O petróleo fechou o ano de 2024 porquê o principal resultado da tarifa de exportações brasileiras, tomando o lugar da soja. As vendas de óleo bruto de petróleo ou de minerais alcançaram US$ 44,8 bilhões, segundo dados divulgados na semana passada pela Secretaria de Negócio Exterior do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Negócio e Serviços.
O ano de 2024 terminou com o petróleo bruto representando 13,3% das exportações do Brasil, tomando a liderança da soja que, de 2023 para 2024, viu a participação tombar de 15,7% para 12,7%. Em 2024, a soja rendeu aos exportadores US$ 42,9 bilhões, na presença de US$ 53,2 bilhões de 2023.
O óleo do pré-sal é o motor que permitiu o petróleo inferir o topo da tarifa exportadora. De concórdia com a Dependência Vernáculo do Petróleo, Gás Oriundo e Biocombustíveis (ANP), de janeiro a novembro – último oferecido disponível, o país produziu 36,9 milhões de barris de petróleo por dia (Mbbl/d), sendo 71,5% originários do pré-sal. Observando somente dados do segundo semestre, esse percentual salta para 80,3%.
Desvelado em 2006, o pré-sal contribuiu para a soberania energética do país, possibilitando que o país se mantivesse sem a premência de importar óleo. Além da subida produtividade, os poços armazenam um óleo ligeiro, considerado de supimpa qualidade e com cumeeira valor mercantil.
O início da produção ocorreu no campo de Jubarte, localizado na Bacia de Campos, litoral do sudeste, em 2008. Ao lado da Bacia de Santos, é onde se encontram os reservatórios, perfurados há uma profundidade de 5 milénio a 7 milénio quilômetros. Para se ter uma teoria, 7 milénio quilômetros é aproximadamente o ponto mais cumeeira da Serrania dos Andes.
Atualmente os campos de Tupi, Búzios e Mero representam 69% da origem do pré-sal, segundo a ANP. Os três ficam na Bacia de Santos. O primeiro a produzir o pré-sal de Santos foi Tupi, maior ativo em produção no país, chegando a 1,1 milhão de barris por dia no terceiro trimestre de 2024.
A história da exploração e produção de pré-sal se confunde com os anos recentes da Petrobras, estatal que respondeu por 98% da produção de pré-sal em novembro de 2024, incluindo poços operados em consórcio. De toda a produção da companhia, murado de 80% tem origem no pré-sal.
Dentre as principais empresas petrolíferas que operam em consórcio com a Petrobras figuram, entre outras, as multinacionais Shell (anglo-holandesa), TotalEnergies (francesa) e CNDOC (chinesa).
Segundo a companhia, o pré-sal, que deve atingir o pico de produção na dezena de 2030, tem papel estratégico na transição energética. Segundo a estatal, tecnologias desenvolvidas pela Petrobras fazem com que o óleo tirado do pré-sal tenha emissão de dióxido de carbono (CO²) – um dos causadores do efeito estufa e do aquecimento global – 70% menor que a média mundial.
De concórdia com a Petrobras, o pré-sal são rochas sedimentares formadas há mais de 100 milhões de anos com a separação dos atuais Continentes Sul-Americano e Africano. Com essa separação, surgiram grandes depressões que deram origem a diversos lagos, que mais tarde foram conectados aos oceanos.
“Nas regiões mais profundas desses lagos começaram a reunir grandes quantidades de material orgânica de algas microscópicas. Esta material orgânica, misturada a sedimentos, formou o que são as rochas que geram o óleo e o gás do pré-sal”, explica o site da companhia.
Por justificação do clima seco daquele tempo, a evaporação intensa da chuva marinha provocou a aglomeração de sais, o que criou a categoria do pré-sal, uma espécie de proteção que impedia que o petróleo escapasse e chegasse à superfície”, completa.
