O próximo ano será de grande trabalho no pré-sal da Bacia de Santos. A Petrobras planeja perfurar 13 poços na área, o que vai implicar um investimento caro, considerando que cada poço custa entre US$ 60 milhões e US$ 120 milhões, dependendo do tipo. Trata-se de um número considerável também levando-se em conta que até agora foram perfurados 16 poços em todo o pré-sal desde 2006.

A companhia já está produzindo 35 mil barris de petróleo no pré-sal brasileiro, sendo 20 mil barris por dia em Tupi, o gigante encontrado na Bacia de Santos, e 15 mil barris no campo Jubarte, que fica no "Parque das Baleias", na Bacia do Espírito Santo.

Mas Santos é de longe a estrela do momento, ou pelo menos da próximas décadas. É ali que estão os blocos onde foram encontrados maiores volumes recuperáveis de petróleo até agora: Tupi e Iara (no BM-S-11), Parati (BM-S-10), Carioca (BM-S-9), Bem-Te-Vi (BM-S-8), Caramba (BM-S-21), Júpiter (BM-S-24) e Azulão (BM-S-22, esse último da Exxon). Somente em alguns dos campos operados pela Petrobras, as estimativas são de reservas entre 10,6 bilhões e 16 bilhões de barris de petróleo. É mais do que todas as reservas atuais da companhia e mais do que tudo o que produziu (12 bilhões de barris) desde sua criação, em 1953.

Somente o chamado polo de Tupi vai responder por 40% da produção total da Petrobras em 2020, quando o atual plano estratégico prevê que a estatal estará produzindo 3,92 milhões de barris por dia, dos quais 1,8 milhão no pré-sal. Até lá a Bacia de Santos terá reduzido a importância relativa da Bacia de Campos, que hoje é responsável por 80% da produção nacional de petróleo. Os investimentos para isso serão bilionários: US$ 18,4 bilhões até 2013 e US$ 111 bilhões até 2020. Os números de 2010 estão sendo ajustados e virão no plano estratégico até 2014, que ainda não tem data para ser divulgado.

Atualmente a Petrobras implementa a chamada "fase zero" da produção de petróleo e gás do pré-sal de Santos. A produção está sendo feita através de um teste de longa duração (TLD) em Tupi com a plataforma Cidade de São Vicente e de um TLD em Jubarte com a plataforma P-34. O diretor de exploração e produção da Petrobras, Guilherme Estrella, disse que a companhia vai tentar antecipar de dezembro para outubro a instalação de um projeto-piloto de produção na área, com uma plataforma que terá capacidade de produzir 100 mil barris de petróleo por dia.

Quando o piloto for instalado, a plataforma que hoje faz o TLD será deslocada para outra área, explica o gerente de planejamento do pré-sal, Mauro Yuji Hayashi. Antes do fim do ano serão iniciados mais três testes de longa duração em Guará, Parati e, provavelmente, em uma área apelidada de Tupi Nordeste. Hayashi destaca que a localização dessas áreas ainda estão em fase de avaliação e poderão ser alteradas.

A plataforma que será instalada em Guará, a Dynamic Producer, está sendo construída em Cingapura e deve começar a operar no primeiro semestre. Com um programa exploratório tão intenso, a movimentação de navios no pré-sal não poderia ser pequena. Até 2011, a companhia vai receber 23 sondas de perfuração, que já foram contratadas, segundo Estrella.

No próximo ano a Petrobras vai receber entre seis e sete sondas de perfuração e pode alugar mais equipamentos se o preço for adequado, diz Hayashi. São elas que vão perfurar até onze poços de avaliação exploratória e dois de desenvolvimento da produção no pré-sal em 2010. Yuji diz que o número final de poços dependerá da quantidade de sondas disponíveis.

Estrella informou no início do mês que a Petrobras precisa furar mais seis poços em Tupi para completar a avaliação da área antes de entregar um plano de desenvolvimento da produção para declaração de comercialidade em dezembro, quando vence o prazo estipulado no contrato com a Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Outro evento importante será o lançamento de um gasoduto de 225 km de extensão ligando o piloto de Tupi à plataforma de Mexilhão e de lá para o continente, em Caraguatatuba (SP). Inicialmente o piloto de Tupi vai "exportar" 3 milhões de metros cúbicos de gás, sendo que o gás carbônico, ou dióxido de carbono (CO), será separado na plataforma antes de ser enviado. Uma parte do CO será reinjetado no campo para aumentar a produção de petróleo.

O projeto da Petrobras para o gás e o CO encontrado nos campos do pré-sal é desafiador em termos de tecnologia. A Petrobras quer evitar a emissão de gás carbônico na atmosfera e Estrella garante que "nada será ventilado".

Mauro Hayashi ressalta que a Petrobras estuda alternativas para aumentar a produção e evitar a emissão de CO na atmosfera. A primeira delas é a injeção de água no reservatório, que aumenta o fator de recuperação do petróleo - relação entre o óleo existente no reservatório e o que é possível extrair comercialmente - em 25%.

A segunda é a injeção alternada de água e gás de hidrocarboneto (uma mistura de CO e gás) nos poços. Essa técnica permite um aumento do fator de recuperação do petróleo para 35%. A outra alternativa prevê a injeção alternada de água e CO (já separado do gás), que aumenta para 45% o fator de recuperação.

A Petrobras vai utilizar a injeção alternada na fase 1A do desenvolvimento dos campos de Tupi, Guará e Tupi Nordeste, prevista para o período de 2010 a 2016. O uso de água e CO puro só será possível a partir de 2017, quando a produção no pólo do pré-sal de Santos estiver mais madura. Quando isso acontecer, o gás que for exportado para Mexilhão chegará lá com apenas 2% de CO, uma vez que o restante será separado e reinjetado no poço quase imediatamente depois de extraído.

Até 2016 a empresa planeja instalar no pré-sal de Santos onze sistemas de produção de petróleo. O primeiro deles é o piloto de Tupi. As plataformas de produção, armazenagem e escoamento (FPSO, na sigla em inglês) que virão depois dele terão maior capacidade de produção. A de Guará, prevista para 2013, poderá produzir 120 mil barris de petróleo, mesmo volume da unidade de Tupi Nordeste, prevista para entrar em 2014. A partir daí serão instaladas oito plataformas que a Petrobras chama de "replicantes" por serem fabricadas em série, cada uma com capacidade de produzir 150 mil barris por dia. Estão previstas quatro para 2015 e outras quatro para 2016. Juntas elas produzirão quase 1,6 milhão de barris de petróleo por dia.

Todo esse petróleo, que corresponde a quase toda a atual produção da Petrobras, será escoado através de dois navios (ou terminais oceânicos) estacionados no oceano que serão construídos um para a primeira fase e outro para a segunda. Cada terminal consiste em um navio com duas monoboias com capacidade de armazenar 400 mil barris de petróleo.