Há cerca de 40 dias, o Consórcio de Libra, comandado pela Petrobras, iniciou um teste de longa duração naquele que é o maior campo de petróleo do Brasil, o bloco de Libra, localizado na Bacia de Santos. Esse teste será transformador por duas razões: marca o início da arrecadação da União com o modelo de partilha e também exige avanços tecnológicos para exploração em águas ultraprofundas.
A primeira área com declaração de comercialidade foi batizada de Campo de Mero e o volume recuperável total estimado da região é de 3,3 bilhões de barris de óleo, de acordo com a Petrobras. Esse campo fica na porção noroeste do bloco de Libra, a cerca de 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro.
INFOGRÁFICO: Entenda o que é o Bloco de Libra e como se dá o modelo de partilha
A produção foi iniciada em 26 de novembro, por meio do FPSO Pioneiro de Libra, um tipo de plataforma que produz, armazena e transfere petróleo e gás. A fase de testes no bloco vai durar mais 27 meses. Já em dezembro, a Petrobras, operadora do consórcio, anunciou contrato com o Grupo Modec, para o afretamento do primeiro sistema de produção definitivo do campo de Mero. Esse projeto prevê a interligação de até 17 poços à plataforma e o início da produção é previsto para 2021. Até o momento, já foram perfurados 12 poços.
O FPSO adquirido para o campo de Mero terá capacidade de processar até 180 mil barris de petróleo por dia e 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Essa unidade será instalada em águas ultraprofundas, a 2,1 mil metros.
Tecnologia pioneira
A Petrobras destaca cinco tecnologias pioneiras para permitir a operação no bloco de Libra. A primeira é a própria plataforma FPSO, que é equipada com reinjeção total de gás. Isso permite o reaproveitamento de gás e que os poços interligados operem com capacidade máxima. Também será a primeira vez que serão usadas linhas flexíveis, que permitem o aumento da produtividade, e linhas com boias de sustentação, que reduzem o tempo de interligação. A plataforma ainda possui capacidade para cerca de 700 toneladas e tem um equipamento que permite maior pressão operacional de injeção de gás da indústria.
Segundo a Petrobras, a busca por novas tecnologias, em maio deste ano, já havia reduzido em cerca de US$ 13/barril no preço de equilíbrio do empreendimento.O objetivo do Consórcio é alcançar o preço de equilíbrio de US$ 35/barril.
O modelo de partilha
A operação em Libra foi licitada em 2013 e é gerida por um consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%), CNOOC Limited (10%) e Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA), estatal que administra a parte do petróleo que cabe à União nesse modelo de partilha.
Esse modelo favorece a União: a Petrobras obrigatoriamente precisava estar no consórcio, o risco de operação é das empresas e a União não precisa pagar indenização em eventuais inviabilidades econômicas. Por outro lado, ela ganha mais dinheiro com descobertas comerciais.
O sistema de partilha é bastante questionado por diversos especialistas e apontado como o modelo que favorece o governo, mas afugenta as empresas. Em entrevista concedida ao jornal O Estado de S. Paulo, em 28 de outubro de 2017, o ex-presidente da ANP David Zylbersztajn avaliou que a retirada da obrigatoriedade da participação da Petrobras nos consórcios foi positiva para a própria estatal.
“Em tese, seria um privilégio para a Petrobras, mas não era privilégio nenhum. Era uma obrigação, uma armadilha. Ficou menos ruim, porque houve um afrouxamento nas regras. No (modelo) anterior, ia acontecer igual ao primeiro leilão, de Libra, em que não teve concorrência. Se a Petrobras é obrigada a ser operadora com 30%, o consórcio em que ela tiver é o vencedor e vai ser sempre pelo valor mínimo”, avalia.
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