Petrobras, crise, tecnologia e recordes na produção

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Fonte: Valor Econômico | Opinião

Os últimos três anos marcaram o período mais difícil da história da Petrobras. As revelações da operação Lava-jato, em 2014, mostraram a existência de um grande esquema de corrupção dentro da companhia. Por meio de contratos superfaturados, empresas construtoras, partidos políticos e ex-diretores vinham atuando desde 2004, desviando bilhões de reais. As demais perdas que a Petrobras sofreu desde então foram provocadas pela má gestão dos negócios, como os prejuízos na construção de quatro novas refinarias, no Rio de Janeiro, Pernambuco, Ceará e Maranhão, e perdas de mais de US$ 40 bilhões, entre 2011 e 2014, como resultado dos controles artificiais dos preços da gasolina e do diesel, mantidos a preços abaixo dos custos de importação. Além disso, as políticas públicas adotadas pelo governo federal após as descobertas de petróleo no pré-sal concentraram as explorações, a partir de 2010, na Petrobras (uma espécie de restabelecimento do monopólio da Companhia), que somadas aos compromissos com a construção das novas refinarias e os demais investimentos elevaram sua dívida líquida de US$ 8,7 bilhões, em 2006, para US$ 106,2 bilhões, em 2014, ou seja, crescimento de 12 vezes, provocando deterioração em seus índices de endividamento. Como consequência desses desequilíbrios, os investimentos da Petrobras tiveram que ser ajustados, após 2014, com quedas acentuadas: de US$ 220,6 bilhões previstos para o período 2014-2018, foram reduzidos para US$ 74,1 bilhões em 2017-2021, com consequências perversas em perdas de renda e de empregos no Brasil. Porém, enquanto a Petrobras era atingida por crises financeira, ética, de gestão e de credibilidade, uma trajetória firme de avanços tecnológicos – que vem marcando sua história desde as descobertas de petróleo em águas profundas e ultraprofundas, nas décadas de 1980-1990 -, continuava nos laboratórios da companhia. A própria descoberta de petróleo no pré-sal somente foi possível pelos conhecimentos tecnológicos em exploração que a Petrobras acumulou nas décadas anteriores. Avanços tecnológicos devem ser vistos como ativos cruciais para a superação das atuais dificuldades financeiras Após descobrir petróleo no pré-sal, em 2006, na área de Tupi, na bacia de Santos, em águas marítimas de 2.126 metros de profundidade, a Petrobras e as empresas consorciadas nas explorações realizaram testes de produção para a verificação das condições geológicas e a composição química do petróleo nos reservatórios do pré-sal. Os testes indicaram que os padrões eram radicalmente diferentes e mais complexos comparados aos campos do pós-sal da bacia de Campos, onde a Petrobras produz petróleo desde a década de 1970. As dificuldades estavam relacionadas a: localização das jazidas em profundidades de até 5 mil metros abaixo do solo marinho, em rochas pouco conhecidas e estudadas no Brasil; necessidade de perfuração de poços com até 7 mil metros de extensão, incluindo camadas de sal com até 2 mil metros de espessura; grandes distâncias dos reservatórios de petróleo do litoral, de até 300 km; alta presença de gases poluentes nos hidrocarbonetos, como o gás carbônico (CO2) e o gás sulfídrico (H2 S), e altas pressões e baixas temperaturas no ambiente submarino, que exigiam o desenvolvimento de equipamentos adaptados a essas condições. Para a obtenção das soluções técnicas demandadas pelo pré-sal, a Petrobras intensificou esforços em pesquisas em seu Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes) e em convênios com universidades e instituições científicas dedicadas a pesquisas em petróleo e gás. Foram investidos desde as descobertas no pré-sal, até 2014, US$ 1 bilhão ao ano, em média, em pesquisas no Cenpes e em laboratórios de mais de 100 universidades e centros de pesquisa no Brasil. Antes do pré-sal, os investimentos em pesquisas correspondiam a US$ 280 milhões ao ano, em média (2003-2005). Com volumes tão grandes de recursos aplicados em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovações (P,D&I), como medir os resultados desse esforço? Em primeiro lugar, pelo que foi obtido em termos de melhoria das condições técnicas e de reduções de custos nas explorações e na produção no pré-sal, como mostram os seguintes exemplos: diminuição em 60% no tempo de perfuração de poços de petróleo em comparação aos primeiros poços do pré-sal; o poço submarino mais profundo do mundo com injeção de gás com CO2; a primeira utilização de injeção alternada de água e gás em águas ultraprofundas para aumentar a produção de petróleo; o poço mais profundo já perfurado com a nova técnica PMCD, por meio de uma sonda de posicionamento dinâmico, entre centenas de outras inovações. Os resultados das novas tecnologias, ao lado dos investimentos realizados nos novos campos de petróleo, estão sendo demonstrados pelo aumento progressivo da produção de petróleo no pré-sal que, apenas seis anos após o início da produção comercial (em 2010), atingiu, em 2016, 1,02 milhão de barris/dia, ou 47% da produção diária total de petróleo da Petrobras. Com aumento de 33% sobre a produção do ano anterior, esse resultado no pré-sal permitiu à Petrobras alcançar, em 2016, seu recorde histórico na produção total de petróleo, isto é, 2,14 milhões de barris/dia. Os avanços tecnológicos da Petrobras e os conhecimentos acumulados em seu Centro de Pesquisas devem ser vistos, portanto, como ativos cruciais para a superação das atuais dificuldades financeiras, ao fornecer o necessário suporte técnico para o aumento da produção de petróleo e gás natural, como vem sendo demonstrado nos anos do pré-sal e também em toda a história da companhia. A engenharia financeira que está sendo aplicada para diminuir o peso da ainda elevada dívida constitui o outro lado da moeda para que a Petrobras volte a apresentar índices de endividamento saudáveis e o retorno da credibilidade e dos lucros, após o afastamento das causas de seu desequilíbrio financeiro. José Mauro de Morais é pesquisador do Ipea. Autor de “Petróleo em Águas Profundas” e “Petrobras: uma história das explorações de petróleo em águas profundas e no pré-sal”.

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