Sara Vasconcelos – repórter
A produção total (petróleo e gás natural) da Petrobras no Brasil, em junho, atingiu a média de 2 milhões 378 mil barris de óleo equivalente por dia, volume 4,8% acima do produzido em maio. No Rio Grande do Norte, a produção em declínio tem sido alvo de intervenções para retomada da produção em campos maduros. “Nosso compromisso é manter a atividade exploratória nas concessões vigentes, buscando a incorporação de reservas e produção”, assegura a presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster. Primeira mulher a comandar a Petrobras, ela assumiu o desafio de, a partir de 2014, levar a produção de petróleo no Brasil a atingir a autossuficiência volumétrica. “A Petrobras na era da sustentabilidade” é o tema da palestra ministrada por Graça Foster durante o Seminário Motores do Desenvolvimento, que acontece nesta segunda-feira, dia 19, a partir das 8h, no auditório Albano Franco, na casa da Indústria (Fiern). O evento terá palestra também da ministra do meio ambiente, Izabella Teixeira, do meteorologista Luiz Carlos Molion, entre outros. O Projeto Motores do Desenvolvimento do Rio Grande do Norte, realizado pela TRIBUNA DO NORTE, Salamanca Capital Investments, Federação das Indústrias do Rio Grande do Norte (Fiern), Sistema Fecomércio/RN, Assembleia Legislativa e com patrocínio do CTGAS-ER e Petrobras. Confira a entrevista.
O prognóstico para 2013 não era favorável para a Petrobras. Gostaria de saber como a senhora avalia a primeira metade do ano, se foi realmente de dificuldades e quais foram as principais, além de saber quais são as projeções para o segundo semestre e para 2014. Serão anos de crescimento ou de desaceleração? Em que áreas e por quê?
Já superamos muitos dos desafios previstos para 2013! Três plataformas iniciaram produção no primeiro semestre, outras quatro vão começar a produzir até o final do ano. No primeiro semestre crescemos a produção no pré-sal, superando a marca dos 322 mil barris diários em maio. Batemos sucessivos recordes também na área de refino, atingindo em julho o recorde mensal de processamento de petróleo em nossas refinarias no Brasil, com carga média processada de 2,139 milhões de barris de petróleo por dia. O compromisso número 1 da Petrobras é com o aumento da produção de petróleo. O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 estabelece como meta a produção de 3 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2016, 3,4 milhões boed em 2017 e 5,2 milhões boed em 2020. Estamos no caminho certo para cumprir as metas estabelecidas.
Como a senhora avalia o ritmo de crescimento da produção, está dentro da expectativa? Por que?
O ritmo de produção está de acordo com a previsão estabelecida em nosso Plano de Negócios e Gestão, que prevê a manutenção, em 2013, da mesma meta do ano anterior, com uma margem de segurança de 2% para mais ou para menos.
No RN, a produção em terra e reservas vem caindo ao longo do tempo. A Petrobras vem investindo em perfuração de novos poços, na injeção de água e vapor, mas não há grande crescimento da produção – que levou um tombo nos últimos anos. Há alguma estratégia para acelerar a recuperação?
A curva de produção dos últimos anos no RN reflete o declínio natural da maioria dos campos da região, que começaram a produzir em 1976. Para reverter este quadro, continuamos investindo em exploração e produção na Bacia Potiguar, com vistas à otimização da produção e perfuração de novos poços. Na região de Mossoró, estão sendo implantados os projetos de Desenvolvimento Integrado dos Pólos de Riacho da Forquilha e Livramento e o desenvolvimento complementar do campo de Canto do Amaro. No ativo de produção de Alto do Rodrigues os projetos são para Adensamento de Malha no campo de Serra, Adensamento de Malha para 70 metros e Injeção de Vapor nos campos de Estreito e Alto do Rodrigues. Em julho inauguramos a ampliação do sistema de injeção de água em Canto do Amaro, para aumentar o fator de recuperação e reverter o declínio da produção. A Petrobras já investiu, desde 2007, US$ 774 milhões nesse projeto. Como resultado, esse campo atingiu, em junho, a produção de 22 mil barris por dia. Cerca de 70% desse volume deve-se à implantação do projeto. Lançamos, também, o projeto de um oleoduto com 100 km de extensão, ligando o campo de Canto do Amaro à Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos, em Guamaré. Com investimentos de US$ 187 milhões, e passando por oito municípios do RN, deverá iniciar operação em 2014.
