PETROBRAS - Uma fatia do pré-sal para a Noruega.

Uma fatia do pré-sal de bandeja para a Noruega

Para o especialista, a Petrobras se precipitou

Em uma estranha coincidência, a decisão de licitar este ano a área de Carcará ocorreu após a Petrobras vender o campo para a Statoil. “A segunda rodada da Agência Nacional de Petróleo ocorre numa situação em que só um participante e sócio tem mais informações, logo melhor conhecimento da área, em condições de fazer uma proposta mais elaborada. Isso em um momento de preços internacionais baixos e incertezas políticas para investir no Brasil”, avalia o geólogo Luciano Seixas Chagas.

Depois de trabalhar por 31 anos na Petrobras, o profissional atuou como consultor privado e participou do mapeamento da área em mais de 50 negócios. A denúncia sugere o possível favorecimento de um concorrente, em conflito com os objetivos da própria empresa. A situação se repete em outras áreas da segunda rodada. Chagas aponta também, na entrevista a seguir, erros fundamentais da estatal nas perfurações para avaliar o potencial de áreas do pré-sal, com graves prejuízos para a estatal e o país.

Qual o potencial das áreas do pré-sal dos futuros leilões definidos pela Agência Nacional de Petróleo, em especial daquelas da segunda rodada, que deverão ser vendidas pela Petrobras neste ano?

No leilão das áreas unitizáveis da rodada 2, praticamente não há risco exploratório. Todas estão dentro, ou quase, do polígono do pré-sal, ou Amazônia Azul, assim denominada pelos militares dada a sua importância por questões estratégicas e de segurança nacional. O risco exploratório é pequeno.

O que são áreas unitizáveis?

Os reservatórios não têm limites geográficos como as áreas leiloadas. Uma área é considerada unitizável quando há uma descoberta e existe continuidade da mesma acumulação numa estrutura situada na área vizinha. Essa contiguidade faz com que a estrutura descoberta se prolongue para a adjacente. Assim, os planos de desenvolvimentos e de avaliação têm de ser feitos em conjunto, pois é certo que no bloco vizinho a ser licitado o petróleo está presente. São quatro as áreas anunciadas adjacentes às acumulações de variados portes e com petróleo descobertos: norte de Carcará, sul de Gato-do-Mato, Sapinhoá e Tartaruga Norte.

Quanto vale a área norte de Carcará?

A minha estimativa mais comum é de que Carcará contenha ao menos 2 bilhões de barris recuperáveis. Assim, para a área norte de Carcará, com volumes estimados superiores ou iguais aos de 66% de Carcará , vendidos pela administração de Pedro Parente a Statoil por 2,5 bilhões de dólares, uma oferta de ao menos 3,8 bilhões de dólares seria o preço básico por 100% desse ativo da União, assumindo-se que o volume da área é apenas igual àquele de Carcará. O preço da oferta deveria ser, entretanto, de no mínimo, 5,7 bilhões de dólares, correspondente a um preço de 2,85 dólares por barril, por um volume de petróleo ainda “enterrado”, que é justo para uma área unitizável com uma descoberta do tipo de Carcará. Assim, a Petrobras, ao vender o seu ativo por preço aviltado, causou um dano ao ativo norte, pois o precificou com um limite psicológico às ofertas vindouras.

Qual seria a decisão acertada no caso?

Tivéssemos juízo, delimitaríamos e produziríamos a área exclusivamente com a Petrobras e a PPSA, a empresa criada para gerenciar o pré-sal.

A decisão e data da licitação da área norte de Carcará só ocorreu após a Petrobras vender o campo para a Statoil. Foi uma coincidência?

Uma coincidência estranha, pois o leilão ocorrerá numa situação em que só um participante e sócio tem o maior acervo, portanto melhor conhecimento da área, em condições de fazer uma proposta mais elaborada e fundamentada. Isso, em um momento de preços internacionais muito baixos e de incertezas políticas para investir no Brasil. A oferta após a venda dá uma vantagem a um dos concorrentes que disporá exclusivamente de todo o acervo.

Quais as características da área norte de Carcará?

Encerra volumes de valor semelhante ou até superiores aos de Carcará, todos no pré-sal. A maior dúvida é qual o tamanho total da área com petróleo da licitação e quais serão os volumes, que dependem da espessura da camada que contém o óleo. Há um problema.

Qual?

Ao descobrir e delimitar a área de Carcará, a Petrobras e sócios o fizeram de modo equivocado, diferente dos demais. Normalmente, o primeiro poço exploratório não fica situado no ápice de uma estrutura, mas em um flanco próximo dele, de modo que a área da descoberta, se isso ocorrer, aproprie volume suficiente que justifique a continuidade do desenvolvimento da área em termos de produção.

O poço “descobridor”, e o situado mais a norte, estão posicionados quase no ápice estrutural e o outro, em uma semi estrutura contígua, dentro do bloco e também perfurada  num flanco igualmente próximo ao ápice, que só apropriou os volumes mínimos, ou apenas os 700 milhões a 1,3 bilhão de barris. Esta é a estimativa feita pela Statoil, ao comprar os 66% dos ativos pertencentes a Petrobras, números estes muito provavelmente sinérgicos com os dos compradores.  Ainda na delimitação, houve pecados mais graves. Como publicado na mídia, a coluna de petróleo em Carcará, que os geólogos denominam de fechamento estrutural, é superior a 900 metros. Ou seja, em um exemplo, se o primeiro poço está situado na cota ou contorno estrutural de 6 mil metros, o segundo deveria estar a 6,9 mil metros.