A intervalo dos reservatórios de pré-sal para a costa e a profundidade foram desafios para a Petrobras encontrar, retirar e transportar o óleo para o continente, fazendo com que a empresa desenvolvesse tecnologias para romper as dificuldades logísticas e exploratórias. Um exemplo é a técnica de processamento que ajudou a mostrar claramente a posição da rocha do pré-sal.
Na jornada de exploração e produção no pré-sal, o conjunto de tecnologias desenvolvidas pela Petrobras rendeu à estatal prêmios da Offshore Technology Conference (OTC), espécie de meio de pesquisa de escol mundial para exploração no mar, nos anos de 2015, 2019, 2021 e 2023.
Uma tecnologia usada no campo de Búzios é a compra sísmica 4D sistemática. “Por meio da emissão de ondas ultrassônicas que refletem no reservatório e retornam com dados, conseguimos definir profundeza, comprimento e profundidade, construindo uma imagem do reservatório”, explica a companhia.
“A partir de levantamentos sísmicos sistemáticos e de estudos para esquadrinhar a feição do reservatório, conseguimos resolver os próximos passos, porquê onde perfurar determinado tipo de poço, alavancando a produção e reduzindo custos”, completa.
Entre as tecnologias de destaque atualmente estão as que reinjetam o C0² resultante da produção no próprio reservatório. É uma forma de evitar a liberação de poluente na atmosfera e diminui a “pegada de carbono” da companhia.
Veja cá curiosidades sobre uma plataforma de petróleo,
A invenção do pré-sal foi tão significativa para o potencial de produção de petróleo brasílio que levou o governo a mudar o regime que autorizava as empresas a explorarem a riqueza submersa.
Dessa forma, nas áreas de pré-sal vigora o regime de partilha. Nesse padrão, a produção de óleo excedente (saldo em seguida pagamento dos custos) é dividida entre a empresa e a União. Quando é realizado o leilão que autoriza a exploração, vence o recta de explorar a companhia que oferece a maior parcela de lucro à União.
É dissemelhante do padrão de licença (válido no pós-sal), quando o risco de investir e encontrar – ou não – petróleo é da concessionária, que se torna dona de todo o óleo e gás que venham a ser desvelado. Em contrapartida, além do bônus de assinatura ao arrematar o leilão, a petrolífera paga royalties e participação privativo (no caso de campos de grande produção).
Junto com o padrão de partilha, foi criada uma estatal, Pré-Sal Petróleo (PPSA), vinculada ao Ministério de Minas e Vigor, que representa a União no recebimento das receitas.
Só em 2024, a PPSA recebeu R$ 10,32 bilhões com a comercialização das parcelas de petróleo e gás originário da União em cinco contratos de partilha de produção e em um concórdia de produção no campo de Tupi. O valor é murado de 71% maior do que o arrecadado em 2023 (R$ 6,02 bilhões).
De concórdia com a estatal, até 2034, as projeções indicam uma arrecadação acumulada de R$ 506 bilhões para a União.
Com a previsão de o pré-sal inferir o pico na dezena de 2030, a indústria pátrio de petróleo, capitaneada pela Petrobras, volta a atenção para novas fronteiras petrolíferas onde, acredita-se, pode ter grande potencial de produção.
Uma delas é a chamada margem equatorial, no litoral setentrião brasílio, que está à espera de uma decisão favorável do Instituto Brasílio do Meio Envolvente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), órgão ligado ao Ministério do Meio Envolvente e Mudança do Clima (MMA).
Outra região é a Bacia de Pelotas, no litoral da Região Sul. Um fator que explica o interesse da na região são descobertas de poços de petróleo no Uruguai e na costa da África – Namíbia e África do Sul. As condições geológicas das regiões, apontam especialistas, são semelhantes, pois os continentes eram unidos há dezenas de milhares de anos.
De concórdia com a Petrobras, até 2029 a empresa investirá US$ 79 bilhões na exploração de novas fronteiras de óleo e gás, sendo 40% para a exploração da margem Sul e Sudeste, 38% na margem equatorial e o restante em outros países.