É possível o Estado retomar a produção que teve nos tempos áureos?
Todos os esforços da Petrobras no Rio Grande do Norte são direcionados para elevar a produção de petróleo e gás. Historicamente a Companhia investe, no estado, cerca de US$ 800 milhões por ano, e os custos operacionais estão em torno de US$ 1 bilhão por ano. Nosso compromisso é manter a atividade exploratória nas concessões vigentes, buscando a incorporação de reservas e produção. Para isso, avaliamos continuamente nossa carteira de projetos. Atualmente a produção de óleo se mantém estável, em torno de 70 mil barris por dia, o que só é possível devido ao direcionamento estratégico que a Companhia tem adotado em relação ao Rio Grande do Norte.
O Brasil perdeu o status de autossuficiência em petróleo. A senhora citou projeção de 5,2 milhões de barris/dia, até 2020. Esse é o prazo e volume para retomar a autossuficiência? A partir daí é possível abrir mão da importação de petróleo? Por quê?
O Brasil atingiu a autossuficiência em petróleo em 2006: a produção de petróleo no País equiparou-se ao volume de derivados consumidos à época. Entre 2007 e 2012, no entanto, a demanda por derivados cresceu 4,9% ao ano no Brasil, contra um crescimento de 3,4% ao ano na produção de petróleo. A partir de 2014, a produção de petróleo no Brasil voltará a atingir a autossuficiência volumétrica, ou seja, volumes iguais de petróleo produzido e de derivados consumidos, contando a produção estimada da Petrobras, parceiros e terceiros. O Brasil, no entanto, nunca foi autossuficiente em derivados.
Em relação à exploração do pré-sal, quanto já foi retirado, qual a projeção? Já há tecnologia compatível e mão de obra qualificada para operar nessa nova fase de exploração?
A produção acumulada do pré-sal alcançou 226 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás) em julho, considerando as Bacias de Campos e Santos. Os maiores desafios tecnológicos do pré-sal, como as características das rochas-reservatório, a perfuração na camada de sal e a produção em grandes profundidades já foram superados. A Petrobras atingiu, em maio, a marca de 322 mil barris de petróleo produzidos por dia no pré-sal, em profundidades que ultrapassam os 5.600 metros.
A tecnologia para exploração do pré-sal é suficiente para garantir segurança ambiental?
Estamos produzindo com segurança operacional e ambiental no pré-sal, utilizando as melhores tecnologias disponíveis e aplicando toda a nossa experiência em operação em águas profundas.
Como está hoje a produção de biocombustível? O que há de projeções e quais áreas deverão receber maior aporte de investimentos?
A capacidade de produção de biodiesel é de 821 milhões de litros por ano, em cinco usinas, das quais três são próprias (Candeias, na Bahia; Quixadá, no Ceará; e Montes Claros, em Minas Gerais) e duas em associação (Marialva, no Paraná; e Passo fundo, no Rio Grande do Sul). Na produção de etanol a Petrobras participa em 10 usinas, situadas em Minas Gerais, São Paulo e Goiás, e em uma unidade em Moçambique, na África. As usinas com participação da Petrobras tem capacidade anual para produzir 1,3 bilhão de litros de etanol. No PNG 2013 – 2017, a previsão de investimentos em produção de biocombustíveis é de US$ 2,9 bilhões, a maior parcela em etanol.
Como a Petrobras tem tratado o passivo ambiental? Como atingir um nível de segurança para evitar vazamentos, como o ocorrido no litoral paulista no início do ano?
A Petrobras vem apresentando um melhor desempenho, comparado às demais empresas integradas de petróleo, conforme demonstra o comportamento dos vazamentos nos últimos anos. Tanto o volume total vazado quanto o relativizado pela produção de petróleo vem se situando em níveis melhores do que a média da indústria de óleo e gás internacional. Na última década, a Companhia adotou um conjunto de iniciativas para identificar e eliminar riscos operacionais em todas as instalações. Em 2012, criamos um grupo de trabalho para identificar as melhores práticas para cumprir esse objetivo. O Plano Vazamento Zero, como é chamado, está sendo implementado nas áreas de negócio e em empresas subsidiárias.
