Recôncavo, respondiam, até dezembro do ano passado, por 100% da produção independente de óleo na Bahia: a WW por 300 barris/dia e a Petrosynergy por 600 a 700 barris. Nos outros Estados foram produzidos mais 800 a 900 barris/dia, dos quais 400 pela mesma Petrosynergy, em Alagoas. No ano passado, a produção de todos os produtores independentes oscilou em torno de 1.800 barris/dia, o correspondente a um milésimo da produção nacional.                             José Valverde