Petróleo e Gás
Divulgação/Petrobrás
Plataforma de petróleo
Rio de Janeiro - A petroleira brasileira Barra Energia vê a atual "turbulência econômica" do Brasil e do setor de petróleo como parte do risco do próprio negócio e aposta no retorno de investimentos aportados em áreas promissoras como Carcará, no pré-sal da Bacia de Santos, com confirmação de descoberta de petróleo de boa qualidade reportada na segunda-feira.
Os investidores da Barra Energia, controlada pelos fundos de private equity First Reserve e Riverstone Holdings, têm um compromisso de aportar até 1,2 bilhão de dólares na petroleira, dos quais cerca de 700 milhões de dólares já foram investidos desde 2010, recursos que dão garantias para a empresa atravessar o período de crise econômica e de preços baixos do petróleo enquanto ainda não está produzindo.
"Obviamente estamos passando por uma turbulência econômica e temos que monitorar, mas esse é um projeto de longo prazo", disse à Reuters o diretor-executivo da companhia, Renato Bertani, que defende que volatilidades são inevitáveis em uma indústria global como a de petróleo e gás natural.
Do montante total de investimento previsto, First Reserve tem compromisso de investir 500 milhões, mesmo montante esperado de Riverstone, enquanto outros fundos responderão pelo restante.
Segundo Bertani, com os atuais recursos financeiros, a companhia não terá problemas de liquidez até pelo menos 2018, para quando está prevista a Declaração de Comercialidade de Carcará. A Barra tem 10 por cento de participação em Carcará, cujo sócio majoritário é Petrobras, com 66 por cento --a Petrogal detém outros 14 por cento, e a QGEP, 10 por cento.
O consórcio detentor dos direitos de Carcará anunciou na segunda-feira a confirmação da extensão da descoberta de petróleo leve da área, em sua terceira perfuração no prospecto, a 5,5 km a noroeste do poço descobridor.
Com 31 graus API, o poço constatou uma "expressiva coluna de 318 metros de óleo" abaixo da camada de sal --quanto maior o grau da escala API, mais leve e valioso é o petróleo; o grau API médio no Brasil em julho foi de 24,9.
PRODUTIVIDADE
Agora o consórcio se prepara para realizar um pequeno teste.
"Eu acredito que em uma questão de semanas nós devemos ter informações sobre produtividade do reservatório", afirmou Bertani, geólogo com um longo currículo na área de óleo e gás, incluindo mais de 30 anos na Petrobras e atuação na Conselho Mundial de Petróleo (WPC), inclusive como presidente.
O grande desafio da área é a presença de grandes quantidades de gás associado ao petróleo combinado com uma forte pressão do reservatório. As características, que tornam o projeto mais complexo e custoso, não vão permitir que a Petrobras reinjete grandes quantidades de gás no subsolo, como faz em outras áreas.
Segundo Bertani, diversos projetos estão em estudo, como o aproveitamento de rotas de escoamento já existentes, a construção de uma nova rota de escoamento e até mesmo a contratação de uma unidade flutuante de liquefação.
A escolha precisa estar concluída para a apresentação de sua Declaração de Comercialidade, em 2018, à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Um Teste de Longa Duração (TLD) na área está previsto para 2017 e a data de início da produção permanece indefinida, depois que a Petrobras retirou de seu Plano de Negócios, publicado em junho, a meta de iniciar a produção na área em 2018.
Em junho, fontes informaram à Reuters que a petroleira estava buscando interessados no mercado para adquirir Carcará. Entretanto, até o momento nada foi anunciado.
"Cita-se na imprensa que a Petrobras pretende vender uma parte ou talvez toda a participação dela nesse bloco. Para nós, o que importa é que esse é um projeto que acabamos de provar que é seguramente uma das descobertas mais significativas do pré-sal", disse Bertani, evitando fazer comentários sobre o tema.
O executivo destacou que se houver uma oferta pela área, a Barra, assim como as demais sócias, terá direito de preferência, e deverá avaliar, mas não é algo que esteja planejando ainda.
Além de Carcará, situado no bloco BM-S-8, operado pela Petrobras, a companhia também tem participação no BS-4, operado pela brasileira Queiroz Galvão Exploração e Produção, que deve iniciar a produção em 2016, no campo de Atlanta.
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