Qual o significado do que foi feito?

Além da Petrobrás ter posicionado o primeiro poço no ápice, não delimitou minimamente a acumulação no seu aspecto estrutural. Como não foi encontrada água nos três poços perfurados, significa que, em Carcará, além da área estrutural ser enorme, também há óleo de armadilha estratigráfica, ou seja, há ainda muito mais petróleo. Mais grave: os dados de pressão, e dos seus gradientes, feitos com inúmeros pontos e plotados contra os dados de gradiente de água salgada, as que existiriam nos reservatórios, confirmam a enorme área dos reservatórios de Carcará.

De que modo qualifica a decisão da empresa de vender esses ativos, segundo a sua análise mal dimensionados e por isso subavaliados?

Quem vendeu os ativos o fez de modo irresponsável e açodado, pois nem ao menos vendeu algo limitado e com volumes definidos. Vendeu apenas o volume provado por poços situados quase no ápice da estrutura que é contígua na área denominada norte de Carcará.

Por que o risco exploratório é pequeno no polígono do pré-sal?

Por lá haver um sistema petrolífero atuante, comprovado, e  a presença certa de cinco das características do sistema: 1) abundantes rochas geradoras  com matérias orgânicas em quantidade e qualidade; 2) rochas-reservatório muito porosas, com capacidade para armazenar o petróleo nos seus espaços interiores, originalmente preenchidos por água e finalmente por petróleo que, ao migrar expulsa a água; 3) armadilhas ou trapas tanto estruturais como estratigráficas, capazes de aprisionar o petróleo nas rochas reservatórios; 4) rochas selantes abundantes, como os evaporitos ou sais de grandes espessuras, e  impermeáveis, sobre ou envolvendo os reservatórios, isolando-os  por completo e garantidores da retenção do petróleo nas armadilhas; e,  5) sincronia ou timing, ou seja,  no momento em que o óleo foi gerado e expulso de uma rocha geradora, tem de existir uma armadilha pronta para aprisioná-lo.

Se o petróleo sair antes ou depois da formação das armadilhas, não haverá seu aprisionamento e provavelmente ele percorrerá grandes distância verticais até atingir a superfície da terra na forma de uma exudação, semelhante a um minadouro d’agua substituida por piche ou asfalto. No polígono do pré-sal, todos esses elementos basilares sempre estão presentes. Em um sistema com essas características há menos riscos exploratórios e as análises econômicas ficam restritas às dimensões das jazidas e ao preço internacional do petróleo. Além disso, as áreas são obviamente unitizáveis.

Quais as características da venda da Área Sul de Gato-do-Mato?

Em princípio, a Shell (80%) e a Total (20%), detentoras do bloco, queriam devolver a área para a ANP, pois o volume nela contido era pequeno e pouco divulgado. Depois, após constatação de que no bloco adjacente, o do sul, agora a ser licitado, a estrutura era de continuidade e portanto os volumes eram superiores aos da descoberta de Gato-do-Mato. O consórcio pleiteou a posse da área sul e a manutenção do contrato de partilha, prévio do bloco novo por ser proprietário do bloco vizinho. Assim, a unitização se faria sem o leilão.

A ANP, acertadamente, negou o pleito e colocou o bloco em licitação. Se o volume recuperável que estimei há tempo, de 150 milhões de barris, for confirmado, a área valeria hoje aproximadamente 427 milhões de dólares, valor pouco recomendado para um investimento lucrativo num empreendimento que exigiria uma infraestutura exclusiva. Por essa razão, só quem tem negócios próximo poderia viabilizar este projeto, por meio de cuidadosa sinergia. Aqui há mais uma coincidência estranha. Após mais de 10 anos de inação, a área é ofertada, justo quando a Petrobras vende as três acumulações de Iara, situada a leste e relativamente próxima a Gato-do-Mato. Mais uma vez, também neste caso parece que um dos concorrentes e potencial sócio na compra levará vantagens sobre os demais.

Quais as características da área do entorno de Sapinhoá?

Considerando que o entorno de Sapinhoá contenha 40% do volume de Sapinhoá, ou seja, meio bilhão de barris de petróleo, é de se esperar um valor mínimo de ao menos 1,4 bilhão de dólares. Os reservatórios são os mesmos do campo de Lula e há rumores de que a Petrobras quer vender áreas no seu entorno.

Seria mais uma coincidência estranha.

Sim.Isso está muito frequente no Brasil e não podemos nominar com outra palavra, infelizmente, para não sermos incluídos no rol dos irresponsáveis, que falam e não mostram. Mantenho a minha desconfiança. Passou da hora de termos processos mais transparentes. A divulgação das licitações parece perfeita, mas o diabo está nos detalhes. Oxalá tenhamos muitas ofertas de diferentes atores. 

Fonte: Carta Capital