Economia do Petróleo - O Pré-Sal

Este é o Capítulo Final de um artigo em que, respondendo à pergunta em vermelho abaixo, eu perpasso todas as demais.

O que é petróleo? Qual a sua composição química? Como foi formado? Como é encontrado na natureza? Como é feito o estudo geológico para encontrar o óleo? Em quais tipos de rochas se pode encontrar petróleo? Quais são as principais características que as rochas apresentam e que são indicativos de encontrar petróleo e gás natural? Se for mais de uma, quais são as diferenças entre elas? O que é preciso saber para se determinar que vale a pena perfurar um poço de petróleo? (*) Como é feito esse estudo? O que é pré-sal? Qual a diferença entre as demais áreas em que se encontra petróleo?

(*) pergunta adaptada - explicação no Capítulo 1 

Capítulo 1: O Risco (aqui, neste link)

Capítulo 2: A Exploração (aqui, neste link)

Capítulo 3: O Desenvolvimento (aqui, neste link)

Capítulo 4: A Viabilidade (aqui, neste link)

Capítulo 5: O Pré-Sal 

O que ocorreu no Brasil no quesito Risco Exploratório, na história recente, é que foi incomum, com o fenômeno da descoberta do Pré-Sal. Até encontrá-lo, tratava-se de uma Área de Fronteira com um risco enorme, pois não se tinha certeza do que havia abaixo daquela enorme camada de sal. Os sinais que chegavam de lá, pela sísmica, eram imprecisos, por conta do comportamento errático das ondas sonoras ao atravessar tal camada. O poço descobridor, em 2006, custou a bagatela de 200 milhões de dólares, por conta de enormes problemas mecânicos de se perfurar uma coluna de 2.000 metros de sal, instável, que insistia em desmoronar. Porém, uma vez superado o desafio, houve um período em que era só chutar e correr pro abraço (na linguagem futebolística). Naquela área, que tinha o ótimo nome de Tupi e depois teve o nome alterado para Lula, por exemplo, o programa de Avaliação, que serve ao processo de determinar a quantidade de petróleo que está lá embaixo, buscou a extensão 10 Km ao sul, bingo, 10 km ao norte, bingo, 10 km a oeste, bingo, 10 km a leste, bingo. Claro que a curva de aprendizado foi muito eficiente, e o custo dos demais poços baixou rapidamente a menos de 100 milhões de dólares (ainda assim, um enorme custo!). Nos anos seguintes, o índice de sucesso exploratório de outros prospectos no Pré-Sal continuou em 100%, era furar e encontrar óleo. Apenas três ou quatro anos depois é que começaram a vir os primeiros insucessos, mesmo assim, a média continua muito acima da mundial, com índice de sucesso superior a 50%! Pode-se até tentar entender o que pensavam as autoridades à época em sua decisão de retirar as áreas do Pré-Sal das licitações, mas não há o que justifique a demora de quase uma década em definir o novo marco. Muito mais rápido seria manter-se o Regime de Concessão, ajustando-se as alíquotas da Participação Especial para refletir o novo binômio prospectividade-produtividade que adviria das áreas em disputa. O que isso causou, então, foi que, até a entrada em produção da área de Libra, a primeira do novo Marco Regulatório, os únicos campos produtores eram Lula e Sapinhoá, que foram outorgados nas licitações de 2001 e 2002, 15 anos antes! Coloque na conta o lucro cessante causado e estimar-se-á o tamanho do prejuízo em termos de investimento, emprego e renda para o país. Enfim, assim foi. Felizmente, a indústria tomou outro rumo, recentemente.

Analisando o citado binômio, uma das razões para esse sucesso todo é a forma como o Pré-Sal foi formado, e aqui deve-se dar a devida distinção entre o ‘nosso’ sal, em que os reservatórios produtores foram depositados antes da coluna de sal, daí o ‘Pré’, e aquela ocorrência no Golfo do México em que também há reservatórios abaixo do Sal, mas que lá chegaram após a deposição do mesmo, por movimentações das camadas superiores, daí terem adotado o nome ‘Sub-Salt’ para distinguir! O ‘nosso’ sal também é ’sub’, mas o deles não é ‘pré’, e isso faz toda a diferença. No caso tupiniquim, volte-se lá para 140 milhões de anos atrás, época em que África e América do Sul eram ainda um continente uno, chamado Gondwana, quando movimentos de tectônica de placas provocaram a separação dos continentes que levou à forma com que são conhecidos hoje. Movimentação que, aliás, segue até hoje, alguns centímetros por ano, sabe-se lá como conseguem medir isso, e até onde vai parar... vai juntar do outro lado? Houve a conjunção perfeita de vários fatores, ao longo do processo de separação: o depósito de sedimentos lacustres (no começo da abertura), principalmente folhelhos ricos em matéria orgânica com espessura de até 300 metros (!), e depois o depósito de rochas carbonáticas com coquinas e mais acima, microbialitos, e ainda fraturas de rochas vulcânicas que se constituíram em ótimos reservatórios que ainda hoje são de difícil modelação. Logo depois (apenas algumas dezenas de milhões de anos), ocorreu a formação de um golfo alongado, evoluindo para um mar enorme de alta salinidade, em que as condições de clima quente e evaporação maciça formaram um espesso pacote de sal, que se mostrou um perfeito selo, condição necessária para a acumulação de enormes volumes de petróleo, tudo isso ao longo de centenas de quilômetros, a extensão do Polígono do Pré-Sal, que cobre a linha costeira de três estados da União.

Os campos de petróleo do Pré-Sal apresentam, então, elevada produtividade, seus reservatórios têm imenso net-pay (espessura de rocha porosa) e altíssimas porosidades e permeabilidades, que propiciaram que se atingisse uma produção de 1 Milhão de Barris por dia com apenas 40 poços, e em apenas 8 anos desde o Primeiro Óleo, um verdadeiro recorde em nível mundial. E a coisa continuou crescendo, pois o primeiro campo produtor no formato Partilha de Produção, na Área de Libra, ao qual deram o sugestivo nome de Mero, o maior peixe brasileiro (este, sim, um nome adequado...), teve em seu primeiro poço a produção recorde de 50 Mil barris por dia, considerando óleo e gás equivalente (em média, um barril de petróleo é equivalente, em termos de energia, a 6.000 pés cúbicos de gás). O Mero é fenomenal (coincidência apenas fonética?!), mas seu recorde já foi recentemente batido no primeiro poço da Cessão Onerosa, na área de Búzios, com 52 Mil barris por dia. Produtividade digna dos melhores poços da Arábia Saudita. Tudo isso leva a um Break Even de 35 USD por barril para campos como esses, mesmo com todo o enorme desafio tecnológico associado.

Espero que essa linha de raciocínio, baseada na Economia do Petróleo, tenha esgotado as dúvidas listadas no início desta fala!